Решения для длительного хранения энергии, выработанной солнечными энергоустановками

Размещено на http://www.allbest.ru/

Объединенный институт высоких температур РАН, г. Москва

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-Технический Центр «ЭНЕРГИЯ», г. Якутск

Решения для длительного хранения энергии, выработанной солнечными энергоустановками

С.В. Михайлин, И.Т. Пар, О.С. Попель,

А.Б. Усанов, А.Б. Тарасенко, В.Ф. Титов

Возобновляемые источники энергии все более широко используются в мире не только в сетевой, но и автономной энергетике. Использование фотоэлектрических систем для электропитания потребителей в благоприятных для этого регионах позволяет существенно снизить зависимость от органического топлива и повысить надежность энергоснабжения отдаленных объектов. Основной проблемой при использовании возобновляемых источников энергии, прежде всего, солнечной и ветровой энергии, являются суточные и сезонные неравномерности генерации и рассогласованность графиков генерации и потребления энергии (НЭ) (рис. 1), поэтому такие энергоустановки, как правило, должны снабжаться накопителями энергии.

Рис. 1. Графики выработки электроэнергии с применением ФЭП и ее потребления (климатические условия Республики Хакассия) [1].

В настоящее время создан ряд новых НЭ на основе литий-ионных аккумуляторов, проточных ванадиевых редокс-батарей, водородного цикла. При этом попыткам использовать излишки накопленной энергии при работе солнечных установок в бессолнечные дни препятствует существенный рост массогабаритных характеристик накопителей энергии и капитальных затрат. Для снижения этих параметров представляется целесообразным использование долговременных систем накопления энергии, где происходит разделение энергоемкости и мощности. При этом важно обеспечить максимально низкие темпы саморазряда таких систем.

По мере роста цен на ископаемые виды топлива все острее встает проблема энергоснабжения удаленных территорий, не подключенных к централизованной энергетической сети. Для территорий, где много возобновляемых источников энергии, их можно использовать для частичной или полной замены органического топлива для снижения затрат на энергоснабжение. При этом возникает задача аккумулирования избыточной энергии в летний период с ее выдачей при недостаточном уровне солнечной радиации.

Имеется ряд технологий аккумулирования электрической энергии, которые могут быть применены для длительного ее хранения. Они характеризуются низким саморазрядом, имеют возможность раздельного наращивания энергоемкости и мощности, причем наращивание энергоемкости может быть существенно дешевле, чем увеличение мощности.

Примером может служить водородная схема длительного аккумулирования энергии [2 - 4], представленная на рис. 2. При избыточной генерации или в часы снижения потребления электроэнергии генерируемые в электролизере из воды водород и кислород после очистки, осушки и сжигания запасаются в газгольдерах. При необходимости генерации дополнительной энергии газы подаются в топливные элементы.

Рис. 2. Принципиальная схема реализации водородного цикла аккумулирования электроэнергии с использованием электролизера и топливных элементов.

Альтернативой топливным элементам в составе водородного цикла при повышенных мощностях могут быть тепловые машины. В ОИВТ РАН длительное время ведутся работы по созданию парогенераторов для сжигания водорода в кислороде при высоких температурах. Таким образом, открывается возможность для замены пока еще недостаточно надежных и дорогостоящих топливных элементов на более отработанные парогенераторы и паровые турбины [5].

Интересная модификация водородного цикла с паровой турбиной предложена компанией Nature's Electric Inc. (США) [6]. Запасенный водород направляется в каталитический бойлер, где преобразуется в пар, затем срабатываемый в паровой турбине. Недостатками этой схемы является относительно длительный запуск турбины, и, главное, ее относительно невысокий КПД в диапазоне мощностей ниже 500 кВт [7].

Австрийской фирмой Jenbacher предпринимались попытки создания газопоршневой энергоустановки (ГПУ), использующей водород в качестве топлива [8]. Учитывая, что при мощностях менее 1 МВт КПД ГПУ, как правило, выше, чем в паротурбинной схеме, имеются потенциальные возможности применения тепловых машин в составе водородного цикла и при относительно низких мощностях.

Важно отметить то обстоятельство, что в водородном цикле мощность и энергоемкость накопителя разделены, что позволяет гибко варьировать параметры накопителя, а также практически полностью исключить явление саморазряда.

