Potencjał OZE - wiatr, Słońce, biomasa, geotermia

gaz4 wrote:

W necie na pęczki artykułów o 70%-80% sprawności, a kolega upiera się, że jest nierealna?

Taką mam wiedzę na dzisiaj.
W linkowanym artykule piszą:

Quote:

...Alkaline electrolysers exist in any scale from the small laboratory equipment to industrial multi-MW units. Some operate at atmospheric pressure, while others can directly produce pressurised hydrogen....
...Elektrolizery alkaliczne istnieją w dowolnej skali, od małego sprzętu laboratoryjnego po przemysłowe jednostki o mocy wielu MW. Niektóre działają pod ciśnieniem atmosferycznym, podczas gdy inne mogą bezpośrednio wytwarzać wodór pod ciśnieniem....

tylko że nie wymieniają z nazwy jakiejś jednostki przemysłowej która komercyjnie produkuje wodór z w.w. sprawnością. Jakoś ta skromność dziwna mi się wydaje. Wodór produkuje się od dawna, także poprzez elektrolizę wody. Gdyby technologia była dopracowana to zapewne kapitaliści zechcieliby sfinansować budowę nowych wysokosprawnych jednostek.
Osobiście życzę uczonym działającym na tym polu jak najszybszych sukcesów.
Nie upieram się, możliwe że coś przeoczyłem? W fazie eksperymentalnej jest wiele urządzeń (także instalacje megawatowe) np. przepływowe akumulatory wanadowe.
https://e-magazyny.pl/magazyny-energii/potencjal-wanadowych-akumulatorow-przeplywowych/
Wysoka sprawność, nieskończona ilość cykli ładowanie/rozładowanie, odporne na zwarcie i ogień. Tylko trzęsienie ziemi im może zaszkodzić. Niestety cena powala, nikt nie chce tego sfinansować na wielką skalę. A może są jeszcze inne przyczyny takiego stanu rzeczy?

sigwa18 wrote:

Ale promieniowanie jest to samo z 1000 W/m2 tylko około 200W/m2 idzie w elektrykę i dopiero kilka-kilkanaście procent z tego wraca w postaci ciepła. Ni jak to się ma do pozostałych 800W/m2 które też zamienią się ciepło (800W do liczmy że nawet 20 W) . Ciepło z przepływu elektryczności jest o rząd mniejsze od ciepła z samego promieniowania. Dlatego ważniejsza dla mnie jest barwa panelu (panele full black są bez sensu) i jego montaż (czy ma możliwość cyrkulacji powierza pod nim).

Ważne jest gdzie konkretnie to ciepło jest wydzielane, bezpośrednio w strukturze. Dokładane jest ciepło z zewnątrz czyli z 800W/m², po części odbijane od powierzchni paneli i do tego wypada przynajmniej dla części paneli doliczyć to co otrzymują po sąsiedzku np. od rozgrzanego metalowego dachu.

sigwa18 wrote:

Dlatego ważniejsza dla mnie jest barwa panelu (panele full black są bez sensu) i jego montaż (czy ma możliwość cyrkulacji powierza pod nim).

Te wszystkie czynniki zbierane są w kupę i mają bezpośredni wpływ na żywotność paneli plus ich wykonanie a tutaj widać spory postęp oszczędności na przestrzeni kilkunastu lat.
Problemem właściwego montażu paneli od strony ich termodynamiki nikt specjalnie sobie głowy nie zawraca. To sprowadza się do równego zamontowania poprzeczek i przykręcenia na oko zaczepów. Dlatego nie dziwią mnie palące się nowe instalacje PV.

Staszek_Staszek wrote:

gaz4 wrote:

W necie na pęczki artykułów o 70%-80% sprawności, a kolega upiera się, że jest nierealna?

Taką mam wiedzę na dzisiaj.
W linkowanym artykule piszą:

Quote:

...Alkaline electrolysers exist in any scale from the small laboratory equipment to industrial multi-MW units. Some operate at atmospheric pressure, while others can directly produce pressurised hydrogen....
...Elektrolizery alkaliczne istnieją w dowolnej skali, od małego sprzętu laboratoryjnego po przemysłowe jednostki o mocy wielu MW. Niektóre działają pod ciśnieniem atmosferycznym, podczas gdy inne mogą bezpośrednio wytwarzać wodór pod ciśnieniem....

tylko że nie wymieniają z nazwy jakiejś jednostki przemysłowej która komercyjnie produkuje wodór z w.w. sprawnością. Jakoś ta skromność dziwna mi się wydaje. Wodór produkuje się od dawna, także poprzez elektrolizę wody. Gdyby technologia była dopracowana to zapewne kapitaliści zechcieliby sfinansować budowę nowych wysokosprawnych jednostek.

Wymienili kilka fabryk, między innymi Norsk Hydro. A tu można zobaczyć jakie ma parametry:

https://www.nrel.gov/docs/fy04osti/36734.pdf

Ta fabryka o mocy 2.3 MW produkuje ponad 400 kg wodoru na godzinę z realną sprawnością 73% z czego sama elektroliza ma 80%. Mniejsza instalacja 0.29 MW Stuart IMET 1000 wytwarza 5.4 kg na godzinę ze sprawnością 73%. Co prawda liczoną dla ciepła spalania ale nawet jak weźmie się poprawkę na nieskondensowaną parę wodną ciągle poruszamy się w okolicy 60%. A to nie koniec możliwości bo sama elektroliza może mieć nawet 95% (HOGEN 380) ale pozostałe procesy zabijają realną sprawność i w efekcie jest najgorsza z wymienionych w tym PDF - 56%.

Jak widać istniejace fabryki (nawet MW jak Norsk Hydro) mają ponad 70%, a od strony teoretycznej nie ma żadnych przeszkód aby realna sprawność była na poziomie 80%. To tylko kwestia doszlifowania technologii i tyle. Najlepiej na każdym etapie bo wtedy możemy uwzględniać ciepło skraplania pary wodnej co znacząco podbija sprawność liczoną w rachunku ciągnionym. W tym temacie już o tym pisałem.

