Jedna z největších evropských fotovoltaických elektráren je francouzská Cestas s výkonem 300 MWp (zdroj Gimball Prod).

Potenciál využití fotovoltaických zdrojů v ČR a ve světě (díl 2.)

Toto je druhý díl článku o potenciálu využití fotovoltaických zdrojů ve světě a Česku. První díl naleznete zde.

Vlastnosti fotovoltaických elektráren – jejich výhody a problémy

Obrovskou výhodou fotovoltaických zdrojů je možnost budování ve všech možných velikostech, od malých decentralizovaných instalací na střechách jednotlivých budov až po rozsáhlé fotovoltaické farmy s výkonem stovek megawattů. I ty lze instalovat postupně, což snižuje prvotní náklady i rizika investora. Jak bylo zmíněno, využívají se v současné době dominantně klasické křemíkové články s celkovou účinností zhruba mezi 14 až 22 %. Roční efektivita využití fotovoltaického zdroje závisí silně na konkrétních podmínkách daného regionu i konstrukci elektrárny a pohybuje se mezi 10 až 35 % (horní limita je pro opravdu ideální podmínky a konstrukci). V průběhu času dochází k degradaci článku a snižování výkonu panelu. U současných využívaných modelů je však na úrovni pouhých 0,5 %/rok.

Kritickým prvkem pro využití fotovoltaiky je možnost ukládání energie a tím i kvalita i cena bateriových systémů. Bateriové úložiště firmy E.ON. (Zdroj E.ON).

Kritickým prvkem pro využití fotovoltaiky je možnost ukládání energie a tím i kvalita i cena bateriových systémů. Bateriové úložiště firmy E.ON. (Zdroj E.ON).

Existují stabilní pevné systémy, které je dobré nasměrovat co nejvhodnějším směrem, aby na ně sluneční paprsky dopadaly co nejvíce kolmo po nejdelší vhodné části dne. Pokud však máme větší počet instalací, je výhodnější, když se jejich směr i náklon od sebe mírně liší. Čas maxima jejich výkonu se tak u konkrétních instalaci různí. Celkové maximum výkonu celé soustavy fotovoltaických elektráren při optimálním slunečním svitu je tak sice nižší než suma špičkového výkonu jednotlivých částí systému, ale rozšíří se v čase. Špičkový výkon v ideálních podmínkách je tak například v Německu i Česku jen 70 % sumy deklarovaných nominálních výkonů elektráren, ale produkce elektřiny z nich je v čase lépe rozložena. Jde o přibližnou hodnotu získanou srovnáním deklarovaného instalovaného špičkového výkonu a maximálního výkonu v optimálních podmínkách v posledních letech a je ovlivněna i dalšími jevy.

Panely se také dají instalovat na pohyblivé konstrukce, které zajistí jejich natáčení směrem ke slunci. Toto řešení je méně časté, protože zvyšuje náklady na instalaci a provoz systému a je nutné zvažovat, zda se v dané situaci vyplatí. Používá se zejména pro koncentrátorové sluneční články instalované v oblastech s velkým podílem přímého slunečního záření.

Jak už bylo zmíněno, cena fotovoltaických panelů klesá s množstvím vyrobených kusů a vylepšováním technologií. V současné době už začíná být cena panelu menší částí ceny celé elektrárny, stále větší vliv mají další části konstrukce a elektroniky, kde se náklady mění daleko méně. Stejně tak začíná mít stále větší vliv na cenu elektrárny cena pozemků. Je tak důležité stavět fotovoltaické farmy na místech, která nejsou zemědělská a nejsou vhodná pro jiné využití. Proto se největší sluneční elektrárny budují v pouštních oblastech, které pro ně navíc mají často velmi vhodné klimatické podmínky. Jako zajímavost lze tak uvést, že stavba velké solární elektrárny s výkonem v jednotkách gigawattů se připravuje v oblastech v blízkosti Černobylské jaderné elektrárny nebo na územích ohrožených cunami v Japonsku, u nichž se možností využití také těžko hledají.

Německá produkce elektřiny a pravidelné fluktuace solární produkce v ideálním červencovém týdnu. (Zdroj Agora).

Německá produkce elektřiny a pravidelné fluktuace solární produkce v ideálním červencovém týdnu. (Zdroj Agora).

Výhodou u fotovoltaické elektřiny je dobře předvídatelný průběh svitu slunce v případě, že není ovlivněno oblačností. V tomto případě má elektrárna přesně daný cyklus denní špičky a noci, kdy se elektřina nevyrábí. Pro oblasti v blízkosti rovníku, kde neovlivňuje délku a velikost denní špičky tak silně roční cyklus, by tak stačilo pokrýt ukládáním energie pouze několik hodin bez slunce. Pro mírné pásmo však v průběhu podzimu a hlavně zimy dodávají fotovoltaické elektrárny jen velmi omezené množství elektřiny. Navíc je v těchto obdobích i daleko větší pravděpodobnost výskytu oblačnosti či mlh.

Odběrový diagram řady oblastí obsahuje denní špičky, spotřeba elektřiny je největší během dne. Polední špička je větší v horkých regionech, kde se intenzivně využívá klimatizace. A právě tato území mají i velmi vhodné podmínky pro produkci solární elektřiny. Proto je velice výhodné využívat solární systémy pro vykrývání těchto špiček.

Instalovaný výkon fotovoltaických zdrojů ve světě (zdroj Solar Power Europe).

Instalovaný výkon fotovoltaických zdrojů ve světě (zdroj Solar Power Europe).

Fotovoltaická elektrárna je závislá na slunečním svitu, nemůže tak zaručit zvýšení výkonu v případě potřeby, naopak regulace pomoci snížení výkonu či odstavení elektrárny je možné a podpora regulace těmito zdroji poroste s tím, jak se bude zvyšovat jejich podíl v energetickém mixu jednotlivých regionů.

Historie, současnost i budoucnost solárních parků ve světě

Fotovoltaické systémy začaly být výhodné nejdříve v místech s intenzivním slunečním svitem a vhodným stabilním počasím, kde nebyla dostupná elektrická síť. Postupně, jak se cena panelů snižovala, zvyšoval se i počet instalací v různých místech a na budovách. Využívalo se toho, že v místech s problematickým přístupem k elektrické síti a vysokou cenou elektřiny z jiných dostupných zdrojů začala být cena z fotovoltaiky konkurenceschopná.

