Кто и как нам обеспечивает постоянное наличие 220 вольт в розетке и тепло в батареях зимой?
В википедии по запросу «Энергетика Москвы» можно узнать следующую информацию:
«По состоянию на начало 2021 года, на территории Москвы эксплуатировалась 41 электростанция общей мощностью 10 865 МВт, в том числе три гидроэлектростанции, 32 тепловые электростанции (в том числе 16 энергоцентров, обеспечивающих энергоснабжение отдельных предприятий), три мусоросжигательных завода с попутной выработкой электроэнергии, две электростанции на биогазе и один пневмоэлектрогенераторный энергоблок. В 2019 году они произвели 52 559 млн кВт·ч электроэнергии[1][2][3]. Основное топливо: природный газ.
Общая тепловая мощность источников теплоснабжения, расположенных на территории Москвы, составляет 54 86 1 Гкал/ч.»
По информации из этой обзорной статьи мы имеем две цифры мощности: 10 865 МВт электрической и 54 86 1 Гкал/ч тепловой генерации , которые надо сравнить.
Нужно ещё сделать пересчёт для разных единиц мощности МВт и 1 Гкал/ч, чтобы сравнивать в единой размерности.
1 Гкал/ч - это мощность, равная энергия для нагрева 1 миллиарда грамм воды на 1 градус за один час, что эквивалентно мощности электрической энергии:
Nэл =1*4,19*10^9/3600 =1,164 МВт /( Гкал/ч)
Тогда тепловая мощность при переводе на МВт будет равна:
54 861 Гкал/ч = 54 861*1,164=63 858МВт
То есть в г Москве мощности на отопление и электроэнергию относятся как:
=63 858/10 865= 5,88
Получается почти 6-ти кратное отношение максимальных мощностей потребляемой в Москве электрической и тепловой энергии, причём с перевесом почти в 6 раз в пользу тепловой энергии.
Откуда следует вывод, что отопление электричеством для всех невозможно просто из-за 6 кратного недостатка электрогенерирующих мощностей.
И эта цифра для мегаполиса Москва, где преобладает высотная застройка многоквартирными домами. То есть большие городские дома сравнительно экономичны в режиме отопления из-за высоко геометрического соотношения куб/квадрат в зданиях города.
Так в больших городских домах на единицу жилого объёма приходится меньшая площадь наружной охлаждаемой стены, чем в маленьких домах ИЖС.
В сельской местности соотношение номинальных расчётных теплопотерь зданий к средней мощности электропотребления будет значительно выше, чем в городе, предположительно ещё в 4-6 раз. То есть нагрузки отопления в ИЖС будут превышать нагрузки на электроэнергию в 15-30 раз (без учёта отопления).
Сравнение стоимость электростанций и котельных
При оценке экономичности различных источников энергии на отопление нужно учитывать стоимость самих энергогенераторов.
То есть надо знать и помнить, что и стоимость электростанции более чем в 30 раз выше, чем стоимость простенького газового котла для ИЖС.
Так стоимость газового котла составляет менее 2тыс.руб/кВт (хоть настенного маленького, хоть большого для групповой котельной) (см.рис.1-3) , в то время как стоимость установленной мощности самой дешёвой газовой электростанции (КЭС, ГРЭС, ТЭЦ) составляет более 60тыс.руб/кВт (800 дол/кВт) (см.рис.4 )
При учёте гигантских первоначальных вложений в электростанцию может оказаться, что отопление электричеством станет просто «золотым».
Но тогда откуда берутся низкие тарифы на электроэнергию, что кому-то даже удаётся вполне стабильно и выгодно им отапливаться, даже в сравнении с природным газом из трубы Газпрома?
Рис. 1. Стоимость простейшего одноконтурного настенного газового котла мощностью 30кВт для индивидуального использования в ИЖС составляет всего 1,3 тыс.руб/кВт.
Рис.2. Стоимость газового котла мощностью 200кВт с атмосферной горелкой для групповой котельной составляет менее 2тыс.руб/кВт.
Рис.3. Стоимость газового котла мощностью 490кВт с атмосферной горелкой для групповой котельной составляет всего 1 тыс.руб/кВт.
Рис.4. Оценочная стоимость 1 кВт установленной электрогенерирующей мощности электростанций различного типа, а также стоимость выработанной на них электроэнергии.
Исходя из технических параметров домашнего котла можно рассчитать реальную стоимость тепла при её использовании.
Моторесурс настенного бытового котла не более 10 лет.
При средней мощности котла по году около 8кВт (летом 4кВт на ГВС, зимой 12кВт с ГВС)
Амортизационная надбавка от расхода моторесурса котла составит:
Мр=32000/(10*365*24*8)=0,046 руб/кВт*ч
При стоимости трубного метана 8руб/м3 стоимость топлива в количестве 0,12 м3/кВт при генерации электричества составит:
Мт=8*0,12=0,96 руб/кВт*ч
Суммарная стоимость 1 кВт генерации такой котельной составит около:
Ме=Мр+Мт=0,046+0,96=1,06 руб/кВт*ч
Получается, что надбавка от амортизации котла на сжигаемое топливо составляет менее 5%, то есть ничтожна, относительно стоимости топлива.
Выбор необходимой мощности электростанций
При определении необходимой мощности электростанции для региона необходимо исходить из некоторых критериев, а именно:
Максимальный расход электроэнергии потребителями от сети должен быть меньше номинальной мощности генераторов (см.рис.5 )
Рис.5. Общий принцип определения установленной мощности генераторов по отношению к нагрузке от потребителей. Базовая нагрузка- минимальный уровень мощности потребления, не меняющийся в течении нескольких суток, которая обычно чуть выше минимальной мощности генерации.
Этот принцип для Москвы выражен следующими значениями, подчерпнутыми из той же статьи в Википедии:
«Потребление электроэнергии в Москве (с учётом потребления на собственные нужды электростанций и потерь в сетях) в 2019 году составило 52 598 млн кВт·ч, максимум нагрузки — 8531 МВт. Таким образом, Москва является сбалансированным регионом по электроэнергии и энергоизбыточным по мощности.»
Напомним, что установленная генерирующая мощность электростанций в Москве составляет 10 865 МВт.
В итоге среднее потребление электричества за год составит:
Nсред =52 598 млн кВт·ч/(365*24) =6 000 МВт
Получается, что средняя загрузка мощностей электростанций по году составляет:
=6 000/10 865=0,55 или 55%
При этом пиковая нагрузка также составляет величину заметно меньше номинала:
=8531/10865=0,785 или 78,5%
Внутри суток также присутствует неоднородность выработки и потребления электрической энергии (см.рис.6-7.)
Рис.6. Суточный и недельный графики электропотребления. В суточном графике выделены отдельные компоненты, из которых в разные часы складывается общая нагрузка на электросеть. Резкий спад графика потребления в субботу и воскресенье связан с остановкой производственных мощностей на выходные дни.
Рис.7. Раздельные графики промышленных и бытовых нагрузок на электросеть. В промышленой нагрузке виден явный провал электропотребления в обеденное время, когда станки останавливаются и люди и дут в столовую на обед. В бытовой нагрузке вечерний бытовой пик сильно выше и продолжительнее утреннего всплеска электропотребления.
Общие принципы обеспечения устойчивого электроснабжения потребителей за счёт набора различных генерирующих электростанций прекрасно изложены всего на одной странице соответствующего учебника для профильного ВУЗа. Эту страницу надо всего лишь прочитать и запомнить, а в последствии можно даже понять и осознать.
Ну, а чтобы не повторять самому «прописные истины» привожу скан страницы учебника, где это очень квалифицированно и кратко «прописано» (см.рис.8.)
Рис.8. Общий принцип организации системы электрогенерации в привязке к переменному графику потребления изложенные на одной странице ВУЗовского учебника для энергетиков..
Тепловая генерация на нужды отопления и ГВС
С тепловой мощностью разобраться несколько сложнее, так как из общего отпуска тепловой энергии достаточно трудно выделить круглогодичную нагрузку на ГВС из переменной нагрузки на отопление в течение 7 месяцев отопительного периода.
Некий усреднённый график загрузки котельной и ТЭЦ по году приведён ниже (см.рис.9.)
Рис. 9. График загрузки тепловых мощностей ТЭЦ и котельных по году. 212 суток- это длительность отопительного периода в 7 месяцев (для Москвы и области). 8760 часов- это длительность года в часах 365*24=8760 часов/год.
Про расход тепла та же статья из Википедии сообщает следующее:
«Отпуск тепловой энергии составляет 87 507 тыс. Гкал без учёта ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27, а с учётом этих станций — 99 985 тыс. Гкал. На долю энергоисточников, функционирующих в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии (ТЭЦ и когенерационные установки) приходится 66 % выработки тепловой энергии без учёта ТЭЦ-22 и ТЭЦ-27 или 70 % с учётом этих станций.»
В итоге средняя нагрузка за год составит
Nсред =99 985 тыс. Гкал /(365*24) =11 413 Гкал/ч
Получается, что средняя загрузка системы теплогенерации по году составляет всего менее 21%:
11 413/54 861 =0,208 или 20,8%
Из этих 21% значительную часть составляет нагрузка на нагрев горячей воды (ГВС): для бытового потребления, для мытья посуды и мытья в ванной.
Согласно моей платёжке за квартиру 60м2 с тремя жильцами на оплату ГВС в среднем по году я трачу почти столько же, сколько и на отопление.
Тогда получается, что средняя нагрузка на ГВС должна составлять около 10% от номинальной мощности теплоснабжения, что превосходит 50% от максимальной мощность электрогенерации в Москве.
При этом даже в разгар отопительного периода из-за переменного расхода тепла на ГВС общая тепловая нагрузка резко меняет величину в течении суток: с пиками в утреннее время (люди завтракают, умываются и идут на работу) и в вечернее время (люди приходят с работы, умываются, ужинают, моются и ложатся спать).
То есть, графики пиков потребления ГВС приблизительно совпадают с графиком пиков бытого потребления электричества в суточной электрогенерации (рис.10).
Рис.10. Выделенная промышленная и бытовая нагрузка на электросеть в суточном цикле.
Рис.11. График электропотребления с учётом нужд теплоснабжения от ТЭЦ зимой. В данном графике интересна левая сторона, где можность выработки электричества на ТЭЦ падает ниже максимальной мощности ТЭЦ. Этот режим соответствует наибольшей топливной экономичности работы ТЭЦ в режиме когенерации (совметная выработка электричества и тепла на отопление). При работе с неполной загрузкой электрогенераторов на ТЭЦ отключают свои градирни (нет облаков пара над градирнями), а конденсация происходит при высоких температурах пара после ЦВД или ЦСД (Т=+160С) со сбросом тепла от конденсации в городскую сеть теплоснабжения.
Диспетчеризация пилы электропотребления
Как видно из предыдущих графиков в энергетике существует значительна неравномерность выработки и расхода как электрической, так и тепловой энергии, как по году, так и в течении суток.