A co do kapitalistów co nie chcą budować tych fabryk - jak długo najtańszą metodą będzie reforming metanu tak długo ich nie będzie. A tak się składa, że gaz ziemny drożeje w oczach podczas gdy w niektóre dni prąd ma ujemne ceny. Kwestią czasu jest gdy rosnąca krzywa kosztu wodoru z reformingu przetnie spadajacą z elektrolizy. I wtedy będzie dokladnie to samo co z wiatrakami czy PV, elektrolizery zaczną rosnąć jak grzyby po deszczu

gaz4 wrote:

Kwestią czasu jest gdy rosnąca krzywa kosztu wodoru z reformingu przetnie spadajacą z elektrolizy.

Bardzo bym chciał aby to się stało jak najszybciej. Na razie jednak ceny gazu przestały skakać jak zwariowane. Pewnie nie wrócą już do poziomu 20 € za MWh ale paniki już nie ma.
Zima na szczęście lekką nam jest. Węgiel także potaniał, ale 220 $/t to nie 50 sprzed dwóch lat. Może sytuacja z sierpnia ubiegłego roku zachęci inwestorów do działania, tyle że nie tylko wodór który jednak trudny w magazynowaniu i przesyłaniu jest, są inne alternatywne rozwiązania. Odnoszę wrażenie że inwestorzy rozdrabniają się i środki ulegają rozproszeniu. Wiatraki, panele i geotermia, pompy, prądy morskie i akumulatory elektrochemiczne i wiele innych. Tak się składa że aktualne ceny energii mają wpływ na koszty inwestycyjne dla nowych projektów. Drogi gaz i węgiel to droższy cement i stal. Wysokie stopy procentowe także nie sprzyjają nowym projektom. Funduszy kupują mieszkania bo im na to pozwolono. Prędzej czy później przeprosimy się z energią jądrową. Na tym polu też są megawatowe instalacje doświadczalne oparte o paliwo torowe. Zbyt wiele niewiadomych. Poproszę doktora o recepte na optymistycynę.
Na mnie już czas spać. Do jutra.

Staszek_Staszek wrote:

Drogi gaz i węgiel to droższy cement i stal.

Cement i stal drożeją przede wszystkim przez durną politykę UE z systemem ETS, która umożliwia spekulację cenami uprawnień do emisji CO2, która dobija energochłonne branże przemysłu w UE. Najlepszym przykładem jest hutnictwo aluminium, w ciągu ostatnich kilku lat produkcja aluminium w Europie skurczyła się o połowę. Tymczasem nie tak dawno w zakładach Kruppa świętowano z pompą wyprodukowanie pierwszej tony "zielonej" stali (czyli takiej, gdzie rudę redukowano wodorem a nie węglem) - biorąc pod uwagę jednak, że użyty wodór był prawdopodobnie wyprodukowany z gazu ziemnego to licząc sprawność całego procesu, nie wiem, czy ta stal jest bardziej "zielona" od tej wyprodukowanej klasycznie, z użyciem koksu.

"Ambitne" plany.
"Unia Europejska ma wyprodukować 10 mln ton zielonego wodoru do 2030 r., przy takiej samej ilości importowanej z zagranicy.

Przy rocznym zużyciu gazu ziemnego w UE: 426,3 mld m3 (2015r)

Wodór już nie zielony:
https://forsal.pl/biznes/energetyka/artykuly/...energetyka-zielony-wodor-unia-europejska.html

gaz4 wrote:

Wymienili kilka fabryk, między innymi Norsk Hydro. A tu można zobaczyć jakie ma parametry:

https://www.nrel.gov/docs/fy04osti/36734.pdf

Przeczytałem pierwszy raz, ale to za mało. Przeczytam to jeszcze uważnie kilka razy. Muszę się uporać z jednostkami np. Nm³/hr przeliczyć m³/godz. To się tam dzieje pod jakiś ciśnieniem więc potrzebuję czasu. Co pół godziny muszę robić przerwy od komputera i i lutowania (złazić z krzesła) bo mi się szkieletor buntuje.
Ale przeanalizuję to pewnie do wieczora.
Na razie.

Staszek_Staszek wrote:

gaz4 wrote:

Wymienili kilka fabryk, między innymi Norsk Hydro. A tu można zobaczyć jakie ma parametry:

https://www.nrel.gov/docs/fy04osti/36734.pdf

Przeczytałem pierwszy raz, ale to za mało. Przeczytam to jeszcze uważnie kilka razy. Muszę się uporać z jednostkami np. Nm³/hr przeliczyć m³/godz. To się tam dzieje pod jakiś ciśnieniem więc potrzebuję czasu. Co pół godziny muszę robić przerwy od komputera i i lutowania (złazić z krzesła) bo mi się szkieletor buntuje.

Nm3/hr to m3 pod normalnym ciśnieniem na godzinę, HHV to ciepło spalania, LHV wartość opałowa wodoru. Pozostałe albo zapisane tak jak w Polsce albo nie mają praktycznego znaczenia.

Magazynowanie wodoru nie jest potrzebne o ile będzie stosowany w przemyśle zamiast wytworzonego z metanu. A przemysł chłonie olbrzymie ilości do produkcji nawozów i paliw. Wystarczy na początek zająć się obecnymi zastosowaniami dla tego gazu i długo, bardzo długo nie trzeba będzie myśleć o energetycznym. Niestety zawsze gdy niewidzialna ręka rynku jest zastepowana ideologią wszytsko robi się od ... strony. Teraz będą dekady pracować nad "gospodarką wodorową". Wywalą miliardy aby przekonać się że wodór ma 3x mniejszą gęstość energii (dla Nm3) niż gaz ziemny więc bez potrojenia przepustowości infrastruktury nic nie wyjdzie. A potrojenie jest technicznie niemożliwe, np. miejsca pod magazyny dyktuje geologia. I tak z jednej strony będzie refgorming coraz droższego gazu aby otrzymać wodór dla azotów i petrochemii, a z drugiej wodór z elektrolizy nie wiadomo po kiego tłoczony do sieci gazowniczej.

gaz4 wrote:

Magazynowanie wodoru nie jest potrzebne o ile będzie stosowany w przemyśle zamiast wytworzonego z metanu.

