К ВОПРОСУ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ СИСТЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГИИ ОТ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ НА ДАЛЬНИЕ РАССТОЯНИЯ

Оригинальная статья / Original article УДК 620.93

DOI: http://dx.doi.org/10.21285/1814-3520-2020-4-768-780

К вопросу комплексной оценки систем транспорта энергии от возобновляемых источников на дальние расстояния

© О.А. Балдынов, С.П. Попов

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск, Россия

Резюме: Цель - определить наиболее эффективный способ транспорта энергии от возобновляемых источников к центрам ее потребления на расстояния от 1 до 7 тыс. км на основе сравнительного анализа энергетических потерь при транспорте. В качестве энергоносителей рассматриваются электроэнергия и содержащие водород вещества - сжиженный водород, метилциклогексан, аммиак и синтетический метан. Оценка энергетических потерь осуществлялась методом их суммирования на каждом технологическом процессе в соответствующей системе транспорта рассматриваемого энергоносителя. Также учтены качественные оценки удельных инвестиций и воздействия на природную среду при создании и функционировании объектов транспортировки рассматриваемых энергоносителей. Получены численные значения оценок доставленной до потребителя энергии различными энергоносителями. Установлено, что наиболее эффективным энергоносителем на расстояние 4-5 тыс. км является электроэнергия; потери энергии в этом случае достигают 32% (без учета потерь на согласование графиков нагрузки и генерирования электроэнергии). Установлено, что использование метилциклогексана при транспорте энергии от возобновляемых источников становится более эффективным на расстоянии свыше 5 тыс. км. Показано, что суммарные потери при транспорте электроэнергии высокого напряжения на расстояние 7 тыс. км составляют 37%. При когенерационном производстве электрической и тепловой энергии топливными элементами суммарные потери на данное расстояние составляют для, %, соответственно: метилциклогексана - 33, сжиженного водорода - 47, синтетического метана - 67, синтетического аммиака - 70. Отмечено, что при сравнении систем транспортировки энергии, полученной на основе возобновляемых энергоресурсов, важным показателем является минимальная стоимость энергетических услуг для конечного потребителя, а также минимальный уровень негативного воздействия на природную среду. В дальнейшем планируются исследования в области многокритериальной сравнительной оценки для реальных условий функционирования систем транспорта энергии от возобновляемых источников.

Ключевые слова: возобновляемые энергоресурсы, энергетическая эффективность транспортировки энергоносителей, водородная энергетика, линии постоянного тока, метилциклогексан, аммиак

Благодарности: Исследование выполнено в рамках проектов государственного задания 17.6.1 (рег. № АААА-А17-117030310445-9) фундаментальных исследований СО РАН.

Информация о статье: Дата поступления 29 мая 2020 г.; дата принятия к печати 01 июля 2020 г.; дата онлайн-размещения 31 августа 2020 г.

Для цитирования: Балдынов О.А., Попов С.П. К вопросу комплексной оценки систем транспорта энергии от возобновляемых источников на дальние расстояния. Вестник Иркутского государственного технического университета. 2020. Т. 24. № 4. С. 768-780. https://doi.org/10.21285/1814-3520-2020-4-768-780

Comparative analysis of systems for transporting renewable energy over long distances

Oleg A. Baldynov, Sergei P. Popov

Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, Irkutsk, Russia

Abstract: This paper aims to determine the most efficient method for transporting energy from renewable sources to end users over distances from 1,000 to 7,000 km based on a comparative analysis of losses associated with transport. As energy carriers, electricity and hydrogen-containing substances, such as liquefied hydrogen, methylcyclogexane, ammonia and synthetic methane were compared. Losses occurring at each technological step of the energy transportation route using the energy carrier under analysis were summarized for further comparison. In addition, the qualitative characteristics of specific costs per unit and the environmental impact in the creation and operation of the respective energy

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4): 768-780

transport facility were taken into account. The numerical values of the energy delivered to the consumer by the energy carriers under analysis were obtained. Electricity was established to be the most efficient energy carrier for a distance of 4,000-5,000 km; energy losses in this case achieved the value of 32% (excluding those on agreement of the load and electricity generation schedules). The use of methylcyclogexane for transporting renewable energy showed the greatest efficiency at a distance of over 5,000 km. It was shown that the total losses in transport of high-voltage electricity at a distance of 7,000 km comprise 37%. Transportation of electrical and thermal energy produced in cogeneration over a distance of 7,000 km involve the following total losses: methylcyclogexane - 33%, liquefied hydrogen - 47%, synthetic methane - 67% and synthetic ammonia - 70%. A comparison of systems for transporting renewable energy should consider such indicators as the minimum cost of energy for the end consumer and the minimum environmental impact. Future research will focus on a multi-criteria comparative assessment of various systems for renewable energy transport under real conditions.

Keywords: renewables, energy efficiency of energy carrier transportation, hydrogen energy, direct current lines, methylcyclogexane, ammonia

Acknowledgements: The research has been carried out within the framework of the projects of state assignment 17.6.1 (reg. no. AAAA-A17-117030310445-9) of the fundamental research of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences.

Information about the article: Received May 29, 2020; accepted for publication July 01, 2020; available online August 31, 2020.

For citation: Baldynov OA, Popov SA. Comparative analysis of systems for transporting renewable energy over long distances. Vestnik Irkutskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta = Proceedings of Irkutsk State Technical University. 2020;24(4):768-780. (In Russ.) https://doi.org/10.21285/1814-3520-2020-4-768-780

1. ВВЕДЕНИЕ

Снижение затрат на технологии производства электроэнергии на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ), а также международные и национальные программы их поддержки привели к значительному увеличению доли возобновляемых энергоресурсов в потреблении первичной энергии. Тем не менее, вследствие разнообразия природно-климатических условий, возникает задача по транспортировке возобновляемой энергии на дальние расстояния к центрам ее потребления.

