Сколько стоит интеграция ВИЭ в энергосистему
Ещё на заре развития солнечной и ветровой энергетики было очевидно, что поскольку выход продукции с ВЭС и СЭС определяется погодными условиями, то необходимо предпринимать определенные меры для по интеграции этих видов генерации в общую энергосистему.С тех пор проведены десятки,если не сотни исследований на данную тему.
Выяснилось, что пока суммарные мощности ВЭС и СЭС не превышают 10-15 % общей мощности энергосистемы, то никаких особых мероприятий проводить не требуется.Но поскольку некоторые страны поставили задачу довести этот показатель до 40-50%,то возникает вопрос, как более эффективно встроить переменные виды ВИЭ в энергосистему.
В ходе моделирования поведения разных энергосистем при разных уровнях насыщения выяснилось следующее:
1.Затраты на интеграцию меньше, чем больше размер энергосистемы.
2.Основная часть дополнительных затрат приходится на балансировку системы.
3.Объем затрат при одинаковом уровне насыщения зависит от климата, структуры системы и графиков нагрузки. Если отнести эти затраты на ВЭС и СЭС то стоимость квт*часа с этих источников увеличивается при уровне насыщения 20% от 0,05 до 0.4 евроцента. Максимальная цифра соответствует 5-10% отпускной цены.При этом общие затраты энергосистемы по сравнению с вариантом без ВЭС и СЭС снижаются.
4.Наиболее эффективно использовать ВЭС и СЭС для закрытия пиковых нагрузок в дневное время суток, где они заменяют пиковые газотурбинные ЭС и частично ПГУ.Если стоимость квт*час на пиковой газовой ЭС составляет 18-23 цента США в зависимости от цены газа,то стоимость ветрокиловатта 4-7 центов,солнечного квт*часа 6-15 центов.КИУМ газотурбинных ЭС в США составил в 2014 г.5%,КИУМ ВЭС 34%,СЭС 27,8%.Даже если ВЭС и СЭС будут работать только в дневное время, то и этом случае их продукция будет дешевле газовых ЭС.При этом в остальное время суток ВЭС и СЭС могут быть задействованы для выработки водорода, метана, теплоэнергии, зарядки накопителей..
5.Балансировка энергосистемы может осуществляться:
переводом в резервов традиционных источников энергии;
созданием новых резервов из ВИЭ;
регулировкой спроса за счет изменения тарифной политики.
6.Производство на ВЭС и СЭС вполне прогнозируемо.Скорость ветра изменяется постепенно, также как и солнечная освещенность не изменяется мгновенно. Повышение качества прогнозирования погодных условий влияющих на выработку электроэнергии позволяет снизить затраты на интеграцию.
На рис.ниже по горизонтальной оси % насыщения ветроэнергетикой,по вертикальной оси увеличение затрат в евро на Мвт*час по разным исследованиям.
Комментарии
Чья подпись стоит за этим "анализом", где первоисточник?
Проверялся ли он на практике? Создайте замкнутую энергосистему на зеленом говне, обеспечьте ее энергетическое воспроизводство, смоделируйте типичный график потребления, и смотрится на каких параметрах она вылетит.
Korkin нам регулярно на примере Германии практическую сторону вопроса освещает.
Заметьте - зеленые вместо натурного эксперимента на небольшой замкнутой системе (самостоятельно обеспечивающей своей воспроизводство!), предпочитают голословную пропаганду, а эксперименты проводят сразу на странах.
>Заметьте - зеленые вместо натурного эксперимента на небольшой замкнутой системе (самостоятельно обеспечивающей своей воспроизводство!)
Мелкий развод с твоей стороны. Энергосистема должна быть сбалансирована по источникам и потребителям. Замыкать систему на один источник нельзя, чем больше источников тем надёжнее работает система.
Нет никакого развода. Пожайлуста, добавьте в рамках эксперимента к этой системе внешние источники, только не забудьте сделать расчет, чем эти поставки будут оплачиваться. Долговые расписки не предлагать, нам нужна сбалансированная система, основанная на справедливом обмене.
Пока,не в пример России,экономика Германии эффективна,чтобы там Коркин не писал.
Замкнутая энергосистема на ВИЭ - это бессмыслица.
1. ТЫ НЕ ОТВЕТИЛ НА ЗАДАННЫЙ ВОПРОС ОБ ИСТОЧНИКАХ.