Jeżeli energia do elektrolizy wody miałaby pochodzić z OZE to magazynowanie jest konieczne. OZE czasem daje nadmiar energii a czasem wcale. Przemysł nie będzie wygaszał reaktorów na czas bezczynności, bo to reaktorom bardzo ale to bardzo szkodzi. Koszt kapitału na magazyny wodoru jest powalający. W tym poście wymieniłem wymagania: https://www.elektroda.pl/rtvforum/viewtopic.php?p=20431550#20431550

Natomiast jeżeli chodzi o kawerny to wg tego artykułu: {quote]To ma być pierwszy test magazynowania wodoru na skalę przemysłową. Dostarczy wiedzy na temat skutecznych sposobów przechowywania gazu oraz reakcji na wodór zastosowanych urządzeń i materiałów. Pilotażowy projekt przeprowadzony zostanie w Niemczech.
Minister środowiska Dolnej Saksonii Olaf Lies potwierdził wczoraj dofinansowanie w wysokości 2,375 mln euro dla projektu wodorowego firmy Uniper Energy Storage. Zakłada on uruchomienie pilotażowej instalacji magazynowania wodoru o pojemności około 250 tys. m3 do 2024 roku....[/quote].
https://www.gramwzielone.pl/woddor/108506/pil...wy-projekt-wodorowy-w-magazynie-gazu-ziemnego
A więc czy jak szybko wodór będzie się ulatniał dowiemy się w 2024 r.

Staszek_Staszek wrote:

gaz4 wrote:

Magazynowanie wodoru nie jest potrzebne o ile będzie stosowany w przemyśle zamiast wytworzonego z metanu.

Jeżeli energia do elektrolizy wody miałaby pochodzić z OZE to magazynowanie jest konieczne. OZE czasem daje nadmiar energii a czasem wcale. Przemysł nie będzie wygaszał reaktorów na czas bezczynności, bo to reaktorom bardzo ale to bardzo szkodzi. Koszt kapitału na magazyny wodoru jest powalający.

Czym innym jest magazynowanie (właściwie buforowanie) niewielkich ilości na krótko, a czym innym dużych na nadchodzący sezon grzewczy. I właśnie o tym piszę: "stratedzy" gospodarki wodorowej eksperymentują z drugim (mld m3 na miesiące) nawet nie biorąc pod uwage podstawowego zastosowania H2 liczonego w max mln m3 na dobę.

Elektroliza nie musi być wykonywana tylko z OZE. Powinna być przewymiarowania aby ją wykorzystać do interwencyjnego zdejmowania mocy. To da się zrobić w rozsądnym koszcie. Dodatkowo gdyby w Polsce dominowała kogeneracja reforming parowy straciłby swoją przewagę efektywnościową. Nawet gdyby EC były zasilane gazem ziemnym z m3 spalonego w nich CH4 otrzymamy podobną ilość H2 jak z reformingu. Zostawałaby jedynie kwestia ceny bo gaz ziemny do przemysłu ma stałą, niezależną od popytu z innych dziedzin. Jedynie spadek ciśnienia może doprowadzić do ograniczenia dostaw dla przemysłu - to odpowiedniki stopni zasilania, już je kiedyś wprowadzono. I z pewnoscią będą coraz częściej. Tylko PGE zaplanowała budowę 3 elektrowni gazowo-parowych spalajacych po 1 mld m3 każda, a magazyny nie są z gumy!

Z prądem nie da się ustalić ceny która jednocześnie jest niska i gwarantowana. Ale to raczej nie byłoby konieczne bo nawet w środku sezonu grzewczego różnica między popytem na moc w dzień i w nocy może sięgać 10 GW. To na tyle dużo, że nocą da się podgonić produkcję na kolejną dobę. I na tę jedną, góra dwie doby przemysł musiałby magazynować wodór, to jest jak najbardziej realne. Z całą pewnością bardziej realne niż zmagazynowanie w podziemnych magazynach aby zastapić nim gaz. Polskie mają pojemność ok. 3 mld m3 co w przypadku wodoru daje ekwiwalent zaledwie 1 mld gazu ziemnego, ok. 5% rocznego zapotrzebowania.

gaz4 wrote:

Nm3/hr to m3 pod normalnym ciśnieniem na godzinę,

Jeszcze nie jestem pewny, w kalkulatorze na stronie:
https://airpack.nl/tools/capacity/nm3-hr-actual-m3-hr-conversion/
wychodzi że 1000Nm³/godz. to 217 m³/godz.
Aby przepchnąć gaz musi być on pod ciśnieniem. O ile dobrze pamiętam maksymalne ciśnienie w gazociągach to 0,5 MPa i taką wartość wstawiłem.
To wymaga czasu aby te informacje poprawnie przeanalizować. Nie jestem gazownikiem.

Dodano po 2 [minuty]:

gaz4 wrote:

Elektroliza nie musi być wykonywana tylko z OZE. Powinna być przewymiarowania aby ją wykorzystać do interwencyjnego zdejmowania mocy.

Racja, jak będzie sprawność elektrolizy na poziomie 60% za rozsądną cenę to byłoby super.

Dodano po 14 [minuty]:

gaz4 wrote:

Polskie mają pojemność ok. 3 mld m3 co w przypadku wodoru daje ekwiwalent zaledwie 1 mld gazu ziemnego, ok. 5% rocznego zapotrzebowania.

