Аккумуляция энергии в сетях с основной генерацией на СЭС и ВЭС.
Аккумуляция электроэнергии в энергетических сетях с преобладающей долей генерации на ветроэлектростанциях (ВЭС) и солнечных электростанциях (СЭС).
1) Роль энергии ветра и солнца в будущем мировом энергобалансе. Две основные проблемы ВЭС и СЭС.
2) Наиболее распространенные способы аккумуляции электроэнергии ВЭС и СЭС, водородная энергетика как основной способ регулировки сезонных неравномерностей генерации и спроса.
3) Сравнение (весьма приближенное) издержек аккумуляции электроэнергии в энергосистемах с генерацией на ВЭС и СЭС, когда аккумуляция осуществляется одним из способов или их комбинацией.
4) Сценарии развития ситуации с аккумуляцией электроэнергии ВЭС и СЭС в Украине, ЕС (вариант 6) , России, США и Китае (вариант 7).
5) Выводы.
1) Роль энергии ветра и солнца будущем мировом энергобалансе. Две основные проблемы ВЭС и СЭС.
В начале XXII века ВЭС и СЭС будут обеспечивать как минимум 75 % мирового энергобаланса (от 60 до 90 млрд. тонн нефтяного эквивалента, 2011 году потребление составило примерно 12,5млрд тонн в н.э.). Почему именно ВЭС и СЭС, а не любой другой вид традиционной (уголь, газ, АЭС) или возобновляемой (геотермальная, приливная, биотопливо) энергии.
- Нефть, уголь, газ.
Не могут обеспечить одновременно приемлемый уровень добычи и цен, т.е. добывать через 90 лет нефти в 2 раза больше, чем сегодня, можно будет, только при 400-600 $ за баррель (в долларах 2012 года), примерно так же с углем и газом.
- Ядерная энергия.
АЭС на уране 235 технически отработаны, но не обеспечены топливом, АЭС на РБН хоть и обеспечены топливом (ураном 238, торием 232 ) но технически не отработаны, разработка коммерческих РБН (реакторах на быстрых нейтронах) требует больших денег и возникает вопрос, а не вложить эти же самые деньги в разработку ВЭС и СЭС, которые при все этом обеспечены топливом на сотни млн. лет.
- Электростанции на УТС (управляемый термоядерный синтез).
Следует отметить при том, что разработки идут уже как минимум 40 лет, но не достигнут даже положительный выход электроэнергии, т.е. установки УТС тратят больше электроэнергии, чем генерируют (ну или генерировали бы). В отличие от ВЭС И СЭС стоимость разработки коммерческой установки УТС превышает возможности 99% стран мира, необходим международный сбор денег, при этом у стран участников возникает вопрос, а зачем вообще вкладывать деньги, если результаты исследований всё равно станут всеобщем достоянием.
- Биотопливо.
Рентабельное производство биотоплива возможно только в тропических и экваториальных широтах, в умеренных широтах у биотоплива низкий показатель ERLO , а выход битоплива с км2 не позволяет покрыть потребности человечества 2012 года, не говоря уже о возросших потребностях топлива и энергии в будущем..
- Геотермальная, приливная, энергия волн, морских течений, градиента солености и тепла воды мирового океана.
При получении энергии из всех этих источников характерен колоссальный расход материальных средств и низкий КПД. Не отрицая того факта, что эти источники могут обеспечивать коммерческое производство энергии на локальном уровне, но они не как не могут быть основой мирового энергобаланса.
ВЭС и СЭС.
Есть три «жирных» плюса, которые отличают ВЭС И СЭС от традиционной так и прочей возобновляемой энергии.
- Неисчерпаемость (в отличие от углеводородов и традиционных АЭС).
- Объемы производства энергии ВЭС и СЭС покрывают как текущие, так и будущие потребности человечества. Допустим в 2112 году мировое потребление составит 90 млрд. тонн нефтяного эквивалента (в 2010 году мировое потребление 12 млрд. тонн нефтяного эквивалента), переводим это в электричество 1 тонна = 5000 кВтч, мировое потребление это 450 трлн. кВтч, на 1 км можно разместить 50 Мватт производящих 100 млн. кВтч в год, итого для СЭС необходимо 4,5 млн. км2 земной поверхности, но это если на СЭС будет приходиться 100 % мирового производства энергии, если половину производства возьмут на себя другие источники энергии о (ВЭС, АЭС (РНБ), ГЭС, биотопливо) , то потребная площадь сокращается в 2 раза до 2,25 млн км2 .
- Доступность НИОКР для частного капитала (в отличие от АЭС (РБН) и УТС).
У ВЭС и СЭС есть две главные проблемы, решение которых позволило бы перевести мировой энергобаланс с исчерпаемой углеводородной энергии на возобновляемые источники энергии.
А) Высокая стоимость генерации.
Б) Необходимость аккумуляции электроэнергии полученной на ВЭС и СЭС.
Так как данная статься, в целом посвящена 2 проблеме, то первой я уделю совсем немного времени.
Стоимость кВт*ч произведенного на ВЭС и СЭС во многом определяется стоимостью кВт установочной мощности, которая уверено, движется вниз, у ВЭС это снижение плавное, стоимость возводимых СЭС то остается на месте или даже растёт (2002-2008 годы) для кремневых фотоэлементов, то стремительно падает (2010-2012 годы) из-за падение цен на сверхчистый кремний. Точно предсказать когда в целом стоимость энергии получаемой от ВЭС и СЭС сравниться с углеводородами невозможно, надо угадать цену углеводородов (она в среднем будет расти, но насколько и когда этого вменяемый человек не знает), стоимость генерации ВЭС, СЭС в будущем (понятно что в целом она будет падать, а вот как быстро неизвестно) и стоимость аккумуляции полученной от ВЭС и СЭС электроэнергии.