В Малайзии в начале 2004 г. [9] был реализован на практике проект экологически чистого дома, площадью около 100 м², энергоснабжение и горячее водоснабжение которого обеспечивается солнечно-водородной энергоустановкой. На его строительство затрачено около $ 66 000.

Первичным источником энергии является солнечная батарея, расположенная на крыше дома и состоящая из 42 кремниевых поликристаллических фотоэлектрических модулей суммарной пиковой мощностью около 5 кВт. Производство водорода и кислорода осуществляется в твердополимерном электролизере производительностью до 1 нм³ в час по водороду компании PROTON Energy Systems (США).

Накопленный в ресивере водород используется для бытовых нужд в водород-воздушном топливном элементе, генерирующем электроэнергию для энергопитания дома. Установка имеет возможность подключения к централизованной сети.

Проточные редокс-накопители. Редокс-накопитель (от англ. Redox - reduction (восстановление)+oxidation (окисление)) состоит из емкостей с электролитами (растворы солей или других химических соединений с разными степенями окисления одного или нескольких элементов), вспомогательных узлов и обратимых электрохимических ячеек - аналогов топливных элементов с твердополимерным электролитом.

Работа накопителя заключается в том, что на одном из электродов протекает обратимая реакция окисления одного из элементов пары с передачей электрона (через внешнюю цепь) и протона (через ионообменную мембрану) на второй электрод, где происходит обратный процесс - восстановление второго элемента, находящегося в растворе (рис. 3).

Рис. 3. Устройство и принцип работы редокс-накопителя с проточным электро-литом (2 электрохимические ячейки, на примере пары V|V).

В настоящее время коммерческого применения достигли три электрохимические системы: Fe/Cr (Deeya Energy), Zn/Br (Premium Power, ZBB), V/V (Golden Energy Fuel Cell, Prudent Energy, Cellstrom Power).

Первая и последняя системы используют растворы солей в жидкой фазе, в то время как в системах Premium Power и ZBB в процессе заряда выделяется газообразный бром. Безопасность системы в режиме хранения обеспечивается путем связывания газообразного брома в составе металл-органического соединения.

Напряжение разомкнутой цепи на элементе для ванадиевой системы (V/V) при концентрации ванадия в растворе 1М составляет 1,26 В, КПД равен 75 - 80 % [10]. Стоимость таких систем составляет 30-100 долл. США за кВт установленной мощности и 1 - 3 доллара за кВтч в зависимости от мощности и энергоемкости системы [11]. Разделение мощности и емкости в системе позволяет сформировать запас электролитов в летнее время для последующего его использования на покрытие пиков нагрузки в зимнее время. Предельная концентрация солей ванадия в настоящее время ограничивает энергоемкость системы 15 - 20 Вт·ч/кг, что сравнимо со свинцово-кислотными аккумуляторами [12]. Были разработаны и испытаны транспортные энергоустановки с применением ванадиевой системы [10], стоимостью 2000 - 8500 долл. США за кВт установленной мощности и 30 - 100 долларов за кВт·ч в зависимости от мощности и энергоемкости системы [13].

На острове Кинг у берегов Тасмании введен в эксплуатацию энергетический комплекс, включающий в себя ветротурбины общей мощностью 2,5 МВт, ДГУ и ВРБ (200 кВт, 4 ч работы, пиковая мощность до 400 кВт). В результате дополнения энергосистемы острова, ВЭУ и ВРБ, удалось значительно сократить потребление дизельного топлива довести долю ВИЭ в энергобалансе до 50 %.

На рис. 4 приведен общий вид ВРБ на автономной фотоэнергетической установке.

Рис. 4. Опытный образец ванадиевого редокс-накопителя на автономной фотоэлектрической энергоустановке (Флоренция, Италия, мощность солнечной батареи - 3 кВт, мощность накопителя - 2 кВт, энергоемкость - 50 кВт·ч) [14].

Расчетно-аналитические оценки. Ниже представлены результаты расчетно-аналитических оценок различных типов накопителей электрической энергии, обеспечивающих питание потребителя в течение заданного промежутка времени. Анализ сделан для источника мощностью 10 кВт. Время питания потребителя от источника является параметром и предполагается находящимся в диапазоне от 8 до 72 часов, что позволяет оценить параметры различных типов накопителей как для покрытия суточных неравномерностей генерации и потребления энергии, так и для применения в течение нескольких бессолнечных дней.

