"Излишков" со *ВСЕЙ* ветрогенерации США хватит только на *ДВЕ* средненьких водородных турбины

Ниже перевод статьи с расчетами показывающими перегретость водородного хайпа и его явно не совсем "энергетическую" мотивацию.

Начало:

На момент написания, после почти десяти лет шумихи в СМИ, даже неспециалисты с готовностью разбираются в цветах водорода и в том, какие чудеса они могут сделать для декарбонизации мировой экономики, включая производство электроэнергии, транспорт и промышленный сектор (например, производство цемента). и сталелитейное производство).

Основное внимание в этой статье уделяется исключительно коммунальному или сетевому производству электроэнергии с помощью газовых турбин, сжигающих водород. Другие виды использования водорода любого «цвета», включая существующие и/или проектируемые, например, топливные элементы для транспорта и распределенной выработки электроэнергии, в различных масштабах и сопутствующих инфраструктурных нуждах, выходят за рамки статьи.

Также это обсуждение носит строго количественный характер, основанный на общедоступной информации и упрощенных расчетах с использованием первых принципов, не прибегая к наивным «мнениям» или «прогнозам».

---

То, как водород (H2) может помочь обезуглероживанию в технологиях, связанных со сжиганием, очевидно: получаемый газ не содержит CO2 (за исключением незначительного количества, поступающего с окружающим воздухом). Это, конечно, замечательная новость. Плохая новость заключается в том, что, в отличие от природного газа (в основном, метана), Н2 в естественных условиях недоступен для добычи и использования; это должно быть изготовлено в первую очередь.

Худшая новость заключается в том, что производство H2 чрезвычайно дорого, не только в долларах и центах, но и в киловаттах. Наконец, что еще хуже, в настоящее время около 95% производства H2 в США (во всем мире, скорее, 75%) осуществляется с помощью парового риформинга метана (SMR), который представляет собой очень сложный термохимический процесс и при производстве востребованный водород, генерирует значительное количество выбросов CO2.

В этой статье рассматриваются различные процессы, используемые для производства водорода, со ссылкой на «цвет» водорода, связанный с каждым процессом, и предлагается анализ водородных стратегий, которые способствуют достижению цели обезуглероживания.

Зеленый водород

Здесь в игру вступает электролиз воды. Это «зеленая» технология, потому что в процессе не образуется CO2. Лежащая в основе химическая реакция очень проста, но потребляет много энергии, которая обеспечивается батареей (в лаборатории) или электростанцией (в коммерческом применении).

Можно показать, что минимальная теоретическая энергия, необходимая для проведения электролиза воды, составляет 237,1 кДж/моль Н2О, что соответствует примерно 33 кВтч/кг Н2. Это критерий, который необходимо использовать для оценки заявлений, сделанных производителями электролизеров.

Например,   электролизеры с протонообменной мембраной (ПЭМ) уже сегодня коммерчески доступны и быстро завоевывают рынок, поскольку, среди прочего, они более гибкие и занимают меньше места по сравнению с их предшествующей технологией, жидкостным щелочным электролизером.

Опубликованные цифры для PEM и других технологий электролиза охватывают широкий диапазон, и при небольшом или полном отсутствии коммерческого опыта проверить их довольно сложно. Консервативное число для современных электролизеров PEM составляет 55 кВтч/кг, которое будет использоваться здесь.

Будущие разработки могут (возможно) снизить его до 45 кВтч/кг. Заинтересованные читатели могут легко изменить приведенные ниже результаты, используя число, которое они считают «правильным». Будьте уверены, что пресловутая игла не сдвинется с места.

Целью производства зеленого водорода является использование возобновляемых ресурсов, например, солнечной или ветровой, для запуска больших электролизеров для производства H2, а затем для его хранения, транспортировки и сжигания в камерах сгорания газовых турбин. Проще сказать, чем сделать.