Hlavně ve slunečných oblastech tak začalo být reálné budovat větší fotovoltaické parky pro dodávky elektřiny do sítě. První fotovoltaickou farmu vybudovala v Kalifornii v USA v roce 1982 firma Arco Solar a měla výkon 1 MWp, v roce 1984 byla následována instalací s výkonem 5,2 MWp v Carrizo Plain.

Solární park Erlasee v Německu (zdroj Wiki, Rainer Lippert).

Solární park Erlasee v Německu (zdroj Wiki, Rainer Lippert).

Zlom v jejich budování však znamenalo teprve zavedení dotovaných cen v Německu v roce 2004, které vzhledem ke své energetické koncepci Energiewende potřebovalo rychle zvýšit výrobu elektřiny z obnovitelných zdrojů. Díky tomu se instalovalo několik stovek instalací přesahujících 1 MWp a více než padesát s výkonem přesahujícím 50 MWp. Podobný systém dotovaných cen přijalo Španělsko v roce 2008 a vedl k instalaci přes 60 farem s výkonem přesahujícím 10 MWp. V současné době jsou největší solární parky v Číně, Indii a USA.

Největší fotovoltaické elektrárny se budují v Číně a Indii, některé z nich už překročily instalovaný výkon 1 GWp. Jde o elektrárnu Tengger Desert Solar Park, která je v pouští Gobi a její instalovaný výkon je 1547 MWp. Plocha, kterou zaujímá, dosahuje zhruba 40 km2. Ještě větší by měla být elektrárna Datong Solar Power, která má zatím v první fázi 1000 MWp a po dokončení třetí fáze by měla mít celkový výkon 3000 MWp. Za ní následuje fotovoltaická elektrárna Kurnool Mega Solar Park v Indii, který dosahuje 1000 MWp.

Roční přírůstky výkonu z nových instalací ve světě. Je vidět, že Evropa už má maximum za sebou, ale ve světě roční instalace významně rostou. (Zdroj Solarpower Europe).

Roční přírůstky výkonu z nových instalací ve světě. Je vidět, že Evropa už má maximum za sebou, ale ve světě roční instalace významně rostou. (Zdroj Solarpower Europe).

Čínská elektrárna Longyangxia Dam se budovala ve dvou etapách, k výkonu 320 MWpz první fáze se přidalo 530 MW z té druhé. Celkově zaujímají plochu zhruba 23 km2. V tomto případě je velkou výhodou, že fotovoltaická elektrárna je na stejném místě jako stejnojmenná vodní elektrárna. Ta má čtyři turbíny o výkonu 320 MW. Produkce v obou elektrárnách se koordinuje a vodní elektrárna nahrazuje výkon té sluneční v době, kdy slunce nesvítí.

Jedna z největších evropských fotovoltaických elektráren je francouzská Cestas s výkonem 300 MWp (zdroj Gimball Prod).

Jedna z největších evropských fotovoltaických elektráren je francouzská Cestas s výkonem 300 MWp (zdroj Gimball Prod).

Pátá největší fotovoltaická elektrárna je opět v Indii, jedná se o Kamuthi Solar Power Project s výkonem 648 MWp. Pak následují čtyři fotovoltaické elektrárny ve Spojených státech amerických s výkonem mezi 550 až 570 MWp. Jedná se o zařízení Solar Star, Topaz Solar Farm, Copper Mountain Solar Facility, Desert Sunlight Solar Farm. Výkon 500 MWp má ještě Huanghe Hydropower Golmud Solar Park v Číně.

V Evropě jsou největšími fotovoltaickými instalacemi francouzská Cestas Solar Farm v Bordeaux s výkonem 300 MWp a německá Solarpark Meuro s výkonem 168 MWp.

Pokud jde o celkový instalovaný výkon, překročil na konci roku 2016 hodnotu 300 GWp. V čele je Čína se 77 GWp, za ní je Japonsko se 42,8 GWp, Německo se 40,8 GWp a USA se 40 GWp (konec roku 2016). Toto pořadí se ovšem bude měnit, protože Německo růst nových instalací omezuje a naopak rozvíjející se země, které potřebují zvýšit produkci elektřiny, budují nové fotovoltaické zdroje stále rychleji. Využívají i toho, že je lze budovat decentralizovaně, což je výhodné v případě nedostatečně rozvinuté elektrické sítě a propojení. Současným trendem ve světě, na rozdíl od nás, je růst podílů velkých solárních farem na úkor malých zdrojů na budovách, který je dán právě zvyšováním nových kapacit v rozvíjejících se zemích, kde se buduje průmysl.

Roční nově instalovaný výkon fotovoltaických elektráren má v Evropě za sebou maximum v letech 2010 až 2012. Vývoj tehdy udávalo hlavně Německo a Itálie. Nyní se situace po poklesu stabilizovala. V roce 2015 bylo instalováno 8 GWp, v roce 2016 pak 6,7 GWp a v roce 2017 je výhled instalovat zhruba 7,5 GWp. (Zdroj Solarpower Europe).

Roční nově instalovaný výkon fotovoltaických elektráren má v Evropě za sebou maximum v letech 2010 až 2012. Vývoj tehdy udávalo hlavně Německo a Itálie. Nyní se situace po poklesu stabilizovala. V roce 2015 bylo instalováno 8 GWp, v roce 2016 pak 6,7 GWp a v roce 2017 je výhled instalovat zhruba 7,5 GWp. (Zdroj Solarpower Europe).

Dalším významným trendem jsou plovoucí fotovoltaické parky. Umisťují se na vnitrozemské vody a kromě využití plochy se tak dosahuje efektivnějšího chlazení. Při přehřívání se totiž snižuje efektivita fotovoltaických článků. Zároveň snižují odpar z hladiny. V polovině roku 2017 byla v Číně v prefektuře Chauj-nan zprovozněna zatím největší taková elektrárna, která byla instalována na jezeře, které vzniklo v důsledku těžební činnosti. Výkon této elektrárny postavené firmou Sungrow je 50 MWp. Další podobná se dokončuje a testuje nedaleko od ní. Řada takových elektráren, i když menších, se vybudovala nebo buduje v Japonsku, které má nedostatek volných ploch. Existují i v Austrálii nebo Velké Británii.

