Pomůže obří přečerpávací elektrárna Kalifornii v boji s kachní křivkou?

Na otázku v nadpisu je jediná odpověď: ano, pomůže, spolu s bateriovou akumulací a orientací části panelů směrem na západ.

Dobrý a srozumitelný článek. Na tomto příkladu je vidět, že do cenového porovnání třeba : atom, plyn. elektrárny versus solární, bude nutné k nákladům na výstavbu těch solárních připočíst i cenu podobného -"vyrovnávacího zařízení" - v tomto případě tedy cenu minimálně 3 mld. USD. Obě další řešení, tedy ztrácet elektřinu soláru z období špičky výkonu a nebo tlumit v poledne další zdroje na jejich výkonu/uhlí, plyn, atom/ asi nebudou přijatelná. Pokud bych byl majitelem třeba uhelné elektrárny, těžko budu souhlasit, že v období od 10.00 do 18.00 hodin můj zdroj pojede jen na 20 % výkonu. To bych svou uhelku mohl rovnou zavřít !! Ve dne bych ji tlumil díky přebytku proudu ze soláru a v noci zase z důvodu toho, že lidé spí a fabriky nejedou. Takže k cenám solárních zdrojů v Kalifornii je nutné -"zatím !! přihodit" - 3 mld. USD za přečerpávačku. Ovšem USA mají 50 států, jak to bude v nich ? Nebude nutné stavět přečerpávačky třeba za astronomických 100 mld .USD ??

V článku zmínění Lazardi odhadli v poslední publikovaném Levelized Cost of Storage Analysis 3.0 investiční náklady velkých instalací Li-ion baterií (Peaker replacement) na 1166 USD/kW (a v příštích 5 letech pokles o 10%/rok), vychází to tedy už teď levněji než přečerpávačky, nehledě lepší schopnost regulace výkonu pomocí baterií a možnost je stavět, kde je potřeba, ne kde příroda, EPA a NIMBY dovolí.

Výhodou PVE je delší životnost a vyšší kapacita, co je ovšem na řešení večerních špiček irelevantní.

To ale počítají úplně nové přečerpávačky, ovšem přidání přečerpávacích funkcí ke stávajícím přehradám bude levnější.

A také tam u betonu a oceli takové riziko vyčerpání všech během nejbližších let globálně těžených surovin jako u problematického lithia.

Realizovatelné to jistě je, ale je otázka jaký bude jednak výkon a jestli to bude mít zásadnější vliv na situaci, jestli tam mají 13GW rampu, tak jim 1,5-2GW PVE moc nepomůže, to by museli stavět jinak, zhruba jako Dněsterskou přečerpávací elektrárnu s výkonem asi 7 300MW po dobu 5 hodin, ta by už s křivkou nějak zamávala.

Podle mě bude efekt výraznější... Díky PVE bude moci jet vyšší výkon klasiky přes den, takže rampa bude nižší . Nevím, jak přesně je provozována již existující 2GW elektrárna v přehradě, ale i ta by mohla při vhodném nastavení provozního režimu pomoci více... Je jasné, že je jen tahle PVE nespasí, ale pak zbyde na plyn, baterky, dsr a další stabilizační prvky méně práce...

V článku se píše o potrubí o délce 32 km. Jaký je vzhledem k výkonu nutný jeho průměr?

Samozřejmě u těchto staveb se dělá několik tunelů pro jednu až několik turbín. Nedávno stavěli v Kanadě nový přivaděč pro hydroelektrárnu Sir Adam Beck, to mělo myslím 12 - 15m v průměru.

Zajímavé by bylo znát jaké budou ztráty spádu dané odporem přivaděče, to by se mohlo dost podepisovat na celkové účinnosti akumulace.

Kalifornie celkem plasticky ukazuje, proč fotovoltaika narazí (nejenom tam) do zdi. Přidávání dalších fotovoltaik už v Kalifornii brzy nebude možné, protože nepůjde zvládnout extrémní večerní rampu. Řešením je samozřejmě akumulace, ale v takových objemech, že jen kalifornii by vycucla veškerý trh baterií, kdyby se o to pokusila. Další možnosti jako ta naznačená v článku také existují, ale jejich realizace je otázkou desetiletí. No a ti, co vytrubují, jak je fotovoltaika konkurenceschopná snad konečně začnou opatrně přiznávat, že je potřeba do investice počítat nejen cenu vlastní VE elektrárny, ale také příslušnou baterku a s konkurenceschopností je tím na dalších 20 let v Kalifornii utrum.

Pane Hájku, celkem plasticky píšete nesmysly odtržené od skutečného stavu, zbytečně strašíte. Podívejte se na rozložení zdrojů elektrické energie v Kalifornii (údaj za 2016): 50% plyn (teď už to bude více), 15% hydro, 10% fotovoltaika, ... Jediný baseload zdroj je tam jádro 10%, které do roku 2025 klesne na nulu. Uhlí jsem tam nenašel (možná pod "other"=1%). Dominující plyn je ideální pružný zdroj.