Самыми сложными для выравнивания являются суточные колебания потребления электроэнергии, так как внутри суток наблюдается их самая большая неравномерность (максимальный наклон кривой на графике).
Чтобы эту неравномерность как-то компенсировать приходится включать в переменном режиме большое количество различных энергоблоков ГЭС, КЭС и ТЭЦ. И только мощность АЭС практически всегда остаётся постоянной в базовой части электрогенерации, не участвуя в маневрировании мощностью в течении суток. (см.рис.12)
Рис.12. Принципиальный график суточного электропотребления и задействованных электрогенерирующих мощностей. КЭС- это конденсационная электростанция, которая не отдаёт тепло на нужды отопления окружающей жилой застройки (КЭС=ТЭС=ГРЭС).
Вот только при регулировании энергоблока невозможно мгновенно изменить мощность генераторов вслед за мгновенно включаемой или отключаемой нагрузкой у потребителя, что приводит к возникновению колебаний напряжения и частоты в сети.
Гидроэлектростанции — ключевой элемент обеспечения системной надежности единой энергосистемы (ЕЭС) страны, так как располагает более чем 90 % резерва регулировочной мощности.
Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС наиболее маневренны и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки энергии в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных — сутками.
В идеале было бы хорошо, если бы все электрогенерирующие мощности работали на постоянном графике выработки, а избыток генерации где-то накапливался и при необходимости сбрасывался.
Аккумуляторы энергии
Электричество- это очень странная субстанция, которую невозможно никак накопить.
Все разнообразные «электроаккумуляторы» по сути накапливают не электричество, а лишь расходуют электроэнергию на преобразование одного вещества в другое при электрохимической реакции.
Бывают ещё и механические накопители энергии, например: гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), пнево-аккумулирующие электростанции, маховиковые накопители, пружинные накопители, грузо-лифтовые накопители.
Циклы накопления и отдачи электричества от любых версий энергонакопителей идут всегда с потерей энергии на каждой ступени процесса. Так при накоплении энергии КПД составляет меньше 100% и при расходе КПД тоже меньше 100%, то есть каждый раз теряется некоторая заметная доля электроэнергии.
При работе ГАЭС внешняя электроэнергия расходуется в электродвигателях гигантских насосов, перекачивающих воду из нижнего накопительного бассейна в верхний бассейн. При обратном стекании воды вниз ГАЭС переключается в генераторный режим и начинает подавать электричество обратно в сеть.
Для ГАЭС общий КПД находится где-то на уровне 70-80%, то есть если КПД одной ступени процесса составляет около 90%, то общий КПД цикла «заряд-разряд» составит всего 80%:
0,9*0,9=0,81 или КПД 81% возврата от общей входящей из-вне энергии в цикл «заряд-разряд».
При работе больших энергосистем химические электроаккумуляторы не используют (слишком дорого по цене получаемой энергии), а основным инструментом энергонакопления в суточном цикле являются ГАЭС. Сравнительные оценки различных энергонакопителей приведены в таблице ниже (см.рис.13).
Рис. 13. Таблица сравнения аккумуляторов энергии различного типа по цене отдаваемой энергии, по цене самого устройства и КПД цикла.
Как обеспечивается регулирование мощности генерации в единой энергосистеме (ЕЭС) страны?
Графики потребления электроэнергии современных энергообъединений отличаются высокой степенью неравномерности, что создает трудности как с покрытием пиков, так и в еще большей степени с прохождением ночных провалов суточных графиков электрической нагрузки.
Особенно актуальна эта проблема для энергосистем европейской части России, где преобладают низкоманевренные блоки ТЭС, ТЭЦ и АЭС.
Сегодня в России ГЭС производят 18 % общей выработки электроэнергии, АЭС — более 15 %, остальные почти 67 % приходятся на тепловые электростанции.
В мире доли ГЭС, АЭС и ТЭС в производстве электроэнергии составляют соответственно 19, 17 и 62 %.
Важнейший элемент повышения надежности работы энергетических систем — это развитие именно ГАЭС.
В отличие от других типов маневренных электростанций (способных покрывать только пиковые нагрузки), ГАЭС могут работать и в насосном режиме в период провала графика электрической нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим для ТЭС и АЭС. (см.рис.14)
В этой ситуации ГАЭС обладают максимальными маневренными преимуществами, даже более высокими, чем у ГЭС одностороннего действия.
Рис.14. Схема распределения режимов работы различных электростанций в суточном графике электропотребления. Здесь ГАЭС выступает и как генератор мощности на коротком и высоком пике потребления(правая часть графика), так и как потребитель энергии (провал в левой части графика).
Дополнительно к основным функциям ГАЭС могут использоваться для регулирования частоты и напряжения в электрической сети, а при необходимости и к несению функций быстро вводимого аварийного резерва.
Высокая маневренность ГАЭС определяется малым временем включения в работу, набора и сброса нагрузки.
Так, пуск обратимых агрегатов ГАЭС из нерабочего состояния в турбинный режим с набором полной нагрузки занимает 2—3 мин. Время пуска этих агрегатов в насосный режим из нерабочего состояния в зависимости от мощности машин и способа пуска колеблется в пределах 5—6 мин, перевода из турбинного режима в насосный — 8—10 мин.
Когда нагрузка энергосистемы минимальна (например, ночью), агрегаты ГАЭС заполняют водой верхнее водохранилище, а во время пиковой нагрузки системы ГАЭС уже преобразуют накопленную потенциальную гидроэнергию в электрическую.
Несмотря на то, что КПД такого аккумулирования равен 70- 80%, и что себестоимость получаемой таким способом электроэнергии намного (до нескольких раз) выше, чем на тепловых электростанциях, выравнивание графика нагрузки и возможность уменьшения номинальной мощности тепловых электростанций снижают эксплуатационные расходы энергосистем и вполне оправдывают сооружение ГАЭС.
Гидроаккумулирующие установки (ГАЭС) – наиболее коммерчески освоенные накопители в виде гидроэлектростанций с насосо-турбинами и двигатель-генераторами.
Закачиваемая в верхний резервуар вода обеспечивает потребление энергии по низкой ночной цене, а при сливе воды вниз в генераторном режиме ГАЭС выдает свою энергию в периоды пика потребления по высокой дневной цене электричества для потребителя. Одна лишь эта разница на тарифе способно окупить строительство и использование ГАЭС.
Высокая маневренность агрегатов ГАЭС позволяет широко использовать их для регулирования и резерва быстрого ввода в энергосистемах.
Во всем мире установленная мощность ГАЭС составляет около 3% всей мощности электростанций
В будущем предполагается использовать дополнительные мощности ГАЭС как резерв установок возобновляемых источников энергии.
ГАЭС составляют около 5 % генерирующей мощности в Германии и Франции.
Во Франции ГАЭС с 70-х гг. эффективно поддерживают график потребления, дополняя работу АЭС с их базисной нагрузкой.
В Германии главная задача ГАЭС – резерв пиковой мощности.
В США ГАЭС работают с 20-х гг. и составляют около 2,5% мощности всех электростанций. Однако строительство новых ГАЭС в стране практически невозможно из-за недостатка подходящих мест, последний блок в США введен в 1997 г. после 20 лет отсутствия ввода. Также сложно с подбором мест и для ГАЭС в Европе.
Рис.15. Принципиальный график недельной генерации с разделением по мощностям ТЭЦ и ГЭС.
Именно из-за дешевизны электроэнергии от ГАЭС и из-за большой ёмкостью их бассейнов-накопителей с помощью ГАЭС компенсируют самые высокие и сравнительно длинные пики суточной пилы электропотребления.
Держать большой запас по электрогенерирующим мощностям экономически не выгодно, так как это сильно удлиняет сроки их окупаемости, а заодно поднимает тариф на электроэнергию.
В тоже время крайне невыгодно использовать энергоблоки ТЭЦ и КЭС в рваном суточном ритме.
При этом АЭС вообще нельзя использовать в манёвренном режиме, именно по этому АЭС работают весь год на постоянной мощности генерации, чему также способствует самая низкая цена выработанной на АЭС электроэнергии (см.рис.16.).
Рис.16. График сравнительной оценки стоимости электроэнергии от различных типов электростанций, а также структура цены электроэнергии для каждого типа электростанций.
Локальные частные энергоцентры
Начиная с 2000-х годов в РФ получили развитие небольшие частные дизель-электростанции (ДЭС) на газе или солярке.
Иногда ДЭС работают и в режиме «когенерации» (совместной выработки электричества и тепла). То есть такие дизель–генераторы, при совместной выработки электричества и тепла, превращаются в мини-ТЭЦ, которые производят утилизацию теплового сброса от ДВС на отопление и нагрев ГВС. (см.рис.17.)
Рис.17. Пример предлагаемых дизель-генераторов на газовом топливе для локального электроснабжения промышленных объектов.
Такими установками обеспечивают электроснабжение отдельных промышленных или торговых объектов в ситуациях, когда нет возможности за дёшево подключится к внешним электросетям достаточной мощности.
Если использовать в качестве топлива для дизель-генератора природный газ, то электроэнергия от такой электростанции может оказаться даже дешевле, чем стоимость городского электричества, которая доходит до 8 руб/кВт*ч. (см.рис.18.)
Рис.18. Трёхзонный тариф МОЭК на 2024г.
Правда, относительно низкая цена электричества возможна лишь при работе дизель-генератора в непрерывном режиме на максимальной мощности. При этом сам дизель-генератор при круглосуточном режиме работы придётся целиком менять каждые два года после выработки им установленного ресурса в 15 тыс. моточасов. (см.рис.19)
Рис. 19. Характеристика дизель-генератора на газовом топливе с указанием ресурса в моточасах и расхода газа для расчёта цены электроэнергии при локальном электроснабжении промышленных объектов.
Исходя из технических параметров ДЭС можно рассчитать реальную стоимость электричества при её использовании.
Амортизационная надбавка от расхода моторесурса ДЭС составит:
Мр=12696000/(15000*315)=2,7руб/кВт*ч
При стоимости трубного метана 8 руб/м3 стоимость топлива в количестве 0,4 м3/кВт*ч при генерации электричества составит:
Мт=8*0,4=3,2руб/кВт*ч
Суммарная стоимость 1 кВт генерации такой ДЭС составит не менее:
Ме=Мр+Мт=2,7+3,2=5,9 руб/кВт*ч
Получается, что в стоимости электричества от ДЭС доля амортизации составляет 50% и более , если ДЭС не работает непрерывно на постоянной максимальной мощности.
Получается, что собственная генерация на ДЭС обходится дороже, чем подключение к внешним электросетям по цене 6руб/кВт*ч.
Поправить финансовое положение при эксплуатации ДЭС может когенерация, которая позволяет использовать тепловой сброс от ДЭС на цели отопления обслуживаемых зданий, что экономит топливо и ресурс котельной на дополнительный 1 руб/кВт*ч.