Рассмотрим газотурбинную установку 60 Гц усовершенствованного класса с мощностью 400 МВтэ и КПД 43 % ТСН, с потреблением тепла (топливной энергии) 400 / 0,43 = 930 МВтт (см. рис. 1). Другими словами, если не принимать во внимание небольшие изменения эффективности при переходе с природного газа на водород, эта газовая турбина с современной камерой сгорания с сухим низким выбросом NOx (DLN), если бы она могла работать со 100% топливом H2 (что в настоящее время невозможно), потребляла бы 930 / 120 = 7,75 кг/с H2 (при 120 МДж/кг LHV).

Для производства H2 с такой скоростью в электролизере потребуется 55 кВтч/кг x 3600 с/ч x 7,75 кг/с = 1535000 кВтэ, т. е. 1535 МВтэ или более 1,5 ГВтэ электроэнергии. Это почти в четыре раза больше электроэнергии, вырабатываемой самой газовой турбиной, работающей на водороде, и дает КПД в оба конца (RTE) около 26%.

Согласно отчету Управления по энергоэффективности и возобновляемым источникам энергии Министерства энергетики США о рынке наземной ветроэнергетики за 2021 год, выбранные статистические данные за 2020 год были следующими: 122 ГВт установленной ветровой мощности, коэффициент мощности всего парка 36% и сокращение 3,4% по всей территории США. Независимые системные операторы (ISO), с 5% в Midcontinent ISO (MISO) и 4,6% в ERCOT, Техас. Таким образом, в 2020 году общее сокращение ветровой энергии можно рассчитать как 122 ГВт x 8 760 г x 36 % x 3,4 % = 13 000 ГВтч .

Следовательно, если бы вся урезанная ветровая генерация в США была направлена ​​на производство H2 с помощью электролиза, это обеспечило бы работу только двух (2) газовых турбин усовершенствованного класса с годовой работой 4000 часов, т.е. 13000 ГВтч / (1,5 ГВтч на ГТ x 4000 ч) = 2,17 Гц.

Если бы эти две газовые турбины работали в комбинированном цикле (GTCC) с чистым КПД LHV 63%, их мощность составила бы 586 МВт каждая. Таким образом, 13 000 ГВтч расхода электроэнергии обеспечили бы производство 5 000 ГВтч электроэнергии для RTE 5 / 13 = 38,5% (без учета энергии, потребляемой для хранения и транспортировки H2, плюс утечки, потери и прочие факторы неэффективности).

В приведенном выше расчете использовались значения базовой грузоподъемности ISO. Согласно (окончательным) данным формы 923 EIA за 2020 год, самая эффективная электростанция GTCC в США выработала 9,5 млн МВтч при эффективной эффективности LHV 59,4%. Если бы эта электростанция могла повторить ту же производительность со 100% топливом H2, она потребляла бы 478 300 метрических тонн H2, что потребовало бы 26 300 ГВтч энергии для производства посредством электролиза (соответствует 36% RTE — опять же, игнорируя все, что находится между электролизером и камеру сгорания газовой турбины).

Как подсчитано выше, в 2020 году только половина этого количества «избыточных» ГВт-ч была доступна за счет всей сокращенной ветровой генерации в США. Предположим, что эта электростанция сжигала смесь H2 (равную количеству, которое может быть произведено с 13 000 ГВтч — максимально возможной в 2020 году — сокращенной выработки энергии ветра) и метана (прокси для природного газа) для того же самого точного, полевого записанное исполнение. Это приведет к сокращению выбросов CO2 в дымовых трубах примерно на 1,6 миллиона метрических тонн, в результате чего удельные выбросы CO2 на заводе снизятся примерно до 168 кг/МВтч (370 фунтов/МВтч) с 334 кг/МВтч (735 фунтов/МВтч).

По данным Агентства по охране окружающей среды США, в 2020 году выбросы парниковых газов (ПГ) в США составили 5 222 миллиона метрических тонн эквивалента CO2 с учетом секвестрации в земельном секторе. (На производство электроэнергии приходилось 25% этого количества.) Таким образом, сокращение, которое могло бы быть достигнуто за счет использования всего сокращения ветра в США для производства H2, который будет использоваться на самой эффективной электростанции GTCC в стране, приведет к сокращение 1,6 / 5,222 ~ 0,03% в общих выбросах ПГ.