В работе [1] авторами были рассмотрены проблемы дальнего транспорта энергии от

возобновляемых источников. В качестве тех-

1

нических систем транспорта энергии сравнивались магистральные линии постоянного тока, производство и транспорт сжиженного водорода, а также жидкий органический носитель водорода (от англ. Liquid Organic Hydrogen Carriers, LOHC), конкретно - ме-тилциклогексан (МЦГ)) [1]. При этом

наибольшую энергетическую эффективность показали линии постоянного тока, а также производство МЦГ. Кроме перечисленных выше, существует еще несколько вариантов систем транспорта энергии от ВИЭ, основанных на использовании синтетических аммиака и метана. Необходимо провести сравнительный анализ энергетической эффективности всех перечисленных систем дальнего транспорта энергии от ВИЭ: использование магистральных линий постоянного тока, производство сжиженного водорода, производство метилциклогексана, аммиака и синтетического метана. Для сравнения систем дальнего транспорта, в том в числе описанных в работе [1], рассмотрим практическую задачу транспорта энергии от ВИЭ в объеме 10 млн т условного топлива на расстояние от 1 тыс. км до 7 тыс. км. С методической точки зрения оценка энергетической эффективности систем дальнего транспорта энергии от ВИЭ будет осуществлена аналогичным образом как в работе [1], то есть будут проанализированы показатели энергетических потерь всех

1Система транспорта включает в себя процессы преобразования энергии от ВИЭ в требуемые энергоносители, подготовку их к транспортировке, непосредственно транспортировку энергоносителей и системы хранения, что определено авторами как понятие «система транспорта энергии».

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):768-780

элементов транспортной системы от стадии производства до использования энергоносителей конечными потребителями.

Рассмотрим системы транспорта энергии от ВИЭ, основанные на производстве аммиака и синтетического метана (рис. 1). В отличие от сжиженного водорода, транспорт аммиака и синтетического метана осуществляется как танкерной перевозкой, так и трубопроводными системами (табл. 1, 2) [2, 3].

Аммиак NHз, также как метилциклогексан, относится к LOHC, однако в отличие от МЦГ в составе аммиака на объемную массу водорода содержится больше [4, 5]. Дегидрогенизация аммиака - тоже достаточно энергоемкий процесс, и его применение в качестве LOHC менее эффективно, чем использование аммиака как энергоносителя. Аммиак, в отличии от МЦГ, может быть использован в энергетике как топливо для аммиачных топливных элементов (ТЭ) и парогазовых станций [6, 7]. На дальние расстояния большой объем сжиженного аммиака может транспортироваться морскими танкерами и трубопроводами. Данные способы являются отработанными и применяются в химической про-

мышленности: при температуре 33,3°С и давлении 0,7-1 МПа аммиак переходит в жидкое состояние (от англ. Liquid ammonia, LNH3) и далее доставляется морским, железнодорожным и трубопроводным транспортом2. Протяженность самого длинного трубопровода для передачи аммиака составляла более 1,7 тыс. км3.

При сжигании аммиака образуются опасные выбросы, в связи с чем его применение в целях энергоснабжения потребителей (включая использование аммиака как топлива для транспортных средств) усложняется ввиду необходимости применения систем фильтрации продуктов горения.

Еще один вариант транспорта энергии от ВИЭ основан на использовании в качестве энергоносителя синтетического метана СМ (от англ. Syntetic Natural Gas, SNG). Получение СМ состоит из двух этапов: производство водорода и его метанирование. Метанирова-ние водорода происходит в ходе химической реакции диоксида углерода и водорода, продуктами их взаимодействия являются вода и метан. Данный процесс энергоемкий, с высокими потерями энергии (табл. 2) [8].

Рис. 1. Системы энергоснабжения дальнего транспорта энергии от возобновляемых источников энергии: синтетический метан, аммиак (1 - промышленные потребители, 2 - потребители в транспортном секторе,

3 - потребители в жилищно-бытовом секторе) Fig. 1. Energy supply systems of renewable energy long-distance transport: synthetic methane, ammonia

2

Pilot project: an ammonia tanker fueled by its own cargo // Ammonia Energy Association [ Электронный ресурс]. URL: https://www.ammoniaenergy.org/articles/pilot-project-an-ammonia-tanker-fueled-by-its-own-cargo/ (07.03.2020). 3Magellan Midstream to decommission ammonia pipeline // Argus Media [Электронный ресурс]. URL: https://www.argusmedia.com/en/news/1839099-magellan-midstream-to-decommission-ammonia-pipeline (07.03.2020).

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4): 768-780

Таблица 1. Эффективность транспортной системы синтетического сжиженного аммиака [2, 3] Table 1. Liquefied synthetic ammonia transport system efficiency [2, 3]_

Процесс Потери Процесс Потери

Производство сжиженного аммиака 42% Регазификация сжиженного аммиака 9%

Хранение сжиженного аммиака 0,14% / год Топливно-элементное производство электроэнергии 40-60%

Комбинированный цикл 10-30%

Морской/трубопроводный транспорт аммиака 0,14% / 2% Парогазовая установка 35%

Таблица 2. Эффективность транспортной системы синтетического метана [9-11] Table 2. Synthetic methane transportation system efficiency [9-11]_

Процесс Потери

Синтетический метан производство 25%

сжижение 9%

хранение общие 0,03% + 0,06%/сут

морской / трубопроводный транспорт 0,2% / 1 %

хранение сжиженного вещества 0,03% (при загрузке) + 0,06%/сут

регазификация 1,5%

Комбинированный цикл топливных элементов 10-30%

Парогазовая установка 35%

Для производства СМ необходим источник получения CO2. Способом, оказывающим минимальное воздействие на окружающую среду, является использование диоксида углерода, полученного в рамках программ CCS (от англ. Carbon Capture and Storage). Данная программа охватывает различные технологии и направлена на улавливание CO2 на промышленных предприятиях и объектах теплоэнергетики с последующим долгосрочным хранением [12, 13].