ВЭС и СЭС (без учета стоимости аккумуляции) станут коммерчески рентабельными не раньше 2015 / 2020 годах, с учетом стоимости аккумуляции этот срок отодвигается в 2030-40 годы опять же в лучшем случае, а реально устойчивое падение потребление (нефти, угля, газа) в абсолютном выражение произойдет реально, где-то после 2050-70 года. Вот такая оптимистическая (без кавычек) картина.
Вторая проблема, собственно которой посвящена статья, это проблема аккумуляции полученной от ВЭС и СЭС электроэнергии. Выход электроэнергии от ВЭС, СЭС непостоянен зависит от внешних факторов (солнечной радиации и скорости ветра), и не подается регулированию, кроме того для СЭС сезонное колебание поступления и потребности в энергии служит сдерживающим фактором распространение выше определенных широт. ВЭС и CЭС характеризуются низким КИУМ по сравнению с ТЭС, АЭС, ГЭС следовательно необходимо увеличивать установочную мощность как минимум в 2,5-4 раза большею для производства сопоставимого количества кВтч.
Для замены 100 МВт ТЭС необходимо вводить 300 МВт СЭС, кроме этого нужно, 100 МВт резервных мощностей (ГАЭС, ТЭ), 270 МВт аккумулирующих мощностей насосов на ГАЭС или электролизеров для производства водорода на ТЭ, так же нужен бассейн на 1 км 3 высотой напора 100 м для ГЭС или газгольдер объемом 100 тыс. м3 на 100 атм. для водорода. Необходимость аккумуляции электроэнергии от ВЭС и СЭС практически удваивает себестоимость полученного на них кВтч.
2) Наиболее распространенные способы аккумуляции электроэнергии ВЭС и СЭС, водородная энергетика как основной способ регулировки сезонных неравномерностей генерации и спроса.
- ГАЭС имеют высокую стоимость сооружение, низкую эксплуатационную издержки. ГАЭС является идеально подходит для выравнивания дисбаланса суточного и недельного, потребления и производства электроэнергии. Для выравнивания сезонного дисбаланса ГАЭС совершенно не годятся т.к. требуют гигантского верхнего резервуара, где кВтч ВЭС и СЭС будет храниться в виде потенциальной энергии воды, естественных резервуаров таких размеров в природе мало, а их строительство будет стоить дорого.
ГАЭС требуют воды поэтому, например в Сахаре их много не построишь.
- ТЭ могут иметь низкою стоимость сооружения, высокие эксплутационные издержки.
ТЭ для ВЭС и СЭС могут служить б/у ТЭ автомобильного транспорта. В отличие от ГАЭС с их 70 % КПД связка электролизер-ТЭ обладает низким КПД 70%*60%= 42 % КПД поэтому они покрывают «хвосты», т.е. ТЭ заменяет ГАЭС когда КУИМ составляет меньше 20 %.
Производство водорода для транспорта, как основной способ регулировки сезонных неравномерностей генерации ВЭС и СЭС.
В данном случае создаются избыточные мощности, которых хватает или почти хватает для сезонного снижения генерации зимой на СЭС или месячных колебаний для ВЭС. Годовой, месячный и дневной избыток используется для производства водорода который используется транспортом непосредственно ТЭ или опосредованно через производство светлых синтетических нефтепродуктов.
Летом СЭС производят в 4 раза больше кВтч, чем нужно, ¾ производства направляется на производство водорода, или опосредованно через водород на производство синтетического бензина, керосина. Зимой возрастает потребления в 1,5 раз, одновременно падает генерация на СЭС в 2,5 раза 4/2,5=1,6 , как видим данном случае зимой СЭС удовлетворяют потребности населения и промышленности в электричестве, а потребности в горючим для транспорта восполняться из запасов, сделанных летом.
Вывод такой: СЭС и ВЭС могут стать преобладающими источниками генерации в энергосетях, только в том случае, если они занимают, такую же роль в энергобалансе. Любой план увеличении доли ВЭС и СЭС в электрогенерации свыше 20% должен включать производство водорода для нужд транспорта (напрямую или опосредовано).
3) Сравнение (весьма приближенное) издержек аккумуляции электроэнергии в энергосистемах с генерацией на ВЭС и СЭС, когда аккумуляция осуществляется одним из способов или их комбинацией.
Сравнительная таблица.
Вводные:
Потребление. 4000 млрд. кВтч (США, Китай 2016 года, ЕС 2040года)
Пик потребления 800 ГВт.
Резерв для выравнивания сезонных колебаний, 10% годового потребления - 400 млрд. кВтч.
КИУМ ВЭС и СЭС 22% , выработка на 1 кВт в год = 2000 кВтч
Установочные мощности.
ГВт. ГАЭС
Режим
Насосный/
Генерации.
ГВт. Водородный цикл
Электролиз / ТЭ.
ГВт. Прочее.
1. ТЭС 1000 - - + 800 млрд. куб газа или 2000 млн. тонн угля
2. ГАЭС 2200 1800 / 800 +
бассейн объемом в 1440 км3 с напором в 100 м.
-
3. Водородный цикл электролиз /ТЭ 3500 - 3200/800 +
Газгольдеры на 200 млрд куб водорода.
4. Химические аккумуляторы. 2400 + 8 млрд. тонн свинцовых аккумуляторов
5. 2+3 варианты 2800 400/400 + бассейн объемом 140 км3 с напором в 100 м 2100 /400 +
Газгольдеры на 150 млрд. куб водорода
6.1+2 варианты + производство синтетического топлива с ТЭС генерацией. 2000 ГВт СЭС ли ВЭС
+ 400 ГВт ТЭС 400/400 + бассейн на 14 км3 с напором в 100 м 1600 / - + 100 млрд. куб газа или 250 млн. тонн угля
+ газгольдеры для водорода 15 млрд. куб
+ резервуары для 200 млн. тонн синтетического топлива
7.2+3 варианты + производство синтетического топлива. 2400 400/400 + бассейн на 14 км3 с напоров в 100 м 2000 / 800 газгольдеры для промежуточного хранения 30 млрд.