2.
> экономика Германии эффективна
Стимулировать экспорт ништяков банкротам путем предоставления займов им же?
Гнобить промышленность ростом тарифов на энергию?
Да, хороший пример "эффективности", хехе.
3.
Далее. Вот ты говоришь, что целевая структура энергобаланса Германии такая-то. Хорошо. Возьмите небольшой хозяйство, создайте там именно такую структур энергобаланса. Не забудь выделить долю на воспроизводство зеленого говна, естественно. А потом посмотри, сколько энергии у хозяйства останется на прочие задачи, на производство. Сколько ему нужно будет импортировать энергии и за счет чего закупать? Какой уровень жизни там будет?
Почему вместо эксперимента на небольшом хозяйстве, зеленые бесы предпочитают ломать сразу страны? Уж не потому ли, что результаты эксперимента им заранее ясны, и не хотят приводить в ужас массы.
Чтобы выявить лживость зеленых бесов, достаточно дать им поговорить и послушать :-)
Именно по этому. Хотят провернуть фарш истории назад и вернуться в благостные времена экологичного, пердяче-парового рабовладельческого феодализма.
Вот тебе источники:
Ackermann, 2005 Ackermann, Thomas (Editor). Wind power in power systems. Wiley and Sons, 2005.
http://www.windpowerinpowersystems.info
• Giebel, 2003a Giebel, G., Kariniotakis, G, Brownsword, R. The state-of-the-art in short-term prediction of wind
power. A literature overview. Deliverable 1.1 of Anemos project, July 2003. www.anemos.cma.fr
• Giebel, 2003b Giebel, G. On the Benefits of Distributed Generation of Wind Energy in Europe (PhD-Thesis, Carl von Ossietzky Universität Oldenburg). VDI-Verlag, Schriftenreihe Energietechnik, 2001. ISBN
3-18-344406-2.
• Holttinen, 2004 Holttinen, H. The impact of large scale wind power on the Nordic electricity system. VTT
Publications 554, 2004 (PhD Thesis).
• Holttinen, 2009 Holttinen, H., P. Meibom, A. Orths, F. Van Hulle, B. Lange, M. O’Malley, J. Pierik, B. Ummels,
J.O. Tande, A. Estanqueiro, M. Matos, E. Gomez, L. Söder, G. Strbac, A. Shakoor, J. Ricardo, J.C. Smith,
M. Milligan, and E. Ela. 2009b. Design and operation of power systems with large amounts of wind power.
Final Report IEA Wind Task 25 (2006-2008) ISBN 978-951-38-7308-0 VTT, Vuorimiehentie, 229pp.
• IEC, 2005 IEC 61400-12-1: 2005(E) Wind turbines Part 12-1. Power performance measurements of electricity producing wind turbines.
• IEC, 2008 IEC-61400-21: 2008 Wind turbines - Part 21: Measurement and assessment of power quality
characteristics of grid connected wind turbines Edition 2.0 (2008-08).
• Roques, 2008 Roques, F., C. Hiroux, M. Saguan. Optimal Wind Power Deployment in Europe – a Portfolio
Approach. Cambridge EPRG 0911. Université Paris XI October 2008.
• Tambke, 2010 Tambke, J., et al. Smoothing of Wind Power in Pan-European Electricity Grids – Results from
the IEE-Project OffshoreGrid. In: Proceedings of European Wind Energy Conference EWEC, Warsaw, 2010.
• TradeWind, 2009 Van Hulle, F., J.O. Tande, K. Uhlen, L. Warland, M. Korpås, P. Meibom, P. Sørensen,
P. Morthorst, N. Cutululis, G. Giebel, H. Larsen, A. Woyte, G. Dooms, P. Mali, Delwart, F. Verheij, C. Kelinschmidt, N. Moldovan, H. Holttinen, B. Lemstrom, S. Uski-Joutsenvuo, P. Gardner, G. van der Toom, J. Mclean,
S. Cox, K. Purchala, S. Wagemans, A. Tiedemann, P. Kreutzkamp, C. Srikandam, and J. Volker. Integrating wind
- developing Europe’s power market for the large-scale integration of wind power (Tradewind project).
EU-project contract no. EIE/06/022/SI2.442659, EWEA, Brussels, 102pp.