Стоимость производства СМ выше, чем стоимость добычи природного газа, однако его применение может быть более предпочтительным при введении дополнительной налоговой нагрузки на эмиссию парниковых газов, необходимости снижения зависимости от стран-экспортеров энергоресурсов, и ряда других аналогичных программ [14].

На рис. 2 представлены результаты расчетов оценок энергетической эффективности транспорта энергии от ВИЭ в объеме 10 млн т условного топлива на расстояние от 1 тыс. км до 7 тыс. км, где полученные в работе [1] значения дополнены данными из табл. 1 и 2.

В сравнении с другими системами дальнего транспорта энергии (передача электроэнергии, высоковольтные линии постоянного тока) применение сжиженного водорода, ме-тилциклогексана, использование в качестве энергоносителя аммиака и синтетического метана наименее эффективны. Минимальные энергетические потери достигаются при морской «доставке» и комбинированном режиме работы топливных элементов: СМ -55%, аммиак - 69%. Наиболее эффективный способ транспорта водорода - посредством LOHC на основе применения МЦГ. На расстоянии 4-5 тыс. км транспорт энергии от ВИЭ в виде МЦГ становится энергетически сопоставимым с использованием линий постоянного тока высокого напряжения. Система дальнего транспорта сжиженного водорода оказалась менее эффективна, поскольку при преобразовании водорода из газообразного состояния в жидкое имеются значительные энергетические потери (от 15-45%). Тем не менее существует ряд прогнозов, по которым в будущем потребность в сжиженном водороде будет возрастать4 [15, 16]. Отмечается, что одной из причин роста потребности

4Hydrogen: A renewable energy perspective // IRENA. International Renewable Energy Agency [Электронный ресурс]. URL: https://www.irena.org/publications/2019/Sep/Hydrogen-A-renewable-energy-perspective (07.03.2020).

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):768-780

Доставленная до псттребителя энергия, 9

7

6 üüü

g

4

' 'Эл ектрон н ь:и тран сп орт

МЦГ

Hi

-МЦГ ПГУ

— — — SNC

- -МЦГ

-Hi ПГУ

- Hi

—  SNG ПГУ

— SNG

— NH3

— NH5

— NHj ПГУ

— N Из ПГУ

NH3

NHj (генерация электроэнергии, трубопрободньй транспорт) 1 15^567

Расстояние транспорта энергоносителя, тыс. кил

Рис. 2. Эффективность систем энергоснабжения в зависимости от расстояния транспорта энергии от возобновляемых источников Fig. 2. Efficiency of energy supply systems depending on energy transportation distance from renewable sources

в водороде станет энергоснабжение транс- тельно выше, чем у метана (50 МДж/кг) и портных средств.

з

..... » »

*

* * • • • «

___ -- --

~ — ~ — ---- — ---- ----

!

--- — ----

бензина (44 МДж/кг);

- способность обеспечивать хранение энергии - такая услуга является очень востребованной в электроэнергетических системах с высокой долей ВИЭ. Для решения проблемы управления режимами энергосистем Потребность в водороде объясняется могут использоваться системы аккумулирования, например, гидроаккумулирующие

2. ЭЛЕКТРОВОДОРОДНАЯ СИСТЕМА

ТРАНСПОРТА ЭНЕРГИИ ОТ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

следующими причинами: - высокая энергоэфф да как топлива: удельна водорода составляет 119 МДж/кг, что значи- ет определенных особенностей рельефа и

- высокая энергоэффективность водоро- станции (ГАЭС) и сетевые аккумуляторные да как топлива: удельная теплота сгорания батареи. Однако строительство ГАЭС требу-

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4): 768-780

обширной территории для создания бассейнов. Аккумуляторные батареи предназначены для часового (суточного) хранения энергии, а использование сжиженного водорода, несмотря на потери от выкипания (0,02-0,03% в сутки), позволяет хранить энергию в течение более длительного срока;

- отсутствие эмиссии парниковых газов при сжигании. Возрастает интерес со стороны международного сообщества к «зеленому» водороду как к экологически «чистому» энергоносителю.

Данные преимущества говорят о возможности создания водородной энергетики в будущем и использования водорода для энергоснабжения различных секторов экономики. Существует ряд демонстрационных проектов по использованию различных типов ТЭ для энергоснабжения зданий. Вместе с тем централизованная система энергоснабжения при использовании твердотельных оксидных топливных элементов SOEC (от англ. Solid Oxide Electrolyzer Cell) мегаватного класса ограничена относительно малым количеством рабочих циклов. Так, продолжительность работы SOEC, согласно прогнозам к 2030 г., составит 40-60 тыс. ч5. По данному показателю топливные элементы значительно уступают традиционным технологиям генерации, как топливным, так и на основе ВИЭ. Преимуществом применения ТЭ является их компактность и широкий диапазон единичной мощности. В результате энергоснабжения зданий при распределенной генерации более предпочтительно использование систем по типу «Ene-farm». «Ene-farm» -система энергоснабжения, основанная на применении ТЭ мощностью от 0,3 кВт до 1

кВт, обладающая высокой эффективностью за счет когенерационного производства электрической и тепловой энергии6. Используемые для таких систем топливные элементы с протонообменными мембранами характеризуются продолжительным сроком жизненного цикла и низкой стоимостью обслуживания, доставка небольших объемов водорода не является технологически сложной задачей.