куб водорода + резервуары для 400 млн. тонн синтетического топлива
Вариант 2 невозможен потому, что построить бассейны полезным объемом 1440 км3 и с высотой напора 100 м по каким либо разумным ценам нельзя. Загорская ГАЭС прощу обратить внимание, что верхний бассейн для ГАЭС это не водохранилище на реке, необходима перекачка воды из нижнего резервуара для аккумулирования избытка энергии, полезный объем всего 22 млн. км3 00,007 % от потребного, а всего если строительство бассейна объемом 1 км3 будет стоить 5 млрд. $ то общая стоимость это 6220 млрд. $ понятно, что ГАЭС в для сглаживания внутригодовых и месячных колебания совершенно не годиться, хотя СЭС с их графиком генерации день/ночь ГАЭС идеальный аккумулятор.
Вариант 3 невозможен потому, что КПД связки электролизер - ТЭ = 0,7*0,7=0,49 % т.е. , приходиться наращивать установочные мощности ВЭС , СЭС , мощность электролизов и объем хранилищ для водорода ( в нашем случае при давление в 200 А , необходимы газгольдеры объемом 1 км3).
Вариант 4 невозможен потому, что 8 млрд. т. аккумуляторов нужно произвести и самое главное время от времени менять, даже если менять 1 раз в 10 лет, то необходимо производить в год 800 млн. тонн аккумуляторов.
Промежуточные вывод: аккумулировать избыточную электроэнергии ВЭС и СЭС с помощью одного способа (ГАЭС, электролизер + ТЭ , хим. аккумулятор) или фантастически дорого (увеличение себестоимости кВтч ВЭС и СЭС как минимум в 2 раза) или физически невозможно.
Вариант 5 уже лучше, но все ещё дорого (увеличение себестоимости кВтч ВЭС и СЭС где-то в 1,5-1,75 раза)
Вариант 6 это переходный вариант понятно, что сразу перейти к ВИЭ мировая экономика не может, какое то время ВИЭ и углеводородная энергия будут сосуществовать (увеличение себестоимости кВтч ВЭС и СЭС в районе 1,2-1,5 раза).
Вариант 7 это окончательный вариант. Все крупнейшие экономики мира Китай, Индия, ЕС, США к концу 21 века перейдут на ВИЭ в своих топливо-энергетических балансах.
4) Сценарии развития ситуации с аккумуляцией электроэнергии ВЭС и СЭС в Украине, ЕС (вариант 6) , России, США и Китае (вариант 7).
Украина.
Потребление энергии в млн. т. нефтяного эквивалента.
Нефть Газ Уголь АЭС, ГЭС. СЭС
2010 год * 11,6 46,9 36,4 20,2/2,9 - 118,0
2050 год. 10 38 30 20/2 100 200,0
BP Statistical Review of World Energy June 2011.
Если произведенную на СЭС энергию перевести в кВтч, то получим генерацию в 500 млрд. кВтч. Это генерация 250 ГВт СЭС при расчетном производстве 2000 кВтч в год на 1 кВт мощности, на 1 км2 можно разместить в среднем 50 МВт мощности, итого потребная площадь в Украине под СЭС 5000 км2.
Будем считать, что на электропотребление в энергетическом балансе равно 40% , 80 млн. т. нефтяного экв. * 5000 кВтч / т. нефтяного экв. = 400 млрд. кВтч. Пиковое потребление 80 ГВт
Установочные мощности СЭС 250 ГВт, АЭС 15 ГВт, ГАЭС 40 ГВт, ТЭС 25 ГВт = 330 ГВт (СЭС 250 ГВт)
Режим работы:
Лето. СЭС больше половины генерации направляет на производство водорода, 80 % которого идет на производство синтетического горючего (Донбасс) ГАЭС покрывают большою часть потребности в электричестве темного времени суток, АЭС работает с 50 % нагрузкой, ТЭС работает с 5 % нагрузкой в резервно-аврийном режиме.
Зима. СЭС направляет всю генерацию в энергосеть, ГАЭС покрывает 50 % потребности в электричестве темного времени суток, АЭС работает с 95 % нагрузкой, ТЭС работает с 80 % нагрузкой.
ЕС.
Потребление энергии в млн. т. нефтяного эквивалента.
Нефть Газ Уголь АЭС/ГЭС СЭС/ВЭС
2010 год* 872,5 623,5 336,8 212,8/145,9 69,6 22610,5
2030 год 700 700 300 150/140 110 / 400 2500
*BP Statistical Review of World Energy June 2011. за 2010 го данные приближённые.
СЭС/ВЭС произведено соответственно 550 / 2000 млрд. кВтч. Установочная мощность СЭС / ВЭС соответственно 225 /1000 ГВт, расчетное производство на кВт СЭС / ВЭС = 2000 кВтч. На 1 км 2 можно разместить 50 МВт СЭС и 10 МВт ВЭС, потребная площадь
4,500 км2 под СЭС , 100.000 км 2 под ВЭС.
Потребление электроэнергии 4500 кВтч. Пиковое потребление мощности 1000 ГВт.
Установочные мощности СЭС,ВЭС 250/1000 ГВт, АЭС 130 ГВт, ГЭС 120 ГВт, ГАЭС 100 ГВт, ТЭС 400 ГВт.
Производство синтетического топлива.