Jeszcze nie wiemy czy wodór nie będzie robił tego co najbardziej lubi, czyli ulatnianie nawet przez metalowe ścianki. Ten eksperyment w Niemczech to kawerna po soli. Prawdopodobnie jest bardziej szczelna niż jakieś iły i pewnie dlatego Niemcy ją wybrali. Dowiemy się w 2024 roku.
Moim zdaniem, tak na intuicję przechowywanie i transport wodoru powinien odbywać się w formie borowodorków. Nie wiem natomiast jak kosztowne byłoby ich wytwarzanie.
Inną opcją byłoby lokalne wykorzystanie prądów morskich. One są dosyć stabilne i nie byłoby potrzeby magazynowania wodoru na dłużej niż z nocy na dzień. Dużo przez 8 godzin by się nie ulotniło i nawet konwencjonalny magazyn mógłby być niedrogi.

Staszek_Staszek wrote:

gaz4 wrote:

Nm3/hr to m3 pod normalnym ciśnieniem na godzinę,

Jeszcze nie jestem pewny, w kalkulatorze na stronie:
https://airpack.nl/tools/capacity/nm3-hr-actual-m3-hr-conversion/
wychodzi że 1000Nm³/godz. to 217 m³/godz.
Aby przepchnąć gaz musi być on pod ciśnieniem. O ile dobrze pamiętam maksymalne ciśnienie w gazociągach to 0,5 MPa i taką wartość wstawiłem.
To wymaga czasu. Nie jestem gazownikiem.

Nie wiem co chcesz policzyć. Norsk Hydro pracuje pod ciśnieniem w okolicy 30 bar więc przykładowe 1000 Nm3/hr daje 33.8 m3/h lub 0.6 m3/min. I nie tłoczy tego do sieci gazowniczej, na szczęście nigdy na ten durny pomysł tam nie wpadli. Zasila produkcję nawozów sztucznych (amoniaku) i z pewnoscią jest tam też jakiś bufor najprawdopodobniej też pod ciśnieniem ok. 30 bar.

Przy okazji można z grubsza policzyć instalację dla Lotosu obecnie produkującego niecałe 15 ton H2 na godzinę. Elektroliza dałaby zdolność zdejmowania mocy ponad 1 GW, a pojemność magazynu na jedną dobę to ok. 3.6 mln Nm3. Przy 30 atm mamy zbiorniki o łącznej pojemności ok. 120 tys m3 czyli objętościowy ekwiwalent 1000 cystern kolejowych do transportu propanu. Akurat te cysterny mają ciśnienie robocze "tylko" 20 atm ale porównanie jest. Skala nie jest specjalnie oszałamiajaca, mieszkam blisko torów i czasami na dobę jeździło kilka składów po ok. 20 cystern w każdym. Zmagazynowanie wodoru na jedną dobę nie jest wyzwaniem z którym nie da rady. Materiały też nie są wyzwaniem bo instalacje do reformingu czy elektrolizy też muszą wytrzymać. Może koszt będzie *na razie) zbyt duży lecz gaz ziemny jest kopaliną której od lat (niemal) się nie dokrywa. A już odkryte rezerwy przy obecnym wydobyciu po ok. 40 latach się wyczerpią. Albo zaczniemy go oszczadzać (najlepiej na wczoraj) albo pewnego dnia ludzkość obudzi się z ręką w nocniku...

gaz4 wrote:

Nie wiem co chcesz policzyć.

Nic nie chcę liczyć, spotkałem się pierwszy raz z tą jednostką i chce tylko mieć pojęcie o czym piszą.
Znalazłem informację że Norsk Hydro wytwarza:

Quote:

...The low energy consumption of 4.1 kWh/Nm3 hydrogen is achieved with our own developed catalytic coating. ...

http://large.stanford.edu/courses/2010/ph240/pushkarev2/docs/norsk_electrolysers.pdf
Wiadomo ile wczoraj kosztowała kilowatogodzina to bym miał takie lepsze czucie tematu..
Doczytałem jeszcze że:

Quote:

...At current electrolyzer efficiencies, in order to produce hydrogen at lower than $3.00/kg, electricity costs must
be lower than 4 and 5.5 cents per kWh. For an ideal system operating at 100% efficiency, electricity costs must be less then 7.5 cents per kWh to produce hydrogen at lower than $3.00/kg. This analysis demonstrates that regardless of any additional cost elements, electricity costs will be a major price contributor....

Ceny z dzisiaj.
Oni chcą poniżej 75 € albo $/MWh aby wodór był poniżej 3.
Muszę to przetrawić. Pewnie jakieś opłaty dystrybucyjne do cen giełdowych dochodzą.
Wychodzi na to że kupują wodór u Norsk Hydro jeżeli potrzebują wysokiej czystości. Na pewno nie do celów energetycznych.

Co o tym myślicie. Mikroinverter do pracy potrzebuje napięcia z sieci. Aby utworzyć separowaną sieć można podłączyć go poprzez transformator separujący małej mocy około 1W (Zużycie energii <700 mW). W sytuacji nadprodukcji odda do sieci tylko 1W. Dodatkowo można go podłączyć poprzez timer ustawiony na pracę w dzień lub fotokomórke. Zastanawia mnie czy to zadziała i czy dwa obwody podłączone równolegle podtrzymają pracę przy zaniku prądu z sieci(wzajemnie się zasilą) ?

RitterX wrote:

Jesteś pewny, że gwarancja będzie honorowana? Przez chińską firmę czy nieistniejącego polskiego instalatora?

Są firmy rodzinne które istnieją 30 lat i będą prawdopodobnie istnieć kolejne 30 lat. Są też producenci europejscy - Niemcy, Szwajcaria, Polska - których gwarancje można traktować poważnie. Najwięksi Chińczycy mają w Europie przedstawicielstwa - oczywiście mogą przestać istnieć, ale prawdopodobieństwo jest małe. Chyba, że z jakiegoś powodu cały światowy biznes pv się skończy - jak klisze filmowe u Kodaka.
No i jak przykładowo austriacki Fronius daje 10 lat gwarancji na swoje falowniki, to robi klientów w bambuko?

Tazma wrote:

Co o tym myślicie. Mikroinverter do pracy potrzebuje napięcia z sieci. Aby utworzyć separowaną sieć można podłączyć go poprzez transformator separujący małej mocy około 1W (Zużycie energii <700 mW). W sytuacji nadprodukcji odda do sieci tylko 1W. Dodatkowo można go podłączyć poprzez timer ustawiony na pracę w dzień lub fotokomórke. Zastanawia mnie czy to zadziała i czy dwa obwody podłączone równolegle podtrzymają pracę przy zaniku prądu z sieci(wzajemnie się zasilą) ?