Достаточно высокая эффективность ТЭ и отсутствие эмиссии парниковых газов свидетельствуют о высоком потенциале применения водорода в качестве топлива для различных типов транспортных средств: автомобилей, спецтехники, железнодорожных и водных транспортных средств, а также для авиации [17, 18]. Автомобили с ТЭ FCEV (от англ. Full Cell Electric Vehicle) являются технологическим развитием электрокаров BEV (от англ. Battery Electric Vehicle). Оба типа относятся к классу автомобилей с нулевой эмиссией парниковых газов и обладают большим КПД в сравнении с двигателем внутреннего сгорания. Энергетическая эффективность BEV выше, чем FCEV, однако водородные автомобили обладают такими существенными практическими преимуществами, как скорость заряда/заправки и меньший вес энергетической установки транспортного средства при сравнимом объеме предоставляемых энергетических услуг (механическое движение). В табл. 3 проведены сопоставимые показатели технологий энергетических установок легковых автомобилей близкого класса - BEV и FCEV7-10. Легковые автомобили «Toyota Mirai» и «Tesla roadster» относятся к моделям сопоставимых классов.

5

The Future of Hydrogen // IEA [Электронный ресурс]. URL: https://webstore.iea.org/the-future-of-hydrogen (07.03.2020).

Home-use Fuel Cell (ENE-FARM) //Japan LP Gas Association [Электронный ресурс]. URL: https://www.j-lpgas.gr.jp/en/appliances/ (27.03.2020).

Mirai Shown in Salsa Red Pearl // Toyota Motor Corporation [Электронный ресурс]. URL: https://ssl.toyota.com/mirai/assets/modules/carpagehowitworks/Docs/MY18_Mirai_eBrochure_FuelCellTech.pdf (27.03.2020).

The Future of Hydrogen // IEA [Электронный ресурс]. URL: https://webstore.iea.org/the-future-of-hydrogen (27.03.2020).

2017 Mirai Product Information // Toyota [Электронный ресурс]. URL: https://ssl.toyota.com/mirai/assets/core/Docs/Mirai%20Specs.pdf (27.03.2020).

10Tesla Roadster // Kompulsa [Электронный ресурс]. URL: https://www.kompulsa.com/energy-index/electric-vehicle-database/tesla-roadster (27.03.2020).

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):768-780

Таблица 3. Сравнение автомобилей FCEV и EBV Table 3. Comparison of FCEV and EBV vehicles

Параметры Tesla roadster (BEV) Toyota Mirai (FCEVJ

Вес аккумуляторная батарея - 450 кг 2 бака (~5 кг H2 70 МПа) - 128 кг; FC 114 кВт - 56 кг

Запас энергии на борту 53 кВтч 167 кВтч

КПД энергетической установки, включая системы хранения топлива/энергии и управления 96% 43%

Гравиметрическая плотность энергии 113 Втч/кг 390 Втч/кг

Время заправки 1 ч (10 мин в режиме быстрой зарядки) от 3 до 5 мин

Главный минус BEV-грузовиков - продолжительная зарядка аккумуляторных батарей, что приводит к простою техники. При наличии развитой водородной инфраструктуры преимущества FCEV по весу и скорости заправки могут обеспечить им конкурентные преимущества по сравнению с аккумуляторными моделями.

Таким образом, использование водорода как энергоносителя, несмотря на высокие энергетические потери, может быть целесообразным для различных групп конечных потребителей. При этом для энергоснабжения транспортных средств водород, возможно, будет более предпочтительным в сравнении с электроэнергией.

При выборе системы транспорта энергии на дальние расстояния стоит отметить существование взаимосвязи водородной и электронной систем: для качественного (бесперебойного) энергоснабжения потребителей энергией от ВИЭ через линии электропередач необходим потребитель-регулятор (потребитель-регулятор - субъект энергосистемы, потребляющий электроэнергию в провалы графика электрической нагрузки и выдающий ее обратно в часы ее максимума [19]) , в роли которого может выступать электролизное производство водорода. В период благоприятных условий для работы ВИЭ электроэнергия будет использоваться для производства водорода в электролизерах, далее в сжиженном состоянии водород транспортируется конечным потребителям.

Рассмотрим эффективность электроводородной системы транспорта энергии от ВИЭ в зависимости от расстояния. Несмотря на значительные потери энергии при сжижении, данная стадия позволяет впоследствии

обеспечивать эффективное хранение и транспортировку энергии, содержащейся в водороде как энергоносителе (топливе). Электролизный водород в газообразном состоянии может храниться в подземных геологических хранилищах, таких как отработанные газовые и солевые шахты. В этом случае затраты на его хранение, как энергетические, так и экономические, будут ниже, однако такой способ хранения водорода подходит не для каждой местности. Для расчетов рассмотрены системы хранения сжиженного водорода, поскольку такие объекты водородной инфраструктуры могут быть построены практически в любом месте. Эффективность электроводородной системы зависит от времени хранения водорода, которое варьируется для различных типов и количества потребителей (данные для расчетов представлены в исследовании [1]). Примем период хранения водорода в 5, 30 или 120 сут (рис. 3).

Важную роль играет отлаженная система распределения и хранения водорода, минимизирующая потери при его испарении. Кроме того, для хранения запасов водорода на стороне потребителя необходимо наличие специализированной инфраструктуры, которая отвечает строгим нормам безопасности. Как видно на рис. 4, энергетическая эффективность электроводородной системы транспорта энергии от ВИЭ, учитывающая значительное, в том числе сезонное, хранение энергии, существенно меньше рассмотренной ранее системы транспорта электроэнергии без учета управления режимами работы электроэнергетической системы. При 30 сут хранения сжиженного водорода на стороне потребителя энергетические потери составляют от 44 до 55%, что сопоставимо с поте-

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4): 768-780

Рис. 3. Эффективность электроводородной системы транспорта энергии от возобновляемых источников Fig. 3. Efficiency of electro-hydrogen transport system of renewable energy

рями энергии при морской транспортировке водорода и производством электроэнергии с помощью ТЭ; при меньшем сроке хранения сжиженного водорода эффективность электроводородной системы повышается.