В расчетах рассматривались схемы питания потребителя на основе электрохимических аккумуляторов с твердофазными электродами (литий-ионных и свинцово-кислотных) и с редокс-системами (водородно-воздушные топливные элементы и электролизеры, проточные ванадиевые редокс-батареи).

Для электрохимических аккумуляторов с твердофазными электродами на основе потребной энергоемкости рассчитывалась номинальная энергоемкость, количество линий аккумуляторов в батарее, соединенных параллельно и последовательно, и число инверторов напряжения. После расчета батареи определялась ее доступная мощность. Масса и стоимость всей системы определялись как суммарная масса и стоимость компонентов (инверторов и аккумуляторов). Энергопотребление системы равнялась произведению КПД аккумулятора и КПД инвертора, а её КПД определялся как отношение потребной энергоемкости к величине энергопотребления.

Расчет для случая водородного цикла имел ряд отличий. После расчета потребной энергоемкости определялось необходимое для этого количество водорода как отношение потребной энергоемкости к потреблению водорода топливным элементом. Количество электрохимических генераторов определялось исходя из мощности единичного агрегата и требуемой мощности потребителя.

Количество электролизных модулей и компрессоров в системе определялось с учетом требуемого для работы накопителя объема водорода, времени заполнения баллонов в часах и производительности единичного агрегата.

Время заполнения баллонов задавалось исходя из двух требований: минимизации количества агрегатов и не превышения величины в 720 ч. Масса, стоимость и КПД установки на основе водородного цикла определялись аналогично предыдущему случаю. Энергопотребление оценивалось как сумма энергий, потребленных электролизером и компрессором (при его наличии).

Вариант использования проточной ванадиевой редокс-батареи рассчитывался аналогично водородному циклу с той лишь разницей, что вместо электролизера, компрессора, баллонов и топливных элементов рассматривались единые батареи электрохимических ячеек и емкости с католитом и анолитом [12].

Рассматривался также случай интерметаллидного хранения водорода при использовании щелочного электролизера малой производительности с компрессором в качестве более безопасной альтернативы баллонному хранению водорода [15], хотя их массовая емкость по водороду не превышает 1 - 3 масс.%, а стоимость достаточно высока [16]. Кроме того, в таких соединениях необходимо создание эффективной системы теплообмена.

Удельные величины во всех случаях определялись как отношение абсолютных величин к потребной энергоемкости системы.

Данные по удельной стоимости, массе, энергопотреблению для различных систем приведены в таблицах 2 - 4.

аккумулирование электроэнергия солнечный энергоустановка

Таблица 2. Капитальные затраты на создание накопителя, тыс. руб./кВт·ч потребной энергоемкости (10 кВт)

Таблица 3. Масса накопителя, кг/кВт·ч потребной энергоемкости (10 кВт)

Таблица 4. Энергопотребление и КПД накопителей в расчете на один цикл, кВт·ч

Из представленных расчетов видно, что стоимость длительного хранения электроэнергии достаточно высока при применении различных типов накопителей, поэтому резервный дизель-генератор в ряде случаев при всех его недостатках может оказаться оптимальным решением.

Для всех систем характерно снижение стоимости с ростом энергоемкости, однако оно наиболее заметно для водородного цикла и перспективных ванадиевых редокс-накопителей. В силу ограничений по растворимости солей ванадия в серной кислоте массогабаритные характеристики этой системы уступают всем прочим решениям кроме свинцово-кислотных аккумуляторов. По остальным показателям перспективные редокс-накопители демонстрируют достаточно высокие результаты. Конкурентоспособность литий-ионных батарей также достаточно высока при условии дальнейшего снижения цен на сами аккумуляторы. Оптимальной практически по всем показателям, кроме энергопотребления оказывается комбинация из электрохимических генераторов, щелочных электролизеров и компрессоров. Применение интерметаллического накопителя водорода несколько ухудшает стоимостные и массогабаритные показатели системы, однако позволяет повысить безопасность установки по сравнению с баллонным хранением.

Наибольшая часть стоимости системы водородного цикла сосредоточена в топливных элементах и электролизерах, поэтому для классического источника аварийного питания с большой длительностью работы, питаемого от сети, влияние низкого КПД может быть меньше, чем при интегрировании её в энергетическую установку с ветрогенератором или фотоэлектрическими модулями.

