Водородная энергетика
– начало большого пути... в тупик
В принятой в апреле прошлого года новой энергетической стратегии России
в числе приоритетных направлений значится развитие водородной энергетики.
Согласно плану её развития в России на 2020–2024 годы, уже с 2021 года
планируется формировать репутацию России как поставщика водорода в качестве
альтернативы традиционным энергоресурсам. Газпром и Росатом должны начать
производство водорода уже в 2024 г., а к 2035 г. Россия должна выйти на
2 млн тонн в год его экспорта.
Увлечение водородной энергетикой привело к появлению «названий» водорода
по способу его получения. Теперь различают: бирюзовый водород (получаемый
пиролизом метана, при этом углерод получается в твёрдой форме),
голубой
водород (паровая конверсия метана, оснащённая системой улавливания и захоронения
CO2),
жёлтый водород (АЭС),
зелёный водород (получаемый электролизом от возобновляемых
источников энергии). План Европы подразумевает полный отказ от углеводородов
и переход к 2050 году на зелёный водород, который она сама хочет производить.
ЕС собирается ежегодно продавать водород на 630 млрд евро и обеспечить
около 1 млн рабочих мест. Создание инфраструктуры внутри ЕС обойдется от
27 млрд до 64 млрд евро.
Производство голубого водорода более экономично, чем получение зелёного
водорода. Для масштабной замены углеводородного топлива на зелёный водород
потребовались бы слишком высокие электрогенерирующие мощности из-за низкого
КПД процесса электролиза. Собственно, основная часть водорода сейчас производится
именно из природного газа. «Газовая отрасль уже принимает активное участие
в развитии водородной энергетики – в настоящее время 76% водорода в мире
производится из природного газа. При этом потребление газа в качестве сырья
для производства этого количества водорода составляет 205 млрд кубометров»,
– отмечает в интервью корпоративному журналу зампред правления Газпрома
Олег Аксютин.
Сейчас в мире производится около 120 млн тонн водорода, но уже через 30
лет это количество может увеличиться в пять раз. Проблемы с транспортировкой
водорода по газопроводам делают перспективным его производство именно в
точках потребления. Скорее всего, тот же метан будет идти в Европу и уже
на месте трансформироваться в водород по голубой либо бирюзовой технологии.
В Саудовской Аравии уже реализован способ транспортировки голубого водорода,
в рамках которого водород смешивается с азотом и в виде аммиака транслируется
в Азию...
Всё перечисленное прекрасно, но по сути есть атавизм троглодита, любующегося
впервые полученным огнём, – до сих пор мы любим смотреть, как работают
другие, течёт вода и горит огонь! Ведь что предлагается – транспортировать
по трубам газ (метан, пропан, водород), где-то в конце пути окислять его
и, наконец, получать то, что было нужно изначально – энергию, главным
образом, электроэнергию! Или того хлеще: получать от ВИЭ
электроэнергию, электролизом добывать водород, куда-то его перекачивать
и затем снова получать электроэнергию! Ниже на рисунке показаны 5 таких
цепочек, в каждом звене которых происходят потери транспортируемого продукта
– энергии. Причём кпд и преобразований, и собственно транспортировки очень
невелик. Мы стремимся увеличивать добычу энергоносителей, но большую часть
содержащейся в них энергии тратим на обогрев земного шара! Ведь любое преобразование
энергии, любая её транспортировка – это потери!
Чем проще путь, тем он экономичнее! Это означает, что силы и средства нужно
сосредоточить не на Северном потоке–3, а на разработке, производстве
и совершенствовании углеводородных (прежде всего, метановых) топливных
элементов. С их помощью получать электроэнергию как можно ближе к месту
добычи углеводородов и транспортировать именно её. Уже существующие высокотемпературные
ТЭ, не эффективные в Аравии, в российских условиях вполне применимы, так
как их дополнительное тепло найдёт применение на наших северных месторождениях.
В настоящее время промышленно производится несколько типов ТЭ. Из них пока
представляются наиболее перспективными расплавленные карбонатные (MCFC)
и твёрдооксидные (ТОТЭ) топливные элементы.
MCFC используют в качестве электролита высокотемпературные соединения карбонатов
солей (натриевых или магниевых). КПД колеблется от 60 до 80%, а рабочая
температура составляет около 650°C. Построены энергоблоки мощностью до
2 МВт (подробнее), имеются проекты энергоблоков
мощностью до 100 МВт. ТОТЭ – разновидность топливных элементов, электролитом
в которых является керамический материал (напр., на базе диоксида циркония),
проницаемый для ионов кислорода. Эти элементы работают при очень высокой
температуре (700 °C – 1000 °C) и применяется в основном для стационарных
установок мощностью от 1 кВт и выше. Их отработанные газы могут быть использованы
для приведения в действие газовой турбины, чтобы повысить КПД установки
в целом. КПД такой гибридной установки может достигать 70 %. ТОТЭ могут
работать на метане, пропане, бутане, биогазе.
Ещё в 1997 году ОАО «СКБК» разработало принципиально новый тип ЭХГ на основе
ТЭТО с неразделённым газовым пространством, работающих на метан-воздушной
смеси. В режиме максимальной мощности коэффициент использования топлива
достигал 86%. В РФ работы по созданию энергоустановок на основе ТЭТО были
включены в ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям
развития научно-технологического комплекса России на 2007–2012 годы». Головной
исполнитель комплексного проекта – ФГУП «ЦНИИ СЭТ», основной исполнитель
работ по ЭЭУ с ТЭТО – РФЯЦ ВНИИТФ. Привлекательность внедрения ЭЭУ с ЭХГ
на основе ТЭТО состоит в том, что их можно использовать в комбинированных
энергоустановах и системах.
В оглавление