• Woyte, 2008 Woyte, A., J. De Decker, V. Van Thong. A north Sea electricity grid [r]evolution. Electricity output
of interconnected offshore wind power. A vision of offshore wind power integration. Greenpeace, Brussels,
September 2008, 39 pp.
DCENR, 2005 All Island Electricity Grid Study. from http://www.dcenr.gov.ie/Energy/North-South+Cooperation
+in+the+Energy+Sector/All+Island+Electricity+Grid+Study.htm
• Dena, 2005 Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land
und Offshore bis zum Jahr 2020. Dena, March 2005.
• Energinet.dk, 2007 Energinet.dk. System plan 2007. Available at http://www.energinet.dk
• ENTSO, 2010 Ten Year Network Development Plan. Draft for consultation. From www.entso-e.eu
• Eriksen & Orths, 2008Eriksen, P. B. and A. G. Orths (2008). The challenges and solutions of increasing from
20 to 50 percent of wind energy coverage in the Danish power system until 2025. 7th International Workshop on Large Scale Integration of Wind Power and on Transmission Networks for Offshore Wind Farms,
Madrid, Energynautics GmbH.
• FGE/FGH/ISET, 2007 FGE/FGH/ISET. Bewertung der Optimierungspotenziale zur Integration der Stromerzeugung aus Windenergie in das Übertragungsnetz. 2007. Available at: http://www.erneuerbareenergien.de/
inhalt/42024/4591/
• Giebel, 2003b Giebel, G. On the Benefits of Distributed Generation of Wind Energy in Europe (PhD-Thesis, Carl
von Ossietzky Universität Oldenburg). VDI-Verlag, Schriftenreihe Energietechnik, 2001. ISBN 3-18-344406-2
• Giebel, 2005 Giebel, G. Wind Power has a Capacity Credit - A Catalogue of 50+ Supporting Studies. WindEng
EJournal, windeng.net, 2005.
• Holttinen, 2004 Holttinen, H. The impact of large scale wind power on the Nordic electricity system. VTT Publications 554, 2004 (PhD Thesis).
• Holttinen, 2009 Holttinen, H., P. Meibom, A. Orths, F. Van Hulle, B. Lange, M. O’Malley, J. Pierik, B. Ummels,
J.O. Tande, A. Estanqueiro, M. Matos, E. Gomez, L. Söder, G. Strbac, A. Shakoor, J. Ricardo, J.C. Smith,
M. Milligan, and E. Ela, 2009b. Design and operation of power systems with large amounts of wind power.
Final Report IEA Wind Task 25 (2006-2008) ISBN 978-951-38-7308-0 VTT, Vuorimiehentie, 229pp.
• Lange, 2009 Lange, B., A. Wessel, J. Dobschinski, and K. Rohrig. Role of wind power forecasts in grid integration. In: Kasseler Energy Systems Technik Symposium [Rohrig, K. (ed.)]. 24-25 September, Fraunhofer Institute for Wind Energy and Energy System Technology, Kassel.
• Parsons, 2003 Parsons, B. et al. Grid Impacts of Wind Power: A Summary of Recent Studies in the United
States. EWEC Madrid , 2003.
• SAF, 2010 System adequacy Forecast, ENTSO-E, 2010.
• Strbac, 2007 Strbac, G., Shakoor, A., Black, M., Pudjianto, D. & Bopp, T. 2007. Impact of wind generation on
the operation and development of the UK electricity systems. Electrical Power Systems Research, Vol. 77,
Issue 9. Elsevier. Pp. 1143–1238.
• TradeWind, 2009 Van Hulle, F., J.O. Tande, K. Uhlen, L. Warland, M. Korpås, P. Meibom, P. Sørensen, P.
Morthorst, N. Cutululis, G. Giebel, H. Larsen, A. Woyte, G. Dooms, P. Mali, Delwart, F. Verheij, C. Kelinschmidt,
N. Moldovan, H. Holttinen, B. Lemstrom, S. Uski-Joutsenvuo, P. Gardner, G. van der Toom, J. Mclean, S. Cox,
K. Purchala, S. Wagemans, A. Tiedemann, P. Kreutzkamp, C. Srikandam, and J. Volker. Integrating wind - developing Europe’s power market for the large-scale integration of wind power (Tradewind project). EU-project
contract no. EIE/06/022/SI2.442659, EWEA, Brussels, 102pp.