Проведенный технико-экономический анализ показал, что с точки зрения ценовых и массогабаритных характеристик наилучшими перспективами обладает водородный накопитель со щелочным электролизером малой производительности, водородным компрессором для заправки баллонов и электрохимическими генераторами. Однако он существенно проигрывает проточным ванадиевым редокс-батареям, свинцово-кислотным и литий-ионным аккумуляторам по времени перезарядки. Этот параметр представляется более существенным для рассматриваемой проблемы и может быть уменьшен за счет роста стоимости и массогабаритных характеристик накопителя.

Однако низкий КПД водородного цикла существенно снижает возможность его применения для фотоэлектрических систем. В табл. 5 приведены результаты сравнительных оценок технико-экономических показателей для 4 основных технологий накопителей - свинцово-кислотных и литий-ионных аккумуляторных батарей, проточных ванадиевых редокс-накопителей, водородного цикла на основе твердополимерного электролизера. Оценивалась не только стоимость накопительной установки, но и фотоэлектрических модулей (ТСМ200 ЗАО «Телеком-СТВ») для климатических условий Московского региона.

Таблица 5. Оценка капитальных затрат для солнечной энергоустановки с различными способами аккумулирования. Климатические условия Московского региона. Графы MIN и MAX соответствуют лучшим и худшим условиям прихода солнечного излучения по году

Экспериментальная часть. Для испытаний и экспериментальной отработки была выбрана автономная солнечно-аккумуляторная установка с водородным циклом, где использован электролизный модуль с твердым полимерным электролитом производительностью до 40 см³/мин. Система управления и преобразования для солнечной батареи комплектовалась стандартными контроллером и инвертором производства компании Outback Power Systems. Блок-схема энергоустановки приведена на рис. 5.

Рис. 5. Структурная схема экспериментальной энерго-установки.

Перечень элементов энергоустановки дан в табл. 6.

Таблица 6. Перечень элементов энергоустановки

Основной задачей являлась экспериментальная отработка системы управления водородным циклом (СУ ВЦ).

На систему управления водородного цикла возлагается решение следующих задач:

ь измерение параметров тока и напряжения в ключевых узлах энергоустановки;

ь оценка текущего технического состояния отдельных узлов и агрегатов энергоустановки (при необходимости);

ь обнаружение и парирование нештатных ситуаций;

ь коммутация силовых цепей электрической схемы в соответствии с логикой функционирования энергоустановки.

Cистема работает в двух режимах: накопления и расходования. Режим накопления (заряд аккумуляторной батареи и электролиз воды) реализуется при превышении генерирования электрической энергии ФЭМ над текущим ее расходом. При этом достижение максимальной выработки энергии модулем осуществляется контроллером заряда, реализующим алгоритм её отбора от ФЭМ в режиме контроля точки максимальной мощности. Приоритетным является питание потребителя, на втором месте - заряд аккумуляторной батареи. Водородный накопитель начинает работать в режиме генерации водорода тогда, когда потребление энергии аккумулятором и нагрузкой недостаточно для поглощения всей потенциальной выработки ФЭМ.

Блок-схема алгоритмов работы системы управления водородным циклом приведена на рис. 6.

На рис. 7 представлен вид основных элементов разрабатываемой энергоустановки.

Рис. 6. Блок-схема алгоритма работы СУВЦ. Символами с индексами обозначены значения уставок по току и напряжению.

Рис. 7. Общий вид энергоустановки на этапе монтажа - блок аккумулирования и управления (в нижней части) и солнечная батарея (в верхней части).

В случае длительного отсутствия солнца установка переходит в режим расходования, аккумуляторная батарея разряжается на 70 % (контроль глубины разряда осуществляется по значению напряжения на аккумуляторах), затем включается ЭХГ, при этом контактор электролизного модуля разомкнут. Такая очередность включения вторичных источников питания обусловлена двумя обстоятельствами:

- малым КПД водородного цикла, лежащим в диапазоне 20 - 27 %, из-за чего на генерирование 1 м³ Н₂ расходуется 5,2 - 5,4 кВт·ч, а из него посредством ЭХГ получается только 1,7 кВтч электроэнергии;

- относительно малым ресурсом ЭХГ и его дороговизной.