Speciálním případem ve využívání fotovoltaiky je již zmíněné Německo. To má již nyní celkový výkon instalovaný v decentralizovaných systémech na budovách i fotovoltaických farmách 40,7 GWp, což už je velká část potřebného okamžitého výkonu, který se většinou pohybuje mezi 60 až 80 GW. Fotovoltaické instalace se v daném regionu chovají jako jedna velká elektrárna. Zároveň má Německo velký instalovaný výkon ve větrných elektrárnách, které jsou také závislé na povětrnostních podmínkách.

Střešní systémy jsou ideální komponenty decentralizovaného využití fotovoltaických zdrojů. Na obrázku je nejmodernější systém firmy BELECTRIC v Berlíně. (Zdroj BELECTRIC).

Střešní systémy jsou ideální komponenty decentralizovaného využití fotovoltaických zdrojů. Na obrázku je nejmodernější systém firmy BELECTRIC v Berlíně. (Zdroj BELECTRIC).

Pokud jsou tak podmínky vhodné pro oba tyto preferované zdroje a elektřinu se nepodaří exportovat, je třeba i jejich výrobu omezovat. I to je důvod, proč se nárůst instalací i produkce fotovoltaických zdrojů v Německu v posledních letech omezil. Německo už tak ukazuje na limity ve využívání fotovoltaických zdrojů v současné elektroenergetice. Pokud se nepodaří vyřešit efektivní dlouhodobé ukládání energie, bude podíl výroby ve fotovoltaických zdrojích omezený. V Německu produkují solární zdroje v současnosti okolo 7 % celkové produkce elektřiny. Německo plánuje postupně do roku 2030 dosáhnout instalovaného výkonu 66 GWp, což znamená v ideálních podmínkách možnost pokrytí až celého potřebného výkonu pomocí čistě fotovoltaických zdrojů.

Regulace sítě v podmínkách vysokého podílu fotovoltaických elektráren je mimořádně důležitá a stále významnější její komponentou je ukládání energie. Decentralizované solární zdroje i velké fotovoltaické parky se tak začínají stavět s bateriovými systémy, které dokáží pokrýt i několikahodinový výpadek slunečního svitu. Pro míru využití fotovoltaický zdrojů bude vyřešení efektivního a levného ukládání energie klíčové. Pro krátkodobé ukládání a regulaci by mohlo pomocí snížení cen baterií, kde se dramaticky zvyšuje kapacita jejich výroby. V čele rozvoje instalací velkých bateriových uložišť je i známá firma Tesla Elona Muska. Otázka dlouhodobějšího (sezónního) ukládání energie je však mnohem náročnější.

Průběh instalace fotovoltaických zdrojů v České republice (zdroj ERÚ, studie ENACO)

Průběh instalace fotovoltaických zdrojů v České republice (zdroj ERÚ, studie ENACO)

Co to znamená pro Českou republiku?

Česká republika je v mírném pásu a její podnebí není pro využívání sluneční energie ideální. Roční koeficient využití se u fotovoltaických elektráren u nás pohybuje mezi 9 až 13 %. V našich podmínkách lze na jednom kilometru čtverečném instalovat elektrárnu s výkonem zhruba 50 MWp. Na druhé straně však jsou geografické podmínky podobné těm německým a v Německu je jeden z největších relativních poměrů instalovaného fotovoltaického výkonu k potřebnému výkonu.

Boom instalace fotovoltaických systémů nastal v letech 2009 a 2010 kvůli nezvládnutému systému dotovaných cen. Ten byl nastaven tak, že neumožňoval rychlé a jednoduché snížení výšky dotovaných výkupních cen při rychlém snížení cen panelů, ke kterému v té době došlo. V těchto letech tak vzrostl instalovaný výkon fotovoltaických zdrojů v Česku z hodnoty v jednotkách MWpna téměř 2000 MWp. V té době byly vybudovány i téměř všechny fotovoltaické farmy s výkonem větším než 5 MWp. Tři největší jsou Ralsko RA 1 s výkonem 38,3 MWp, Vepřek s výkonem 35,1 MWp a Ševětín s výkonem 29,9 MWp.

Podíl instalací podle výkonu (zdroj studie ENACO).

Podíl instalací podle výkonu (zdroj studie ENACO).

Zhruba na hodnotě 2 GWp se udržuje instalovaný výkon až do současnosti. Zrušení garantovaných cen totiž vedlo k tomu, že se nyní většinou instalují jen malé decentralizované zdroje na budovách, které nejsou primárně určené pro dodávku elektřiny do sítě. Zatímco malé instalace do 30 kWp tvoří 92 % z celkového počtu zařízení, jejich výkon je pouze 12 % ze zmíněných 2 GWp.

Instalovaný špičkový výkon 2 GWp vede v letních optimálních podmínkách v maximu k hodnotám až téměř 1,6 GW solární elektřiny. Různá umístění, orientace a sklon plochy panelů elektráren rozloží jejich maxima výkonu do různého času a rozdělení jejich produkce v době špičky je rovnoměrnější. V současné době tak od jara do podzimu v době příznivého počasí docela dobře pokrývají naše instalované fotovoltaické zdroje velkou část denní špičky spotřeby. Celkově vyrobí fotovoltaické zdroje u nás v současné době okolo 2,1 TWh ročně, což reprezentuje zhruba 2,5 % naši výroby.

Velmi vysoký instalovaný výkon v Německu a hlavně v sousedním Bavorsku, které má z německých 40 GWp výkonu 11 GWp, zhoršuje podmínky pro využití sluneční energie pro výrobu elektřiny u nás. Sluneční svit bývá většinou podobný u nás i v Německu. Takže v případě ideálních podmínek u nás je trh zaplaven přebytky německé fotovoltaické elektřiny.