В качестве критерия примите во внимание, что по данным Агентства по охране окружающей среды США выбросы парниковых газов сократились с 2019 по 2020 год на 11% . Основной основной причиной снижения было сокращение выбросов CO2 при сжигании ископаемого топлива, главным образом за счет замены угольной генерации на природный газ.

Экстраполяция тенденции роста ветрогенерации за последние четыре года позволяет предположить, что к 2030 г. ожидаемая выработка составит от 700 (линейный рост) до 1000 (экспоненциальный рост) миллиардов кВтч (см. рис. 3). Предполагая, что уровень сокращения составляет 5%, это соответствует от 35 000 до 50 000 ГВт-ч сокращенной выработки ветровой энергии.

Принимая во внимание большее число, предполагая технологию электролизера мощностью 50 кВтч/кг и среднегодовую эффективность GTCC 60 % (производительность в полевых условиях), 20 миллионов МВтч электроэнергии можно было бы вырабатывать на топливе, состоящем из 100 % H2. Это сэкономит около 6,5 млн метрических тонн выбросов CO2 в дымовых трубах, что эквивалентно 6,5/5222 ~ 0,13% от общего объема выбросов парниковых газов в США в 2020 году (или 0,52% выбросов парниковых газов при производстве электроэнергии).

Серый водород

Давайте теперь обратимся к производству водорода с помощью SMR, старой технологии с более чем столетней историей, используемой во всем мире для производства H2 для использования в химическом процессе (для производства аммиака) и очистке (для гидрокрекинга и обессеривания топлива). отрасли.

Согласно формулам химической реакции, теоретически на каждый килограмм произведенного H2 приходится 5,5 кг образования CO2. В реальной установке SMR (см. упрощенную блок-схему, рис. 4) необходимо также учитывать топливо, сжигаемое в установке риформинга. Это может поднять соотношение CO2/H2 примерно до 9,2 (оно может достигать 10 или 11).

Давайте применим это к нашему образцу газовой турбины (400 МВт при 43% низшей теплоты сгорания), сжигающей 7,75 кг/с H2. Процесс SMR, обеспечивающий необходимое количество водорода, будет генерировать 257 000 кг/ч CO2. На основе простого цикла это соответствует примерно 642 кг/МВтч (1415 фунтов/МВтч) CO2. В комбинированном цикле это число составляет 438 кг / МВтч (966 фунтов / МВтч).

Для сравнения, для лучшей промысловой установки GTCC 2020 года, работающей на природном газе, упомянутой ранее в статье, с эффективностью LHV ~ 60% вместо 63%, которая является основой приведенных выше значений SMR, соответствующее число составляет 333 кг / МВтч (735 фунтов / МВтч), что более чем на 30% меньше, чем при сжигании 100% серого водорода.

Автор уверен, что читатели согласятся с тем, что дальнейшее обсуждение не требуется; «серый» водород — нестартер.

Синий водород (SMR + CCS)

Конечно, завод SMR можно модернизировать с помощью улавливания и секвестрации углерода (CCS) для производства «голубого» водорода.

На установке SMR CO2 может улавливаться в трех местах: (i) из хвостового газа установки короткоцикловой адсорбции (PSA), (ii) из дымового газа установки риформинга с эффективностью около 90% (~45% (об.) и ~ концентрация 20% (v) соответственно и парциальное давление менее одного бара), или (iii) из неочищенного H2 на выходе из реактора сдвига с эффективностью 99+% (концентрация ~15% (v) и парциальное давление ~3,5 бар) .