Казалось бы генерация СЭС и ВЭС покрывает всего 60 % потребления и производство лишней электроэнергии не должно быть, но генерация СЭС и ВЭС непостоянна и не регулируется человеком примерно 30 % (800 млрд. кВтч) все электроэнергии необходимо аккумулировать понятно, что этот объём не нужно хранить единовременно, достаточно емкости хранилищ в 80 млрд. кВтч потенциальная энергия 244 км3 в верхнем бьефе с напором в 100 метров. Вполне посильная задача, в ЕС вполне достаточно условий для размещения такого количества водохранилищ, но во первых это предельная величина и не во всех странах ЕС так можно сделать.
Например Германия, Дания может аккумулировать электроэнергию от ВЭС или в Южной Норвегии (достаточно заселенной) с помощью ГАЭС или производить водород который нужно транспортировать на месторождения угля в Германии, Польше, Чехии и там производить синтетический бензин, керосин, можно производить метанол или использовать древесный уголь для производства синтетического бензина.
К вопрос почему синтетическое топливо всегда уступало натуральному (нефтепродукты), а с развитием ВИЭ должно потеснить а потом и занять место нефтепродуктов:
- Производство синтетического топлива по методу Фишера-Тропша требует большого расхода угля ( 4-7 тонн на тонну керосина, бензина) и ещё больших капитальных расходах при низкой цене 20 $ за баррель нефти даже при бесплатном угле производство убыточно, цена нефти и угля растут хоть и не строго пропорционально, но синхронно, так что даже при высоких ценах на нефть производство синтетического топлива бесприбыльно.
Производство керосина, бензина из газа не получило широкого распространения потому, что добыча газа по настоящему развернулась сравнительно недавно, да и газ стоит сравнительно дорого, дорого выводить лишний атом Н, вполне возможно, что синтез С+СН4 дешевле, но мест где есть и уголь и газ сравнительно не много.
- При вытеснение ВИЭ угля и газа из генерации, их цена будет падать, часть угля и газа пойдет на синтез бензина, керосина плюс сравнительно дешёвый водород (водород необходимо производить только из избыточно генерации ВЭС и СЭС), сравнимые с современными нефтехимическими заводами цены на капитальнее строительство заводов синтетического топлива, вот формула успеха синтетического углеводородного топлива в 21 веке.
Россия.
Потребление энергии в млн. т. нефтяного эквивалента.
Нефть. Газ. Уголь. АЭС / ГЭС СЭС / ВЭС
2010 год. 147,6 372, 7 93,8 38,5 / 38,1 0,1 690,9
2090 год. 50 150 200 20 / 60 620 / 300 1400
*BP Statistical Review of World Energy June 2011.
Прошу заметить пусть Россия и северная страна больше половины потребной энергии проходиться на СЭС, всё-таки СЭС более перспективная, чем ВЭС.
СЭС / ВЭС
Произведено электроэнергии. 3100 / 1500 млрд. кВтч
Установочная мощность 1550 / 600 ГВт
Произведено в год на 1 кВт мощности 2000 / 2500 кВтч.
Потребная площадь 31.000 / 60.000 = 91000 км2
Потребление электричества (без учета расхода на электролиз водорода)
50 % (отопление и горячее водоснабжение на 50 % электрическое) 3500 млрд. млрд. кВтч. Пиковое потребление мощности 1000 ГВт.
Генерация летом (6 месяцев).
СЭС 60 % мощности на электролиз водорода, оставшиеся 30 % сбрасывают через ЕЭС (единая энергосистема) потребителям (в том числе и на производство синтетического топлива) , 10 % депонируется через ГАЭС), у ВЭС соотношение обратное 40 /60 %.
Генерация зимой (6 месяцев).
СЭС и ВЭС вся генерация потребителям, также используется природный газ (отопление), топливо для транспорта расходуется из запасов сделанных летом.
Китай.
Потребление энергии в млн. т. нефтяного эквивалента.
Нефть Газ Уголь АЭС / ГЭС СЭС / ВЭС
2010 год 428,6 98,1 1713,5 16,7 / 163,1 12,1 2432,2
2090 год 200 150 600 400 / 150 7400 / 200 9000
*BP Statistical Review of World Energy June 2011.
Такой огромный объем энергии (9000 млрд. тонн нефтяного эквивалента) можно взять из трех источников энергия расщепления, термоядерная энергия и энергия солнечной радиации. Два первых источника имеют определенные выше озвученные недостатки, кроме того, реакторы на быстрых нейтронах инерционны, вероятнее суточные, недельные колебания в потребление пришлось парировать с помощью производства водорода, а не с помощью остановки и запуска реактора. По термоядерному реактору вообще ничего конкретного сказать не возможно, когда удастся создать коммерческий реактор и удастся создать его вообще. Энергия солнца: неисчерпаема, экологически безопасна, обеспечивает приемлемые цены и необходимый объем и даже для Китая с его население можно выделить землю.
СЭС / ВЭС.
Произведено электроэнергии. 37.000 / 1000 млрд. кВтч
Установочная мощность. 18.500 / 500 ГВт
Произведено в год на 1 кВт мощности 2000 / 2000 кВтч.
Потребная площадь. 361.000 / 50.000 = 411.000 км2
Потребление электричества без учета производства водорода 60 % (отопление и ГВС на 90 % электрическое) от произведенного, т.е. примерно 21000 млрд. кВтч, пиковая потребная мощность 5000 млн. ГВт, т.е. мощности СЭС заведомо выше потребления не только в летние, но и в зимние месяцы.
США.
Потребление энергии в млн. т. нефтяного эквивалента.
Нефть Газ Уголь АЭС/ГЭС СЭС/ВЭС
2010 год 850,0 621,0 524,6 192,2/58,8 39,1 2432,2
2090 год 100 150 300 200 / 50 3000/500 4300
СЭС / ВЭС.
Произведено электроэнергии. 15.000 / 2500 млрд. кВтч
Установочная мощность. 7.500 / 1000 ГВт
Произведено в год на 1 кВт мощности 2000 / 2500 кВтч.