Podíl instalací s různým výkonem na celkovém instalovaném výkonu v České republice

Podíl instalací s různým výkonem na celkovém instalovaném výkonu v České republice

Stále sice zůstává prostor pro zvyšování fotovoltaiky u nás, ale měl by se prioritně využít pro decentralizované instalace na budovách. Zde jsou odhady technického potenciálu dány možnostmi instalací střech budov. Podle odhadů studie firmy ENACO se v horizontu roku 2045 jedná u bytových a rodinných domů o 4,5 GWp a u ostatních budov až 7,3 GWp. Reálný potenciál je však mnohem omezenější. Nelze tak předpokládat, že by se bez dramatického zlomu ve skladování energie (např. při nabíjení elektromobilů) u nás daly překročit německé výsledky. Fotovoltaické zdroje tak ještě dlouhou řadu let i desetiletí u nás nepřekročí 10 – 15 % výroby elektřiny.

Elektrárna Ralsko Ra1a je součástí jedné z největších fotovoltaických elektráren v Česku (zdroj http://www.sudop.cz/).

Elektrárna Ralsko Ra1a je součástí jedné z největších fotovoltaických elektráren v Česku (zdroj http://www.sudop.cz/).

Stejně jako u větru, nelze odstranit negativní vliv vysokých instalovaných výkonů ve fotovoltaice v Německu, hlavně pak v Bavorsku. Lze však odstranit byrokratické překážky pro instalaci fotovoltaických panelů na budovách. Je také třeba najít efektivní možnosti podpory takových instalací na současném deformovaném trhu.

Státní energetická koncepce České republiky s podporou efektivních fotovoltaických instalací počítá. Stejně jako u ostatních zdrojů, které jsou nutnou součástí efektivního energetického mixu, je však třeba nalézt její nejvhodnější variantu.

 

Autoři článku: Vladimír Wagner, Antonín Fejfar, Martin Ledinský


Poznámka

Článek je třetí z cyklu, který bude rozebírat možnosti jednotlivých energetických zdrojů u nás, a jehož cílem je iniciovat diskuzi o budoucím rozvoji české elektroenergetiky a jeho úskalích i možnostech. Hlavně v souvislosti s tím, že od poslední aktualizace energetické koncepce uplynulo již pár let a v oblasti energetiky se u nás reálně nic moc neudělalo. Zároveň se objevuje řada rizik a tak je velmi důležité udělat si přehled o vývoji a stavu energetiky ve světě i u nás. První část věnovaná větrné energii je dostupná zde (díl 1.) a zde (díl 2.). Druhá část věnovaná jaderným zdrojům je dostupná zde (díl 1.) a zde (díl 2.).

Článek byl původně publikován na webu OSEL.CZ

Práce rozebírající potenciál fotovoltaiky u nás:

J. Jakubes a V. Járka: Studie „Potenciál solární energetiky v České republice“, firma ENACO pro Českou fotovoltaickou průmyslovou asociaci

Část textu vychází z článku:

A. Fejfar, M. Ledinský, Fotovoltaické využití energie světla ze Slunce, Československý Časopis pro Fyziku. 65 (2015) 384–388

Doporučené zdroje:

Solarpower Europe Global Market Outlook

National Renewable Energy Laboratory



28 odpovědí na Potenciál využití fotovoltaických zdrojů v ČR a ve světě (díl 2.)

  1. Petr napsal:

    Německo svým zářným příkladem pobídlo chudou kolonii Česko, aby poslalo přez 500 miliard Kč do ještě chudší Číny na výstavbu tamních továren na soláry, aby se podpořil v rámci pravdy a lásky maximálně lidský pokrok a dobrodiní dostupné elektřiny konečně došlo i do vesnic v Africe, a tam si mohli na internetu vyhledat nejkratší cestu do Německa.
    O Afričany se chce Německo podělit taky, a někteří jejich politici nevidí problém v tom, že by mohlo Česko na dobročinné účely klidně opět začít chystat dalších minimálně 500 miliard.

  2. Petr Hariprasad Hajič napsal:

    Děkuji za pěkný článek. Ano, také si myslím, že je důležité využít maximálně potenciýl FVE v našich podmínkách hlavně pro malé střeční instalace. V Praze, když se podívám po střechách, je to velká bída. Kde nic, tu nic. Nehrnou se do toho ani větší podniky, které mají dostatečné plochy na výrobních halách. Dále je třeba potvrdit, že k FVE jsou potřeba baterie, které rozprostřou výrobní špičku, případně uchovají energii na pozdější využití. Zde je potřeba připomenout, že baterie se vyplatí pro pravidelné cyklování v řádu dnů. Uchovávat energii v bateriích po delší dobu je ekonomický nesmysl.
    V souvislosti s bateriovými úložišti bych chtěl připomenout, že máme velmi výhodnou geografickou polohu v Evropě pro tranzit el. energie. Pokud bu se nám podařilo vybudovat dostečně velká úložiště na strategických bodech naší sítě, případně ještě síť posílit dalším vedením, mohli bychom obrátit nevýhodu ve výhodu. V době levné energie akumulovat a v době nárůstu ceny el. energii generovat a výhodně prodávat. Bateriová úložiště jsou ideální pro svoji možnost postavit je prakticky kdekoli a pro schopnost reagovat na změny v síti v řádu milisekund. Při dostatečné kapacitě by byl blackout prakticky vyloučený (muselo by toho spadnout opravdu hodně a nejen u nás) a přestože nejsem energetik, tak bych si tipoval, že i takzvaný „start ze tmy“ by byl mnohem snazší.

    • Vláďa napsal:

      Se stoupajícím množstvím FV zapojených standardně přes střídače do sítě jaké je jejich výkonové omezení vzhledem k zařízením udržujícím frekvenci?

      • energetik napsal:

        Vzhledem k povinné podpoře sítě funkcemi P(f), P(U) a Q(U) v PPDS příloha č. 4 a konkrétně u FVE prakticky neomezený rozsah velmi rychlé regulace snižováním výkonu, by žádné celkové výkonové omezení být nemělo. Protože existují mikrosítě ve kterých je řídící zdroj frekvence (ke kterému se přifázují další zdroje) menšího výkonu než je aktuální výkon všech pracujících zdrojů. Ono to dokonce funguje i tak, že to zařízení určující frekvenci nemusí být v daném okamžiku zdrojem, ale může být i spotřebičem a tedy odebírá z mikrosítě přebytečnou energii a ukládá ji do akumulace, nebo mít i 0 výkon i příkon.