Балластные накопители тепла
В целях диспетчеризации пилы генерации кроме маневрирования мощностями ТЭЦ, ТЭС, ГАЭС и ГЭС можно дополнительно использовать балластные потребители электроэнергии, переводящие электричество в тепло воздуха или на нагрев воды.
Балластные электропотребители способны выравнивать резкие провалы спроса на электричество, тем самым стабилизируя режим генерации.
С помощью балластных потребителей можно решить проблему мгновенного регулирования путём утилизации избытков электроэнергии от генераторов при резком падение спроса на электроэнергию в сети.
Так в период самого проблемного ночного провала потребления вполне разумно включать некие мощные электропотребители, к которым относятся не только ГАЭС, но и различные водонагреватели (балластные электронагеватели и теплоаккумуляторы ГВС).
Во времена СССР для регулирования генерации в ЕАС начали использовать переброс избытков генерации в соседний регионы с другим часовым поясом, что позволяло сглаживать пики спроса без запуска региональных ГЭС в рваном режиме (см.рис.20.)
Система переброса мощностей по часовым поясам ЕАС сохранена в РФ и в настоящее время.
Рис. 20. Структурная схема генерирующих мощностей в дневном графике потребления. Интересно, что кроме ГАЭС для компенсации пиков и провалов потребления в СССР использовали перетоки энергии по стране внутри единой энергосистемы, используя разницу во времени между прохождения пиков по разным часовым поясам.
Балластный потребитель- это потребление энергии на процесс без немедленного полезного использования тепла, а чаще просто бесполезный сброс тепла в атмосферу.
Так например обычные пригородные электрички при торможении включают электродвигатели в генераторный режим, а выработанное электричество сбрасывают на балластные сопротивления, т.е. на обычные ТЭН-ы воздушного охлаждения, установленные на крыше вагона.
В случае организации мощных балластных нагрузок в крупных энергосистемах нам могут помочь накопительные электрические водонагреватели в квартирах и в ИЖС. То есть балластной нагрузкой станет привычный электробойлер для ГВС с ёмкостью 80-150л. (см.рис.21.)
Рис.21. Инфографика подбора накопительного бака ГВС по количеству членов семьи.
Если предположить, что нагрузка на ГВС сравнительно постоянная по году и сильно переменная по суткам, то можно использовать режим электрического нагрева ГВС в индивидуальных бойлерах ГВС для целей выравнивания пилы электропотребления в целях стабилизации режима электрогенерации.
Сейчас такую работу ведут с помощью 2-х тарифных электросчётчиков, стимулируя абонентов включать большие тепловые нагрузки (стиральные машины, баки ГВС) в ночное время (см.рис.22.)
Рис. 22. Текущие тарифы на электроэнергию от МОЭК на 2024 год.
В какой-то мере эта мера работает, но работает она непрогнозируемо и бесконтрольно, лишь немного уменьшая ночные провалы электропотребления.
То есть сгладить мгновенные пики потребления с помощью двухтарифных счётчиков не получается, к большому сожалению для энергетиков.
Но если использовать не только 2-х тарифный счётчик, но и сделать внешний контроль за временем включения ТЭН-ов внутри бойлеров ГВС, то нагрев воды на цели ГВС в городе и в ИЖС мог бы стать отличным инструментом для сглаживания провалов и пиков спроса на электричество.
Тогда регулирование мощности генерации станет плавно-переменным в оптимальном темпе для оборудования КЭС и ТЭЦ. При этом мгновенный избыток мощности будет сбрасываться на внешние балластные потребители энергии: электрокотлы и баки ГВС с центральным управлением от диспетчерской МОЭК. (см.рис.23.)
Рис. 23. Предполагаемый график работы генерирующих мощностей энергосистемы с регулированием спроса за счёт включения-отключения управляемых из диспетчерской МОЭК балластных электронагревателей: электрокотлы и баки ГВС.
Балластное регулирование суточного графика приведёт к повышенному расходу электроэнергии за сутки. Это может сказаться и на стоимости электроэнергии при неизменном оплаченном спросе.
Тогда компенсировать повышенный расход электричества можно за счёт повышения доли АЭС в энергобалансе, так как у АЭС цена электроэнергии самая низкая из всех тепловых электростанций.
При этом строить АЭС можно почти повсеместно, в отличии от привязанных к крупным рекам ГЭС.
Да и подвоз к АЭС небольших по весу количеств атомного топлива не является такой большой проблемой, как непрерывная доставка ЖД транспортом огромных масс сжигаемого топлива для угольных или мазутных КЭС.
При делении 1 г изотопов урана или плутония высвобождается 22500 кВт*ч, что эквивалентно энергии, содержащейся в 2800 кг условного топлива.
Поэтому газовые или угольные КЭС выгодно строить только в относительной близости от месторождения топлива, чтобы логистические издержки поставок топлива не сделали электроэнергию слишком дорогой.
Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического топлива (нефть, уголь, природный газ и др.) Это открывает широкие перспективы для удовлетворения быстро растущих потребностей в топливе.
Кроме того, необходимо учитывать всё увеличивающийся объём потребления угля и нефти для технологических целей мировой химической промышленности, которая становится серьёзным конкурентом тепловых электростанций.
Несмотря на открытие новых месторождений органического топлива и совершенствование способов его добычи, в мире наблюдается тенденция к относительному увеличению его стоимости. Это создаёт наиболее тяжёлые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива органического происхождения.
Таким образом очевидна необходимость быстрейшего развития атомной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетическом балансе ряда промышленных стран мира.
Замена ГАЭС на дистанционно управляемую систему ТЭН-ов в баках ГВС в ИЖС
Для московского региона работает Загорская ГАЭС с пиковой мощностью 1200/1320МВт при перепаде уровней бьефов 100-105м (см.рис.24-25.)
При мощности 1200 МВт Загорская ГАЭС составляет около 12% установленой энергогененирующей мощности Москвы.
Рис.24. Фрагмент статьи про Загорскую ГАЭС из википедии.
Рис.25. Вид на Загорскую ГАЭС. Видны водоводы из верхнего накопительного бассейна к машинному залу у нижнего накопительного бассейна. Высота плотины верхнего бассейна составляет 30м. Общий перепад уровней верхнего и нижнего бьефов составляет 100/105м. (дробь в нерепаде уровней связана с изменением разницы уровней при сливе-заполнении).
Чтобы заместить энергоёмкость ГАЭС с помощью балластных потребителей потребуется создать удвоенную ёмкость диспетчерезированного нагрева баков ГВС в ИЖС, чтобы принять не только пики, но и провалы в суточном спросе на электроэнергию. При этом будет необходимо поднять базовую генерацию от КЭС и АЭС на величину выпадающей мощности ГАЭС.
Вопрос балластных систем регулирования электропотребления имеет актуальность ещё потому, что предполагаемое строительство второй очереди Загорской ГАЭС затягивается уже на несколько лет по причине произошедшей техногенной аварии на стройке.
При этом не факт, что Загорская ГАЭС-2 вообще будет достроена и запущена в работу.
Там произошёл перекос строящегося машинного зала из-за неравномерной просадки грунтов в приплотинной зоне, а перспективы ремонта весьма туманны (см.рис.26.)
Рис.26. Фрагмент статьи про Загорскую ГАЭС из википедии с описание проблем со строительством второй очереди Загорской ГАЭС-2.
В таких условиях использование крайне простого и дешёвого в реализации балластного регулирования спроса на электроэнергию становится весьма насущным вариантом решения актуальной технико-экономической проблемы.
Так как выработка энергии Загорской ГАЭС идёт всего 3-4 часа в день, то суточная выработка за максимальные 3 часа составляет всего:
3*1320=3960МВт*ч.
Приблизительно столько же тратится при закачке в ночное время.
Итого за сутки ГАЭС способна скомпенсировать суммарный пик около 8000 МВт*ч от некоторого постоянного завышенного уровня базовой генерации.
Если предположить, что всю эту энергию 8 тыс.МВт*ч можно направить на нагрев ГВС, то при дТ=40С нагрева воды от +20С до +60С потребуется объём баков ГВС:
Vгвс=(8000*10^6*3600)/(4,19*40)=172*10^9 грамм или 172 тыс.м3/сутки
Если считать, что семья сливает ежедневно по 100л ГВС, то необходимый объём накопителей ГВС будет набран 1,7 млн баков ГВС в ИЖС.
Учитывая те же 3 часа работы электронагревателей ГВС получаем, что мощность 100л бака ГВС должна составлять 1,5-2 кВт:
N=(100*40*4,19)/(3*3600)=1,5кВт
Бак 80-100л с мощностью ТЭНов 1,5-2кВт является практически самым массовым вариантом для таких квартирных накопительных баков ГВС (см.рис.27.)
Ну, а количество в 2 млн частных хозяйств со 100л баками ГВС - это вполне реалистичное количество для Москвы и Московской области.
Рис.27. Накопительный бак ГВС ёмкостью 100л с электронагревателем мощностью 2кВт. Удельная стоимость установленной электрической мощности составляет 15 тыс.руб/кВт.
То есть вместо одной Загорской ГАЭС можно было бы использовать 2 млн накопительных баков ГВС по 100л с электрическим нагревом, дистанционно управляемым от диспетчерской МОЭК.
Правда, нужно будет гарантировать слив этих баков ГВС ежедневно, а нагрев воды будет осуществляется в ночное время, в период максимальных провалов спроса на электричество.
Стоимость всех 2 млн накопительных баков ГВС по 100л с электрическим нагревом составит
50тыр./шт*2 млн.шт=100 млрд.руб.
Это приблизительно в 2 раза дороже строительства ГАЭС-2, так что есть над чем подумать и поискать иные варианты реализации балластных электронагревателей.
Правда есть возможность переложить стоимость установки баков ГВС на потребителя, при этом такая установка бака ГВС самому потребителю будет выгодна.
Пример такой выгодной установки баков ГВС- это работа столовой с туннельной посудомоечной машиной, нагревающей воду до +85С и выше (см.рис.28-29.)
Рис.28. Пример тоннельной посудомоечной машины для общественной или школьной столовой.
Рис. 29. Описание промышленной посудомоечной машины туннельного типа с потреблением ГВС с ненормативно повышенной температурой +85..+95С
При расходе ГВС с интенсивностью 200л/ч при работе тоннельной посудомоечной машины для гарантированного нагрева холодной воды на дТ= 85С требуется мощность 20кВт.
При работе столовой в обеденный перерыв предприятия (офиса, завода) и при мытье посуды в течении 4-х часов в сутки можно обеспечить снабжение ГВС с ненормативной температурой +85..+95С с помощью накопительного бака емкостью 1000л (или 2шт по 500л.)
Если нагревать эту тонну воды по ночному тарифу в накопительном баке ночью, а не в проточном режиме в пик электропотребления днём, то можно ежедневно экономить по 400 руб/сутки:
20*(6,6-2,6)*1000/200=400 руб/сутки
При цене 341 тыс .руб за бак ГВС объёмом 1000л (см.рис. 30-31.), он окупится за 341/0,4=852 рабочих дня или за 3-4 года эксплуатации.