Для сравнения систем транспорта энергии от ВИЭ воспользуемся SWOT-анализом (от англ. S - strengths, W - weaknesses, O -opportunities, T - threats). Данный метод позволяет сопоставить сильные и слабые стороны технологий, их возможности, а также угрозы развития (табл. 4).

На основе полученных характеристик выполним качественное многокритериальное сравнение различных технологий. Для этого составим диаграмму, ранжирующую преимущества и недостатки каждой системы транспорта энергии от ВИЭ по десятибалльной шкале. В качестве независимых критериев рассмотрены энергетические потери, требуемый уровень капиталовложений и антропогенное воздействие на окружающую среду (см. рис. 4). Значение «0» соответствует наихудшему значению критерия, значение «10» - наилучшему.

Полученные характеристики систем транспорта энергии показывают, что создание энергетической инфраструктуры требует многофакторного анализа (см. табл. 4).

Например, производство синтетического метана позволяет внедрить энергию от ВИЭ в действующую газовую систему без каких-либо ограничений при хранении, транспорте и использовании в короткие сроки [22]. При этом данный процесс происходит при значительных энергетических потерях, кроме того, необходимой становится система CCS.

Магистральные линии постоянного тока могут быть использованы для объединения не только регионов, но и стран, так как передача энергии с использованием высоковольтных линий электропередач постоянного тока (ЛЭП ПТ) возможен между системами, работающими на различной частоте. Однако их использование для транспорта энергии от ВИЭ может оказаться экономически нецелесообразным.

Применение электроводородной системы более универсально для конечных потребителей ввиду использования двух энергоносителей, которые дополняют друг друга, поскольку водородные технологии могут быть использованы как потребитель-регулятор при производстве водорода, а также для рекуперации уже произведенного водорода в электроэнергию. Кроме того, использование ЛЭП ПТ позволяет снизить энергетические потери при доставке энергии от ВИЭ до конечного

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):768-780

Таблица 4. SWOT-анализ систем дальнего транспорта энергии от возобновляемых источников [1, 20-22] Table 4. SWOT-analysis of long-distance transport systems of renewable energy [1, 20-22]_

Магистральные линии постоянного тока

Сильные стороны - минимальные энергетические потери при транспорте энергии возобновляемых источников энергии; - высокая мощность передачи электроэнергии Слабые стороны - высокая стоимость создания инфраструктуры; - снижение эффективности при дальних расстояниях

Возможности - транспорт энергии возобновляемых источников энергии на значительные расстояния; - возможность передачи электроэнергии в асинхронных энергосистемах Угрозы - проблема интеграции с возобновляемых источников энергии из-за низкого КИУМ* солнечных и ветровых электростанций; - значительное увеличение капитальных вложений в зависимости от рельефа местности

Водород

Сильные стороны - долгосрочное хранение большого объема энергии возобновляемых источников энергии; - отсутствие эмиссии парниковых газов при использовании Слабые стороны - высокая стоимость создания инфраструктуры; - значительные энергетические потери при производстве и сжижении водорода

Возможности - преобразование в другие энергоносители; - широкий круг потребителей

Метилциклогексан

Сильные стороны - долгосрочное (сезонное) хранение большого объема энергии возобновляемых источников энергии; - снижение энергетических потерь при транспорте водорода Слабые стороны - необходимость создания инфраструктуры; - значительные энергетические потери при дегидрогенизации; - невозможность использования в качестве самостоятельного энергоносителя

Возможности - транспорт энергии от ВИЭ на значительные расстояния; - возможность использования для хранения и транспорта действующей нефтяной инфраструктуры Угрозы - необходимость создания новой энергетической инфраструктуры

Аммиак

Сильные стороны - долгосрочное (сезонное) хранение большого объема энергии возобновляемых источников энергии; - использование в качестве энергоносителя при условии наличия систем фильтрации выбросов Слабые стороны - высокая стоимость создания инфраструктуры для производства зеленого водорода (для производства аммиака); - значительные энергетические потери при производстве аммиака; - токсичность

Возможности - транспорт энергии от ВИЭ на значительные расстояния; - использование действующей аммиачной инфраструктуры для хранения и транспорта аммиака Угрозы - необходимость создания новой энергетической инфраструктуры (для производства водорода и использования аммиака); - высокие стандарты безопасности (взрывоопасность, токсичность); - экологическое загрязнение при сжигании

Синтетический метан

Сильные стороны - долгосрочное (сезонное) хранение большого объема энергии возобновляемых источников энергии; - использование существующей газовой инфраструктуры для хранения и транспорта аммиака Слабые стороны - высокая стоимость создания инфраструктуры для производства зеленого водорода для синтетического метана; - значительные энергетические потери при производстве

Возможности - транспорт энергии возобновляемых источников энергии на значительные расстояния; - широкий круг потребителей Угрозы - необходимость создания инфраструктуры CCS; - конкуренция со стороны природного газа

Электроводородная система

Сильные стороны - интеграция возобновляемых источников энергии в электроэнергетические системы на основе долгосрочного хранения большого объема энергии возобновляемых источников энергии; - диверсификация энергоресурсов (вовлечение возобновляемых источников энергии в топливно-энергетический баланс); - отсутствие эмиссии парниковых газов Слабые стороны - высокая стоимость создания инфраструктуры

Возможности - транспорт энергии от ВИЭ на значительные расстояния; - широкий круг потребителей Угрозы - необходимость создания новой энергетической инфраструктуры; - высокие стандарты безопасности

*КИУМ - коэффициент использования установленной мощности.