        Takže není pravda to, že zdroj udržující frekvenci v síti musí mít větší výkon než zdroje k němu přivazované (v případě že tyto přivazované zdroje umí tyto regulační funkce), jeho výkon může být menší nebo i 0 a dokonce i záporný. V případě že bude v síti nějaký zdroj výkonnější než zdroj určující frekvenci a tak jen hrozí to, že pokud provozovatel takového zdroje bude chtít takovou síť sabotovat, tak to bude moci svým výkonem udělat tím že změní frekvenci a převezme funkci zdroje frekvence, zbytek zdrojů se přizpůsobí jeho frekvenci nebo je odpojí ochrany, záleží dle nastavení a schopnostech jednotlivých zdrojů atd….
        V současné Evropské síti ale určují frekvenci všechny synchronií zdroje s regulací výkonu v závislosti na frekvenci a není zde tak výkonný zdroj/spotřebič (sabotér) který by svým výkonem/příkonem dokázal „přemoct“ všechny tyto generátory frekvence a změnit v síti frekvenci a způsobit blackout. To hrozí spíše přetížením a nedostatkem výkonu než jeho přebytkem. Místní přebytek nebo nedostatek výkonu může ale způsobit místní blackout když to síť nezvládne a ten se může lavinovitě šířit dále. Což se už několikrát stalo.
        Doporučuji vyhledat slova: Microgrid, mikrogrid, mikrosíť atd….

        • Martin Hájek napsal:

          Jasně, takže globální blackout nehrozí, hrozí jen lokální blackout, který se může lavinovitě šířit dále :-). Ale v konečném důsledku máte pravdu, je to jen o tom, jakou spolehlivost sítě chceme. Brzy začnou tyhle výpočty probíhat v reálném čase, protože spolehlivost dodávky ze sítě bude nutně dramaticky klesat. A tím myslím např. o 3 řády. Zapomněl jste totiž například napsat, že to zařízení udržující frekvenci má z principu také nějakou poruchovost. Dále píšete krásné věci o snadné výkonové regulaci fotovoltaik – no technicky to možná v konkrétním případě snadné je, ovšem legislativně a technicky je to při desetitisících instalací už podstatně složitější atd. Ale on zkrátka ten blackout přijde a pak se trochu změní paradigma, protože volič pochopí, že elektřina nebydlí v zásuvce a pak už svět nikdy nebude stejný jako před tím.

      • energetik napsal:

        Některé střádače není problém nakonfigurovat tak, aby se chovali jako např. synchronní generátor. Střídačem lze nasimulovat jakýkoliv zdroj a dokonce i s lepšími parametry než je ten skutečný. Nevidím tam žádné omezení oproti klasickým točivým zdrojům.

        • Jan Veselý Jan Veselý napsal:

          Jenže pak se nabízí otázka, jestli má vůbec smysl uměle generovat „bug“ synchronních generátorů, které při zátěži nejsou schopny držet frekvenci, jen proto, že jsou na to energetici „ze staré školy“ zvyklí a něco podle toho usuzují.

          • Vláďa napsal:

            Jedna strana je zdrojová a druhá strana jsou spotřebiče. Rozdíl je vždy nulový. Pokud mají spotřebiče výkom vyšší než je výkon zdrojů frekvence klesá a na opak. Z této vlastnosti sítě se musí vždy vycházet.

          • C napsal:

            Za bug bych to chování nebral, je to prostě fyzikální proces a reguluje se podle toho, jsou na to napojené další okruhy regulace a není to vlastnost generátorů, ale jejich pohonů – tepelných či vodních motorů. Asi ani při sebelepší regulaci by se nepodařilo to uhlídat, prostě rotující železo nemá pevnou časovou základnu. Jo kdyby do sítě pracovaly přes měniče, tak to nehrozí.

            Rozšíření vysoce výkonných měničů by mohlo řešit mnoho problémů, které mají dnes tak jaksi polovičaté řešení jako je třeba jednofázové napájení železnice s frekvencí 50Hz (Rakousko používá měniče a dedikované hydroelektrárny pro separátní síť 16.7Hz). Využití takového řešení by umožnilo mnohem rychlejší elektrifikování železniční sítě, nemuselo by se řešit střídání úseků napájených z různých fází a také by to umožnilo vést podlé tratě posilové vedení (např. 50kV) a napájet trať atuotranformátory, což by opět zlepšilo situace a kvalitu napájení. Také by napájení bylo robustnější a nejspíše by se i zlepšily podmínky pro rekuperaci proudu z brzdění, což je opět krok k vyšší ekologičnosti.

          • C napsal:

            Pane Vláďo,
            to ale platí jenom do momentu než je síť napájena jen z měničů a asynchronních strojů, ty by se tak chovat nemusely, ale samozřejmě si to donesou jiné parametry. Na druhou stranu by síť napájená takto mohla mít i o něco stabilnější parametry, protože měniče by mohly do jisté míry kompenzovat neduhy generátorů a 3f sítě. Mohly by například udržovat konstantní napětí mezi fázemi v místě výroby, někde na konci se to stejně bude lišit podle úbytků na vedení, stejně tak by mohly držet konstantní frekvenci, to že otáčky generátoru lítají třeba o +100;-600ot./min by bylo celkem jedno. Také by to mohlo být výhodné z hlediska návrhu tepelných a vodních motorů, které by se daly navrhnout bez ohledu na nutnost návrhu na 3000(3600)* 1/n ot./min; kde n je počet cívkových sad., 3600 platí pro americkou síť.