Tak v čem vidíte problém? To je zcela jiná situace než v ČR s dominujícím uhlím a jádrem.

Jinak fotovoltaika bude od 2020 povinná pro novou výstavbu (a to už bude převážně s akumulací na těch pár hodin do noci).

O Kalifornii se nebojte, to je vědecky a technologicky nejvyspělejší část světa. Nevytrubujte nesmysly.

Budeme počítat. A jako správní inženýři budeme počítat s nejhorším možným případem a ještě to přeženeme. Vrchol spotřeby je v Kalifornii okolo 50 GW a pro jednoduchost budeme ignorovat, že nastává okolo 16:00 hodin v létě, tj. fotovoltaika v té době vyrábí ještě dost a dost, budeme ignorovat existenci vodních elektráren na severu Kalifornie a stále lepšího propojení na větrné pláně na východ od Kalifornie. Potřebuje se tedy 50 GW výkonu baterií, na jak dlouho? Na dost dlouho než najede pružná výroba (1-2 h) nebo na dost dlouho, aby to pokrylo komplet večerní spotřebu (4-6 hodin). Horní odhad je tedy 100-300 GWh výkonu v bateriích. Plánovaná výrobní kapacita Gigafactory 1 od Tesly je 150 GWh/rok v roce 2020, 50 GWh/rok koncem letošního roku . A to není zdaleka jediný hráč na trhu. Co je nemožné?

A kdo to zaplatí? Zaplatí za to svou existencí špičkové zdroje, už teď jsou baterie levnější, zaplatí za to částí svých zisků tradiční zdroje, které přijdou o kšeft s regulací sítě.

Takže jste v zásadě potvrdil mojí tezi, že řešení jen problému Kalifornie by spotřebovalo veškerou aktuální globální produkci baterií, nebo ne? To vše samozřejmě za předpokladu, že se Muska vykašle na elektromobily, kvůli kterým tu Gigafactory staví, a bude dělat jenom baterky pro energetiku. Na baterky se pochopitelně netěší jen Kalifornie, úplně stejný ne-li horší problém má i třeba Bavorsko. Jinak na větrné pláně Středozápadu je to z Kalifornie hoodně daleko a také samozřejmě tamní větrníky nefoukají podle toho, kdy zrovna Kalifornie potřebuje vykrýt večerní špičku.

Pane Hájku,

myslím že se shodneme na tom že se cena akumulační elektrárny, nemůže počítat do ceny FV systému, pokud tato není nedílnou součástí FV systému, to je stejný faul jako když někteří počítají cenu PE do ceny FVE a dělí tuto celkovou sumu jen cenou z FVE, to prostě nejde. Do odhadu celkové ceny pro zákazníka to má pak takové výpočty také velmi daleko.

Jako zákazník chci elektřinu celý den. Pokud svítí slunce odpovídá cena FV. Pokud slunce nesvítí a startuje spalovačka s jakou cenou mám počítat? Spalovačka jako náhradní zdroj je opravdu výkonově pružná ale pokud denně startuje / odstavuje nemá dlouhou životnost a výměnu musí někdo zaplatit.

Jasně, bude to cena za jakou se vyplatí spalovací elektrárna, ale je to narážka na to že jsou experti schopní vzít dohromady cenu za 1GW FVE a 1GW PPE a podělit to produkcí 1GW FVE.

Jak dlouho vydrží? Měsíc, rok, 10 let či 30 let. Máte néjakou referenci? Mě plynový kotel vydržel přes 30 let (fungoval pořád ale už jsem chtěl moderní s automatikou, ne ho několikrát přes den zapínat a vypínat).

Plynový kotel je bez pohyblivých částí tepelně namáhaných. Vy znáte materiál který dlouhodobě vydrží skokovou změnu teploty o 500-800stC při dodržení pevnosti jak je tomu u lopatek spalovací turbíny které mají omezenou životnost?

Vláďo, místo otázek prosím o odpověď. 10, 20 či 30 let? Motor automobilu vydrží více když poběží nepřetržitě 10 000 hodin nebo když jen polovinu=tisíckrát 5 hodin?

A jen tek pro zajímavost. Automobilový motor je stavěn na tak 2000 provozních hodin a časté starty.

Proto například měl-li motor z favorita při kogeneraci vydržet tak 10 000 hodin, byl provozován na plyn s výkonem asi 10 kW proti 50 kW v autě.

Siemens uvadza cyklus na MO (major overhaul) 50,000 h a cca 1,500 startov, s tym, ak je udrzba pravidelna, tak by turbina mala zniest 200,000 h a cca 6,000 startov.

Dík za kvalitní odkaz. Snad si to Vláďa taky přečte.