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4): 768-780

Рис. 4. Сравнение систем транспорта энергии от возобновляемых источников Fig. 4. Comparison of renewable energy transport systems

потребителя. В результате создание интегрированной электроводородной системы позволит добиться увеличения энергетической и экономической (в сравнении с другими системами транспорта энергии от ВИЭ) эффективности.

3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Полученные расчеты показали, что потери при транспорте энергии на расстояние от 1 до 7 тыс. км через магистральные ЛЭП ПТ составляют от 23% до 38%. Минимальный уровень потерь энергии при использовании системы транспорта сжиженного водорода как энергоносителя (примерно 45%) достигается при комбинированном режиме (производстве тепловой и электрической энергии) работы топливного элемента, максимальные потери (более 80%) - при производстве электроэнергии (рекуперация электроэнергии из водорода) [1]. При транспорте энергии в виде синтетического метана и аммиака энергетические потери значительно выше: для СМ они составляют 55%, для аммиака - 69%.

Наиболее эффективной системой дальнего транспорта энергии является использование магистральных линий постоянного тока. Однако на практике их использование для транспорта энергии от ВИЭ, вероятно, будет экономически неэффективно из-за низкого значения КИУМ солнечных и ветровых станций, а также высокой стоимости строитель-

ства таких ЛЭП. Повышение загруженности линий передач может потребовать создания систем хранения энергии высокой мощности и большого объема. Для решения данной задачи возможно применение водородных технологий в качестве потребителя-регулятора; кроме того, водород может использоваться и как самостоятельный энергоноситель. При этом конечный потребитель имеет возможность выбирать тип энергоносителя. Несмотря на значительные потери энергии при сжижении водорода, электроводородная система (в зависимости от срока хранения сжиженного водорода) по уровню потерь сопоставима с доставкой водорода морским транспортом, при меньшем сроке хранения уровень потерь снижается.

Уровень потерь энергии - важный показатель при построении системы транспорта энергии от ВИЭ, однако он не является единственным и может оказаться не определяющим. Для нахождения оптимального варианта выбора системы транспорта энергии необходимо сравнение различных показателей: экономических, социальных, экологических и т.д., поскольку строительство конкретной системы является долгосрочным инвестиционным объектом, при этом затрагиваются другие отрасли техники и экономики. В связи с этим необходимо дальнейшее развитие методологии исследований в данной проблемной области.

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):768-780

Библиографический список

1. Popov S.P., Baldynov O.A. Evaluation of long-term production capacity and prospects of the oil and gas industry of russian federation // Energy Systems Research 2019: International Conference of Young Scientists: E3S Web of Conferences. 2019. Vol. 114. Р. 02003. [Электронный ресурс]. URL: https://www.e3s-confer-

ences.org/articles/e3sconf/abs/2019/40/e3sconf_esr2019 _02003/e3sconf_esr2019_02003.html (22.03.2020). https://doi.org/10.1051/e3sconf/201911402003

2. Aziz M., Oda T., Kashiwagi T. Comparison of liquid hydrogen, methylcyclohexane and ammonia on energy efficiency and economy // Energy Procedia. 2019. Vol. 158. P. 4086-4091.

https://doi.org/10.1016/j.egypro.2019.01.827

3. Aziz M., Putranto A., Biddinika M.K., Wijayanta A.T. Energy-saving combination of n2 production, nh3 synthesis, and power generation // International Journal of Hydrogen Energy. 2017. Vol. 42. Issue 44. P. 27174-27183. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2017.09.079

4. Lamb K.E., Dolan M.D., Kennedy D.F. Ammonia for hydrogen storage; a review of catalytic ammonia decomposition and hydrogen separation and purification // International Journal of Hydrogen Energy. 2019. Vol. 44. Issue 7. P. 3580-3593.

https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.12.024

5. Miyaoka H., Miyaoka H., Ichikawa T., Ichikawa T., Kojima Y. Highly purified hydrogen production from ammonia for PEM fuel cell // International Journal of Hydrogen Energy. 2018. Vol. 43. Issue 31. P. 14486-14492. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.06.065

6. Makepeace J.W., He Teng, Weidenthaler C., Jensen T.R., Chang Fei, Vegge T., et al. Reversible ammonia-based and liquid organic hydrogen carriers for high-density hydrogen storage: recent progress // International Journal of Hydrogen Energy. 2019. Vol. 44. Issue 15. P. 7746-7767. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.01.144

7. Kobayashi H., Hayakawa A., Kunkuma K.D., Somara-thne K.A., Okafor E.C. Science and technology of ammonia combustion // Proceedings of the Combustion Institute. 2019. Vol. 37. Issue 1. P. 109-133. https://doi.org/10.1016/j.proci.2018.09.029

8. Guilera J., Morante J.R., Andreu T. Economic viability of SNG production from power and CO2 // Energy Conversion and Management. 2018. Vol. 162. P. 218-224. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2018.02.037

9. S0rensen B., Spazzafumo G. Hydrogen and fuel cells emerging technologies and applications. 3rd edition. London: Academic Press, 2018. 522 p.