Потребная площадь. 200.000 / 100.000 = 411.000 км2
1) Роль энергии ветра и солнца в будущем мировом энергобалансе. Две основные проблемы ВЭС и СЭС.
2) Наиболее распространенные способы аккумуляции электроэнергии ВЭС и СЭС, водородная энергетика как основной способ регулировки сезонных неравномерностей генерации и спроса.
3) Сравнение (весьма приближенное) издержек аккумуляции электроэнергии в энергосистемах с генерацией на ВЭС и СЭС, когда аккумуляция осуществляется одним из способов или их комбинацией.
4) Сценарии развития ситуации с аккумуляцией электроэнергии ВЭС и СЭС в Украине, ЕС (вариант 6) , России, США и Китае (вариант 7).
5) Выводы.
1) Роль энергии ветра и солнца будущем мировом энергобалансе. Две основные проблемы ВЭС и СЭС.
В начале XXII века ВЭС и СЭС будут обеспечивать как минимум 75 % мирового энергобаланса (от 60 до 90 млрд. тонн нефтяного эквивалента, 2011 году потребление составило примерно 12,5млрд тонн в н.э.). Почему именно ВЭС и СЭС, а не любой другой вид традиционной (уголь, газ, АЭС) или возобновляемой (геотермальная, приливная, биотопливо) энергии.
- Нефть, уголь, газ.
Не могут обеспечить одновременно приемлемый уровень добычи и цен, т.е. добывать через 90 лет нефти в 2 раза больше, чем сегодня, можно будет, только при 400-600 $ за баррель (в долларах 2012 года), примерно так же с углем и газом.
- Ядерная энергия.
АЭС на уране 235 технически отработаны, но не обеспечены топливом, АЭС на РБН хоть и обеспечены топливом (ураном 238, торием 232 ) но технически не отработаны, разработка коммерческих РБН (реакторах на быстрых нейтронах) требует больших денег и возникает вопрос, а не вложить эти же самые деньги в разработку ВЭС и СЭС, которые при все этом обеспечены топливом на сотни млн. лет.
- Электростанции на УТС (управляемый термоядерный синтез).
Следует отметить при том, что разработки идут уже как минимум 40 лет, но не достигнут даже положительный выход электроэнергии, т.е. установки УТС тратят больше электроэнергии, чем генерируют (ну или генерировали бы). В отличие от ВЭС И СЭС стоимость разработки коммерческой установки УТС превышает возможности 99% стран мира, необходим международный сбор денег, при этом у стран участников возникает вопрос, а зачем вообще вкладывать деньги, если результаты исследований всё равно станут всеобщем достоянием.
- Биотопливо.
Рентабельное производство биотоплива возможно только в тропических и экваториальных широтах, в умеренных широтах у биотоплива низкий показатель ERLO , а выход битоплива с км2 не позволяет покрыть потребности человечества 2012 года, не говоря уже о возросших потребностях топлива и энергии в будущем..
- Геотермальная, приливная, энергия волн, морских течений, градиента солености и тепла воды мирового океана.
При получении энергии из всех этих источников характерен колоссальный расход материальных средств и низкий КПД. Не отрицая того факта, что эти источники могут обеспечивать коммерческое производство энергии на локальном уровне, но они не как не могут быть основой мирового энергобаланса.
ВЭС и СЭС.
Есть три «жирных» плюса, которые отличают ВЭС И СЭС от традиционной так и прочей возобновляемой энергии.
- Неисчерпаемость (в отличие от углеводородов и традиционных АЭС).
- Объемы производства энергии ВЭС и СЭС покрывают как текущие, так и будущие потребности человечества. Допустим в 2112 году мировое потребление составит 90 млрд. тонн нефтяного эквивалента (в 2010 году мировое потребление 12 млрд. тонн нефтяного эквивалента), переводим это в электричество 1 тонна = 5000 кВтч, мировое потребление это 450 трлн. кВтч, на 1 км можно разместить 50 Мватт производящих 100 млн. кВтч в год, итого для СЭС необходимо 4,5 млн. км2 земной поверхности, но это если на СЭС будет приходиться 100 % мирового производства энергии, если половину производства возьмут на себя другие источники энергии о (ВЭС, АЭС (РНБ), ГЭС, биотопливо) , то потребная площадь сокращается в 2 раза до 2,25 млн км2 .
- Доступность НИОКР для частного капитала (в отличие от АЭС (РБН) и УТС).
У ВЭС и СЭС есть две главные проблемы, решение которых позволило бы перевести мировой энергобаланс с исчерпаемой углеводородной энергии на возобновляемые источники энергии.
А) Высокая стоимость генерации.
Б) Необходимость аккумуляции электроэнергии полученной на ВЭС и СЭС.
Так как данная статься, в целом посвящена 2 проблеме, то первой я уделю совсем немного времени.
Стоимость кВт*ч произведенного на ВЭС и СЭС во многом определяется стоимостью кВт установочной мощности, которая уверено, движется вниз, у ВЭС это снижение плавное, стоимость возводимых СЭС то остается на месте или даже растёт (2002-2008 годы) для кремневых фотоэлементов, то стремительно падает (2010-2012 годы) из-за падение цен на сверхчистый кремний. Точно предсказать когда в целом стоимость энергии получаемой от ВЭС и СЭС сравниться с углеводородами невозможно, надо угадать цену углеводородов (она в среднем будет расти, но насколько и когда этого вменяемый человек не знает), стоимость генерации ВЭС, СЭС в будущем (понятно что в целом она будет падать, а вот как быстро неизвестно) и стоимость аккумуляции полученной от ВЭС и СЭС электроэнергии.
