Pod koniec 2021 roku rozpocznie się faza badań eksploatacyjnych pierwszego polskiego układu power-to-X głęboko zintegrowanego z elektrociepłownią. Ta innowacyjna instalacja pozwoli na wytwarzanie wodoru z pary pochodzącej z elektrowni, elektrociepłowni oraz energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii. Projekt HYDROGIN ma przyczynić się do poprawy elastyczności klasycznych elektrowni i elektrociepłowni oraz zwiększyć udział odnawialnych źródeł energii w polskim sektorze elektroenergetycznym.

– Instytut Energetyki uczestniczy w budowie pierwszego polskiego układu power-to-X bazującego na stałotlenkowym elektrolizerze wysokotemperaturowym. W jego ramach powstanie układ małej mocy zintegrowany z konwencjonalnym blokiem opalanym paliwem stałym. Przedsięwzięcie to ma pokazać możliwość produkcji wodoru w układach połączonych, gdy elektrolizery integrowane są z klasycznymi blokami energetycznymi – mówi agencji informacyjnej Newseria Innowacje dr hab. inż. Jakub Kupecki, prof. IEn, kierownik Centrum Technologii Wodorowych Instytutu Energetyki.

Jedną z najistotniejszych korzyści wdrożenia instalacji power-to-X do polskiego sektora energetycznego będzie poprawa elastyczności klasycznych elektrowni i elektrociepłowni. Współczesne bloki energetyczne charakteryzują się minimum technicznym, które wymusza liczne zatrzymania jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD). Oznacza to, że przy niewielkim obciążeniu instalacje takie muszą być wyłączane. Zintegrowanie bloku energetycznego z elektrolizerem stałotlenkowym pozwoli obniżyć minimum techniczne, a co za tym idzie – znacząco zmniejszyć roczną liczbę zatrzymań bloku energetycznego i towarzyszące im emisje. Przy niskim obciążeniu bloku elektrolizer wykorzystuje parę oraz, opcjonalnie, energię elektryczną z obiegu parowego do produkcji oraz magazynowania wodoru. Wodór ten jest następnie wykorzystywany do produkcji energii elektrycznej w tej samej instalacji, na potrzeby pokrycia zwiększonego zapotrzebowania na prąd w godzinach szczytu energetycznego.

Każde uruchomienie bloku energetycznego generuje dodatkowe emisje, wymaga paliwa rozpałkowego oraz przyspiesza zużycie instalacji. W związku z tym wyposażenie bloków energetycznych w elektrolizery stałotlenkowe pozwoli zarówno oszczędzić energię, jak i zmniejszyć emisyjność konwencjonalnych elektrowni, jednocześnie wydłużając ich efektywny roczny czas pracy.

– Instalacja, w której łączymy elektrolizer wysokotemperaturowy z klasyczną elektrownią, pozwala na wytwarzanie wodoru, ale wodór ten może być magazynowany na miejscu i wykorzystany w momentach zwiększonego zapotrzebowania, w tzw. szczytach zapotrzebowania na energię elektryczną. Jest wykorzystywany w tej samej instalacji, która przełącza się z trybu pracy elektrolizera do trybu pracy ogniwa paliwowego i w ten sposób staje się generatorem energii elektrycznej, który zaspokaja zwiększone zapotrzebowanie – wyjaśnia ekspert.

Z tego powodu technologia rozwijana w ramach projektu HYDROGIN może być jednym z najważniejszych elementów polskiego systemu magazynowania energii. Wytwarzanie syntetycznych paliw za pośrednictwem nadwyżki energetycznej z OZE może również ułatwić integrację infrastruktury elektroenergetycznej oraz gazowej, a co za tym idzie, poprawić bezpieczeństwo całego polskiego systemu energetycznego.

Instalacja tego typu może być kluczowym elementem systemów magazynowania energii, mających wpływ na efektywność wykorzystania odnawialnych źródeł energii, a także na zwiększenie elastyczności pracy klasycznych elektrowni. Jednocześnie, w myśl koncepcji sector coupling, wytwarzanie paliw syntetycznych z wykorzystaniem nadmiarowej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych pozwala na integrację systemu elektroenergetycznego z systemem gazowym, co znacząco zwiększy bezpieczeństwo systemu energetycznego, kiedy układy power-to-X trafią do szerokiej dystrybucji.

– Minęło pół roku realizacji projektu, w tej chwili wyłoniona została lokalizacja, w której znajdzie się instalacja kontenerowa HYDROGIN z elektrolizerem wysokotemperaturowym. Pod koniec 2021 roku rozpocznie się długotrwała faza eksploatacji i badań ruchowych. Instalacja, której dotyczy projekt, to mały pilotaż. Po zakończeniu długotrwałych badań eksploatacyjnych strategią wdrożenia tego w większej skali będzie budowa układu klasy megawatowej lub większej. Wówczas da to wyraźne korzyści, widoczne już z punktu widzenia nie tylko tej jednej jednostki, jaką jest elektrownia czy elektrociepłownia, lecz także z punktu widzenia krajowego systemu elektroenergetycznego – tłumaczy prof. Jakub Kupecki.

Projekt HYDROGIN otrzymał finansowanie ze środków Narodowego Centrum Badań i Rozwoju. Projekt realizowany jest przez konsorcjum Centrum Badawczo-Rozwojowego im. M. Faradaya oraz Instytutu Maszyn Przepływowych im. Roberta Szewalskiego PAN.