Рис.30. Промышленный бак для ГВС ёмкостью 1000л с мощностью ТЭН-ов 20кВт. Удельная стоимость мощности нагрева 17тыс.руб/кВт.
Рис.31. Бытовой бак для ГВС ёмкостью 500л с мощностью ТЭН-ов 6 кВт. Удельная стоимость мощности нагрева 21 тыс.руб/кВт.
Балластный электронагреватель сетевой воды
Для такого большого города как Москва, с развитой сетью теплоснабжения от ТЭЦ, нет необходимости связываться с индивидуальными накопителями ГВС в квартирах, так как проще сразу догревать теплофикационную воду в системе централизованного отопления.
По сути же энергетикам без разницы что именно греть с помощью балластных электрических нагревателе: воду в баках для ГВС или теплофикационную воду для нагрева ГВС в ИТП городских домов.
При этом стоимость простейшего электрокотла разительно отличается от стоимости накопительного бака ГВС (см.рис.32.)
Такая разница в цене позволяет сделать систему электро-котлового балластного сброса электрической нагрузки в 10 раз дешевле, чем стоимость системы с накопительными баками ГВС.
При этом общая стоимость электрических котлов для сетевой системы балластного регулирования окажется в несколько раз дешевле строительства ГАЭС-2.
Рис.32. Промышленный водогрейный электрокотёл мощностью 100кВт. Удельная стоимость установленной мощности составляет всего 1,5тыс.руб/кВт, что в 10 раз дешевле стоимости мощности в накопительном баке ГВС..
Если сравнить цены за ночной тариф электроэнергии 2,62руб/кВт и постоянный тариф за тепловую энергию на отопление около 2,5руб/кВт*ч (по платёжке за март 2024г цена 2912 руб/Гкал), то для энерго-сетевой компании МОЭК может быть практически без разницы по цене чем греть воду в трубах, если это им экономит ресурс их собственных электрогенерирующих мощностей за счёт смягчения переходных режимов электрогенераторов ТЭЦ при внезапных скачках мощности потребления электроэнергии.
При этом для регулирования нагрузки электрогенераторов на ТЭЦ балластную мощность электрокотлов проще устанавливать непосредственно на территории ТЭЦ на обратных трубах сетевой теплофикационной воды из города.
Сетевое подключение балластных электрокотлов позволяет сбрасывать избыток генерируемого электричества (на провалах спроса) в виде тепла от электрокотлов в тепловую сеть города на обединённые нужды отопления и ГВС, при этом идёт снижение расхода газа на пиковых теплофикационных котлах.
Также в летнее время избыточное тепло от балластных электрокотлов можно сбрасывать в водяной контур охлаждения градирен ТЭЦ.
Электробус- как мощный балластный потребитель в системе электрогенерации
На фоне вопроса о балластных потребителях электроэнергии интересно смотрится тема электробусов в Москве. (см.рис.33)
Так при зарядке электроаккумуляторов на электробусах сжигается достаточно большая мощность от электросети.
При этом сам режим зарядки аккумуляторов у электробусом может быть частично контролироваться со стороны МОЭК, снижая днём подачу электричества к зарядным станциям при прохождении резких пиков нагрузки у неподконтрольных потребителей.
В ночное время все электробусы могут вставать в режим длительной зарядки, обеспечивая полезную нагрузку на электросеть в самые выгодные часы ночных провалов общего спроса.
Сейчас в Москве более 1300 электробусов с ёмкостью аккумуляторной батарей 77кВт*ч.
Зарядка всего парка электробусов на стоянке в ночное время способен забрать из сети от 50 до 100 МВт*ч энергии:
1300*77=100,1 МВт*ч
Потребление мощности 100МВт на зарядку электробусов ночью способно обеспечит в течении часа до 10% от потребления энергии при ночном заполнении верхнего бассейна Загорской ГАЭС.
Рис.33. Московский электробус на маршруте.
Текущая ситуация по электропотреблению в городах и в ИЖС без учёта электроотопления
В современной жизни основными постоянными электропотребителями являются холодильники, электролампочки, компьютеры и телевизоры. Эпизодическими мощными потребителями являются электрочайники и электроплиты, а также посудомоечные и стиральные машины(см.рис.34.)
Рис.34. Сравнительная инфографика потребления отдельных электроприборов за месяц.
В итоге средняя осветительно-кухонная нагрузка в усреднённом доме 50-100м2 составит всего около 300-500кВт*ч в месяц, или менее 1кВт постоянной мощности.
Так в моей квартире 60м.кв. с тремя жильцами я расходую электричество в количестве менее 250 кВт*ч/мес, что составляет среднесуточную нагрузку на сеть всего Nсред=250/(30*24)=0,35кВт, при том что выделенная мощность на квартиру с электроплитой составляет аж 11кВт ( два автомата по 16А на розетки и освещение, и один автомат 25А на электроплиту).
Минимальная выделенная мощность на дом в ИЖС без электроотопления или квартиру без электроплиты составляет 4,5кВт (два автомата по 10А на розетки и освещение).
Наблюдаем явный более чем 10-30-кратный разрыв между установленной и средней потребляемой мощностью. (см.рис.35-36)
Рис.35. Сравнительная инфографика потребления отдельных электроприборов за месяц и социальной нормы на расход электричество для семей различного состава.
Рис. 36. Нормативная таблица для расчёта потребления электричества за месяц для семей различного состава и квартир различного размера. Из таблицы видно, что моя семья из трёх человек в «трёшке» 60м2 с расходом электричества 250кВт*ч/мес потребляет меньше, чем положено по данной статистической норме 96*3=288кВт*ч/мес. Даже появление двух почти постоянно работающих компьютера не поменяло нагрузку в квартире с времён СССР , так как мощность появившихся компьютеров была скомпенсирована заменой ламп накаливания по 60-100В на светодиодные лампы мощностью 5-7 Вт, то есть общее потребление электричества в одной комнате так и осталось на уровне 300Вт.
Рис.37. Таблица статистического усреднения средней расчётной нагрузки на электросеть от одной квартиры при различном количестве квартир в доме с учётом варианта «повышенной комфортности» с большим электропотреблением в квартире (кондиционеры).
Расчётные цифры из нормативной таблицы (см.рис.37) прекрасно подтверждаются в квартальной застройке спальных районов времён СССР.
Так в моём дворе квадратом стоят 3 штуки 9-этажки по 6 подъездов (4кв. на этаж) и одна 12-этажка на 6 подъездов (4кв. на этаж), что в итоге даёт общее число квартир: КВсум=3*6*9*4+1*6*12*4=936кв.
Запитан этот жилой квартал от стандартной трансформаторной подстанция на 1000КВА (белый квадратный одноэтажный бетонный домик во дворе с двумя воротами). Тогда единовременная нагрузка на одну квартиру в среднем составит 1000/936=1,07кВт, что достаточно точно попадает в табличное значение мощности 1,19кВт при числе квартир более 1000шт.
Последняя строка таблицы (рис.37) для квартир «повышенной комфотности» даёт среднее потребление квартиры сразу на 0,5кВт больше (в полтора раза больше), что объясняется дополнительными постоянно действующими электроприборами типа сплит-кондиционера, обеспечивающим «повышенный комфорт» в летнюю жару. То есть электроплита большей мощности тут не при чём.
Нормы расчётной мощности на группы мелких потребителей в многоквартирных домах и в ИЖС
Ниже приведены таблица из ПУЭ, согласно которой подбираются мощности трансформаторных подстанций исходя из количества квартир в домах или числа дворов в ИЖС.(см.рис.38.)
Рис.38. Таблица статистического усреднения средней расчётной нагрузки на электросеть от одной квартиры или участка в СНТ при различном количестве обслуживаемых абонентов в общей сети.
Из последней строки таблицы видно, что СНТ в 100 дворов с газовыми плитами от привозных газовых баллонов с пропан-бутаном обеспечивается средней электрической нагрузкой всего 0,61кВт/двор, что позволяет установит малюсенький трансформатор в 63кВА на весь СНТ в 100 участков.
Именно такие трансформаторы можно наблюдать на въездах в старых СНТ (см.рис.39.)
Рис. 39. Фото трансформатора мощностью 63кВт, который характерен в системах электроснабжения в СНТ.
До 2020 года в РФ был запрет на электроотопление без особого согласования, а выдавалось такое разрешение при условии его центральной диспетчеризации. То есть управление системой электроотопления объекта подчинялось некой диспетчерской службе у поставщика электроэнергии.
Сейчас эту норму отменили, при этом резко подняли выделяемую мощность на одного абонента ИЖС до 15кВт при 3-х фазном подключении.
Правда потребитель немедленно сам и расплачивается за эту щедрость и свободу от контроля со стороны поставщика электричества. Так сам потребитель потерял гарантию на качество и количество электроэнергии в своей розетке.
То есть во время пиковых холодов у потребителя в ИЖС может либо понизится напряжение до 160В (т.е. активная мощность электроотопления упадёт до 50% от исходной при 220В), или пропадёт электричество вообще из-за отключение автоматов защиты на слабенькой трансформаторной подстанции.
Получилось, что весь сектор ИЖС стал одной большой балластной нагрузкой, за счёт изменения напряжения в которой или за счёт её полного отключения удаётся регулировать нагрузку на генерирующие электростанции.
Метод конечно варварский по отношению к отдельному жителю в ИЖС, но очень эффективный для электросбытовой организации.
Избыточная выделенная мощность без гарантий поставки позволяет продавать больше электроэнергии в непиковые периоды, но при пиковом спросе просто ограничивать подачу электроэнергии.
Такой произвол в регулирование подачи энергии потребителю позволяет выравнивать выработку электроэнергии во всей энергосистеме, при этом управляя спросом всего на одном устройстве – главном трансформаторе распределительной подстанции.
Пила генерации от солнечно-ветровой ВЭИ
Помимо пилы потребления, зависящей от неконтролируемого спроса у разношёрстных потребителей, существует ещё и неконтролируемая генерация, создаваемая непрогнозируемыми Ветровой и Солнечной генерацией ВЭИ (возобновляемые энергетические источники).
Тема ветро-солнечной энергетики и «Зелёная повестка» в европейских странах за последние десятилетия набрала такой размах, что здравый смысл в энергетике оказался окончательно подавлен (см.рис.40.)
Рис.40. Поля ветрогенераторов в Европе.
Ранее мы разбирали сложности обеспечении устойчивого электроснабжения в рваном режиме неконтролируемого спроса.
Теперь же неконтролируемый спрос усилен неконтролируемое генерацией от «Зелёной» ВЭИ.
Изначально предполагалось, что с помощью ВЭИ удастся снизить расходы ископаемого топлива для традиционной электроэнергетики.
Но нездоровое засилие «зелёных» в политике привело к жуткому перекосу в энергетике, где ВЭИ от ветра и солнца стало жить за счёт нефти и газа, добавляя лишние проблемы с компенсацией избыточной генерации от ВЭИ при провалах потребления в сети.
