E15: Konec uhlí vyjde teplárny podle studie ČVUT na zhruba sto miliard korun

ví se o útlumu těžby uhlí 20 let, ale všichni jsou najednou překvapený

A bude reálné využití toho Teplatoru? Prý to má být levný a licence by k tomu taky měla jít udělat.

Jelikož lidi jádro podporují, tak jaderná teplárna s využitím jaderného odpadu v centru města bude jistě oceněn. :-)

Ale jako vážně, pořád lepší využít jaderný odpad, než to hnát na plyn.

:) Zajímavá myšlenka...

Hnát to na plyn smysl dává, pokud to bude kogenerace. Je jasné, že ve výrobě elektřiny je zaděláno na pořádný průser po odstavení uhelných elektráren a počítat se bude každý megawatt. Pokud díky konci uhlí v teplárnách vznikne několik GW flexibilního výkonu ve zdrojích na plyn, který navíc pojedou s účinností přes 80 %, bude to dobře jak pro bilanci ČR tak pro poskytování podpůrných služeb pro ČEPS.

Tak snad to přes tu kogeneraci pojede. Aspoň se ten zdroj pořádně využije.

Flexibilní výkon bude k ničemu, protože všechno pokryjí baterie. Za 10 let bude drtivá většina nových prodejů aut EV , pokud budou mít průměrně 80kWh baterii, pak jen milion těchto vozů představuje 80GWh el. energie. Pokud budou mít jen 11kW nabíječku, pak to máme 11GW flexibilního výkonu ( to je téměř naše max spotřeba) pokud bude 1/6 aut připojena do sítě. Uvědomte si , že EV má v sobě jak nabíječku tak střídač pro pohod motoru takže může fungovat jako zdroj i zátěž sítě náklady na víc jsou minimální a všechny automobilky budou za pár let tyto funkce podporovat. Pokud auto ujede na 1 nabití 500km , pak baterie má životnost 750 tis km na cyklech ale ona stárne i časem takže bude lepší když necháte auto vydělávat tím ,že budete zálohovat síť. Jak říkám všechny EV to budou do pár let umět. Nějaká flexibilita zdrojů nebude vůbec potřeba. Bude třeba jen vyrobit dost energie ale bude dost času na to, aby zdroj mohl startovat ze tmy.

No nevím, ale počítat s tím, že s elektroaut dostanu nějaký použitelný výkon zpět je dle mého naivita. Chci mít auto připravené v garáži, když potřebuju ráno odjet do práce či kamkoliv jinam, ne přijít k vycucnutému autu. A tu životnost 750 tis. km jste vzal kde? Pochybuju, že vydrží 1500 cyklů, zvlášt, když se to bude často plnit rychlonabíjením.

Jenže kogenerace není flexibilní zdroj.

Výhoda kogenerace je vysoká účinnost, která je ale dána jen za podmínky, že se spolu s elektřinou smysluplně využije i teplo. A protože zařízení je drahé, projektuje se na výkon letní spotřeby (na ohřev TV) a jede pak celý rok na stejný výkon.

Kromě toho decentrální kogenerace v menších zdrojích je plynovými motory. Tyto kogenerace nejdou výkonově regulovat, můžete je jen zapnout, nebo vypnout. Protože každé startování je hodně opotřebovává, tak je ráno zapnou a večer vypnou. Žádná flexibilita.

To je Bobe nesmysl. Všechny nové zdroje musí umožňovat regulaci výkonu i KGJ (KGJ minimálně v rozsahu 50-100%). Jinak by je distributor ani nepřipojil do sítě. Nesplňovali by PPDS přílohu č.4. Také jsou povinné funkce P(U) a P(f), které také mohou měnit výkon v závislosti na stavu sítě.

KGJ které jsem projektoval já a jedou na vlastní spotřebu reagují na spotřebu el. energie i tepla v rozsahu 50-100%. Nemá význam dodávat do sítě za cca 0,3Kč/kWh pokud nemá provozovatel licenci na obchod z energií a neprodá to svým zákazníkům sám. Je vhodnější snížit výkon.

Nesmysly píšete Vy.

Vím, jak se KGJ provozují a znám jejich technické možnosti. Pro jistotu jsem se díval i na nové KGJ k výrobci a regulace výkonu možná není.

S udržením napětí a frekvence není u točivých strojů problém. Zvláště u asynchronních, které se používají u KGJ nejčastěji.