Доступные технологии удаления включают очистку на основе аминов, физические растворители и мембраны, а в химической промышленности имеется обширный опыт удаления CO2 из сырого H2 под высоким давлением. Напротив, скруббер СО2 из дымовых газов GTCC при низких парциальных давлениях и больших объемных расходах требует более крупного и дорогого оборудования и потребляет больше паразитной энергии. В любом случае, с точки зрения исключительно выбросов CO2, если завод SMR оснащен 90% CCS, для нашего примера GTCC, сжигающий «голубой» водород, произведенный на этом заводе, будет иметь выбросы CO2 44 кг/МВтч (97 фунтов/МВтч) ( игнорируя все, что находится между точкой подачи водорода SMR и камерой сгорания газовой турбины).

Последнее число весьма привлекательно, однако нет абсолютно никаких причин, по которым наш «лучший в своем классе» (исходя из эксплуатационных характеристик) GTCC сам по себе не может быть также модернизирован системой улавливания углерода после сжигания (PCC) на 90%.

В этом случае выбросы его дымовой трубы CO2 упадут до 33 кг/МВтч (74 фунта/МВтч), что почти на 30% лучше, чем в случае с голубым водородом с SMR плюс CCS. (Обратите внимание, что производство CO2 на ММР, производящем необходимый H2 для этой установки, будет составлять 465 кг/МВтч или 46,5 кг/МВтч при 90% улавливании.)

Другими словами, если в пользу голубого водорода (через SMR плюс CCS) не может быть приведен убедительный аргумент CAPEX/OPEX, невозможно увидеть, как он может стать жизнеспособной альтернативой GTCC, работающему на природном газе, с PCC. Даже в этом случае, чтобы довести последний до уровня голубого водорода в пересчете на кг CO2 на МВтч генерации (при условии улавливания 90%), достаточно улавливания 86% с сопутствующей экономией на размере блока РСС и капитальных/эксплуатационных затрат.

Принимая во внимание первый в своем роде характер окончательных систем с CCS ( не SMR или GTCC сами по себе), а также неопределенность и «неизвестные неизвестные» в ключевых элементах инфраструктуры, таких как хранение и транспортировка H2 (включая строительство трубопровода и паразитная мощность сжатия) и улавливание и/или утилизация CO2, любая попытка провести экономическое сравнение без добросовестного проектирования и проектирования .Исследования (FEED), проведенные надежными EPC-подрядчиками с участием крупных OEM-производителей (многолетняя многомиллионная работа), являются бесполезными усилиями. (Читатель может проконсультироваться с финансируемым Министерством энергетики проектом General Electric and Southern Company FEED для модернизации GTCC с помощью PCC на заводе Barry — Alabama Power. Результаты ожидаются в начале 2023 года. См. также стр. 16 Справочника GTW 2022 года )

Попутно следует упомянуть, что существуют и другие технологии получения голубого водорода из природного газа. Примерами являются частичное окисление (POX) и автотермический риформинг (ATR). Последний представляет собой процесс кислородного сжигания , сочетающий POX и SMR. Основными преимуществами ATR по сравнению с SMR являются повышенная энергоэффективность, более быстрое время запуска и более быстрое время отклика на переходные процессы. Разработанный в 1950-х годах, ATR используется для производства синтез-газа для синтеза аммиака и метанола.

Ключевым недостатком ATR является то, что для производства кислорода для горения требуется установка разделения воздуха (ASU). Основная привлекательная особенность ATR заключается в том, что он генерирует на 20 % меньше CO2 при том же количестве H2, что и SMR. Читатель может найти множество опубликованных ссылок, сравнивающих SMR, ATR и POX, а также их варианты с точки зрения стоимости и производительности. Поскольку ни одна из этих технологий, конкурирующих с проверенным временем SMR для получения голубого водорода, даже близко не подходит для крупномасштабного коммерческого применения, нет необходимости подробно рассматривать их в этой короткой статье.

Синий водород (газификация + CCS)

Во всем мире около 75% производства H2 приходится на SMR, а остальное в основном на газификацию . В процессе газификации первым этапом является взаимодействие угля (или другого жидкого/твердого углеводородного сырья) с кислородом и паром при высоких давлениях и температурах с образованием синтез-газа (синтез-газа), смеси, состоящей в основном из монооксида углерода (CO) и водорода.