Ale też będzie wstanie pobrać z sieci też 1W. Jak pobór będzie większy (bo np fotowoltaika nie ma mocy - zachmurzenie) to trafo spłonie.

Ktoś wkrótce napisze że chińskie panele szpiegują i każą je wszystkie zdemontować i wymienić na nasze.

Staszek_Staszek wrote:

Oni chcą poniżej 75 € albo $/MWh aby wodór był poniżej 3.
Muszę to przetrawić. Pewnie jakieś opłaty dystrybucyjne do cen giełdowych dochodzą.
Wychodzi na to że kupują wodór u Norsk Hydro jeżeli potrzebują wysokiej czystości. Na pewno nie do celów energetycznych.

To może być stary tekst gdy ceny prądu były niższe. W dodatku odnosi się do tańszego prądu z USA bo tam takiego fioła na punkcie ratowania klimatu nie mają. Dzisiaj w nocy prąd w Polsce kosztował ok. 130 euro/MWh co daje ok. 6$/kg H2. Ale operowanie kg, m3 itp jednostkami sprawia, że łatwo się pomylić. Lepiej używać jednostek energii. Z tego co się orientuję przemysł na swoje cele (głównie produkcja wodoru) zużywa ok. 4 mld m3 gazu ziemnego rocznie czyli 44000000 MWh.

44000/(365*24)=5022 MW

Całkowita sprawność reformingu wynosi ok. 50% (sam proces ok. 70% + straty na oczyszczanie gazu) podczas gdy elektrolizy ponad 70% więc jeżeli elektrolizery w Polsce będą miały 5 GW to mamy spory (ok. 50%) bufor. W praktyce wytworzenie potrzebnego nam wodoru w instalacji o mocy 5 GW będzie wymagało pracy przez 16h na dobę, 8 godzin muszą korzystać ze zmagazynowanego. Dla całej Polski byłby to ekwiwalent w/w tysiąca wagonów do transportu propanu. Gdy odejmiemy 8 godzin z najwyższymi cenami to dzisiejszy koszt prądu do produkcji wodoru zamknąłby się kwotą w okolicy 140 euro/MWh. Zwiększajac moc elektrolizerów unikamy konieczności pracy w godzinach z wysokimi cenami prądu jednocześnie zwiększamy pojemność bufora. Dwukrotne powiększenie w/w zdolności magazynowych całkowicie eliminuje pracę w dzień i w razie braku OZE można posiłkować się jedynie nocnymi nadwyżkami. A te są olbrzymie i z roku na rok rosną. Np. dzisiejsze minimum wynosiło ok. 15.5 GW podczas gdy planowane max ma wynieść niemal 25 GW. Przez 8h system ma pracować z mocą poniżej 20 GW.

Podsumowując: nawet w obecnym otoczeniu czyli dostępnej mocy, popytowi na wodór i rozwoju technologii elektrolizy zastąpienie gazu prądem jest wykonalne. Nie jest ani proste ani tanie jednak jak najbardziej wykonalne. Taka instalacja wyposażona w niezbyt duże magazyny do przechowywania wodoru (na 1 max 2 doby) mogłaby zdejmować nadwyżki mocy z OZE liczone w GW. Z drugiej strony niewielki magazyn policzony na 16h wystarczy aby instalacja zadowoliła się pracą po 8h na dobę, tylko w czasie dolin.

Energetycznie nie ma większej różnicy czy gaz ziemny spalimy ze sprawnością w okolicy 80% i poddamy elektrolizie ze sprawnością ok. 70% czy wodór wytworzymy w procesie reformingu. Nawet spalenie metanu w normalnej el. gazowo-parowej ze sprawnością 55% (typowa dla tych konstrukcji) przy hipotetycznej poprawie sprawności elektrolizy PEM do 80% daje niewiele mniejszą wydajność z m3 gazu niż reforming. Oznacza to, że dla zabezpieczenia mocy dla elektrolizy można zrobić bufor kilku el. gazowo-parowych. Poza w/w mogą one dać moc szczytową dla pomp ciepła w czasie mrozów. Takie podwójne wykorzystanie elektrowni szczytowych byłoby wielką zaletą przejścia na elektrolizę. Ekonomicznie gaz ziemny (na razie) jest tańszy. Przy obecnych 55 euro za MWh i sprawności elektrolizy na poziomie 70% koszt zrównuje się przy ok. 80 euro za MWh prądu.



Tu wykres cen prądu w Polsce z ostatniego roku. Gdy uwzględni się niższe ceny w czasie popytowych dolin można założyć, że w dni gdy prąd kosztował mniej niż 100 euro opłacałoby się zastąpić nim gaz po 55 euro. Czarne kropki oznaczają średnią cenę dobową, a szare cenę w szczycie. Jak widać na tym wykresie czasami cena w szczycie jest niższa od średniej, głównie latem. To namacalny dowód na istnienie nadwyżek z PV bo cena szczytowa jest liczona nie dla max popytu na moc ale określonych godzin doby. To naleciałość z XXw gdy w dzień zawsze brakowało mocy. W tym roku moc PV w Polsce będzie o ok. 4 GW wyższa więc szarych kropek umieszczonych poniżej czarnych będzie więcej. I będą znacznie niżej od czarnych

gaz4 wrote:

Całkowita sprawność reformingu wynosi ok. 50% (sam proces ok. 70% + straty na oczyszczanie gazu) podczas gdy elektrolizy ponad 70% więc jeżeli elektrolizery w Polsce będą miały 5 GW to mamy spory (ok. 50%) bufor.

Nie należy porównywać nieporównywalnych. Technologia reformingu parowego jest relatywnie bardzo stara w odniesieniu do nowych technologii elektrolizy wody.