• Ummels, 2009 Wind integration. Power systems operation with large-scale wind power in liberalized environments. Delft, Technical University: PhD Thesis
Burges, 2006 K. Burges, J. Twele, H.-J. Ziesing, H. Gaßner. Windenergieerzeugungsmanagement. Final
Report. Unpublished study by order of the German Federal Ministry for the Environment, Nature Conservation
and Nuclear Safety, May 2006.
• ENTSO, 2010 Ten Year Network Development Plan. Draft for consultation. From www.entsoe.eu
• EWEA, 2009 Oceans of opportunity. EWEA, 2010. www.ewea.org
• EWIS, 2010 Towards a Successful Integration of Wind Power in European Electricity Grids. ENTSO-E Brussels,
2010.
• Holttinen, 2009 Holttinen, H., P. Meibom, A. Orths, F. Van Hulle, B. Lange, M. O’Malley, J. Pierik, B. Ummels,
J.O. Tande, A. Estanqueiro, M. Matos, E. Gomez, L. Söder, G. Strbac, A. Shakoor, J. Ricardo, J.C. Smith,
M. Milligan, and E. Ela. 2009b. Design and operation of power systems with large amounts of wind power.
Final Report IEA Wind Task 25 (2006-2008) ISBN 978-951-38-7308-0 VTT, Vuorimiehentie, 229pp.
• KF, 2010 Kriegers Flak combined grid solution. Feasibility Study, February 2010. Energinet.Dk, 50 HZRTZ,
Svenska Kraftnät, www.50hertz-transmission.net/cps/rde/xbcr/trm_de/2010-02-24_Final_Feasibility_Study_
Public.pdf
• Martensen, 2009 Martensen N, Kley H, Cherian S and Lund P. The Cell Controller pilot project: testing a
smart distribution grid in Denmark. Grid-Interop 2009, Denver, CO, 17-19 November 2009, 216-222.
• Orths&Eriksen, 2009 Orths, A. G. and P. B. Eriksen (2009). Europe Going Renewable - The TSOs’ Power Transmission Challenges. 8th International Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power into Power Systems as well as on Transmission Networks of Offshore Wind Farms, Bremen, Energynautics.
• TradeWind, 2009 Van Hulle, F., J.O. Tande, K. Uhlen, L. Warland, M. Korpås, P. Meibom, P. Sørensen,
P. Morthorst, N. Cutululis, G. Giebel, H. Larsen, A. Woyte, G. Dooms, P. Mali, Delwart, F. Verheij, C. Kelinschmidt, N. Moldovan, H. Holttinen, B. Lemstrom, S. Uski-Joutsenvuo, P. Gardner, G. van der Toom, J. Mclean,
S. Cox, K. Purchala, S. Wagemans, A. Tiedemann, P. Kreutzkamp, C. Srikandam, and J. Volker. Integrating wind
- developing Europe’s power market for the large-scale integration of wind power (Tradewind project).
EU-project contract no. EIE/06/022/SI2.442659, EWEA, Brussels, 102pp.
• Windbarriers, 2010 Administrative and grid barriers to wind power. July 2010. To be published.
http://www.windbarriers.eu.
Bach, 2009 Bach, Paul Erik. Effect of Wind Power on Spot Prices. Renewable Energy Foundation, London, UK.
• Bode, 2006 Bode, Sven. Impact of Renewable Energy Support Schemes on Power Prices. Hamburgisches
WeltWirtschaftsInstitut. HWWI Research Paper 4-7.
• Delarue, 2009 Delarue, Erik D., Luickx, Patrick J., D’haeseleer, William D. The actual effect of wind power
on overall electricity generation costs and CO2emissions. Energy Conversion and Management 50 (2009)
1450–1456.
• DEA, 2009 Danish Energy Agency. 2009. Energy Statistics 2008.
• DEAg, 2005 Deutsche Energie Agentur. Integration into the national grid of onshore and offshore wind energy
generated in Germany by the year 2020. Grid Study I.
• EC, 2009 European Commission. EU Energy in Figures 2010.
• EC, 2010 European Commission. Communication: International climate policy post-Copenhagen: Acting now
to reinvigorate global action on climate change. COM(2010) 86 final.
• EWEA, 2009a European Wind Energy Association. Trade Wind: Integrating Wind - Developing Europe’s power
market for the large-scale integration of wind power.
• EWEA, 2009b European Wind Energy Association. Pure Power- Wind energy targets for 2020 and 2030 -
2009 update.