Куда девать электричество от ветрового генератора тёмной ночью?
Или куда девать электричество от солнечной электростанции в обед в воскресенье?
То есть для существования единицы установлений мощности ВЭИ необходимо строить равную по мощности ГАЭС, чтобы мощностью на закачку воды ГАЭС непрерывно балансировать неконтролируемую пилу генерации от ВЭИ.
Если же учесть, что сейчас уже исчерпаны возможности для создания ГАЭС в Европе, то непонятно как и зачем продолжается бурное развитие ветро-солнечной генерации в европейской энергосистеме.
Согласно графика электрогенерации в Германии в пике ветро-солнечная генерация выдаёт суммарно 22,44+3,55=26%. (см.рис.41.)
При этом суммарная мощность ГЭС и ГАЭС составляет 1,86+0,9=2,76%
Получается, что пилообразная генерация от ВЭИ почти в 10 раз превышает компенсирующие мощности ГЭС и ГАЭС.
-Рис.41. График производства электроэнергии в Германии с учётом «зелёной» ветро-солнечной ВЭИ генерации. Отдельные пики солнечно-ветровой генерации вызывают даже провалы в базовой атомной генерации (ямы в красной полосе).
Именно данный 10-кратный разрыв между дестабилизирующим фактором ВЭИ и стабилизирующим инструментом ГЭС-ГАЭС создаёт такой феномен, как кратковременные отрицательные цены на электричество в Германии.
То есть в момент сильных ночных ветров, когда возникает избыточная «зелёная» ВЭИ генерация в период ночного провала потребления, энергетики Германии вынуждены закупать ненужную им ВЭИ энергию в обязательном порядке («зелёная повестка» в ЕС), но при этом не в состоянии её куда-либо пристроить. В эти моменты избыточной генерации от ВЭИ энергетики даже готовы доплатит потребителю за потреблённую электроэнергию, только было бы куда скинуть этот неконтролируемый вброс ВЭИ энергии.
Для нормального использования ВЭИ необходимо чётко и однозначно привязывать неконтролируемую ветро-солнечную ВЭИ генерацию не к прямому сбросу в общую электрическую сеть, а присоединять пилообразную генерацию только на закачивающие насосы ГАЭС. Только в таком виде «зелёная» ВЭИ генерация сможет помогать энергетикам. Правда экономическая окупаемость такой комбинированной генерационно- накопительной ВЭИ системы станет под большой вопрос, ибо обе составляющие слишком дороги при неполной загрузке по времени (около 20% в год).
Но ведь когда то же надо отвечать и на неудобные вопросы!
Практически единственным местом с однозначно полезным применением ветрогенераторов являются отдалённые посёлки и изолированные метеостанции, где отопление целиком электрическое от местных дизель-генераторов с привозным топливом по «северному завозу».
В этом случае вся выработанная энергия от ветряка направляется не в общую сеть, а на изолированные ТЭН-ы нагрева ГВС и отопления жилья.
В летнее время ветряки могут работать и на общую сеть с дизель-генератором, но с приоритетом режима работы дизель-генератора, обеспечивающим снабжение приборов электроэнергией нужного качества.
Ссылка на ВУЗ-оскую методичку, из которой я почерпнул много полезного при написании данной статьи.
Комментарии (149)
saege5b
14.03.2024 14:59Про электроснабжение с отоплением, нужно закладываться на минимальную температуру в местности (в средней полосе -35..-40°С) и ураганный ветер.
И вечер сразу перестаёт быть тёплым.
SdrRos
14.03.2024 14:59Стены защитят от ветра, а греть помещение не обязательно, можно просто использовать одежду с подогревом + очки/маска и шлем с тем же подогревом. Снегоходчики используют подобную одежду, генератора снегохода вполне хватает на обогрев. Если сделать подогрев вдыхаемого воздуха то фактически будут условия для тела которые даёт тёплое помещение.
saboteur_kiev
14.03.2024 14:59+3как именно стены защитят от ветра?
Не забывайте, что стены охлаждаются не только потому что снаружи холоднее, но еще и потому, что при большом ветре стена будет охлаждать бОльшее количество воздуха, то есть охлаждаться гораздо бысрее.SdrRos
14.03.2024 14:59Я предлагаю вариант вообще не отапливать помещение, а лишь одежду, стены обеспечат отсутствие ветра в помещении.
Radisto
14.03.2024 14:59+2Человеческое тело не печь, одежда вбирает влагу, сушить вам ее все равно придется. Поинтересуйтесь жизнью юпик и инуитов - они замечательно разработали технологию жизни по вашему образцу, и она не так проста, как вы думаете. То, что вы предлагаете, можно делать только временно даже с тысячелетним опытом выживания в таких условиях, и при этом о таком образе жизни отзываются как о "настоящем испытании терпения"
SdrRos
14.03.2024 14:59Так это вариант снижения затрат на отопление чтобы хватило электроэнергии, большинство живёт не в столь суровых условиях. Можно обогревать только одну комнату - уборную с раздевалкой например а остальные комнаты не обогревать. Сравнивать удобство современной одежды из современных материалов и традиционную часто полностью ручного изготовления из шкур не корректно я считаю. У меня центральное отопление и перед его включением есть период когда довольно холодно в квартире - выручает пара накидок на автомобильные сидения с подогревом - одной грею кровать вторая лежит под ногами под столом и это комфортнее обогревателя. При прохладном воздухе и подогреве кровати высыпаюсь кстати лучше.
tuxi
14.03.2024 14:59+7Я так понимаю, в парадигме вашего мира нет младенцев, нет детей, нет пожилых родителей, нет инвалидов обездвиженых, нет болеющих людей, в вашем мире есть только одинокие здоровые молодые люди 20...30 лет со снегоходами и одеждой с подогревом и живущие в многоквартирных домах.
SdrRos
14.03.2024 14:59Как я писал до этого, это просто вариант решения нехватки электричества для отопления. А в чём проблема применения одежды с подогревом для всех перечисленных вами людей? При болезнях кстати низкие температуры часто предпочтительнее, тот же вирус гриппа погибает уже при -30 градусах, т.е. замедлится как минимум его распространение. Кровати с подогревом в т.ч. для младенцев существуют уже давно, раньше были вообще с подогревом от тлеющих углей.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59+2Зачем вам для отопления именно ЭЛЕКТРИЧЕСТВО?
Газ, нефть, уголь, дрова вас уже чем-то не устраивают как источник тепловой энергии на отопление?
SdrRos
14.03.2024 14:59Это тема данной статьи. В случае плотной застройки, причём не только городской сжигание чего либо ухудшает качество воздуха. В частном секторе по ночам такой плотный слой дыма что звёзд не видно. А если частный сектор в близи города то этот дым не даёт открыть окна верхним этажам ближайших многоэтажек. Те же ТЭЦ и котельные не выходит вынести далеко за город именно из-за потерь тепла при транспортировке, при этом электричество можно передавать с минимальными потерями на тысячи километров. Фактически только газ более менее подходит для частного сектора с плотной застройкой и тепловых пунктов в городах, остальное даёт много отходов (нефть в сыром виде вроде как не жгут).
LeetCode_M0nkey
14.03.2024 14:59Частного сектора? У нас весь многоквартирный новострой только с индивидуальным газовым отоплением. Либо общедомовой котёл.
romasilamysli
14.03.2024 14:59Самая печаль весна и осень когда на улице +1 и выше. Отопление ещё нужно но дым уже так не улетает как при -15. При этом цены на уголь и дрова растут как на дрожжах потому что их надо привезти. А электричество по проводам идёт.
LeetCode_M0nkey
14.03.2024 14:59При прохладном воздухе и подогреве кровати высыпаюсь кстати лучше.
Поэтому мы в спальне батареи выкрутили на минималку и спим на электропростынях. Голова должна быть в холоде, а жопа в тепле!
Но в остальных комнатах должна быть комфортная температура. Носить одежду для сугрева это явно хрень.
tuxi
14.03.2024 14:59+1Вода же в трубах замерзет, их порвет, это большая беда для ижс.
SdrRos
14.03.2024 14:59Трубы можно утеплить + можно сделать проточную систему, в которой тот же бойлер с насосом будет поддерживать плюсовую температуру.
kintsugii
14.03.2024 14:59+1а еще можно жить на деревьях) как наши предки)))
Astroscope
14.03.2024 14:59+2а еще можно жить на деревьях) как наши предки)))
Что предки, что современники - много вы приматов знаете, что живут в климатических регионах, где возможно замерзание воды? Я, вот, только неандертальцев сходу могу назвать и, отчасти, людей. Вроде все, больше среди обезьян дураков нет. Так что чтобы жить как предки, нужно жить в сильно более теплом климате.
Radisto
14.03.2024 14:59+1Да и неандертальцы не так чтобы очень: находки в пещерах в основном там, где изотерма января была около ноля градусов, то есть они зимой лед наверняка видели, но далеко на север не забирались. Это только сапиенсы смогли в тундру уйти
k4ir05
14.03.2024 14:59Стены защитят от ветра
То есть, вентиляторы в компьютерах бесполезны?
SdrRos
14.03.2024 14:59Вентилятор снижает температуру отводя нагретый воздух, т.е. в комнате 20 градусов на радиаторе 90, воздух от радиатора нагревается, но уходит медленно унося с собой тепло, вентилятор ускоряет процесс отвода тепла, как итог на радиаторе будет всегда больше 20 градусов. Чтобы вентилятор начал именно охлаждать а не просто отводить тепло надо на радиатор лить например воду тогда за счёт быстрого испарения уже можно добиться охлаждения например градусов до 18 при комнатной 20. Если на улице -20 а в помещении -19 то какое тепло будет отводить со стен ветер?
k4ir05
14.03.2024 14:59+1Прошу прощения, не сразу понял идею. Но ведь от людей и обогреваемой одежды будет тепловыделение и помещении может быть и теплее. Не лучше ли теплоизолировать стены и обогревать их, вместо одежды и вдыхаемого воздуха?
SdrRos
14.03.2024 14:59Статья о том что топиться электричеством не выйдет. Но как я понял автор пришёл к такому выводу посчитав затраты на классическое отопление когда всё помещение прогревается. Обогревая только самого человека эти затраты думаю можно снизить весьма существенно. Много тепла выходить с воздухом при открытии дверей и работе вентиляции. КПД систем подогрева приточного воздуха тем воздухом что выходит из помещения помнится довольно низкий ,и избежать больших потерь не выйдет. Подобный подход кстати давно применяется, раньше в Японии на печь ставили столик а на стол одеяло поверх ещё столешницу и садясь вокруг такого стола подоткнув со всех сторон одеяло ели... или примерно как то так это было устроено, т.е. отапливали только пространство под столом где были ноги.
Spyman
14.03.2024 14:59Вы предлагаете всю зиму дышать возухом околонулевой температуры? Для здоровья это мягко говоря не полезно.