Dodano po 26 [minuty]:

gaz4 wrote:

Podsumowując: nawet w obecnym otoczeniu czyli dostępnej mocy, popytowi na wodór i rozwoju technologii elektrolizy zastąpienie gazu prądem jest wykonalne. Nie jest ani proste ani tanie jednak jak najbardziej wykonalne.

Oczywiście że wykonalne, elektroliza wody znana i stosowana jest od dawna

Quote:

...Zénobe Gramme wynalazł maszynę Gramme w 1869 roku, dzięki czemu elektroliza stała się tanią metodą produkcji wodoru. Metodę przemysłowej syntezy wodoru i tlenu poprzez elektrolizę opracował Dmitrij Lachinov w 1888 roku....

.
Tyle że nie znamy przyszłości a jedynie przeszłość. W 2010 gaz bywał po 12, trzy lata później po 24 a w 2014 po 9. Nie mówię tu o panice z sierpnia ubiegłego roku gdy skakał do 240.
Jak ceny gazu i węgla będą niestabilne naturalna koleją rzeczy będzie zwrócenie się w kierunku energetyki jądrowej i możliwe że dopracowane zostaną technologie wysoko temperaturowej elektrolizy wody.
Trzymam kciuki.

adse wrote:

Są też producenci europejscy - Niemcy, Szwajcaria, Polska - których gwarancje można traktować poważnie.

Znam ciepło właściwe krzemu oraz temperaturę topnienia. Bez problemu mogę oszacować ile energii jest konieczne do wyprodukowania ogniw. Ceny energii w UE będą jedynie rosły. Dlatego pozostanę mocno sceptyczny co do tych gwarancji.

adse wrote:

No i jak przykładowo austriacki Fronius daje 10 lat gwarancji na swoje falowniki, to robi klientów w bambuko?

Falowniki to nie ogniwa. Skoro pytasz to mam styczność z energoelektroniką i wiem ile wytrzymują np. kondensatory elektrolityczne wysokich napięć.

Jeżeli ceny surowców energetycznych nie spadną do poziomu sprzed paniki, to ceny materiałów do budowy wiatraków wzrosną. Do produkcji materiałów budowlanych potrzeba stosunkowo dużo energii. Sytuacja niby się uspokoiła, ale ceny np. gazu są dwa razy wyższe niż w 2021 r i dalej już jak na razie nie spadają. Do wytworzenia włókna szklanego potrzeba sporo gazu. Podobnie jest z cenami uranu.
Dopóki Rosja jeszcze sprzedaje uran do USA, ale jest niepewność, co jak wydadzą dekret o zakazie eksportu?
Jeżeli ceny energii nadal będą wysokie to naturalne jest, że wszyscy będą jej używać tylko do tego, co jest niezbędne do funkcjonowania państwa.
Inwestycje w OZE mogą zostać odłożone na dalszy plan. Wysokie stopy procentowe mają właśnie za zadanie zniechęcić do zaciągania kredytów.

Staszek_Staszek wrote:

Jeżeli ceny surowców energetycznych nie spadną do poziomu sprzed paniki, to ceny materiałów do budowy wiatraków wzrosną. Do produkcji materiałów budowlanych potrzeba stosunkowo dużo energii. Sytuacja niby się uspokoiła, ale ceny np. gazu są dwa razy wyższe niż w 2021 r i dalej już jak na razie nie spadają.

I już dużo nie spadną bo bardzo niskie ceny gazu były wynikiem splotu kilku okoliczmości. I tylko na starym kontynencie było tak tanio, w Azji w 2012r gaz ziemny kosztował ponad 16$/MMBtu czyli podobnie jak obecna cena w Europie. I następnie taniał bardzo, bardzo powoli pomimo światowej nadpodaży tego paliwa w 2020. A ten nadmiar był pochodną 2 bardzo ciepłych zim pod rząd oraz lockdownów. Przed w/w w Europie mieliśmy kryzys zadłużeniowy co w pewnym stopniu ograniczyło popyt ze strony przemysłu. Widać to w zużyciu: UE w 2011 konsumowała 389 mld m3, w 2014 był dołek 331 mld. Popyt odbudował się dopiero w 2019r (392 mld) co było spowodowane napełnianiem mocno opróżnionych magazynów. Rok później z wymienionych wyżej powodów runął do 380 mld, a magazyny były pod sam korek. I wtedy przyszła surowa zima, Gazprom "zapomniał" napełnić europejskie magazyny które kilka lat wczesniej kupił i cena wystrzeliła. To wszystko przy zuzyciu 2021 wynoszącym 396.6 mld m3 więc nic dziwnego, że było drogo. Wojna to była tylko wisienka na tym energetycznym torcie, bez niej byłoby podobnie bo to też pochodna unijnej walki z węglem i zwiazanego z tym rosnacego popytu. Głównie w Polsce, w 10 lat wzrósł z 16.6 do 23.2 mld. Czyli w dekadę to my zrobiliśmy niemal cały wzrost zużycia gazu w UE

Nawet gdyby z jakiegoś powodu zawieszono inwestycje w PV i wiatraki to już zainstalowane popracują min dwie kolejne dekady. Przy łącznej mocy zainstalowanej tych OZE zbliżającej się do 25 GW i tak będziemy mieli nadwyżki mocy. Ciekawie wyglądaja jutrzejsze ceny, w samo południe gwałtowny zjazd do stawek ze środka nocy. Nietrudno zgadnąć, że to konsekwencja prognozy zapowiadajacej pogodny dzień A od piątku zachmurzy się ale znowu zacznie wiać. Dzień gdy będzie słonecznie i wietrznie coraz bliżej, a wtedy cena w szczycie znowu będzie znacznie niższa od średniej dobowej

Dodano po 11 [godziny] 10 [minuty]:

Staszek_Staszek wrote:

gaz4 wrote:

Całkowita sprawność reformingu wynosi ok. 50% (sam proces ok. 70% + straty na oczyszczanie gazu) podczas gdy elektrolizy ponad 70% więc jeżeli elektrolizery w Polsce będą miały 5 GW to mamy spory (ok. 50%) bufor.