Luboši co je to pravidelná údržba? Roční provoz je cca 7000 hod na jmenovitý výkon plus dva měsíce na údržbu. To znamená za 10 let 70000 hod. Podle běžného najížděcího diagramu a dovoleného teplotního namáhání buď se jedná o zdroj s rychlým startem (pružný zdroj) nebo o zdroj určený pro dlouhodobé využití. Těch 6000 startů je vyčerpáno za cca 11 let a potom je nutná výměna turbíny. Pokud je to pouze spalovací turbína tak její účinnost není nijak zázračná. Pokud je to systém s kogenerací tak to není zase rychlý zdroj.

Vy asi nevíte že plynová elektrárna funguje jinak než JE. Těch 6000 startů to je 10-20 let provozu. Plynová turbina rozhodně nejede typicky 7000 hodin za rok.

A teď mi řekněte kolikrát už byla parní turbina v Temelíně za 17 let provozu vymontována a poslána do Plzně na "opravu".

Bolo to myslene pre Turbinu v klasickom CCGT usporiadani, a tieto instrukcie uz su starsie ( dnez by mali uz turbiny vydrzat cca 20 % viac

Pravidelna udrzba je myslena ako kazdych:

8,000 h (boroskop, vonkajsia inspekcia, 1-2 dni offline)

25,000 Hot Gas Path Inspection (otevreni spalovaci casti, Inspekce, nutne opravy, cca 1-2 tyzdne offline).

50,000 h MO (otvori sa aj kompressorova cast, vybere sa rotor, vymenia niektore listy, novy coating, mozne upgrady, atd.

100,000 h (kazdy komponent je prevereny, opraveny/vymeneny)

V peak elektrarne by som ocakaval cca 500 startov rocne, takze, aj ked nebezia 8760 h rocne, ale "len" nejakych 3,000 - 5000, tak sa da ocakavat 1-2 tyzdnoy offline event kazde 3 -4 roky.

Odhadovana cena opravy kazdych 50 000 h je okolo 7 milionov $ na cca 60-80 MW turbinu (GE Frame 6)

Pane Vaněček je opravdu úsměvná vaše představa demontáže a dopravy turbíny do výrobního závodu. Vy nemáte představu jak se opravy provádí.

Pak si ovšem, milý Carlosi, jen lžete do kapsy. Fotovoltaika vyrábí elektřinu hlavně v době, kdy jí velmi brzy bude zásadní přebytek, takže potom může být ta elektrárna i zadarmo a bude úplně k ničemu. Ale někteří se stále budou rozplývat nad tím, jak je levná. Samozřejmě je k diskusi, jak velkou akumulaci máme započítat, ale že ji započítat musíme, je evidentní. Jinak při porovnání třeba s plynovou elektrárnou, která je k dispozici kdykoliv, porovnáváme jablka a hrušky a docházíme k nesmyslným závěrům jako třeba že fotovoltaika je nejlevnější, tak proč stavět jiné elektrárny, že...

Je vidět že nejste na straně spotřebitelů elektřiny.

Jiné zařízení, nebo zařízení v rukou někoho jiného nemůžete počítat do ceny Vašeho projektu, buď pak přeplatíte daně, což nebude ve Vašem zájmu, alespoň doufám, nebo budete dostávat případné dotace na které nemáte nárok, což není v zájmu ostatních. Prostě nelze počítat cenu akumulace, která není součástí FVE do ceny FVE, to stejné platí pro uhlí, plyn... Pokud byste chtěl spočítat cenu pro koncového zákazníka, tak je to něco jiného, ale bude tam hrát obrovskou roli tolik proměnných že to není možné určit ani přibližně.

Namátkou třeba cena proudu, pokud bude kontraktovaná cena proudu z OZE v průměru 40€/MWh, pak na cena EE z PVE musí být minimálně 54€/MWh, aby byla tato na nule, dobře, ale je možné aby denně prodávala v pásmu 60-70€/MWh? Myslím si že je, Přitom je to pásmo kde by se měly pohybovat i PPE. Pro tepelnou a chemickou akumulaci se bavíme o cena 120€, ovšem celková cena za silovou elektřinu bude díky různým podílům nižší, nehledě na to se minimálně dalších 10-15 let nebude tepelná akumulace ani P2G/P2L používat pro akumulaci v elektroenergetice, ale spíše jako náhrada fosilních paliv v dopravě, kde cena ani kolem 200€/MWh příliš vadit nebude.

V súčasnosti sú určité pochybnosti ohľadne výhodnosti investícií do prečerpávacích vodných elektrární z dôvodu ťažko predikovateľného vývovoja z pohľadu batérií a elektromobility. Ja som presvedčený, že v dohľadnom čase (10-20R) batérie nebudú schopné vyrovnávať zaťaženie siete spôsobené OZE.

není-li řešení racionální , pak řešení je triviální. Pokud se složí síť, pro přetížení od výroby FVE a VE, nebude přebytek neboť se ty "neregulované" zdroje odepnou. Najednou se zjistí že je lze regulovat alespoň omezováním.