После удаления примесей из синтез-газа CO в газовой смеси вступает в реакцию с водяным паром посредством реакции конверсии водяного газа с получением дополнительного количества H2 и CO2. Водород удаляется с помощью системы разделения, а высококонцентрированный поток CO2 впоследствии может быть уловлен и сохранен.

Согласно опубликованным исследованиям, капитальные затраты для этой технологии оцениваются в три раза больше , чем для SMR с CCS. Как подчеркивалось ранее, без всестороннего исследования FEED с участием обеих технологий автор воздержался бы от комментариев по поводу таких выводов. «Истинное» соотношение может быть несколько меньше или значительно больше. Достаточно сказать, что экономическая целесообразность этого пути производства водорода весьма сомнительна.

Но прежде чем списывать со счетов газификацию, остановимся здесь на минутку. Парометановый риформинг использует природный газ в качестве сырья для производства H2. Тем не менее, природный газ является самым «чистым» ископаемым топливом, которое может быть использовано непосредственно для выработки электроэнергии в самой эффективной на сегодняшний день технологии, основанной на сжигании топлива, а именно в усовершенствованном классе GTCC.

В свете расчетов, представленных выше, для автора остается загадкой, зачем кому-то утруждать себя сначала преобразованием природного газа в H2 с помощью CCS (который может быть добавлен непосредственно к GTCC в первую очередь) и свайным комплексом. процесс за сложным процессом (некоторые из которых отсутствуют и чрезвычайно дороги в строительстве и эксплуатации), чтобы затем сжигать водород в той же GTCC.

Тем не менее, существует обоснование получения голубого водорода путем газификации угля, остатков нефтеперерабатывающих заводов или других проблемных углеводородов. В отличие от электролиза или SMR (или их производных или близких родственников), в этом случае исходное сырье, в отличие от избыточной электроэнергии плюс вода или природный газ (в основном метан, то есть), как правило, не считается хорошим кандидатом для «чистая» генерация электроэнергии.

В качестве примера возьмем остаток висбрекинга , который представляет собой довольно неприятную штуку (его LHV составляет около 39 МДж/кг). В нормальных условиях эта остаточная тяжелая нефть не пригодна в качестве топлива для газовых турбин. Тем не менее, с ГТУ на базе ГТУ класса Е или (возможно) F, оснащенной диффузионно-пламенными камерами сгорания с впрыском пара, подготовкой топлива с промывкой и присадками, и двухконтурным котлом-утилизатором без промежуточного подогрева с высокой температурой дыма (для предотвращения конденсация серной кислоты на трубах экономайзера), его можно использовать для выработки электроэнергии с выбросами CO2 в дымовых трубах почти 600 кг/МВтч (не говоря уже о SOx и других токсичных веществах).

Напротив, использование того же сырья в газификационной установке, включающей реактор POX (использующий O2, образующийся в ВРУ), реактор конверсии водяного газа, процесс Selexol для отделения H2S и CO2 от синтез-газа и блок PSA для получения «голубого водород для использования в качестве топлива в GTCC продвинутого класса весьма привлекателен (без учета CAPEX и OPEX, конечно).

Подсчитано, что электроэнергия, вырабатываемая таким образом, имеет около 60 кг/МВтч выбросов CO2 в дымовых трубах, но не содержит SOx. Удельная выработка электроэнергии составляет около 13,1 МДжЭ на кг сырья. Для сравнения, для приведенного выше примера GTCC со сжиганием остаточного масла без улавливания удельная выработка электроэнергии составляет 18,8 МДж-экв./кг. С улавливанием и дополнительной очисткой дымовых газов она может легко снизиться до 15 МДжэ/кг.

Ясно, что с такими расчетами «обратной стороны конверта» невозможно сделать суждение. Однако совершенно очевидно, что, если цифры CAPEX и OPEX могут быть рассчитаны, газификация «незеленого» сырья, такого как уголь, нефтяной кокс, отходы нефтепереработки и т. д. (или биомассы в этом отношении) с CCS для производства синего H2 может быть жизнеспособным способом экологически чистого производства электроэнергии с использованием более широкого спектра легкодоступных и малоценных ресурсов.