10. Giddey S., Badwal S.P.S., Munnings C., Dolan M. Ammonia as a renewable energy transportation media // ACS Sustainable Chemistry & Engineering. 2017. Vol. 5. No. 11. P. 10231-10239.

https://doi.org/10.1021/acssuschemeng.7b02219

11. Gorre J., Ortloff F., Van Leeuwen C. Production costs for synthetic methane in 2030 and 2050 of an optimized power-to-gas plant with intermediate hydrogen storage //

Applied Energy. 2019. Vol. 253. P. 113594. [Электронный ресурс]. URL:

https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S030626 1919312681?via%3Dihub (22.03.2020). https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.113594

12. Leung D.Y.C., Caramanna G., Maroto-Valer M.M. An overview of current status of carbon dioxide capture and storage technologies // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2014. Vol. 39. P. 426-443. https://doi.org/10.1016/j.rser.2014.07.093

13. Cuellar-Franca R.M., Azapagic A. carbon capture, storage and utilisation technologies: a critical analysis and comparison of their life cycle environmental impacts // Journal of CO2 Utilization. 2015. Vol. 9. P. 82-102. https://doi.org/10.1016/j.jcou.2014.12.001

14. Becker W.L., Penev M., Braun R.J. Production of synthetic natural gas from carbon dioxide and renewably generated hydrogen: a techno-economic analysis of a power-to-gas strategy // Journal of Energy Resources Technology. 2019. Vol. 141. Issue 2. P. 021901. [Электронный ресурс]. URL:

https://asmedigitalcollection.asme.org/energyresources/art icle-abstract/141/2/021901/474624/Production-of-Synthetic-Natural-Gas-From-Carbon?redirectedFrom=fulltext (24.03.2020). https://doi.org/10.1115/1.4041381

15. Митрова Т.А., Мельников Ю.В., Чугунов Д.А., Глаголева А. Водородная экономика - путь к низкоуглеродному развитию // Центр энергетики Московской школы управления Сколково. [Электронный ресурс]. URL:

https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/ Research/SKOLKOVO_EneC_Hydrogen-economy_Rus.pdf (24.03.2020). Nagashima M. Japan's hydrogen strategy and its economic and geopolitical implications // French Institute of International Relations [Электронный ресурс]. URL:

https://www.ifri.org/en/publications/etudes-de-lifri/japans-hydrogen-strategy-and-its-economic-and-geopolitical-implications (25.03.2020).

17. Ji Zhixing, Qin Jiang, Cheng Kunlin, Liu He, Zhang Silong, Dong Peng. Performance evaluation of a turbojet engine integrated with interstage turbine burner and solid oxide fuel cell // Energy. 2019. Vol. 168. P. 702-711. https://doi.org/10.1016/j.energy.2018.11.088

18. Collins J.M., McLarty D. All-Electric commercial aviation with solid oxide fuel cell-gas turbine-battery hybrids // Applied Energy. 2020. Vol. 265. Р. 114787. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2020.114787

19. Воропай Н.И., Подковальников С.В., Труфанов В.В., Беляев Л.С., Гальперова Е.В., Домышев А.В. [и др.]. Обоснование развития электроэнергетических систем: методология, модели, методы, их использование / под ред. Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука, 2015. 448 c.

20. De Miranda P.E.V. Science and engineering of hydrogen-based energy technologies // Hydrogen Production and Practical Applications in Energy Generation. 1st edi-

778

ISSN 1814-3520

tion. London: Academic Press, 2018. 438 p. https://d0i.0rg/l 0.1016/C2017-0-00578-5 21. Khalilpour K.R. Polygeneration with polystorage for chemical and energy hubs // For Energy and Chemicals. London: Academic Press, 2019. 583 p. https://doi.org/10.1016/C2016-0-04711 -3

22. Gutiérrez-Martín F., Rodríguez-Antón L.M. Power-to-SNG technology for energy storage at large scales // International Journal of Hydrogen Energy. 2016. Vol. 41. Issue 42. P. 19290-19303. https://doi.org/10.10167j.ijhydene.2016.07.097

References

1. Popov SP, Baldynov OA. Evaluation of Long-Term Production Capacity and Prospects of the Oil and Gas Industry of Russian Federation. In: Energy Systems Research 2019: International Conference of Young Scientists: E3S Web of Conferences. 2019. Vol. 114. P. 02003. Available from: https://www.e3s-

conferen-en-

ces.org/articles/e3sconf/abs/2019/40/e3sconf_esr2019_0 2003/e3sconf_esr2019_02003.html [Accessed 22nd March 2020].

https://doi.org/10.1051/e3sconf/201911402003

2. Aziz M, Oda T, Kashiwagi T. Comparison of Liquid Hydrogen, Methylcyclohexane and Ammonia on Energy Efficiency and Economy. Energy Procedia. 2019;158:4086— 4091. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2019.01.827

3. Aziz M, Putranto A, Biddinika MK, Wijayanta AT. Energy-Saving Combination of N2 Production, NH3 Synthesis, and Power Generation. International Journal of Hydrogen Energy. 2017;42(44):27174-27183. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2017.09.079

4. Lamb KE, Dolan MD, Kennedy DF. Ammonia for Hydrogen Storage; A Review of Catalytic Ammonia Decomposition and Hydrogen Separation and Purification. International Journal of Hydrogen Energy. 2019;44(7):3580-3593. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.12.024

5. Miyaoka H, Miyaoka H, Ichikawa T, Ichikawa T, Kojima Y. Highly Purified Hydrogen Production from Ammonia for PEM Fuel Cell. International Journal of Hydrogen Energy. 2018;43(31): 14486-14492.

https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.06.065

6. Makepeace JW, He Teng, Weidenthaler C, Jensen TR, Chang Fei, Vegge T, et al. Reversible Ammonia-Based and Liquid Organic Hydrogen Carriers for High-Density Hydrogen Storage: Recent Progress// International Journal of Hydrogen Energy. International Journal of Hydrogen Energy. 2019;44(15):7746-7767. https://doi.org/10.1016Zj.ijhydene.2019.01.144

7. Kobayashi H, Hayakawa A, Kunkuma KD, Somarathne KA, Okafor EC. Science and Technology of Ammonia Combustion. Proceedings of the Combustion Institute. 2019;37(1): 109-133.

https://doi.org/10.1016/j.proci.2018.09.029

8. Guilera J, Morante JR, Andreu T. Economic Viability of SNG Production from Power and CO2. Energy Conversion and Management. 2018;162:218-224. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2018.02.037

9. S0rensen B, Spazzafumo G. Hydrogen and Fuel Cells Emerging Technologies and Applications. 3rd edition. London: Academic Press; 2018, 522 p.