ВЭС и СЭС (без учета стоимости аккумуляции) станут коммерчески рентабельными не раньше 2015 / 2020 годах, с учетом стоимости аккумуляции этот срок отодвигается в 2030-40 годы опять же в лучшем случае, а реально устойчивое падение потребление (нефти, угля, газа) в абсолютном выражение произойдет реально, где-то после 2050-70 года. Вот такая оптимистическая (без кавычек) картина.
Вторая проблема, собственно которой посвящена статья, это проблема аккумуляции полученной от ВЭС и СЭС электроэнергии. Выход электроэнергии от ВЭС, СЭС непостоянен зависит от внешних факторов (солнечной радиации и скорости ветра), и не подается регулированию, кроме того для СЭС сезонное колебание поступления и потребности в энергии служит сдерживающим фактором распространение выше определенных широт. ВЭС и CЭС характеризуются низким КИУМ по сравнению с ТЭС, АЭС, ГЭС следовательно необходимо увеличивать установочную мощность как минимум в 2,5-4 раза большею для производства сопоставимого количества кВтч.
Для замены 100 МВт ТЭС необходимо вводить 300 МВт СЭС, кроме этого нужно, 100 МВт резервных мощностей (ГАЭС, ТЭ), 270 МВт аккумулирующих мощностей насосов на ГАЭС или электролизеров для производства водорода на ТЭ, так же нужен бассейн на 1 км 3 высотой напора 100 м для ГЭС или газгольдер объемом 100 тыс. м3 на 100 атм. для водорода. Необходимость аккумуляции электроэнергии от ВЭС и СЭС практически удваивает себестоимость полученного на них кВтч.
2) Наиболее распространенные способы аккумуляции электроэнергии ВЭС и СЭС, водородная энергетика как основной способ регулировки сезонных неравномерностей генерации и спроса.
- ГАЭС имеют высокую стоимость сооружение, низкую эксплуатационную издержки. ГАЭС является идеально подходит для выравнивания дисбаланса суточного и недельного, потребления и производства электроэнергии. Для выравнивания сезонного дисбаланса ГАЭС совершенно не годятся т.к. требуют гигантского верхнего резервуара, где кВтч ВЭС и СЭС будет храниться в виде потенциальной энергии воды, естественных резервуаров таких размеров в природе мало, а их строительство будет стоить дорого.
ГАЭС требуют воды поэтому, например в Сахаре их много не построишь.
- ТЭ могут иметь низкою стоимость сооружения, высокие эксплутационные издержки.
ТЭ для ВЭС и СЭС могут служить б/у ТЭ автомобильного транспорта. В отличие от ГАЭС с их 70 % КПД связка электролизер-ТЭ обладает низким КПД 70%*60%= 42 % КПД поэтому они покрывают «хвосты», т.е. ТЭ заменяет ГАЭС когда КУИМ составляет меньше 20 %.
Производство водорода для транспорта, как основной способ регулировки сезонных неравномерностей генерации ВЭС и СЭС.
В данном случае создаются избыточные мощности, которых хватает или почти хватает для сезонного снижения генерации зимой на СЭС или месячных колебаний для ВЭС. Годовой, месячный и дневной избыток используется для производства водорода который используется транспортом непосредственно ТЭ или опосредованно через производство светлых синтетических нефтепродуктов.
Летом СЭС производят в 4 раза больше кВтч, чем нужно, ¾ производства направляется на производство водорода, или опосредованно через водород на производство синтетического бензина, керосина. Зимой возрастает потребления в 1,5 раз, одновременно падает генерация на СЭС в 2,5 раза 4/2,5=1,6 , как видим данном случае зимой СЭС удовлетворяют потребности населения и промышленности в электричестве, а потребности в горючим для транспорта восполняться из запасов, сделанных летом.
Вывод такой: СЭС и ВЭС могут стать преобладающими источниками генерации в энергосетях, только в том случае, если они занимают, такую же роль в энергобалансе. Любой план увеличении доли ВЭС и СЭС в электрогенерации свыше 20% должен включать производство водорода для нужд транспорта (напрямую или опосредовано).
3) Сравнение (весьма приближенное) издержек аккумуляции электроэнергии в энергосистемах с генерацией на ВЭС и СЭС, когда аккумуляция осуществляется одним из способов или их комбинацией.
Сравнительная таблица.
Вводные:
Потребление. 4000 млрд. кВтч (США, Китай 2016 года, ЕС 2040года)
Пик потребления 800 ГВт.
Резерв для выравнивания сезонных колебаний, 10% годового потребления - 400 млрд. кВтч.
КИУМ ВЭС и СЭС 22% , выработка на 1 кВт в год = 2000 кВтч
Установочные мощности.
ГВт. ГАЭС
Режим
Насосный/
Генерации.
ГВт. Водородный цикл
Электролиз / ТЭ.
ГВт. Прочее.
1. ТЭС 1000 - - + 800 млрд. куб газа или 2000 млн. тонн угля
2. ГАЭС 2200 1800 / 800 +
бассейн объемом в 1440 км3 с напором в 100 м.
-
3. Водородный цикл электролиз /ТЭ 3500 - 3200/800 +
Газгольдеры на 200 млрд куб водорода.
4. Химические аккумуляторы. 2400 + 8 млрд. тонн свинцовых аккумуляторов
5. 2+3 варианты 2800 400/400 + бассейн объемом 140 км3 с напором в 100 м 2100 /400 +
Газгольдеры на 150 млрд. куб водорода
6.1+2 варианты + производство синтетического топлива с ТЭС генерацией. 2000 ГВт СЭС ли ВЭС
+ 400 ГВт ТЭС 400/400 + бассейн на 14 км3 с напором в 100 м 1600 / - + 100 млрд. куб газа или 250 млн. тонн угля
+ газгольдеры для водорода 15 млрд. куб
+ резервуары для 200 млн. тонн синтетического топлива
7.2+3 варианты + производство синтетического топлива. 2400 400/400 + бассейн на 14 км3 с напоров в 100 м 2000 / 800 газгольдеры для промежуточного хранения 30 млрд.