Ostatně kdyby byla pravda, co píšete, nemohla by být připojena ani žádná FVE, nebo VtE. Ty také nejsou schopny regulovat svůj výkon na pokyn. Můžete je jen v odůvodněných případech dálkově vypnout. Stejně, jako KGJ. Ovšem KGJ můžete taky kdykoliv (když je potřeba) zapnout a budou vyrábět.

Regulace na straně tepla se dělá akumulační nádobou, nebo spoluprací s plynule řiditelným kotlem na plyn.

Stejně tak, pokud chcete flexibilní výrobu elektřiny, lze to částečně udělat postupným spínáním několika KGJ, nebo lépe akumulací v akumulátorech.

P.s. Píši o KGJ s výkonem pod 5 MW.

Nad 5 MW je povinnost řídit jalový výkon.

Nyní jste se Bobe ukázal jako totální neználek. Co je ale nejhorší, třeba by Vám někdo mohl na ty Vaše bludy i naletět. Máte možnost se zeptat libovolného fotovoltaikáře nad 100kWp proč firmě elvac utrácel za RTU své peníze řádu statisíců v letech cca. 2012-2013.

Neznám ongridový či hybridní měnič který by regulaci neuměl. A že jsem jich viděl spousty typů.

Jen pro informaci www. ve-group .cz/images/Dalkove_dispecerske_rizeni_VE_GROUP.pdf máte tam i odkaz na legislativu platnou již deset let.

Ohledně FVE se nemusím ptát. Právě jsem pro jednu 100 kWp vyřizoval připojení k síti.

Tady se nebavíme o regulaci frekvence, napětí a RTU.

Což samozřejmě plynové KGJ s motorem umí také.

Tady píši o tom, že tyto KGJ nejsou pružným zdrojem schopným plynule měnit výkon. Jedou na 100%, nebo 0 nic mezi tím.

https://www.seznamzpravy.cz/clanek/nezraly-koncept-cesky-jaderny-teplator-je-podle-expertu-nedomysleny-149696

Takže odpověď pro tazatele ve zkratce - není reálné že by teplátor došel komerčního použití. Protože žádné garance, drahá téměř vojenská ostraha na mnoha místech, necertifikovatelná technologie. Vzkaz pro vědce - budete se muset více snažit pane správče, nebo Vás vyměníme.

Jsou tady první odezvy negativního charakteru na TEPLATOR. K tomu dodávám následující. Pro vývojáře mají tyto námitky přínos v soustředění se na jejich eliminaci. A jestli jsou přesvědčeni o správné cestě, měli by to dotáhnout do nějaké přínosné podoby. Už jenom to, že to jde jinde, by pro ně mělo být morální vzpruhou a neměli by se nechat tudíž odradit. Využití přebytečného tepla v letním období bych viděl v možnosti akumulace v podloží pro využití jako zdroje energie pro primární okruh tepelného nebo tepelných čerpadel pro zimní období. Taková optimálně navržená soustava pro vhodné lokality by našla svoje uplatnění. Se zakopáním do podzemí by snížilo potenciální nebezpečí, oproti VJE i z důvodu menšího množství méně škodlivého štěpného materiálu.

Jenom aby nedošlo k mýlce, tak já výzkum TEPLATORu podporuju a nemyslím si, že všude půjdou cestou kogenerace plynu a TEPLATOR může být zajímavou alternativou. Pokud se to dotáhne, tak to bude ohromný úspěch české vědy, možná na úrovni některých patentů Antonína Holého.

Jediný, co vím je, jak fungují lidé a opravdu, lidé v ČR jsou velcí fanoušci jádra a vodíku, ale nikdo z nich nechce mít za domem ani obchvat, po kterém vesnice volá desítky let a náves se kvůli tomu nedá přejít. A tohle NIMBY může být velkým problémem pro TEPLATOR, zvlášť když by se toho chytla třeba Voda z Tetčic. Takže se bojím, aby nebyla ta část sociální pro "jadernou teplárnu" trnitější, než ta část technologická a licenční.

Nemyslím si že by TEPLÁTOR bude na úrovni antiretrovirotik. Byť by to mohlo být součástí konceptu kdy se posledních pár desítek stupňů a vysušení páry provádí pomocí plynu, nebo jiného zdroje tepla.