Кпд теплообменников кстати от 75% и выше (довольно низкий? о.О)
Batalmv
14.03.2024 14:59Тут либо надо родиться эскимосом и жить в "природных" условиях, либо очень долго тренироваться и готовиться
Но вторая опция только для здоровых взрослых людей
SystemOutPrintln
14.03.2024 14:59Вот сами и живите в таких условиях, зачем остальных людей так мучать?
SdrRos
14.03.2024 14:59+4Много букв, вчитываться лень, похоже на дипломную работу. Может пропустил, но не учтены потери тепла при транспортировке через трубопроводы(в сравнении с потерями в проводах), шутки про оазисы на теплотрассе не на пустом месте появились. Температуру в помещениях сложно регулировать батареями - часто приходится обогревать улицу. Электрообогрев же можно сделать более гибким при минимальных затратах, тем самым снизив фактическое потребление энергии. К тому же есть тепловые насосы (холодильники наоборот) при небольших затратах электроэнергии можно в некоторых случаях получить много тепла. Тема очень сложная, есть ведь вариант топиться газом например когда совсем холодно (резервный отопитель на случай перебоев с электричеством индивидуально в каждом доме, чтобы уменьшить потери тепла.) а в остальное время от электричества. Кстати современная техника (стиралки, посудомойки) уже сейчас сами греют воду, фактически можно сделать одежду с подогревом и относительно комфортно жить вообще без отопления помещения а грея лишь условные 5см пространства над телом...
Spyman
14.03.2024 14:59Тепловые насосы очень стремительно теряют кпд с увеличением разницы температур и если при 20 дома и -5 на улице они дают тепловой кпд под 150%, то при -30 на улице - кпд у теплового насоса будет меньше чем у обычного обогревателя, да и появятся проблемы с промерзанием и обледением внешнего блока. Если не верите - посмотрите с каких температур электромобили выключают тепловой насос.
Про одежду уже писал - дышать всё время воздухом ~5 градусов и холоднее так себе идея и по комфорту и по вредности. Да и кожа открытых участков тела будет поомезать и воспаляться.
Есть сценарии когда потерь тепла на транспортировку ~0 - крышная кательня. Теплоноситель попадает в тёплый контур сразу.
Смешенный вариант (газ в холод, теплонасос в неполный холод) - в принципе и сейчас работает, но при рассчетной в статье разнице в 6 раз, и эффективности тепловых насосов в 150% кпд в лучших условиях - получается не очень большой диапазон температур в котором это не приведёт к колапсу.
Ну и про быструю регулировку температуры электроподогревом - вообще не так важно чем греть, важна скорость теплообмена. Если вы уменьшите размер батареи и направите на неё регулируемый вентилятор то сможете в широких пределах регулировать объем снимаемого тепла. Просто тихие батареи людям нравятся больше, чем шумящие вентиляторы.
cofein51
14.03.2024 14:59+1Ух как много всего написано.
Но в Москве можно и сложно, но есть и другие регионы..
Например Марианская область. АЭС, куча ГЭС.... И все равно энергию в жилые дома из костра берут... А я даже знаю парочку домов где везде электро обогрев, захотел включил, захотел убавил или прибавил.
Со старым фондом конечно сложнее, надо модернизация подстанции и кабелей в дом и в доме.. Но в относительно старых комерчемамх зтаниях, я видел огромные резервуарные, которые греются электричеством. А из них вода идёт уже по системе отопления здания. Неуверен что на постоянной основе, но как решервная точно идёт .
baldr
14.03.2024 14:59+10Лично мне статья понравилась, хотя большинство моментов я уже знал.
Работаю на европейскую компанию, которая торгует электричеством на специальной бирже. Сидят специально обученные трейдеры, которые пытаются угадать цену на электроэнергию, соответственно закупая или продавая её. Собирается большое количество данных по планируемой генерации каждого крупного генератора в стране, планируемые и экстренные отключения генераторов, расчитывается планируемое потребление, прогноз ветра и солнца и ещё разные параметры.. Пытаемся строить ML-модели для предсказания всего подряд, строим кучу графиков..
Есть контракты на торговлю от имени некоторых генерирующих мощностей - от них можем собирать данные в реальном времени через SCADA-интерфейсы. Иногда данные отправляются какому-то стороннему оператору для прогнозирования. От регулятора получаем кучу всякой статистикии, а иногда отправляем данные о сделках или даже какие-то измерения в реальном времени (с задержкой не больше 3 секунд).
Очень интересная область для работы. Приходится сталкиваться с кучей совершенно разных технологий - от протокола обмена файлами через FTP до MQTT и бинарных протоколов от SCADA. Иногда приходит задача реализовать общение через какую-то древнючую версию SOAP-протокола (ковырялся 3 месяца), а через 5 минут кто-то просит на вебе поправить график прогноза ветра..
Javian
14.03.2024 14:59Система переброса мощностей по часовым поясам ЕАС сохранена в РФ и в настоящее время
Это не то, что было в СССР, где основная мощность потребления и генерации была исторически в Украинской ССР, возникнув вокруг ДнепроГЭС в интересах индустриализации .
К слову такая плотность потребителей и генерирующих мощностей определила особенности магистральных сетей - напряжения 220-330 кВ. На территории РСФСР - напряжения выше изза намного больших расстояний между подстанциями магистральных сетей.
diakin
14.03.2024 14:59+2Да решили вопрос с отоплением - надо ставить майнинговую ферму. Она вырабатывает тепло и деньги на оплату электричества.
ALapinskas
14.03.2024 14:59+3Стоит учесть, что когда коммунальщики узнают, что вы используйте электричество для майнинга, вам поменяют тариф.
4chemist
14.03.2024 14:59Когда-то давно читал о предложении передавать информацию о внешнем управлении умными бойлерами и другими мощными потребителями с целью сглаживания суточных колебаний мощности в энергосистеме. Предлагалось при избытке мощности в энергосистеме незначительно повышать частоту он номинальной 50Гц, что воспринималось бы как команда бойлерам на включение. А при недостатке мощности в энергосистеме незначительно понижать частоту, подавая команду на отключение нагрева. Разумеется чем больше отклонение тем больше(меньше) разрешается взять мощности из энергосистемы. В Российской энергосистеме по ГОСТ допустимый уровень отклонения +-0.2Гц, так что не вижу проблем применить такой вариант внешнего управления. Тем более, что на начальной стадии внедрения не потребуется даже технических мероприятий у производителей электрической энергии, будет достаточно организационных на уровне оператора энергосистемы..
tuxi
14.03.2024 14:59+2Основные потребители это все же промышленное производство, а не частный сектор. Эффективней было бы именно на производствах придумать какие то аккумулирующие системы, чем влезать в болото под названием частный сектор.
4chemist
14.03.2024 14:59Принудительно, конечно лезть никуда не стоит, тут вы правы. На уровне коллективного решения правительств стоит делать. Так же как с ВИЭ повесткой сделали. Бытовая техника не вечная, ломается, устаревает. Вот на замену ей продавать телевизоры (электрические бойлеры, кондиционеры, фены, люстры, да даже чайники) с схемой снижения потребления при снижении частоты. Например у телевизора и люстры уменьшать яркость. У фена, чайника, микроволновки снижать мощность нагрева. У бойлера даже полностью отключать нагрев.
tuxi
14.03.2024 14:59Как по мне это путь в никуда. Вернее, кучу денег распилят на таком решении. Создадут структуры и рабочие места чиновникам, которые будут рассматривать заявления об исключении обязательного использования такой технологии "потому что ... и далее по списку". То есть движухи будет много, переход займет пару десятилетий, все равно будут какие то исключения (ну те же критически важные элементы инфраструктур всяких) и список этих исключений будет постоянно расти.
PS: Плюс есть ряд приборов которые завязаны на частоту сети. Плюс и частота сети тоже разная бывает, от страны к стране.
BugM
14.03.2024 14:59+1Это отклонение нужно самой энергосистеме. Они благодаря нему балансируют потребление с генерацией. Управлять не выйдет.
4chemist
14.03.2024 14:59При существовании умных потребителей с описанной функцией управления, я не вижу никаких преград ограничить пик мощности понизив частоту энергосистемы в часы утренних и вечерних максимумов. Умный бойлер, восприняв такую команду, не станет немедленно нагревать свежепоступившую порцию холодной воды на дно емкости, а будет ждать либо разрешения на нагрев, либо пока холодной воды не наберется треть бака. Зарядом электромобилей тоже можно управлять дистанционно. Можно и разрядом электромобилей в сеть управлять, но это уже совсем другая история.
BugM
14.03.2024 14:59Причем тут пик мощности? Регулировать генерацию надо в обе стороны. Потребители знаете ли никому не говорят когда что-то включают. Или когда выключают. Генераторы иногда внезапно ломаются. Всякое бывает.
При уменьшении потребляемой мощности генерация уменьшится соответственно и регулирование нужно будет ровно такое же. В целом непонятно зачем уменьшать потребление и генерацию. Может лучше построить еще одну АЭС и ни в чем себе не отказывать?
4chemist
14.03.2024 14:59+1Основная цель - сгладить суточные перепады мощности. Сгладим - сможем построить еще одну АЭС с дешевой ценой за кВт*ч и законсервировать(разобрать) еще одну угольную ТЭЦ с дорогой ценой за кВт*ч.
BugM
14.03.2024 14:59Они не настолько велики на самом деле. Нет смысла делать что-то специальное. Те же электромобили и разные цены на электричество в разное время суток легко компенсируют эти перепады.
https://sci-book.com/grajdanskoe-pravo/problema-razuplotneniya-grafika-potrebleniya-70425.html Аккуратно, графики не от нуля.
Stiver
14.03.2024 14:59+1внешнем управлении умными бойлерами и другими мощными потребителями с целью сглаживания суточных колебаний мощности
В ЕС примерно так и есть, например тепловые насосы работают на отдельном тарифе. Он дешевле, но поставщик может ненадолго отключать насос в определенное время для выравнивания мощности. Аналогично собираются сделать для электроавтомобилей.
sim2q
14.03.2024 14:59+1Частоту двигать специально никто не даст, да и не гибко всё это. Сейчас везде интернет, решить может real-time выставление индивидуального тарифа для района регулирования, вплоть до поминутной сетки! Но для этого для начала должны быть real-time счётчики (мечта энергетиков), дабы с такой же точностью получать статистику потребления с мест.
И тогда умные дома сами смогут адаптироваться когда и сколько чего им выгодно включить. Будет aka биржа... но тут другая проблема сразу - возможны осцилляции :)сегодня диспетчеризация 100к по блоков даст фантастический эффект и по себестоимости и когенерации, и по сглаживанию пилы..двс до 1000ква очень быстро сбрасывает и набирает нагрузку..
BugM
14.03.2024 14:59+2Это огромнейшее снижение качества жизни людей. Пришел домой, вскипятил чайник, на тебе счет на 100 долларов. Сам виноват, надо было тариф проверить перед тем как чай ставить.