При выработке ЭХГ всего запасенного водорода инвертор осуществляет подключение аварийного дизель-генератора (при его наличии) в случае падения напряжения на входе инвертора ниже 24 В.

Появление напряжения и тока в цепи солнечной батареи является сигналом для отключения ЭХГ.

Выводы

- Рассмотрены различные технологии аккумулирования электроэнергии для солнечных энергоустановок. Выполнены сравнительный технико-экономический анализ систем аккумулирования электроэнергии в зависимости от расчетной продолжительности хранения энергии (от 8 до 72 часов).

- В результате расчетно-аналитических оценок показано, что для длительного хранения энергии наиболее перспективными являются две системы: проточные ванадиевые редокс-накопители и водородный цикл. Вместе с тем обе системы имеют серьезные недостатки, затрудняющие практическую реализацию технологий - низкая эффективность использования первичной энергии для водородного цикла и низкие массогабаритные характеристики для проточных накопителей.

- Создана экспериментальная автономная солнечная энергоустановка с водородным циклом. Разработаны алгоритмы управления водородным циклом, учитывающие особенности применяемого оборудования.

Литература

1. Тугузова Т.Ф. Доклад на I Международном Конгрессе EnergyFresh 2009, Москва, 23-24 сентября 2009 г.

2. Попель О.С., Фрид С.Е., Шпильрайн Э.Э., Изосимов Д.Б., Туманов В.Л. Автономные водородные энергоустановки с возобновляемыми источниками энергии // Теплоэнергетика № 3. 2006. С. 42 - 50.

3. Попель О.С. Автономные энергоустановки на возобновляемых источниках энергии // Энергосбережение, 2006. № 3. С. 70 - 75.

4. Андреев В.М., Забродский А.Г., Когновицкий С.О. Интегрированная энергоустановка с накопителем энергии на основе водородного цикла //Международный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 2 (46), 2007. С. 99 - 105.

5. Malyshenko S. P., Gryaznov A. N., Filatov N. I.: «High-pressure H₂/O₂-steam generators and their possible applications», Int. Journ. HydrogenEnergy,V. 29. P. 589 - 596, 2004.

6. Интернет-сайт компании Nature'sElectric, дата обращения 10. 08. 2010 г., www.natureselectric.com;

7. Алюмоводородная энергетика. Под редакцией акад. РАН А.Е. Шейндлина. М, ОИВТ РАН, 2007.

8. Европейский опыт утилизации сбросного энергопотенциала промышленных газов, http://www.cogeneration.com.ua/.

9. Bahman Shabani, John Andrews, Simon Watkins, Energy and cost analysis of a solar-hydrogen combined heat and power system for remote power supply using a computer simulation//Solar Energy 84 (2010) 144 - 155.

10. Maria Skyllas-Kazacos, An Historical Overview of the Vanadium Redox Flow Battery Development at the University of New South Wales, Australia., http://www.ceic.unsw.edu.au/centers/vrb/.

11. Bottling Electricity: Storage as a Strategic Tool for Managing Variability and Capacity Concerns in the Modern Grid, EAC Report December 2008, см. также: http://www.oe.energy.gov/eac.htm.

12. А. Rahman, M. Skyllas-Kazacos, Vanadium Redox Battery: Positive Half-Cell Electrolyte Studies//Journal of Power Sources 24 (2008), p.115 - 128.

13. Vanadium Redox Flow Batteries: An In-Depth Analysis. EPRI, Palo Alto, CA: 2007. 1014836$

14. Martha Schreiber, Adam H. Whitehead, Martin Harrer, VANADIUM REDOX FLOW BATTERY IMPROVED TECHNOLOGY//ENVIETECH31.1. -1.2.2008 Wien.

15. Brendan D. MacDonald, Andrew M. Rowe, A thermally coupled metal hydride hydrogen storage and fuel cell system//Journal of Power Sources 161 (2006) 346 - 355.

16. Янилкин И.В., Власкин М.С., Илюхин А.С., Школьников Е.И., Клямкин С.Н. Создание автономного источника питания на топливных элементах для ноутбука: обоснование, проблемы, решения//51-я Научная конференция МФТИ, Москва, Россия, 2008 г., с. 184 - 186.

Размещено на Allbest.ru