          • energetik napsal:

            Pokud mají všechny zdroje v síti vzájemně spolupracovat a dělit se o regulační odchylku je kolísání frekvence výchozí informace podle které se zdroje výkonově regulují. Pokud zrušíte tento „bug“ potom bude k řízení elektráren chybět informace o celkovém stavu sítě. Podle čeho by jste jim potom chtěl regulovat výkon? Podle kolísání napětí? To se mění s výkonem a tedy proudem a také počasím a tedy s teplotou vodičů, nebylo by to jednoduché a zřejmě ani lineární závislost. Teď to pracuje přirozeně dle frekvence která je všude stejná a všechny elektrárny dle nastavení regulace se mohou o vyrovnání odchylky vzájemně rozdělit a v tom je ta síla. Tak já bych to tedy nenazval bugem, ale fičurou 🙂
            Ke každé elektrárně by musela vést optika z ČEPSu a ti by to museli řídit přesně na Watt v každém okamžiku a to si nedovedu ani představit. To by teprve poznali co je to práce. Aby se jim elektrárny nehádali o kapacitu a ty dražší co nemají nasmlouvánu dodávku by nevytáčely ty levnější co měli zrovna vyrábět, to by teprve byla přetahovaná :-). A samozřejmě zaplaceno dostane ta elektrárna která „pohne“ svým elektrometrem výroby. Takže tam kde by bylo přepětí a blokovaná výroba by rychle přehazovali odbočky na trafech aby se dostali do mezí a mohli více vyrábět a to by zase způsobilo růst napětí u jiných zdrojů a ti by zase přehodili odbočky atd… Teď tam v ČEPSu mají pohodičku kdy se zabývají jen MW a snaží se řešit přeshraniční toky do hodnot blízkých těm nasmlouvaným v iterační době snad nejméně jedné minuty, kratší špičky a menší výkony si řeší elektrárny samy přirozeně vlastní regulací.

          • C napsal:

            energetiku,
            jak by s ta síť chovala v případě jaký jsem popsal? Tedy pouze měniče s pevně nastavenými parametry na výstupu? Tedy jak frekvence tak napětí? Pak by to snad šlo hlídat podle proudu, ale to se bavíme o síti postavené úplně jinak. Nebo se zeptám jinak, jak se to řeší v síti kde máte jenom měniče?

          • energetik napsal:

            C
            To jako fakt že v dnešní době jsou úseky železničních tratí napájeny přímo ze sítě jednofázově? To snad už ne? To potom taková 6MW lokomotiva při přejezdu z jedné fáze na druhou musí se sítí pěkně zahoupat. A ještě když je vzadu i další druhý 6MW postrk. To tam ještě nemají třífázový rekuperační usměrňovač a za ním jednofázový čtyřkvadrantní střídač (tedy vlastně dva čtyřkvadrantní střídače za sebou z toho jeden jednofázový a druhý třífázový)? Docela jednoduché a technologicky již zvládnuté řešení.

          • C napsal:

            Když jsem se díval naposledy tak tam neměli ani trafa ve Scottově zapojení 3F na 2F (sinusů cosinus) a pak na fáze spojené v protifázi (sinus a -cosinus), to by bylo totiž nejlevnější. Trakce 25kV se proto napojuje jen na vedení 110kV a zatížit se to smí jenom do určitého limitu (snad zkratový proud), takže přepínání železnice stojí protože ČEZ se do zodolnění rozvoden nehrne. Prostě jak do napájecí stanice vlezou 3f tak vylezou 3f, možná někdy 2f, ale nikdy 1f.

            Postrk 6MW jsem neviděl, ale viděl jsem cca 2x2MW vepředu (laminátka) a jako postrk další laminátka, ale u nás je to všechno v rovince, takže postrků moc nevidím.

            Te jsem se díval znovu, měniče jsou asi sprosté slovo, stejně jako Scottovo zapojení.

          • energetik napsal:

            C
            Na stavbu malé mikrosítě s několika různými zdroji se chystám teď na jaře. Co jsem zaslechl tak prý i někde u Třince se plánuje nějaká pokusná mikrosíť.
            Musíte mít měnič který má funkci manažera mikrosítě např: měniče od ABB ESI-S, SMA Sunny Island, Victron, Studer, Steca Xtender atd…
            A další zdroje už potom můžete mít klasické co se používají ve veřejné síti, ideálně i s funkcemi P(f), P(U), Q(U) což je dnes už standart bez kterého vás nepustí ani do věřené sítě. Samozřejmě jednoduché kogenerační jednotky, vodní elektrárny atd… s asynchronním generátorem mají dost vysoké úlevy z těchto funkcí a často se nepožadují. Ale hodně záleží na náladě technika distributora a jak moc vám chce znepříjemnit stavbu zdroje, ty PPDS jsou velmi neurčité v tomto a dávají velké možnosti distributorům takto likvidovat nechtěnou „konkurenci“ jejich dceřiné nebo spřátelené firmy. Však si je také distributoři píší samy a to by bylo, aby nebylo :-). ERÚ je sice schvaluje, ale ti úředníci tomu moc nerozumí a neřeší to.

        • Vláďa napsal:

          Asi se shodnem na tom že celá síť má stejnou frekvenci. Odezva měničů je opravdu rychlá. Jaká je standardní změna výkonu měniče na změnu frekvence například při poklesu o 0,5%?

          • energetik napsal:

            No vzhledem k tomu že zde není otevřen a liberalizován systémový a energetický trh, tak akumulačním zařízením jsou dovoleny a předepsány parametry v PPDS v příloze č. 4.
            Konkrétně tedy: na straně 28:
            „prahová hodnota frekvence musí být mezi 50,2 Hz a 50,5 Hz včetně;
            nastavení statiky musí být mezi 2 % a 12 %;“

            pro akumulaci dále na straně 29 například části:
            9.3.2.1 Frekvenční odezva činného výkonu akumulačního zařízení při podfrekvenci.
            „Nastavení mezní frekvence f1, statiky a přídavného zpoždění definuje PDS“

        • Martin Hájek napsal:

          Milý energetiku. Ten střídač ať sebelepší je stále zdroj proudu, nikoliv zdroj napětí, jako točivý stroj. To má svoje poměrně zásadní důsledky. Zkuste se s nimi seznámit, ať můžeme vést diskusi na úrovni.

          • C napsal:

            Říká vám něco PWM simulovaná sinusovka? Měniče jsou dneska buď jako proudové, nebo napěťové zdroje.