Co se týká toho NIMBY, musí se zpacifikovat stát a netlačit pořád 40-80 let zastaralé plány v levných podobách na povrchu. Ale musí být ty stavby upraveny tak aby byly přijatelné pro místní, i kdyby to mělo být vybudování třeba 300m tunelu v rovině v podobě biokoridoru, nebo pokud by se měla "zbytečně" zakopat a zakrýt valy.

Divíte se? Pokud domy opravdu zateplí, a ony jednou budou zatepleny, tak není jediný důvod platit drahou trubku do domu. Jde jen o to zateplovat a ne to zateplení simulovat jak se pro dotace děje dnes.

Víte co si myslím, že nejdříve myšlení lidí se bude hodně měnit, ono totiž mnoho lidí v příštích letech zchudne a to docela dost, jednak proto, že se pootočily ekonomické hodiny mnoho lidí bude muset opustit svojí profesi a část z nich bude pracovat za nižší mzdu a dále pak přijde účet za covid, který bude díky rozhazování vlády hodně vysoký. To povede k tomu, že najednou se lidé budou mnohem více ptát proč platí za to, či ono. Podle mě jedním z důsledků bude částečný rozpad CZT.

Tož jo, když chtějí kritiku:

1) Přidat i do nízkoteplotního návrhu ORC jednotku.

2) Do budoucna použít nějaké amorfní thoriové palivo (lze množit tepelnými neutrony). Otázka: mohlo by amorfní nebo práškové palivo odstranit některé problémy současných UO2 pilulek?

3) Držet se u periferních systémů zařízení které se vyrábí sériově, žádné speciálky. (Na tom postavili Space-X)

4) Zůstat u teplot do 150-200°C, vykašlat se na vysokoteplotní verze.

5) Návrh s ohledem na nějakou přirozenou cirkulaci v případě havárie a chlazení varem v parogenerátoru s únikem neradioaktivní páry po otevření pojišťovacího ventilu a odtlakováním na tlak mírně vyšší než atmosferický až do srovnání (a doplnění vody gravitačně) z vodojemu.

6) K regulaci použít nikoliv tyče, ale trubice s průtokem látky obsahující absorbér (Myslím že v 90. to navrhovala Toshiba)

7) Udržet reaktor výkonově v rozmezí pro výzkumné reaktory. (myslím je to 50MWt)

8) Prověřit možnost fungování kazet po rychlém pokrytí epoxidem pro kompenzaci únavy radiací.

{seznamzpravy. cz/clanek/nezraly-koncept-cesky-jaderny-teplator-je-podle-expertu-nedomysleny-149696;

seznamzpravy. cz/clanek/cesi-vyvinuli-maly-reaktor-je-to-trpaslik-ale-muze-pomoci-utect-od-uhli-148223}

Geotermální elektrárny se projektují na výrobu elektřiny už od 150 stupňů, takže by se tam nějaká menší případně potřebná turbína jako pomocná dala uživit taky.

Díky za zpětnou vazbu.

Ano, SpaceX je ideální business model.

3 4 5 je přesně kam jdeme.

7 je licenční nevyhnutelnost, vyšší výkon je ale ekonomický.

6 a 8 jde bohužel proti 3 - a 3 je základ=nic nekomplikovat.

2 prodlužuje licencování o 10-15 let, prostě nové palivo je problém.

1 nedává pro tyto výkony ekonomický smysl. Prostě elektrika pro zařízení pod 800MWt vychází dnes bídně...

Však také Space-X neměli hned Faclona, ani ty motory nebyly hned schopné letu.

To palivo může být nějaký další pokrok, nebo možná byste mohli dělat palivo bokem. Pokud se nepletu, tak tam mají jít kazety z VVER440. Nejsem si jistý, ale možná na tom už někdo pracuje, nebo to je i hotové. (Google mi vrátil celkem dost výsledků) To mne přivádí k další myšlence, AZ by měla mít v nějaké další iteraci možnost být nakonfigurována pro jiné kazety, jiných tlakovodních systémů. Možná by se s tím mělo počítat při návrhu tlakové nádoby, aby to byly jen menší modifikace pak.

Stejně tak pokrytí epoxidem je zase něco jdoucího paralelně s tím vším a spíš bych měl obavy z nároků na radiační bezpečnost, než z technologické složitosti.