• GME, 2009 German Ministry for Environment. Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau erneuerbarer
Energien in Deutschland, Leitszenario 2009.
• Goransson, 2008 Goransson, Lisa and Johnsson, Filip. Dispatch Modelling of a Regional Power Generation
System: Integrating Wind Power. Renewable Energy 34 (2009) 1040–1049.
• IEA, 2008 International Energy Agency (IEA). 2008. World Energy Outlook 2009. OECD/IEA - 2009
• Johnsson, 2009 Jonsson, Tryggvi, Pinson, Pierre and Madsen, Henrik. Day-Ahead Electricity Prices in Denmark: The Impact of Wind Power Forecasts and On the Market Impact of Wind Energy Forecasts. Energy
Economics (2009) 10.018.
• Munksgaard, 2008 Munksgaard, J. and Morthorst, Poul Erik. Wind Power in the Danish Liberalised Power
Market - Policy Measures, Price Impact and Investor Incentives. Energy Policy 2008.
• Neubarth, 2006 Neubarth, Juergen et.al. Beeinflussung der Spotmarktpreise durch Windstromerzeugung.
Energiewirtschaftliche Tagesfragen 56. Jg. (2006) Issue 7.
• Nicolsi, 2009 Nicolsi, Marco and Fürsch, Michaela. The Impact of Increasing Share of RES-E on the Conventional Power Market - The example of Germany. Zeitschrift fuer Energiewirtschaft 03/2009.
• Saenz, 2008 Sáenz Miera, Gonzalo, Del Río Gonz´ales, Pablo and Vizciano, Ignacio. Analysing the Impact of
Renewable Energy Support Schemes on Power Prices: The Case of Wind Energy in Spain. Energy Policy 36
(2008) 3345– 3359.
• Sensfuss, 2007 Sensfuss, Frank. Ragwitz, Mario and Genoese, Massimo. Merit Order Effect: A detailed analysis of the price effect of renewable electricity generation on spot prices in Germany. Fraunhofer Institute Systems and Innovation Research. Energy Policy 36 (2008) 3086– 3094.
• Varian, 1992 Varian. Microeconomic Analysis, third edition, Norton, New York.
• Weigt, 2008 Weigt, Hannes. Germany’s Wind Energy: The Potential for Fossil Capacity Replacement and Cost Saving. Applied Energy 86 (2009) 1857–1863.
Гы. Даты смотрел? Макулатура почти десятилетней давности.
За это время можно было бы 100 раз провести практический эксперимент на небольшом хозяйстве, чтобы сверить эти пропагандисткие расчеты с реальностью.
Вместо этого сейчас такой эксперимент проводится на примере Германии.
А что с тех времен изменилось?Ветер стал дуть по-другому или солнце ярче светить?Все ясно было уже десять лет назад.
Да и что тебе до Германии? Немцев стало жалко?Они нас в ВОВ не жалели.
1.
Кому все ясно??? Расчетов я не видел, ты их не представил. А предварителные практические результаты (смотри обзоры Коркина) - намекают на то, что это было сверхоптимистичной зеленой пропагандой.
2.
> Да и что тебе до Германии? Немцев стало жалко?Они нас в ВОВ не жалели.
Гы. Ты уж разберись, чем занимаешься на ресурсе. Пропагандой "зелени" или пропагандой геноцида немцев при помощи "зелени".
Нам, кстати, как минимум среднесрочно (пару десятков лет) Германия интересна в относительно стабильном состоянии, чтобы было из кого выбивать технологии.
Откуда (из какого источника) конкретно взята лукавая цифра - стоимость ветрокиловатта 4-7 центов,солнечного квт*часа 6-15 центов ?
Как калькулируется эта цифра? Учитывает ли амортизацию оборудования?
Источников много исходя из конкретных проектов.Калькулируется по общепринятым стандартам.Амортизациия учитывается,поскольку именно она и составляет 90% затрат.
Источников много, но конкретный расчет, из которого было бы видно что и как считалось - не дам :-).
Ну,допустим,это коммерческая тайна.А во-вторых,я не имею никакого отношения к деятельности энергокомпаний.Не являюсь ни собственником,ни акционером,ни аудитором.
Не нужно на публичные ресурсы носить "коммерческие тайны". Нужно носить проверяемую информацию, чтобы была возможность выявления подлога и лжи.