          • Vláďa napsal:

            Vždy je možné připojení po srovnání frekvence a napětí. Jinak to prostě nefunguje.

  3. Jan Veselý Jan Veselý napsal:

    Je celkem pikantní, že ačkoliv má článek dva díly a nadpis „Potenciál využití fotovoltaických zdrojů v ČR a ve světě“, potenciálem FV zdrojů ve světě a v ČR se fakticky nezabývá.
    V případě ČR se jen odcituje cizí studie a řekne, že to je asi podle mínění autorů článku moc, že to asi nebude tolik. V případě světa ani to ne.
    Čekal bych nějakou technicko-ekonomickou analýzu, ne zaplácávání prostoru spoustou zbytečných obecných řečí. Asi mi nezbude než hledat jinde.

  4. Milan Vaněček napsal:

    Díky za pěkně presentovaný příběh fotovoltaiky, jen k té druhé části, potenciálu využití musím mít řadu připomínek, které uvádím (vždy nejprve v úvozovkách citace z článku, pak uvedení na pravou míru).
    “Špičkový výkon v ideálních podmínkách je tak například v Německu i Česku jen 70 % sumy deklarovaných nominálních výkonů elektráren, ale produkce elektřiny z nich je v čase lépe rozložena. Jde o přibližnou hodnotu získanou srovnáním deklarovaného instalovaného špičkového výkonu a maximálního výkonu v optimálních podmínkách v posledních letech a je ovlivněna i dalšími jevy”.
    Opravte si na 80% v ČR.

    “Pokud jde o celkový instalovaný výkon, překročil na konci roku 2016 hodnotu 300 GWp. V čele je Čína se 77 GWp …”
    Doplňte si o údaj na konci roku 2017: v Číně již 130GWp. Můžete vidět tu obrovskou dynamiku růstu.

    “V Německu produkují solární zdroje v současnosti okolo 7 % celkové produkce elektřiny. Německo plánuje postupně do roku 2030 dosáhnout instalovaného výkonu 66 GWp, což znamená v ideálních podmínkách možnost pokrytí až celého potřebného výkonu pomocí čistě fotovoltaických zdrojů.”
    Koriguji následovně: 66 GWp znamená v polední špičce max. 66×0,8=53 GW, Německo potřebuje v poledne cca 60-80 GW, vhodná orientace panelů a akumulace v bateriových úložištích, nepochybně již rozšířená v roce 2030 znamená, že I v roce 2030 bude fotovoltaika v Německu pokrývat okolo poledne v období pozdní jaro-léto jen cca 2/3 potřebného okamžitého výkonu. V zimě pak bude dominovat význam větrné energie.

    “Velmi vysoký instalovaný výkon v Německu a hlavně v sousedním Bavorsku, které má z německých 40 GWp výkonu 11 GWp, zhoršuje podmínky pro využití sluneční energie pro výrobu elektřiny u nás. Sluneční svit bývá většinou podobný u nás i v Německu. Takže v případě ideálních podmínek u nás je trh zaplaven přebytky německé fotovoltaické elektřiny.”
    Tento argument se nemůže opřít o žádná reálná data. A jak jsem napsal, i v roce 2030 budou fotovoltaické elektrárny dodávat v celodenním úhrnu jen malou část elektřiny v Německu a v absolutní špičce stále nebudou moci překračovat německou spotřebu.
    Naopak reálná data jsou z oblasti větrné energie v okolí Severního moře. Zde větší nominální kapacita větrných německých elekráren (i s vyšším koeficientem využití) vůbec nevyřazuje z provozu větrné elektrárny malého Dánska a z druhé strany i velmi šetrní sousedé-Holanďané začínají budovat obrovské větrné parky (a tedy nebojí se nesmyslného pseudoargumentu kolegy Wagnera).

    Takže díky za pěkný příběh fotovoltaiky presentovaný zde (díky autorům kolegům Martinovi L. a Tondovi F.), ale jak jsem ukázal na výše uvedených příkladech, některé závěry o potenciálu fotovoltaických elektráren (kolega Wagner) je třeba opravit

    • Petr napsal:

      Tak samozřejmě, že větrníkům a solárům ani vyrábění 150% potřeby ve špičce by obchodně čistě elkonomicky nevadilo a nevytlačovalo je mezi sebou, když i ty těch pár zakázek „bez dotací“ má stále dotace ve formě zajištěného připojení a přednostního výkupu.

      • C napsal:

        Ale pomohlo, po určité době by se objevily zájemci v podobě akumulačních společností. Stačil by jeden měsíc kdy by ve den byla cena 0€ a v noci 12k€ a viděl byste ten fromol na stavebním úřadě s žádostmi o baterie, přečerpávačky a podobně. Prostě by se tu udělal trh pro akumulace, no po nějaké době by se to ustálilo na nějakém rozdílu cen, třeba 100 či 200€ (opravdu divoký odhad).

        Povinný výkup bude muset být do momentu než oběhnou dotace (zároveň asi cena z VtE a FVE ještě klesne) a než bude možné on-line obchodování s elektřinou do kterého budou nějak zakomponována omezení sítě, a tedy i regulace výkonu elektráren nejen dle odběru, ale i podle aktuálních obchodů. To by ale znamenalo velké investice do sítí.

    • Vladimír Wagner napsal:

      Pokusím se reagovat:
      1) Jde o přibližnou hodnotu, která se může měnit podle charakteru instalací, geografii a také přes jaké časové období středujete (přes jak velké regiony). Cílem bylo upozornit na to, že je třeba s tímto počítat (má to pozitivní vliv). Takže se nebudu přít, že Vám po zaokrouhlení může pro Česko vyjít 80 %. Ale není kvůli tomu třeba měnit číslo v článku
      2) Článek jsme s kolegy psali na podzim minulého roku, takže tam opravdu nemohly být hodnoty s konce roku 2017. To, že v Číně staví značné kapacity fotovoltaické, větrné i jaderné konstatuji ve všech svých článcích a i v našem článku se to konstatuje. Nikdo tuto dynamiku v Číně nerozporuje, v Evropě je však situace jiná. Nevidím moc smysl přepisovat nyní čísla na hodnoty z konce roku 2017.
      3) Souhlasím, že správněji byla formulace téměř místo až. Pochopitelně přesná situace nelze předpovědět, protože bude záviset na tom, jak se bude vyvíjet odběrový diagram i spotřeba. Ale to není podstatné, protože dopady, které to má na regulaci a energetiku se touto nuancí nemění.
      4) Stačí se podívat třeba na stránky Agorameter a vidíte co udělá solární pík přes den ve svátek, kdy není spotřeba. A stačí v tom případě i ne zas tak ideální vítr a máte opravdu nízké ceny i záporné. To je teď, až se zvedne výkon fotovoltaiky v Německu ze 40 na 66 MWp, tak se to ještě zvýrazní.
      5) Dominantní problém je, že velký výkon větrníků a fotovoltaických elektráren velmi snižuje ceny elektřiny a podmínky pro využití těchto zdrojů. I zde byla diskuze a Ondra ukázal na zdrojích příslušné korelace. Už nyní to dělá značné problémy a zvyšuje cenu pro spotřebitele elektřiny v Dánsku. Připomínám nedávný článek o stížnostech Belgičanů a další, které mluví o rostoucí potřebě redispečinku. Uvidíme, jak se situace bude vyvíjet dále a kdo má pravdu. Zda Vy, že zvyšování výkonu větrníků na severu a fotovoltaiky vedle v Bavorsku efektivitu a nutnost dotování u fotovoltaiky a větru u nás nijak neovlivní, nebo my, když v článku říkáme, že to je problém a je nutné s tím při úvahách o podpoře obnovitelných zdrojů (když chceme, aby se u nás rozvíjely) počítat.
      6) Článek jsme s kolegy psali společně .

      • Martin Pácalt napsal:

        Pane Wagnere, dotaz „mimo mísu“: Reaktory CANDU používají U238 jako štěpný materiál? :-)))

        • C napsal:

          Sice nejsem pan Wagner, ale tady jsem Vám to našel na wikipedii:

          Where the CANDU design differs is details of the fissile core and the primary cooling loop. Natural uranium consists of a mix of mostly uranium-238 with small amounts of uranium-235 and trace amounts of other isotopes. Fission in these elements releases high-energy neutrons, which can cause other U-235 atoms in the fuel to undergo fission as well. This process is much more effective when the neutron energies are much lower than what the reactions release naturally. Most reactors use some form of neutron moderator to lower the energy of the neutrons, or „thermalize“ them, which makes the reaction more efficient. The energy lost by the neutrons heats the moderator and is extracted for power.

          Kde se CANDU lyší jsou detaily aktivní zóny a primárního okruhu. Přírodní uran obsahuje zejména uran 238 a malé množství uranu 235 a stopy ostatních isotopů. Štěpení v těchto elementech uvolňuje vysokoenergetické neutrony které mohou způsobit štěpení dalších jader uranu 235. Tento proces je efektivnější pokud mají neutrony energie nižší než po rozpadu atomu. Většina reaktorů používá nějakou formu moderátoru ke snížení jejich energie, neboli „termalizaci“*, což dělá řetězovou reakci efektivnější. Energie předaná neutrony zahřívá moderátor a je využívána k získávání energie.

          *neutrony zapojené do řetězové reakce se též nazývají tepelné

          Jenom mne teď tak napadlo jestli lze navrhnout AZ těžkovodního reaktoru tak, aby se v něm vytvořilo tolik plutonia jako se spálí uranu 235. Vím že se používaly/používají ve vojenství na výrobu plutonia, ale nikdy jsem se nedopátral, jestli v nich lze „uzavřít“ cyklus, třeba i speciálním uspořádáním paliva. v palivovém elementu. (různé obohacení)

        • Vladimír Wagner napsal:

          Částečně odpověděl pan C. Pokusím se tak situaci upřesnit. Na rozdíl od uranu 235, kdy se energie potřebná ke štěpení jádra získá díky vysoké vazebné energii (jádro s lichým počtem neutronů doplní záchytem počet na sudý), u uranu 238 musí mít neutron dostatečnou energii. Tedy, jak už se zde psalo uran 238 štěpí je dostatečně energetické neutrony. Ty při štěpení vznikají, a tak v každém reaktoru dochází i ke štěpení uranu 238. Ovšem moderované tepelné reaktory pomocí moderátoru neutrony po štěpení rychle zpomalí. Ty pak štěpí pouze uran 235, ale s daleko vyšší pravděpodobností, než neutrony s vysokou energií.
          Rozdíl tepelných reaktorů CANDU je, že moderují neutrony těžkou vodou. Deuterium v těžké vodě má nižší pravděpodobnost, že zachytí neutron, než proton v normální vodě. zůstává tak daleko více neutronů pro štěpení. Aktivní zónu a její neutroniku pak lze nastavit tak, že stačí daleko nižší obohacení uranem 235, který je štěpitelný tepelnými neutrony. Zároveň může být nastavení a neutronika taková, že proběhne více konverzí uranu 238 na plutonium 239, které je také štěpitelné tepelnými neutrony. V každém reaktoru se produkuje plutonium 239 a i spotřebovává. Kolik jej je, závisí právě na konstrukci aktivní zóny a neutronice. U reaktoru CANDU zmíněné vede k vyššímu využití paliva
          Obecně k otázce možného využití reaktoru CANDU v Česku. Reaktor CANDU má své výhody. Třeba právě, že nepotřebuje obohacené palivo. Naopak má i své nevýhody. Například velmi vysokou cenu těžké vody. Další je třeba zvýšená produkce tritia, které snadněji vzniká z deuteria než z protonu. V Česku máme dlouhou tradici využívání tlakovodních reaktorů, zdroje obohaceného paliva jsou diverzifikované, takže si osobně myslím, že zaměření dostavby Temelína a bloků pro Dukovany je nyní správná volba. O diverzifikaci paliva pro reaktory je více na konci přehledu o současném stavu jaderné energetiky na prahu roku 2018: http://www.osel.cz/9742-jaderna-energetika-v-roce-2017.html .

Napsat komentář

Vaše emailová adresa nebude zveřejněna. Vyžadované informace jsou označeny *