Nie należy porównywać nieporównywalnych. Technologia reformingu parowego jest relatywnie bardzo stara w odniesieniu do nowych technologii elektrolizy wody.

Akurat w tym wypadku obie technologie są porównywalne. Nowa jest jedynie PEM, elektroliza w roztworzach alkalicznych w Norsk Hydro prowadzona była jeszcze przed wojną. Warto obejrzeć film "Bitwa o ciężką wodę" gdzie pokazali ten zakład. W połowie XXw udoskonalono ją do tego stopnia, że sprawność przekroczyła 70% i od tego czasu niewiele da się tu poprawić. Duże pole manewru jest w PEM, sprawność samego procesu bardzo wysoka ale jest dużo do poprawienia na kolejnych etapach.

Gruszki z jabłkami porównałem gdy pisałem o kosztach, po prostu zapomniałem uwzglednić EU ETS. O ile w cenie prądu emisja CO2 jest już "zaszyta" to gaz nie jest nią objęty. Koszt powstaje dopiero w chwili jego spalenia (lub przetworzenia połączonego z emisją CO2 więc reformingu też dotyczy) w dużych instalacjach. Przy obecnych cenach EU ETS do każdej MWh gazu należy doliczyć ok. 20 euro co daje realny koszt paliwa do reformingu ponad 70 euro. To przesuwa próg opłacalności elektrolizy mniej więcej o 20 euro czyli w okolice 100 euro za MWh prądu.

Tak sobie skojarzyłem że OZE (wiatraki) z powodzeniem stosowane było od bardzo dawna:

Quote:

Wiatr jako nośnik energii wykorzystywano już w starożytności. Około 1800 lat temu w krajach śródziemnomorskich i w Chinach pojawiły się pierwsze silniki wiatrowe. W Babilonii wykorzystywano je do osuszania mokradeł, a w innych krajach do nawadniania pól (napęd pomp wodnych w systemach irygacyjnych). W VIII wieku w Europie pojawiły się duże wiatraki 4-skrzydłowe, w których budowie wyspecjalizowali się Holendrzy. We wczesnym średniowieczu silnik wiatrowy znalazł zastosowanie w młynach prochowych. Jednocześnie w niektórych krajach na terenach polderowych stosowano wiatraki przepompowujące wodę w celu osuszenia terenu uprawy. Największą rolę energia wiatru odgrywała w XVI wieku, a w 1850 roku, ogólna moc młynów napędzanych wiatrem wynosiła 1 TW. W końcu XIX wieku siłownie wiatrowe przestały już być doskonalone, a jednocześnie w Danii funkcjonowało ponad 30 000 takich młynów i mniej więcej tyle samo wiatraków było w Holandii i w innych krajach.
Do 1940 roku Dania miała ponad 1300 działających generatorów wiatrowych. Do 1940 roku w USA zbudowano około 6 milionów takich generatorów. Turbiny wiatrowe były dla mieszkańców wsi w ówczesnych czasach jedynym dostępnym źródłem elektryczności. W 1960 roku na świecie wykorzystywano ponad 1 milion siłowni wiatrowych. Ponowny wzrost zainteresowania szerszym wykorzystaniem energii wiatru (do celów energetycznych) nastąpił po kryzysie energetycznym w 1973 roku.

http://www.uwm.edu.pl/kolektory/silownie/historia.html
I może warto byłoby wrócić do korzeni i wykorzystywać wiatraki jak onegdaj?
Jest wiele miejsc na świecie gdzie często są susze i ludzie głodują. Przy pomocy wiatraków można odsalać wodę morską i pompować tam gdzie jest potrzebna.
To nie wymaga nowych odkryć ani wynalazków. Technologia jest prosta jak drut, czemu więc tak mało się dzieje w tej materii? To daje do myślenia. Przypuszczam że nie byłoby tu zarobków na marżach więc nikt nie jest zainteresowany. Elektroliza wody także ma ten "mankament". Przy panelach słonecznych marże są zadawalające tych którzy dysponują kapitałem. Jeżeli chodzi o wiatraki to chyba też. Nie wiem ile włókna szklanego i żywicy epoksydowej jest produkowane w Chinach czy Indiach, ale wiem że chętnie jest tam lokowana produkcja takich i wielu innych rzeczy.
Wystarczy zamówić, doliczyć marżę i sprzedać, najczęściej bezpośrednio z Indii czy Chin, aby się robotą nie pobrudzić.
Teraz są ewidentne działania aby nie przekazywać nowych technologii do Chin, więc raczej nie uda się tam ulokować produkcji elektrolizerów..
Jak tu naliczać "godziwe" marże gdyby elekrolizery były produkowane w Europie czy w USA?

Dlatego że jeden wiatrak daje 2MW a jeden blok elektrownik węglowej czy atomowej 200÷1000MW. A w takiej elektrowni jest kilka bloków. Wystarczy popatrzeć ile miejsca zajmuje jeden blok a ile 100 Wiatraków by zajęło i ile betonu na nie potrzeba oraz robocizny żeby to zrobić. A po drugie co będzie gdy wiatr przestanie wiać? W lampę naftową można się zaopatrzyć ale co będzie z lodówką? Na rowerze alternator, przetwornica 12/230V, akumulator i pedałować kilka godzin dziennie.

Łukasz.K wrote:

gdy wiatr przestanie wiać?

To trzeba się przy-tu-lać.
40 lat temu w domu był piec kaflowy, lubiłem się do niego przytulać. Kaloryfer jest raczej trudno przytulny.
Teraz gdy jest cisza na morzu uruchamiane są bloki gazowe.

sigwa18 wrote:

Ale też będzie wstanie pobrać z sieci też 1W. Jak pobór będzie większy (bo np fotowoltaika nie ma mocy - zachmurzenie) to trafo spłonie.

Nie powinien ponieważ w stanie spoczynku np w nocy pobiera mniej niż 0,7 W. Czy to wogóle zadziała ?