куб водорода + резервуары для 400 млн. тонн синтетического топлива
Вариант 2 невозможен потому, что построить бассейны полезным объемом 1440 км3 и с высотой напора 100 м по каким либо разумным ценам нельзя. Загорская ГАЭС прощу обратить внимание, что верхний бассейн для ГАЭС это не водохранилище на реке, необходима перекачка воды из нижнего резервуара для аккумулирования избытка энергии, полезный объем всего 22 млн. км3 00,007 % от потребного, а всего если строительство бассейна объемом 1 км3 будет стоить 5 млрд. $ то общая стоимость это 6220 млрд. $ понятно, что ГАЭС в для сглаживания внутригодовых и месячных колебания совершенно не годиться, хотя СЭС с их графиком генерации день/ночь ГАЭС идеальный аккумулятор.
Вариант 3 невозможен потому, что КПД связки электролизер - ТЭ = 0,7*0,7=0,49 % т.е. , приходиться наращивать установочные мощности ВЭС , СЭС , мощность электролизов и объем хранилищ для водорода ( в нашем случае при давление в 200 А , необходимы газгольдеры объемом 1 км3).
Вариант 4 невозможен потому, что 8 млрд. т. аккумуляторов нужно произвести и самое главное время от времени менять, даже если менять 1 раз в 10 лет, то необходимо производить в год 800 млн. тонн аккумуляторов.
Промежуточные вывод: аккумулировать избыточную электроэнергии ВЭС и СЭС с помощью одного способа (ГАЭС, электролизер + ТЭ , хим. аккумулятор) или фантастически дорого (увеличение себестоимости кВтч ВЭС и СЭС как минимум в 2 раза) или физически невозможно.
Вариант 5 уже лучше, но все ещё дорого (увеличение себестоимости кВтч ВЭС и СЭС где-то в 1,5-1,75 раза)
Вариант 6 это переходный вариант понятно, что сразу перейти к ВИЭ мировая экономика не может, какое то время ВИЭ и углеводородная энергия будут сосуществовать (увеличение себестоимости кВтч ВЭС и СЭС в районе 1,2-1,5 раза).
Вариант 7 это окончательный вариант. Все крупнейшие экономики мира Китай, Индия, ЕС, США к концу 21 века перейдут на ВИЭ в своих топливо-энергетических балансах.
4) Сценарии развития ситуации с аккумуляцией электроэнергии ВЭС и СЭС в Украине, ЕС (вариант 6) , России, США и Китае (вариант 7).
Украина.
Потребление энергии в млн. т. нефтяного эквивалента.
Нефть Газ Уголь АЭС, ГЭС. СЭС
2010 год * 11,6 46,9 36,4 20,2/2,9 - 118,0
2050 год. 10 38 30 20/2 100 200,0
BP Statistical Review of World Energy June 2011.
Если произведенную на СЭС энергию перевести в кВтч, то получим генерацию в 500 млрд. кВтч. Это генерация 250 ГВт СЭС при расчетном производстве 2000 кВтч в год на 1 кВт мощности, на 1 км2 можно разместить в среднем 50 МВт мощности, итого потребная площадь в Украине под СЭС 5000 км2.
Будем считать, что на электропотребление в энергетическом балансе равно 40% , 80 млн. т. нефтяного экв. * 5000 кВтч / т. нефтяного экв. = 400 млрд. кВтч. Пиковое потребление 80 ГВт
Установочные мощности СЭС 250 ГВт, АЭС 15 ГВт, ГАЭС 40 ГВт, ТЭС 25 ГВт = 330 ГВт (СЭС 250 ГВт)
Режим работы:
Лето. СЭС больше половины генерации направляет на производство водорода, 80 % которого идет на производство синтетического горючего (Донбасс) ГАЭС покрывают большою часть потребности в электричестве темного времени суток, АЭС работает с 50 % нагрузкой, ТЭС работает с 5 % нагрузкой в резервно-аврийном режиме.
Зима. СЭС направляет всю генерацию в энергосеть, ГАЭС покрывает 50 % потребности в электричестве темного времени суток, АЭС работает с 95 % нагрузкой, ТЭС работает с 80 % нагрузкой.
ЕС.
Потребление энергии в млн. т. нефтяного эквивалента.
Нефть Газ Уголь АЭС/ГЭС СЭС/ВЭС
2010 год* 872,5 623,5 336,8 212,8/145,9 69,6 22610,5
2030 год 700 700 300 150/140 110 / 400 2500
*BP Statistical Review of World Energy June 2011. за 2010 го данные приближённые.
СЭС/ВЭС произведено соответственно 550 / 2000 млрд. кВтч. Установочная мощность СЭС / ВЭС соответственно 225 /1000 ГВт, расчетное производство на кВт СЭС / ВЭС = 2000 кВтч. На 1 км 2 можно разместить 50 МВт СЭС и 10 МВт ВЭС, потребная площадь
4,500 км2 под СЭС , 100.000 км 2 под ВЭС.
Потребление электроэнергии 4500 кВтч. Пиковое потребление мощности 1000 ГВт.
Установочные мощности СЭС,ВЭС 250/1000 ГВт, АЭС 130 ГВт, ГЭС 120 ГВт, ГАЭС 100 ГВт, ТЭС 400 ГВт.
Производство синтетического топлива.
Казалось бы генерация СЭС и ВЭС покрывает всего 60 % потребления и производство лишней электроэнергии не должно быть, но генерация СЭС и ВЭС непостоянна и не регулируется человеком примерно 30 % (800 млрд. кВтч) все электроэнергии необходимо аккумулировать понятно, что этот объём не нужно хранить единовременно, достаточно емкости хранилищ в 80 млрд. кВтч потенциальная энергия 244 км3 в верхнем бьефе с напором в 100 метров. Вполне посильная задача, в ЕС вполне достаточно условий для размещения такого количества водохранилищ, но во первых это предельная величина и не во всех странах ЕС так можно сделать.