Ты,как я понял,являешся сторонником АЭС в противовес ВИЭ.Согласен ли ты,что квт*час с АЭС дороже,чем с ВИЭ?Согласен ли ты,что АЭС требует интеграции в энергосистему и создания резервных мощностей?И можешь ли ты сообщить сообществу,сколько с учетом этого будет стоить квт*час на новой АЭС в России?Пока я таких расчетов не встречал.
А критиков на любом сайте достаточно.
1. Не согласен.
2. Конкретно на АЭС мне насрать, я поддержу любую энергетику обеспечивающую рост плотности энергопотока на душу населения и квадратный километр территории.
Зеленка этим условиям не удовлетворяет.
Не только мне интересно знать,какая удовлетворяет?
Атомная не содержит принципиальных ограничений на рост плотности энергопотока. Но перед широкомасштабным (сотни реакторов за пятилетку) внедрением нужно решить вопросы масштабирования (обогащение и т.д.).
Как я понял,цена этой плотности для общества вас не волнует.Плотность любой ценой?
Почему любой? Тут как раз вопрос EROI возникает. И обогащение как ограничитель для по настоящему широкого масштабирования - как раз связан с решением этого вопроса.
Я пока эту дискуссию продолжать не буду,поскольку пока не просматриваю связи ЕРОИ с обогащением и стоимостью квт*час.Надо этот вопрос проработать.
так включи башку и подумай, что такое полный цикл производства атомной энергии и где там возникают энергозатраты.
Вот здесь я приводил конкретные цифры, которым должна удовлетворять электростанция для включения в энергосистему: не более 14% времени непланового простоя (непредсказуемого отсутствия установленной мощности). ВЭС вообще простаивает не менее 20% времени, среднюю мощность показывает не более 45% времени - и все это непредсказуемо, непланово.
Вопрос: почему до сих пор ВЭС рассматривают в отрыве от аккумулирующих мощностей? Почему вместо того, чтобы честно запроектировать аккумулирующие мощности (хоть литиевые аккумуляторы, хоть ГАЭС) для ВЭС, и честно посчитать полученные параметры электростанции (EROEI, стоимость киловатт-часа), начинается всякая магия с "балансировкой"? Это никакая не коммерческая тайна, это обычный инвестиционный проект, о котором пишут в годовых отчетах акционеров. Сами же были бы заинтересованы в инвесторах, если БЫ выходили на хорошие цифры.
Ответ простой: проектировали, посчитали - прослезились.
Вы можете приводить хоть какие цифры,но, тем не менее,десятки тысяч ветряков работают по всей планете.И количество их с каждым годом растет.
Пиковые газовые турбины простаивают 95% времени,но включаются в энергосистему и производят дорогущую энергию,но потому что надо.
ЕРОИ ветряка с учетом интеграции в систему предлагаю вам посчитать самостоятельно,если это так важно.
Про аккумуляторы.Сейчас дешевле отключить ветряк,чем строить накопители.
Согласен. Без резервирования 100% мощности ветряков на газовых турбинах ветряки работать не будут - не будут выдавать электричество нужного качества в энергосистему. Их действительно проще отключить, на совсем.
Так что разделение стоимости энергии на ветряках и стоимости энергии на резервирующих газовых станциях - чисто бухгалтерское упражнение, никакого отношения к физике процесса не имеющее.
Не имеет значения,сколько процентов и каким способом будет резевироваться.Главное,что стоимость квт*час в системе с ВЭС будет ниже,чем без ВЭС.
Довольно интересно. В принципе, я что-то подобное и предполагал.
Это чигирь:
И где насос с егойным электроснабжением и ейной стоимостью.
Примитив? Ха! А ветряк не тоже самое?
Преобразование энергии воды, ветра и иже сёми в электроэнергию- самая затратная компонента, да плюс передача, которая также требует трансформации (прямой и обратной).
Это к вопросу о малом бизнесе.
Казалось бы, чего проще. Зарядите какой-нибудь ветропарк на производство водорода, ну какие проблемы, а? Зараз и оценить выхлоп процесса в условиях той же Германии можно. К чему эти тарифные пляски, прям как в анекдоте - тут считаю, тут пропускаю, тут селёдку заворачивала.... Кроме шуток, я реально начинаю подозревать немецких энергетиков в махинациях.
