Chińczycy z sukcesem połączyli instalację PV i reaktor atomowy

Inżynierowie z Chin przygotowali model hybrydowej instalacji, która przez rok produkowała energię ze słońca i atomu, a następnie magazynowała ją w bateriach litowo-jonowych i układzie wodorowym. I uzyskali obiecujące wyniki w zakresie niezawodności dostaw energii.

Zaskoczeniem może być fakt, że na pomysł stworzenia hybrydowej instalacji PV + ATOM + BESS + H2 wpadło średniej wielkości przedsiębiorstwo energetyczne odpowiedzialne za budowę, eksploatację i zarządzanie siecią przesyłu i dystrybucji energii w prowincji Guangdong w Chinach. Guangdong Power Grid znane jest jednak z innowacyjnego podejścia: inwestuje w nowoczesne technologie sieciowe, smart grid oraz automatyzację i cyfryzację zarządzania przesyłem energii. Jej inżynierowie współpracują z zewnętrznymi placówkami badawczymi, ale też prowadzą własne badania w zakresie usprawniania pracy i zarządzania siecią.

W ramach jednego z takich projektów powstała pokazowa instalacja integrująca farmę fotowoltaiczną, małe reaktory atomowe (SMR), bateryjny magazyn energii (BESS) i instalację wodorową. Model mikrosieci o mocy zainstalowanej 90 MW przez rok symulował realne warunki pracy, zasilając w energię lokalne zakłady przemysłowe i gospodarstwa domowe.

REKLAMA

Generacja i dwupoziomowe magazynowanie

Opracowana przez chińskich inżynierów mikrosieć składała się z dwóch zasadniczych komponentów: źródeł generujących energię elektryczną i systemów magazynujących wytworzoną energię. Jako źródła generacji wykorzystano elektrownię fotowoltaiczną o mocy 40 MW oraz mały modułowy reaktor atomowy (SMR) o mocy 50 MW, który mógł pracować także ze zmniejszoną mocą 10 MW, co zapewniało większą elastyczność działania całego układu.

Z kolei jako systemy magazynowania energii wykorzystano bateryjny magazyn energii (BESS) w technologii litowo-jonowej o pojemności 20 MWh i sprawności 92 proc. oraz instalację wodorową o pojemności do 15 ton i sprawności 55 proc. Podczas gdy zadaniem BESS było krótkoterminowe bilansowanie sieci, system wodorowy miał zapewniać długoterminową regulację sezonową. I robił to bardzo elastycznie, o czym świadczą roczne wahania stanu magazynowanego wodoru na poziomie od 5 do 15 ton. Jak podkreślają autorzy eksperymentu, wysoka elastyczność to głównie efekt zastosowania zaawansowanych algorytmów.

Modelowa instalacja przez rok obsługiwała gospodarstwa domowe o średnim poborze mocy 15 MW oraz przedsiębiorstwa o średnim poborze mocy 85 MW, przy czym w przypadku tych drugich zapotrzebowanie w ciągu doby wykazywało wahania rzędu 25 proc. względem średniej.

Wyniki eksperymentu robią wrażenie

Wyniki rocznej analizy pracy całego systemu napawają optymizmem: instalacja była w stanie zapewnić niezawodność dostaw energii na poziomie 98 proc., niezależnie od zastosowanego scenariusza generacji i poboru.

REKLAMA

Co więcej, jak podali autorzy projektu, koszty budowy i eksploatacji nietypowej mikrosieci okazały się o 17,5 proc. niższe niż w przypadku konwencjonalnych rozwiązań energetycznych i wyniosły około 75 mln dolarów, z czego komponent elektrowni jądrowej pochłonął 50 mln dolarów, fotowoltaika – 10 mln dolarów, magazyny BESS – 5 mln dolarów, a układ wodorowy – 8 mln dolarów.

Jednocześnie autorom projektu udało się uzyskać znaczącą redukcję emisji dwutlenku węgla – o 32,8 proc. w stosunku do tradycyjnych mikrosieci zasilanych z paliw kopalnych.

Kluczem jest sztuczna inteligencja

Jak podkreślają inżynierowie odpowiedzialni za projekt, kluczowym elementem zapewniającym optymalną pracę modelu był inteligentny system sterowania opracowany w Pythonie z wykorzystaniem narzędzi programowania matematycznego i uczenia maszynowego. Zastosowany w nim model matematyczny koordynował pracę instalacji fotowoltaicznej, reaktora jądrowego i magazynów, umożliwiając systemowi podejmowanie samodzielnych decyzji odnośnie wykorzystania dostępnych źródeł energii w zależności od bieżącej generacji i zapotrzebowania.

Po zakończeniu eksperymentu naukowcy zamierzają kontynuować pracę nad rozwojem systemu pod kątem modelowania zagrożeń dla cyberbezpieczeństwa i analizy kosztów poszczególnych komponentów w całym cyklu ich eksploatacji. Chcą także zbadać możliwość przeniesienia ich koncepcji na inne lokalizacje w kraju i za granicą.

Szczegółowy opis przygotowanego modelu mikrosieci oraz wyniki symulacji zostały opisane w artykule „Coordinated operation and multi-layered optimization of hybrid photovoltaic-small modular reactor microgrids” opublikowanym w listopadzie 2025 r. w czasopiśmie Nature.