Viděl bych tu tři možné vývojové linie: 1 reaktor, 2 thoriové palivo, 3 pokrytí starých kazet epoxidem. Každá z nich je zpeněžitelná asi samostatně.

A uvažovali jste při té ekonomice i, jak tomu říkám já, odběratelské elektrárny? Tam by to mohlo vyjít jinak, o trochu lépe, nebude třeba se dostat na nějakých 65€/MWh, ale dalo by se s tím jít výše. (Chtělo by to vědět za kolik nakupují fabriky) Tak kolem roku 2005 by se s tím dalo uvažovat ještě proti ceně dieselové generace někde na ostrovech v tichomoří, ale obávám se že ten trh je již pro JE ztracen (a je to asi dobře).

Další věc co mne napadá je že reaktor by se měl vlézt pohodlně do obrysu buď vagonu, nebo kamionu. vnější průměr válcové nádoby tedy kolem 2500 mm.

Kontejnment by mohl pak zase být ocelový svařovaný na místě, spíš než ze speciálního betonu. Možná taková ta klasická koule? (Možná se pak ale zeptejte na FEKT VUT kdo jim dělal fasádu na Fukušimu, ať to tolik nedráždí ;) )

Ještě mne napadlo že když tu byl nedávno článek o využití TČ pro vytápění ve velkém, tak by se dal kombinovat nízkoteplotní výstup reaktoru a jakýkoliv běžný CZT (pokud jsem to spočítal dobře, tak COP by byl cca 10. A dál by toto pak vedlo na takové zajímavé myšlenkové experimenty). Otázka je jestli by se dala použít pro zušlechťování odpadního tepla z provozů, kterého může být myslím odst, ale nevhodných kvalit.

Máme kogeneraci - motor na zemní plyn. Jedna havárie za druhou. Autorizovaný servis a pojišťovna mohou u nás bivakovat. Podle dostupných informací nejsme výjimkou, co se počtu poruch a havárií týče, ale spíše pravidlem. Za 30 milionů máme silně poruchovou hračku, návratnost bez dotací neexistuje. Dotace činily cca 50% ceny na pořízení kogenerace a další dotace za vyrobenou elektřinu každý může zjistit ve Věstníku Energetického regulačního úřadu. Jednou se občané ČR složili ze svých daní na pořízení kogenerace a v celém průběhu provozu kogenerace se skládají na podporu výroby elektřiny pro naši potřebu (nikoli do sítě!). Tolik ke kogeneračním jednotkám.

Tak u takto poruchové technologie je samozřejmě třeba mít dlouhou alespoň 20 letou záruku a smlouvu o údržbě plus dvě zařízení vedle sebe, aby při opravě jednoho nevypadly dodávky úplně.

I technika se vyvíjí k dokonalosti. Záleží jak je to s konkurenčními motory od jiných výrobců. Netřeba je hned házet do jednoho pytle. Když dělají dva totéž, nedělají totéž.

No v podstatě máte akorát Cartepilar.

Kogenerace je široký pojem, může být s motorem a topným výměníkem či jako klasická kogenerace plynový nebo biomasový kotel a protitlaká turbína s topným výměníkem. Klasika má větší spolehlivost a životnost než motor. Ale dělá se obojí.

Záleží co tam máte ta motor. Podle vašeho komentáře to asi nebude zelená pilka z Jenbachu. Nám šlape na bioplyn cca na 98% možného ročního výkonu už 8 let....

ČEZ ESCO spolupracuje s Tedom a ten používá jako základ motor z LIAZ nebo FAVORIT

No ale to jsou malé domovní či blokové kočky. A ne CTZ.

To jo CAT, MWM (tak 2MW) a Vartsilla lodní motory i na mazut desítky MW

V létě se TUV rozhodně kogenerací neohřívá, na to je dost přebytků z FVE. Kogenerace je na tuhou zimu. Tak 3 měsíce v roce.

To pr:

Jste úplně vedle. Kogenerace, zvláště ta decentrální s plynovými motory musí vyrábět e ekonomického hlediska celý rok. Jen 3 měsíce v roce není možno.

Podobný nápad je kombinace kogenerace + FVE. To by byly tak vysoké investiční náklady, že je to nerealizovatelné. Nezapomeňte, že odpisy dáváte do ceny tepla.