Удобные схемы предусматривают фиксированные цены на год вперед. Разные цены в разное время суток ок, но эта сетка тоже должна быть зафиксирована на год минимум.
Fenix2323
14.03.2024 14:59+1Данные счетчики счетчики внедряют..системы АСКУЭ разворачивают по всей стране...сейчас за сетей..при работе в сетях на межд.конференции делал доклад..но на него забили- там вывод был..счётчик аскуэ должен в идиале вне зависимости от производителя сопрягаться с любым УСПД..по факту каждый производитель аскуэ производит успд под свои счетчики..и счетчик аист не работает с успд матрица и наоборот...каждый производитель заходит в сети своими откатными путями в сети..как тогда и прогнозировал сетевые орг-ии стали единым потребителем счетчиков.. но так и не сформировали ТЗ для производителя...а счетчики лет как 10 точно в реальном времени не только отслеживают все показатели но и удаленно отключают))
И системы описанные вами разрабатываются у нас...уже внедрены в некоторых местах в мире..но пока там не появится фин.интерес внедрены они не будут ((..
Deosis
14.03.2024 14:59+2Наблюдаем явный более чем 10-30-кратный разрыв между установленной и средней потребляемой мощностью. (см.рис.35-36)
Потому что нужно смотреть не среднее, а пиковое потребление.
Можно выделить на квартиру 3кВт, что в 3 раза превышает среднемесячное потребление, но:
больше 2 приборов одновременно использовать не получится,
а чайник и микроволновку вообще включать только по отдельности.
konst90
14.03.2024 14:59+1Среднемесячное потребление ещё меньше, а разрыв ещё выше.
У меня в двухкомнатной квартире набежало около 2000 кВтч за год - это примерно 230 Вт средней мощности. Пиковая мощность же при этом - две конфорки электроплиты плюс чайник (и прочее по мелочи), то есть киловатт пять. Двадцать раз.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59+2Смысл в том, что в городе внутри квартала вы все подключены на один трансформатор с ограниченной мощностью. При этом если все одновременно включать чайники и плиты на электричестве для обогрева, то на одну квартиру придётся всего 1,1кВт, после чего электричество просто кончится. То есть вам будет тепло где-то до -5С, а потом у вас будет аварийное отключение и вы останетесь вообще без света, так как трансформатор отключится от перегрузки.
SlavikF
14.03.2024 14:59+2Живу в США, в довольно тёплом штате. У меня дом 230 м2. Я, жена и 8 детей.
Отопление - heat pump (тепловой насос). Горячая вода - газовая колонка.
В месяц наше потребление 1200 - 1600 кВт*ч. Я посмотрел на цифры в статье, и получается что мы потребляем прямо очень-очень много электричества. Как в России потребление на на семью получается в разы меньше?
iMonin Автор
14.03.2024 14:59+1В России не используют в массовом порядке отопление электричеством.
В городах центральное отопление от ТЭЦ и Городских котельных.
Вы тоже можете поставить себе газовый обогреватель и не тратить электроэнергию зимой на отопление.
Сколько у вас стоит электроэнергия и сколько стоит газ?
Чем выгодней топить?
SlavikF
14.03.2024 14:59+1Электричество - около 14 центов за кВт*ч
Газ - не знаю точно, но дёшево: около $30 / месяц выходит сейчас. Это получается газ для горячей воды и плиты на кухне.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59+1То есть у вас электричество практически в 2 раза выше Московского тарифа.
Может всё-таки посмотрите в платёжке ценник на газ для более честного анализа?
oleg_rico
14.03.2024 14:59Отопление - heat pump (тепловой насос). Горячая вода - газовая колонка.
В месяц наше потребление 1200 - 1600 кВт*ч
Вот как-то очень дофига получается.
Похоже, что-то вас не так работает.
У меня приятель более 10 лет назад построил дом под санкт-петербургом и из-за отсутствия газа пришлось топить
электричеством. Так у него меньше выходило, хотя площадь дома примерно такая же.
SchrodingerKitty
14.03.2024 14:59все очевидно
У него дои из 10 миллиметровой фанеры. О стеклопакетах в штатах слышали только эмигранты их СССР
Отопление у нас в городах централизованное
Прочая нагрузка типа подача воды из скважин, подогрев воды, газонокосилки и особенно кондиционеры
В Германиях и прочих Европах энергопотребление приближенное к данным статье (побольше конечно , но не в 5 раз)
Те, кто нормально строит в штатах (то есть с нормальным теплоутеплением)- а таковых мало ибо денег стоит (да и в условиях ипотеки не сильно поэксперментируешь с заложенным жильем - нужно согласие залогодержателя и страховщика) ... Так не флейма в прошлом году вернулся оттуда знакомец (закончил несостоявшуюся эмиграцию) - и задал для себя вопрос по итогам этого этапа, жизни на который сам же и не смог ответить - в чем сила брат(с)...США - страна очень сильшых контрастов
Radisto
14.03.2024 14:59В США потребление электроэнергии самое высокое в мире, поэтому наверное корректнее спрашивать, как у вас получается в разы больше
Spyman
14.03.2024 14:59+1А что тут спрашивать - 70% населения сша живут в частном секторе. При этом темлотехника мкд в рф на 2 головы выше чем частного дома в рф, а теплотехника частного дома в рф еще на пол головы выше чем в сша. Вот и выходит что большая часть населения сша живут в жилье с относильно чудовищными теплопотерями. (И тут как бы у нас тоже такое бы строили, но там климат мягче и то, что в -15 реально протопить, в -30 уже промерзнет из за нелинейного роста теплообмена при увеличении разницы температур) 0
1Gunter1
14.03.2024 14:59+2Энергосисте́ма «Мир» (МГЭО́ «Мир») — объединённая энергосистема стран социалистического лагеря. Была создана с целью равномерного перераспределения электроэнергии от богатого топливно-энергетическими ресурсами СССР к другим социалистическим странам. Функционировала с начала 1960-х годов до распада СЭВ и СССР. Охватывала пространство от Улан-Батора до Эрфурта и на пике своего развития являлась крупнейшей на тот момент на планете.
Эт про то как победить суточную неравномерность графика потребления.
Статья написана с прицелом только на потребителя, то что есть фактор аварийности коррелирующий с неравномерностью загрузкой генераторов, сложностью управления тепловых турбин , которые работают в режиме когенерации. Да и рыночная экономика работает на максимальную и быструю прибыль, а энергетика это совсем не про это.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59В большую энергетику частный инвестор не пойдёт, так как тариф социальный.
Разве что взять чужое бесплатно по приватизации, а потом проедать амортизацию, при постоянных плановых убытках.
Именно так "проедали" свои заводы первые собственники после приватизации в 90-х
oleg_rico
14.03.2024 14:59Ох, зря ты такой коммент написал. Сейчас тебе любители "рыночек порешает" насуют минусов.
Хотя фактически это чудо что единая энергосистема страны сохранилась после чубайсовских реформ
CookN13
14.03.2024 14:59+1Статья очень интересная, единственное лучше использовать по Германии современные данные, а не 2015 года. Ещё детальные есть по Австралии. Там вообще интересная ситуация.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Картинка позволяла продемонстрировать влияние неконтролируемой пилы ВЭИ генерации на остальные генерирующие мощности КЭС и даже АЭС. Так что тут без разницы от какой даты инфографика.
Но на свежих картинках ситуация бы ещё усугубилась, так как последнее десятилетие ветряки наращивали мощности ударными темпами.
INSTE
14.03.2024 14:59+1Свежие (читай ежедневные) данные кстати вот: https://www.zeit.de/wirtschaft/energiemonitor-strompreis-gaspreis-erneuerbare-energien-ausbau
Davidchanz
14.03.2024 14:59+1Здорово что автор ссылаеться на данные из учебников 60 годов, приятно знать что за 60 лет ничего в стране не изменилось, но сама статья это получасовое нытьё о том почему нет, может стоит подумать о том как сделать так что бы да?
iMonin Автор
14.03.2024 14:59+2Вообще-то в ФИЗИКЕ ничего не поменялось с самого сотворения мира, так что базовые законы вообще не устаревают.
Энергетика- это очень консервативная система, так как ТЭЦ живут по 50-70 лет, а новые АЭС вообще проектируют на 100 лет жизненного цикла.
Следовательно принципы управления энергетикой точно так же должны вбирать в себя установки из аналоговых 1960-х, постепенно внедряя средства управления системой уже из компьютерного 21-века.
Сейчас повсеместно в многоквартирных домах ставят ИТП с теплообменниками и регуляторами с сервоприводами, а встают новые ИТП вместо старых элеваторных узлов, которые исправно отработали по полвека с тех самых 1950-60-х
Dynasaur
14.03.2024 14:59А если автор сослался на закон Архимеда, то со времён Архимеда ничего не поменялось?
iMonin Автор
14.03.2024 14:59+1А что-то изменилось в законе Архимеда со времён Архимеда?
Dynasaur
14.03.2024 14:59+1У топикстартера формулировка "в стране ничего не поменялось по тому, что ссылка на учебники 60х годов". Если бы была формулировка "в учебниках 60х годов ничего не поменялось за 60 лет", я бы прошёл мимо.
Dynasaur
14.03.2024 14:59Рис.17 "дизель-генераторов на газовом топливе" :-)))
iMonin Автор
14.03.2024 14:59+1Вы не знали, что дизеля работают и на газе?
Разница только в том, что зажигание смеси производят в разных вариантах:
1. Впрыском малого количества воспламеняемой солярки- это чисты дизель.
Или поджиг газовой смеси свечами, но на дизельных степенях сжатия.
Dynasaur
14.03.2024 14:59+2Поджиг свечами это никак не дизель. Ну и дизель - это на дизельном топливе. Можно, конечно, в холодильнике растить коноплю, но это уже не совсем холодильник :-)
iMonin Автор
14.03.2024 14:59+2Дизель- это двигатель со самовоспламенением топлива от нагрева воздуха при сжатии.
Для дизеля нужно использовать НЕдетонирующее топливо, а метан не детонирует.
Так что двигатель на метане с поджигом от впрыска солярки- это точно Дизель, а не карбюраторный.
С поджигом свечами- это действительно можно назвать как-то иначе ( хотя по давлениям и нагрузкам будет не отличим от дизеля), но это и не карбюратор, так как нет испарения и подготовки смеси из жидкого топлива- бензина.
Dynasaur
14.03.2024 14:59+3Инжектор тоже не карбюратор. И ГТД не карбюратор. Но это не повод называть их дизелями.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Дизель- это поршневой двигатель с самовоспламенением не детонирующего топлива.
ДВС- это двигатель внутреннего сгорания (поршневой или турбинный)
Карбюраторный двигатель может быть и ДИЗЕЛЕМ, например готовить смесь с распылением жидкого топлива (например керосина) в коллекторе до попадания в цилиндр (керосин не детонирует).
Газовый дизель- это вовсе не оксюморон, так как имеет свойства карбюраторного ДВС (подготовка топливной смеси до попадания в цилиндры), и свойства Дизеля (поджиг запальной солярки от температуры сжатого газа).