Резюме

Автору совершенно неясно, чего именно зеленый водород из электролиза на возобновляемых источниках энергии может выполнить с точки зрения сокращения выбросов CO2 при выработке электроэнергии в масштабе сети. Даже использование всей сокращенной ветровой генерации в США для производства H2 и его сжигания в GTCC не может привести к общеизвестному уменьшению выбросов парниковых газов.

Используя наилучшие возможные предположения, включая 100% сжигание H2 в камерах сгорания DLN, влияние будет намного меньше, чем 1%, что неудивительно, потому что генерируемый H2 может поддерживать не более пары современных электростанций GTCC. Конечно, можно добавить в смесь урезанную солнечную энергию, но это не сильно изменит ответ. (Учтите, что, согласно EIA США, в 2020 году CAISO сократила 1,5 миллиона МВтч солнечной энергии для коммунальных предприятий (по сравнению с 13 миллионами МВтч сокращенной ветровой энергии для всех США), что составляет 5% от общего производства.)

Между прочим, усовершенствованные камеры сгорания DLN для газовых турбин могут обрабатывать только 30% (по объему) H2 в топливном газе (хотя один крупный OEM-производитель заявляет о возможности использовать 50% (v) H2 для своей последней усовершенствованной конструкции камеры сгорания DLN). Это позволяет сократить выбросы CO2 всего на 10 % в расчете на кг/МВтч (см. рис. 5). Для снижения на 50 % содержание H2 в топливном газе должно составлять 75 % (об.).

Следует отметить, что газовые турбины, оснащенные обычными диффузионными пламенными камерами сгорания и впрыском H2O для контроля выбросов NOx, могут и сегодня сжигают 100% (об.) H2 (на нефтеперерабатывающих и сталелитейных заводах, использующих синтетический газ). Их потребление воды предлагается как недостаток, но при этом ничего не говорится о воде, потребляемой при электролизе. Читатели могут сделать собственные выводы, почему «лидеры мнений» молчат об этом варианте, готовом к развертыванию уже сегодня .

Наконец, согласно EIA США (9 июня 2021 г.), за последние 15 лет структура производства электроэнергии в США сместилась с угля на природный газ и возобновляемые источники энергии, что привело к снижению выбросов CO2 при производстве электроэнергии. В 2019 году электроэнергетический сектор США произвел 1 724 миллиона метрических тонн CO2, что на 32% меньше , чем 2 544 миллиона метрических тонн, произведенных в 2005 году. Вот это и есть настоящая декарбонизация !

Основная предпосылка серого водородазаключается в том, что вы берете совершенно «чистое» (относительно) сырье, такое как природный газ, который вы можете сжигать в современной газотурбинной установке с почти 60-процентной эффективностью, измеренной в полевых условиях, и использовать его для производства H2, одновременно выкачивая дополнительный CO2. в атмосферу, а потом сжечь в том же GTCC. Конечно, можно представить себе сценарий, в котором продукт установки SMR, чьи существующие клиенты исчезли, может продолжать работать и производить H2 для использования в качестве топлива для газовых турбин. Даже в этом случае можно задаться вопросом, не лучше ли вывести объект из эксплуатации в первую очередь, чтобы помочь снизить выбросы парниковых газов. В качестве альтернативы, и это может быть даже лучшим предложением, такие установки могут быть модернизированы с помощью УХУ для производства голубого водорода для использования в промышленных и химических процессах.

Синий водород устраняет недостаток CO2 в сером водороде, добавляя в смесь установку CCS. Но основной вопрос все же остается. GTCC, оснащенный (или модернизированный) PCC, может напрямую сжигать природный газ и при этом лучше с точки зрения итоговых выбросов CO2. Есть некоторые аргументы, в первую очередь основанные на простоте улавливания CO2 (по сравнению с PCC, применяемом к дымовым газам GTCC) и его более низкой стоимости, но без серьезного исследования FEED цифры, довольно близкие для начала, должны быть принимать с недоверием. Основная предпосылка столь же запутана, как если бы вы указали правой рукой на левое ухо, заложив правую руку за голову, вместо того, чтобы просто использовать левую руку и просто поднять ее.