10. Giddey S, Badwal SPS, Munnings C, Dolan M. Am-

monia as a Renewable Energy Transportation Media. ACS Sustainable Chemistry & Engineering. 2017;5(11):10231-10239. https://doi.org/10.1021/acssuschemeng.7b02219

11. Gorre J, Ortloff F, Van Leeuwen C. Production Costs for Synthetic Methane in 2030 and 2050 of an Optimized Power-to-Gas Plant with Intermediate Hydrogen Storage. Applied Energy. 2019;253:113594. Available from: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S030626 1919312681?via%3Dihub [Accessed 22nd March 2020]. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2019.113594

12. Leung DYC, Caramanna G, Maroto-Valer MM. An Overview of Current Status of Carbon Dioxide Capture and Storage Technologies. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2014;39:426-443. https://doi.org/10.1016/jTser.2014.07.093

13. Cuéllar-Franca RM, Azapagic A. Carbon Capture, Storage and Utilisation Technologies: A Critical Analysis and Compari-son of their Life Cycle Environmental Impacts. Journal of CO2 Utilization. 2015;9:82-102. https://doi.org/10.1016/jJcou.2014.12.001

14. Becker WL, Penev M, Braun RJ. Production of Synthetic Natural Gas from Carbon Dioxide and Renewably Generated Hydrogen: A Techno-Economic Analysis of a Power-to-Gas Strategy. Journal of Energy Resources Technology. 2019;141(2):021901. Available from: https://asmedigitalcollection.asme.org/energyresources/art icle-abstract/141/2/021901/474624/Production-of-Synthetic-Natural-Gas-From-

Carbon?redirectedFrom=fulltext [Accessed 24th March 2020]. https://doi.org/10.1115/1.4041381

15. Mitrova TA, Melnikov YV, Chugunov DA, Glagoleva A. Hydrogen Economy - a Path towards Low Carbon Development. Skolkovo Energy Centre, Moscow School of Management Skolkovo. Available from: https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/ Research/SKOLKOVO_EneC_Hydrogen-economy_Rus.pdf [Accessed 24th March 2020].

16. Nagashima M. Japan's Hydrogen Strategy and Its Economic and Geopolitical Implications. French Institute of International Relations. Available from: https://www.ifri.org/en/publications/etudes-de-lifri/japans-hydrogen-strategy-and-its-economic-and-geopolitical-implications [Accessed 25th March 2020].

17. Ji Zhixing, Qin Jiang, Cheng Kunlin, Liu He, Zhang Silong, Dong Peng. Performance Evaluation of a Turbojet Engine Integrated with Interstage Turbine Burner and Solid Oxide Fuel Cell. Energy. 2019;168:702-711. https://doi.org/10.1016/j.energy.2018.11.088

18. Collins JM, McLarty D. All-Electric Commercial Avia-

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4):768-780

tion with Solid Oxide Fuel Cell-Gas Turbine-Battery Hybrids. Applied Energy. 2020;265:114787. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2020.114787

19. Voropai NI, Podkovalnikov SV, Trufanov VV, Belyaev LS, Galperova EV, Domyshev AV, et al. Rationale for Power Systems Development: Methodology, Models, Methods, and their Application / editor NI Voropai. Novosibirsk: Nauka; 2015, 448 p.

20. De Miranda PEV. Science and Engineering of Hydrogen-based Energy Technologies. In: Hydrogen Production and Practical Applications in Energy Generation. 1st edi-

Критерии авторства

Балдынов О.А., Попов С.П. заявляют о равном участии в получении и оформлении научных результатов и в равной мере несут ответственность за плагиат.

Конфликт интересов

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.

Все авторы прочитали и одобрили окончательный вариант рукописи.

СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ

Балдынов Олег Александрович,

аспирант,

инженер Отдела комплексных и региональных проблем энергетики № 60, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, Россия; e-mail: oabaldynov@isem.irk.ru

Попов Сергей Петрович,

кандидат технических наук,

старший научный сотрудник отдела комплексных

и региональных проблем энергетики № 60,

Институт систем энергетики

им. Л.А. Мелентьева СО РАН,

664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, Россия;

e-mail: popovsp@isem.irk.ru

tion. London: Academic Press; 2018, 438 p. https://doi.org/10.1016/C2017-0-00578-5

21. Khalilpour KR. Polygeneration with Polystorage for Chemical and Energy Hubs. In: For Energy and Chemicals. London: Academic Press; 2019, 583 p. https://doi.org/10.1016/C2016-0-04711 -3

22. Gutiérrez-Martín F, Rodríguez-Antón LM. Power-to-SNG Technology for Energy Storage at Large Scales. International Journal of Hydrogen Energy. 2016;41(42):19290—19303. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2016.07.097

Authorship criteria

Baldynov O.A., Popov S.A. declare equal participation in obtaining and formalization of scientific results and bear equal responsibility for plagiarism.

Conflict of interests

The authors declare that there is no conflict of interests regarding the publication of this article.

The final manuscript has been read and approved by all the co-authors.

INFORMATION ABOUT THE AUTHORS

Oleg A. Baldynov,

Postgraduate Student, Engineer of the Department of Complex and Regional Energy Problems No. 60, Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130, Lermontov St., Irkutsk 664033, Russia; e-mail: oabaldynov@isem.irk.ru.

Sergei P. Popov,

Cand. Sci. (Eng.),

Senior Researcher of the Department of Complex and Regional Energy Problems No. 60, Melentiev Energy Systems Institute SB RAS, 130, Lermontov St., Irkutsk 664033, Russia; e-mail: popovsp@isem.irk.ru

ВЕСТНИК ИРКУТСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА 2020;24(4): 768-780