Например Германия, Дания может аккумулировать электроэнергию от ВЭС или в Южной Норвегии (достаточно заселенной) с помощью ГАЭС или производить водород который нужно транспортировать на месторождения угля в Германии, Польше, Чехии и там производить синтетический бензин, керосин, можно производить метанол или использовать древесный уголь для производства синтетического бензина.
К вопрос почему синтетическое топливо всегда уступало натуральному (нефтепродукты), а с развитием ВИЭ должно потеснить а потом и занять место нефтепродуктов:
- Производство синтетического топлива по методу Фишера-Тропша требует большого расхода угля ( 4-7 тонн на тонну керосина, бензина) и ещё больших капитальных расходах при низкой цене 20 $ за баррель нефти даже при бесплатном угле производство убыточно, цена нефти и угля растут хоть и не строго пропорционально, но синхронно, так что даже при высоких ценах на нефть производство синтетического топлива бесприбыльно.
Производство керосина, бензина из газа не получило широкого распространения потому, что добыча газа по настоящему развернулась сравнительно недавно, да и газ стоит сравнительно дорого, дорого выводить лишний атом Н, вполне возможно, что синтез С+СН4 дешевле, но мест где есть и уголь и газ сравнительно не много.
- При вытеснение ВИЭ угля и газа из генерации, их цена будет падать, часть угля и газа пойдет на синтез бензина, керосина плюс сравнительно дешёвый водород (водород необходимо производить только из избыточно генерации ВЭС и СЭС), сравнимые с современными нефтехимическими заводами цены на капитальнее строительство заводов синтетического топлива, вот формула успеха синтетического углеводородного топлива в 21 веке.
Россия.
Потребление энергии в млн. т. нефтяного эквивалента.
Нефть. Газ. Уголь. АЭС / ГЭС СЭС / ВЭС
2010 год. 147,6 372, 7 93,8 38,5 / 38,1 0,1 690,9
2090 год. 50 150 200 20 / 60 620 / 300 1400
*BP Statistical Review of World Energy June 2011.
Прошу заметить пусть Россия и северная страна больше половины потребной энергии проходиться на СЭС, всё-таки СЭС более перспективная, чем ВЭС.
СЭС / ВЭС
Произведено электроэнергии. 3100 / 1500 млрд. кВтч
Установочная мощность 1550 / 600 ГВт
Произведено в год на 1 кВт мощности 2000 / 2500 кВтч.
Потребная площадь 31.000 / 60.000 = 91000 км2
Потребление электричества (без учета расхода на электролиз водорода)
50 % (отопление и горячее водоснабжение на 50 % электрическое) 3500 млрд. млрд. кВтч. Пиковое потребление мощности 1000 ГВт.
Генерация летом (6 месяцев).
СЭС 60 % мощности на электролиз водорода, оставшиеся 30 % сбрасывают через ЕЭС (единая энергосистема) потребителям (в том числе и на производство синтетического топлива) , 10 % депонируется через ГАЭС), у ВЭС соотношение обратное 40 /60 %.
Генерация зимой (6 месяцев).
СЭС и ВЭС вся генерация потребителям, также используется природный газ (отопление), топливо для транспорта расходуется из запасов сделанных летом.
Китай.
Потребление энергии в млн. т. нефтяного эквивалента.
Нефть Газ Уголь АЭС / ГЭС СЭС / ВЭС
2010 год 428,6 98,1 1713,5 16,7 / 163,1 12,1 2432,2
2090 год 200 150 600 400 / 150 7400 / 200 9000
*BP Statistical Review of World Energy June 2011.
Такой огромный объем энергии (9000 млрд. тонн нефтяного эквивалента) можно взять из трех источников энергия расщепления, термоядерная энергия и энергия солнечной радиации. Два первых источника имеют определенные выше озвученные недостатки, кроме того, реакторы на быстрых нейтронах инерционны, вероятнее суточные, недельные колебания в потребление пришлось парировать с помощью производства водорода, а не с помощью остановки и запуска реактора. По термоядерному реактору вообще ничего конкретного сказать не возможно, когда удастся создать коммерческий реактор и удастся создать его вообще. Энергия солнца: неисчерпаема, экологически безопасна, обеспечивает приемлемые цены и необходимый объем и даже для Китая с его население можно выделить землю.
СЭС / ВЭС.
Произведено электроэнергии. 37.000 / 1000 млрд. кВтч
Установочная мощность. 18.500 / 500 ГВт
Произведено в год на 1 кВт мощности 2000 / 2000 кВтч.
Потребная площадь. 361.000 / 50.000 = 411.000 км2
Потребление электричества без учета производства водорода 60 % (отопление и ГВС на 90 % электрическое) от произведенного, т.е. примерно 21000 млрд. кВтч, пиковая потребная мощность 5000 млн. ГВт, т.е. мощности СЭС заведомо выше потребления не только в летние, но и в зимние месяцы.
США.
Потребление энергии в млн. т. нефтяного эквивалента.
Нефть Газ Уголь АЭС/ГЭС СЭС/ВЭС
2010 год 850,0 621,0 524,6 192,2/58,8 39,1 2432,2
2090 год 100 150 300 200 / 50 3000/500 4300
СЭС / ВЭС.
Произведено электроэнергии. 15.000 / 2500 млрд. кВтч
Установочная мощность. 7.500 / 1000 ГВт
Произведено в год на 1 кВт мощности 2000 / 2500 кВтч.
Потребная площадь. 200.000 / 100.000 = 411.000 км2