С другой стороны, голубой водород от частичного окисления (POX) или газификации угля и различных «неприятных» видов сырья — совершенно рациональное предложение. Это позволяет нам использовать в противном случае нежелательное, но легкодоступное и дешевое сырье, такое как уголь и другие отходы химической и нефтеперерабатывающей промышленности, для производства электроэнергии в масштабе сети. В конце концов, велика вероятность, что это окажется экономически нецелесообразно. Тем не менее, необходимая технология доступна и заслуживает пристального внимания.

На самом деле, читатели могут прочитать о трехэтапном демонстрационном проекте в Японии (Osaki CoolGen Project), в рамках которого едавно была продемонстрирована работа комбинированного цикла комплексной газификации с использованием кислородного дутья и сжигания угля.  На втором этапе, который в настоящее время продолжается, проектировщики установки планируют продемонстрировать 90-процентное улавливание CO2 (99-процентная чистота) из синтез-газа посредством физической абсорбции (с использованием растворителя Dow's Selexol Max ). Скрубберный синтез-газ содержит около 85% (по объему) H2 и используется в качестве топлива для газовой турбины. На третьем этапе проекта цель состоит в том, чтобы использовать H2 в топливном элементе для производства энергии.

В заключение следует подчеркнуть, что в концепции водородной экономики нет ничего нового. Она появилась полвека назад (см., например, главу 18, стр. 117 книги «Энергия и будущее» Хаммонда, Меца и Мо II, AAAS, 1973). Нет никаких сомнений в том, что водороду есть место в комплексном портфеле технологий для устойчивой энергетики. По мере развертывания все большего количества возобновляемых ресурсов, в каждом конкретном случае, более широкое использование зеленого водорода в качестве среды хранения и топлива для газовых турбин также станет реальностью.

Однако, если мир не перейдет к режиму полностью «распределенной генерации», ожидание того, что он станет пресловутым рыцарем в сияющих доспехах для безуглеродного электричества, особенно со сверхтяжелыми газовыми турбинами мощностью 500+ МВт, сжигающими непомерное количество произведенного зеленого водорода топливо, не реально.

---

Примечание автора . Эта статья в значительной степени основана на недавней работе автора, например, на презентации, сделанной в мае на выставке POWERGEN 2022 в Далласе, штат Техас; документ, представленный в июне на выставке ASME Turbo Expo 2022 в Роттердаме, Нидерланды; статья в « Мире газовых турбин », сентябрь 2021 г.; и несколько глав в будущей книге, которая будет опубликована издательством Кембриджского университета ( Газовые и паровые турбинные электростанции – применение в устойчивой энергетике ), которая должна быть доступна к концу этого года.

 

-----------------------------

Все разжевано максимально доступно и вообщем то всем было понятно задолго до. Остаются только несколько вопросиков типа ЗАЧЕМ и ПОЧЕМУ толкают тематику. 

Ответы лежат совсем не в технической плоскости, а исключительно политико-экономической, точнее конечно финансовой ( https://aftershock.news/?q=node/1146819 если не сказать хремаститической) с перетеканием в социальную.

Построить водородную энергетику-экономику в отдельных локациях на планете можно, в том числе даже в замкнутом варианте, вот только как это все будет выглядеть в скажем так Супер Системе... 

Самый простой сценарий, который просматривается - первый мир сокращается (меньше энергии потребляет в принципе), реструктурируется и переходит (точнее отдельные его районы - вокруг ГЭС например) на и начинает щемить остальных,  компенсируя разницу в условном ресурсно-техническом КПД.

Правда для этого конечно необходимо прежде всего отрастить то, чем щемить, предположительно "космическое", "биологическое" в дополнении к "финансовому" и "ментальному", у которых эффективность на глазах падает ... впрочем это уже другая сказка.