Łukasz.K wrote:

Dlatego że jeden wiatrak daje 2MW a jeden blok elektrowni węglowej czy atomowej 200÷1000MW. A w takiej elektrowni jest kilka bloków. Wystarczy popatrzeć ile miejsca zajmuje jeden blok a ile 100 Wiatraków by zajęło i ile betonu na nie potrzeba oraz robocizny żeby to zrobić.

Sprowokowałeś mnie do policzenia takiego zgrubnego porównania: wyobraźmy sobie, że chcemy zastąpić elektrownię Bełchatów wiatrakami.

Elektrownia Bełchatów (dane z 2021 r.) ma ok. 5,1 GW mocy zainstalowanej, wyprodukowała 27,4 TWh energii elektrycznej netto, zużyła na to ok. 38 mln ton węgla, produkuje 3 do 4,5 mln ton odpadów rocznie, odkrywka kopalni dostarczającej węgiel zajmuje powierzchnię 3200 ha, złoże jest przewidziane do eksploatacji do 2038 roku (czyli jeszcze tylko 15 lat i trzeba będzie ją czymś zastąpić).

Pytanie, czy można ją zastąpić wiatrakami? Załóżmy, że stawiamy wiatraki 2,5 MW, każdy potrzebuje 1 km2 powierzchni, a na jego posadowienie i drogi dojazdowe potrzeba 1 ha gruntu, materiały na każdy to około 100 ton laminatów, 400 ton stali i 1500 ton betonu. W 2022 roku wiatraki w Polsce wygenerowały 18 TWh z 8GW mocy zainstalowanej, czyli żeby wygenerować 27,4 GWh potrzebujemy minimum 12 GWh mocy zainstalowanej – musimy zbudować 4800 wiatraków o mocy 2,5 MW, zużywając 480 tys. ton laminatów(eCO2 dla laminatów nie znam – może ktoś poda?), 1,92 mln ton stali (ok. 3,8 mln ton eCO2) i 7,2 mln ton betonu (ok. 2,2 mln ton eCO2). Wiatraki zajmą powierzchnię 4800 ha i „zeszpecą” 4800 km2 krajobrazu. Te wiatraki będą potrzebowały „backupu” – może właśnie tejże elektrowni Bełchatów przerobionej na gazową?

Takim kosztem zbudowane wiatraki popracują około 20 lat (ale fundamenty, a może i wieże, mogą popracować przez kilka „pokoleń” turbin – czyli 40 lub więcej lat). Po okresie eksploatacji trzeba będzie zeskładować 480 tys. ton laminatów, reszta nadaje się do recyklingu. W czasie tych 20 lat, żeby wyprodukować tę samą energię co wiatraki, elektrownia Bełchatów zużyje 760 mln ton węgla, zeskładuje 60 do 90 mln ton odpadów (może połowę z tego da się zagospodarować w przemyśle) i wyemituje w powietrze ponad 600 mln ton CO2.

Jak widać powyżej, pod pewnymi względami wiatraki są gorsze (niestabilność/nieprzewidywalność, powierzchnia, rozproszenie, krajobraz) pod innymi lepsze (zużycie kopalin, dewastacja środowiska – kopalnia, emisje, odpady), ale na pewno zupełnie inne (i niosą zupełnie inne wyzwania dla systemu).

exlibris71 wrote:

Pytanie, czy można ją zastąpić wiatrakami? Załóżmy, że stawiamy wiatraki 2,5 MW, każdy potrzebuje 1 km2 powierzchni, a na jego posadowienie i drogi dojazdowe potrzeba 1 ha gruntu,

1 ha gruntu na wiatrak i dorgę dojazdową? Kolega raczył bardzo, ale to bardzo mocno przesadzić

Faktem jest, że już zainstalowane polskie wiatraki mają niemal 10 GW mocy co oznacza, że z 10 GW powinno być grubo ponad 20 TWh. Być może już w tym roku polskie wiatraki wyprodukują tyle energii co el. Bełchatów więc nie trzeba liczyć jak by to było bo już jest

Ja jestem jak najbardziej za wiatrakami. Tylko po co w takim razie budujemy elektrownię atomową skoro wiatraki są takie super?

Łukasz.K wrote:

Ja jestem jak najbardziej za wiatrakami. Tylko po co w takim razie budujemy elektrownię atomową skoro wiatraki są takie super?

Bo nasi decydenci chcą mieć potężnego "misia". A nie ma większego niż reaktor o mocy >1 GW. Nie wiem tylko czy to głupota, niewiedza czy świadoma dywersja. Nawet spece z amerykańskich mediów zaczynają dostrzegać, że nie tędy droga:

https://www.bankier.pl/wiadomosc/Wzbogacony-u...-robia-nadal-duze-zakupy-w-Rosji-8489868.html

"Rosatom dostarcza około jednej piątej wzbogaconego uranu potrzebnego dla 92 reaktorów w USA. W Europie przedsiębiorstwa energetyczne, które wytwarzają energię dla 100 milionów ludzi, opierają swoją działalność właśnie na Rosatomie - podkreśla Bloomberg."

To nie przeszkadza naszym wciskać kitu, że paliwo do EJ kupimy w USA. Tym samym USA które bez ruskiego uranu i wzbogacania samo nie może funkcjonować... A te właśnie odkryte przez Bloomberga rewelacje to zaledwie wierzchołek góry lodowej. Tu kilka najnowszych informacji na ten temat:

https://www.elektroda.pl/rtvforum/viewtopic.php?p=20439757#20439757

"Obecnie konwersja rosyjskiego uranu odpowiada za 38% światowych mocy produkcyjnych, podczas gdy rosyjskie zakłady wzbogacania odpowiadają za prawie połowę globalnej podaży. Po stronie popytu Departament Energii Stanów Zjednoczonych zakupił 300 tysięcy funtów U3O8, rozpoczynając swoje wcześniejsze starania o zakup 1 miliona funtów z kontraktami o wartości do 75 milionów dolarów na strategiczne rezerwy uranu."

Jeszcze raz stawiam pytanie: pomysł na EJ w Polsce to głupota czy dywersja?