Ty nejmenší od TEDOM mají motory z Favorita a elektrický výkon 22 kW, tepelný cca 34 kW, jenže ty už jen dožívají (motory už nejsou). Další jsou s motory Zetor 45 kW v EE a cca 70 kW v teple. Motor Liaz 130 kW EE a 200 kW v teple.

Kromě možná té nejmenší rozhodně ne do domovních kotelen. 34 kW výkonu, aby mohly být využity znamená nejméně 34 kW odběru tepla (letní ohřev TV).

Ty větší jedině do soustav CZT, nebo velké odběry typu velký krytý bazén, průmyslový podnik. CZT to jsou i blokové kotelny a pro mnoho z nich je i 70, nebo 200 kW výkonu v teple na léto moc.

Do písťáku bych nešel. Já raději spalovací turbíny, mají větší životnost, nepotřebují mazaní = čisté spaliny použitelné třeba i na sušení potravin. Například Capstone.

Nedávno jsem řešil KGJ 250kW, investor nedostal žádnou dotaci o nic nežádal, jen distributorovi trvalo přes dva roky než namontoval elektroměr, neustále nějaké absurdní výmluvy a změny pravidel v rozporu s PPDS a normami za které nechtěl být nikdo z distribuce zodpovědný. Takže investor už investuje v zahraničí.

Pístové motory mají strašně velké servisní náklady a nic nevydrží...

Plynové mikroturbíny např. Capstone servis nízké náklady ale investičně skoro 3x dražší

Jo a dodává vše do sítě za tržní cenu (má licenci na obchod s elektřinou i plynem, takže si to sám zobchoduje), vlastní spotřeba je pouze teplo které dodává do průmyslového areálu a platí mu za to.

No vida a hned je jasné jak si má mlíkař zajistit za vlastní energie. Ne jenom tupě diskutovat na webu jak to nejdééé, a že rohlík zdraží. Že Bobe?

No to ale ten pekař "spadne z bláta do louže". Pořídí si drahou KGJ, bude mít EE, ale nebude mít využití pro velké množství nízko potenciálního tepla. To pro něho bude odpad. Při 90°C chleba neupeče.

Takže tu EE bude mít pěkně drahou.

Kromě toho bude shánět místo dodavatele EE dodavatele plynu. To si moc nepomůže.

Tak jako tak bude závislý na státu. Na státním (polostátním) distributorovi a dovozci plynu, který ho doveze na základě mezistátní dohody o nákupu a mezistátními dohodami postaveným a provozovaným plynovodem.

A samozřejmě si tu energii koupí za vlastní. Je jedno zda plyn, či EE. O tom spor není. Vy ale tvrdíte, že si ji má sám zajistit ve smyslu vyrobit. A to je už problém. Třeba ten pekař by to nevyřešil ani Vašimi oblíbeným FV panely. Stejně mu tu energii musí zajistit (vyrobit, dodat, dopravit suroviny na její výrobu, vytěžit je, apod.)

Konec uhlí se rovná konec CZT. To fakt někdo chce např. v Praze točit 120 000 m3 vody s čerpací prací asi 9 MWe na dodávku 9 MWt TUV skoro 5 měsíců v roce.

Investice tedy půjdou z Modernizačního fondu ale kdo bude platit provozní náklady.. Nikdo protože při 900 Kč/GJ se skoro všichni hromadně odpojí a budou topit třeba briketama a komínek vytáhnou na balkon... jako v Sofii, Varně..

Porád s tou čerpací prací, točí se jen potřebné množství vody, už jsem vám to psal.

Promiňte ale pravdu nemáte v primárním horkovodu DN 1200 - DN 500 obíhá pořád stejné množství vody ale pomaleji tedy s větším dopravním zpožděním.

Na soustavě Mělník Praha to je od jednotek hodin do deseti hodin.

Ale no samo. Měl jsem samozřejmě na mysli průtok za hodinu, nikoli objem potrubí. Nicméně právě od průtoku a dopravní výšky se odvíjí čerpací práce. Nikoli od objemu potrubí.

Dopravní výška od odporu klesá s v zásadě s kvadrátem dopravní rychlosti. Tedy Čerpací práce klesá cca s 3 mocninou průtoku.

Tak to ano máte pravdu. Podstata velkých CZT tedy Praha min. 120 OOO m3 se točí i v létě ale čerpací práce je menší.. ale pořád dost velká na dodávku pár MWt na TUV