А зачем заряжать,если в этом пока нет необходимости?Всему своё время.
И почему только энергетиков подозреваете?Вы уж сразу всю страну записывайте.
Ну так - натурный эксперимент же. Есть газотурбинные генераторы, которые могут компенсировать выпадающие мощности ВИЭ, по ночам и в безветренную погоду. Вот они, готовые, автоматические, экологичные. Всё, что им требуется - газ. Который сейчас импортировать требуется. Но ведь можно сразу в газгольдеры экологически чистое топливо гнать - и потом жечь на газотурбинах уже его, разве нет? Чисто, экологично, контролируемо - сплошные плюсы.
Вообще-то газовые турбины включают ближе к полудню.По ночам пока угольные ТЭС работают.
Все упирается в стоимость.Вот когда Россия прекратит поставки трубопроводного газа,тогда дело может и пойдет.
Технически многое возможно,но не экономически в данных условиях.
Будет время,я об этом напишу.
Золотые слова ;)
Мне вот интересно, чем в Ирландии дело кончится. Там же вроде как мега ГАЭС строили, чтобы решить проблему с неравномерностью генерации ВИЭ. Идеальный натурный эксперимент, я считаю.
Надеюсьчто ирландцы не разучились считать и выбрали наиболее эффективный для условий Ирландии вариант регулирования.
Не понятно, все же, ближе к полудню или по ночам?
П.С. Прошу прощения, понятно: по ночам работают угольные ТЭС! Со словом "пока" не ассоциировал...
К полудню идет быстрое увеличение нагрузки, с которым могут справиться только газовые турбины.А также ВЭС и СЭС.После окончания рабочего дня идет быстрый сброс нагрузки.
К ночи нагрузка падает,но не так быстро и часть угольных ТЭС сбрасывают выдаваемую мощность,чтобы с наступлением утра её восстановить.Это так в общих чертах,на практике всё гораздо сложнее.
Пока,потому что по мере износа будут заменяться на ПГУ ТЭЦ и переводиться в холодный резерв.
IMHO РАЦИОНАЛЬНОЕ применение фотовольтаики - это небольшой % от общей генерации, чтобы закрывать потребление на кондиционеры в жаркий солнечный день. Т.е. даже в Крыму ЛЕТОМ это будет, грубо, 0,5 КВТ в течение жаркого солнечного дня на одного офисного работника или на одного отдыхающего. Т.е. (пальцем в небо) около 100-200 тыс. КВТ установленной мощности для фотовольтаики на примере Крыма - это МАКСИМУМ разумного.
И то нужно считать, сколько э/энергии сгенерится и сколько это будет стоить без аккумуляторов, но с подачей энергии обратно в общую сеть от домов с излишком электроэнергии. Может, построить АЭС всё же будет дешевле и проще, чем городить огород...
А куда вы будете сбрасывать мощность АЭС за пределами жаркого солнечного дня, т.е зимней ночью ?
ГАЭС, как обычно. Ну или налаживать гибкое регулирование мощности АЭС. На крайняк, в сжатый воздух.
Тут вопрос простой. Есть пик потребления (весьма ощутимый в отдельных ЛОКАЛЬНЫХ кусках энергосистемы), который требует держать под себя определённую мощность газовых станций - которые всё остальное время простаивают. И есть источник электроэнергии - паршивенький, но зато выработка от которого до 80% повторяет форму указанного пика.
ОГРАНИЧЕННОЕ введение данного источника электроэнергии, в целом, СГЛАДИТ потребность в выработке электроэнергии остальными генерирующими мощностями - и таким образом, СОКРАТИТ общие потребности системы в балансировании.
При этом, разумеется, немцы зашли гораздо дольше разумного - сейчас у них солнце ВООБЩЕ разблансирует всю систему, так как выработка от фотовольтаики в много раз перекрывает потребление собственно на кондиционеры. Отсюда и закрытие угольных блоков, и низкий КУИМ газовых... в общем, в небольших дозах - ЛЕКАРСТВО, а как основа энерго-системы - фотовольтаика - яд и безумие.
Немцы входят в состав единой энергосистемы ЕС,поэтому излишки могут сбрасывать другим странам.Статистика отключений говорит,что в Европе Дания и Германии обеспечивают самое стабильное энергоснабжение.
И никто не говорит,что СЭС должны стать основой.Планируется в пределах 10% от общей выработки.