Чисто газовый ДВС с запалом свечами- это и не Дизель, но и не карбюраторный (нет испарения топлива из жидкости)
INSTE
14.03.2024 14:59+1Тут путаница из-за того, что есть дизельное топливо, а есть "цикл Дизеля". Потому правильное говорить "моторы с циклом Отто" и "моторы с циклом Дизеля" (хотя и это неверно, в чистом виде они все равно не применяются, но это уже тонкости второго порядка).
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Дизельное топливо- это и есть топливо для цикла Дизеля.
Причём солярка- это не единственное дизельное топливо.
Керосин - это тоже дизельное топливо.
Смесь солярки с керосином даёт зимнее дизельное топливо, которое меньше стынет на морозе.
Использование метана в качестве компонета в общем заряде топливной смеси не делает тот же самый двигатель сразу НЕдизелем
Dynasaur
14.03.2024 14:59Не знаю зачем я с вами зарубился :-) но газовое топливо это не газ, а жидкость, в баллоне оно в жидком виде и оно испаряется перед подачей в цилиндры :-) Но в любом случае это не дизель :-)
iMonin Автор
14.03.2024 14:59В красном баллоне попан-бутан жидкий, но в трубе к двигателю он уже парообразный, то есть ГАЗ.
В трубе газпрома метан тоже всегда газообразный.
Для газа карбюратор не нужен!
В ГПУ для газа есть только клапан впрыска во всасывающий коллектор.
Radisto
14.03.2024 14:59Кажется, это называется карбюраторный двигатель с компрессионным зажиганием, и он все же не дизель - нет впрыска, и цикл работы его - не цикл Дизеля
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Это именно цикл дизеля, так как запальное дизтопливо вспыхивает от тепла сжатого воздуха.
Карбюратор подразумевает наличие жидкого топлива, а метан в трубе жидким бывает только при криогенных температурах в минус-164С.
Так что это не карбюраторный двигатель, а с предварительным смешение газо-газовой топливно-воздушной смеси.
Astroscope
14.03.2024 14:59+1Впрыском малого количества воспламеняемой солярки
На транспорте это порядка 25%. У стационарных дизелей не знаю, наверное столько же. Из-за этого газобалонное (до)оборудование дизелей на транспорте, в отличие от бензиновых двигателей, заметного распространения не получило - медленная окупаемость при всех неудобствах. Стационарные же установки вполне возможно питать сетевым газом, там экономическая модель совсем другая получается, как и эксплуатация.
Radisto
14.03.2024 14:59+1Для дизелей на газу используется газ с высоким цетановым числом - диметиловый эфир, кажется. Ну или смесь с ним, иначе топливо не воспламенится при впрыске - у ментанов-пропанов с цетановым числом не очень. Хотя такой дизель кажется не очень распространен
bfDeveloper
14.03.2024 14:59Пункт про электробусы скорее фантастический, чем реальный. Запас хода московсикх электробусов около 40км, а в реальных условиях и того ниже. Это запас на один рейс, а не день. Вся их система выстроена не на ночную зарядку, а на постоянную дозарядку на конечных, поэтому балансировать не выйдет. А делать аккумуляторы на весь день дорого и технически сложно, хотя и возможно.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Никто и не говорил, что зарядка электробусов идёт только ночью, но именно НОЧНАЯ и КОНТРОЛИРУЕМАЯ ПО ВРЕМЕНИ зарядка всего парка электробусов может служить одной из составляющих ночной балансирующей нагрузки.
bfDeveloper
14.03.2024 14:59Автобус проезжает около 200 км в сутки. То есть ночная зарядка это хорошо если 1/5 от суточного потребления, всё остальное - высокие пики в строго нужный момент времени. Автобусы не стоят на конечной в ожидании дешёвого электричества, им надо зарядиться так быстро, как возможно, и ехать дальше. Электробусы и так тормознуты и требуют больше водителей и техники, нет там манёвра по времени для управления нагрузкой.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Да, согласен. Тут у нас с вами нет никаких противоречий.
Но я то вам говорю только про НОЧНУЮ длинную зарядку, когда никто никуда не едет до самого утра всем парком более 1000 электробусов.
Балластная нагрузка нужна для ВЫРАВНИВАНИЯ кривой потребления, а не для снижения её.
konst90
14.03.2024 14:59А какая разница, какой там размер парка? Это в любом случае 1/5 от суточного потребления, которое надо растянуть на 6-10 часов.
Это в лучшем случае уберет электробусы из утреннего пика. Зато увеличит вечерний (если сравнить с троллейбусом) за счёт того, что КПД зарядки меньше 100%.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Размер парка определяет размер балластной нагрузки от конкретного потребителя в режиме ночной зарядки, контролируемой от МОЭК.
Как распоряжаться в течении суток имеющимися в ассортименте балластными нагрузками- это уже вопрос к диспетчерской МОЭК.
У чистого балласта в виде ТЭНа на воздухе полезный КПД 0%, но это делает его особенно ценным из-за отсутствия других ограничений (по времени и ёмкости)
ssj100
14.03.2024 14:59И сколько автобус наезжает в день ? 80-100 ну вот на ночь 1 из 3 можно оставить
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Да, автобус делает за день 5-6-10 кругов, заряжаясь каждый раз на конечной.
Но это пока дневные пиковые нагрузки при быстрой зарядке за 5-15 минут.
Я же говорил, что ночные растянутые на всю ночь нагрузки при медленной управляемой зарядке всех электробусов могут участвовать в режиме балластной нагрузки для выравнивания КОЛЕБАНИЙ спроса в целях выравнивания графика генерации.
10% мощности ГАЭС- это тоже хлеб, а курочка по зёрнышку клюёт.
gvozdila
14.03.2024 14:59Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического топлива (нефть, уголь, природный газ и др.)
Смешалось всё в кучу. Природные запасы плутоний - нонсенс. Урана-235 - мало, а это основное топливо АЭС. Много u238, он частично превращается в плутоний в реакторе и сразу выгорает, но именно нарабатывать pu239 - сложно, дорого и пока не многие могут. Даже быстрых реакторов сейчас немного, а уж наработчиков плутония из u238 для энергетики совсем нет, только военщина(т.е. дорого).
Откуда же рассказы про "бесконечные" запасы ядерного топлива? А это это проектов по созданию замкнутого топливного цикла в том числе с торием. Но тут уже проблемы, и цикл не налажен, и нужно срочно строить реакторы-наработчики топлива пока u235 не кончился. Последние 10-20 лет ядерщики твердили, что нужно срочно построить 50-100-200 ректоров наработчиков топлива, и тогда к 2050-2060 мы наладим ядерную энергетику, но пока из свежего есть БН-800 у нас, и что-то строят Китаи и Индия. (кто сказал БРЕСТ? Даже не надо упоминать этот ужас).
Примерно так выглядит соотношение запасов энергоресурсов
Stiver
14.03.2024 14:59Куда девать электричество от ветрового генератора тёмной ночью
Производство водорода (а также аммиака и прочей полезной химии). Потом водород сжигать при необходимости.
Собственно так и выглядит сейчас мировая стратегия энергопроизводства (в ожидании термоядерного реактора):
производим как можно больше электричества из возобновляемых источников
излишками из (1) производим и запасаем водород
когда (1) не хватает (безветренной ночью) сжигаем запасенный водород
Как уже заметили выше, графики 2010-15 годов представляют сейчас только исторический интерес.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Вы тоже правы.
Вот только КПД производства водорода болтается в районе 50%, а водород ещё надо как-то хранить, что уже нетривиальная задача для сверх проникающего газа.
То есть по сути сжигать на ТЭН-ах избыточную мощность генерации на стабильно работающих ТЭЦ и АЭС будет сильно дешевле, чем городить ВЭИ с накопителями вторичного топлива.
ssj100
14.03.2024 14:59буквально недавно ввели в строй гравитационный накопитель в Китае - не знаю почему нет новости, вот там нужно избытки использовать
BugM
14.03.2024 14:59+2Потому что он бесполезен. Стоит дорого, кпд плохой, запасает копейки.
ssj100
14.03.2024 14:59Зачем вы ставите зерно в землю вместо того чтобы съесть его (c) Менеджер из каменного века
Пусть поработает и выдадут результаты а потом уже и обсудим
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Вам простой инженерно-экономический расчёт не достаточен для обоснования чего- либо?
Или вы прыгаете с 9 этажа чтобы узнать что это смертельно, не веря расчёту из школьной физики?
ssj100
14.03.2024 14:59ну качать воду наверх а потом спускать КПД тоже небольшой но на пиках спасает :)
А то эксперементальная установка, вдруг посчитают и окажется что можно встроить в энерогосеть. Поэтому нужны реальные результаты
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Вы просто сравните стоимость кубометра воды для ГАЭС и кубометр балласт в виде бетонного куба в грузо-лифтовом накопителе, так вам сразу расхочется связываться с бетоном...)))
BugM
14.03.2024 14:59+1Там заодно есть вопросики с OPEX. С водой все понятно. ГЭС с небольшими доработками, копейки. ГАЭС дорого строить, окупится через 50 лет и ладно. Инфраструктура, длинные деньги все понятно. А вот с блоками, кранами и тросами все сложно. Когда ваши краны требуют постоянного ремонта с заменой запчастей и OPEX летит в небеса все непонятно.
ko11ega
14.03.2024 14:59https://3dnews.ru/1101407/kitay-pervim-v-mire-podklyuchil-gravitatsionniy-akkumulyator-k-natsionalnoy-energosisteme Цемента менее 1% остальное земля.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Так и в жёстком бетоне цемента в сего 2-3%, а остальное "земля", то есть песок и гравий разных фракций.
Статья как всегда замечательная, но китайцы же не могут не соврать!
Рассказывают про 100 МВт*ч, а на фото установка на 1 МВт*ч, да и то построенная всего на половину проектной высоты.
Реально же должно быть сооружение на площади 1км.кв. при заявленной высоте подъёма. 100м
Сколько будет стоить 100 тыс лебёдок и 20 млн .метров грузового троса даже страшно представить.
Да и само сооружение высотой 100 м уже из настоящего дорогого железобетона никто не отменял.
Проще сверху бассейн глубиной 10м сделать для ГАЭС, чем с противовесами и лебёдками возится.
Загорская ГАЭС имеет верхний пруд с площадью около 2км.кв, что при перепаде уровня 5 м даёт как раз мощность накопления 100 МВт.часов.
То есть ГАЭС может накопить вовсе не 4000МВт*ч, а лишь 2млн*100*5*1000*9,8/3600=2722МВт.*ч
То есть я промахнулся в оценках энергоёмкости ГАЭС в статье , завысив характеристики ГАЭС на 30%
Toureng
14.03.2024 14:59+3Позволю вставить свои обывательские 5 копеек. Как человек ратующий за ВИЭ и электроотопление, я вижу ряд концептуальных ошибок в подобного рода рассчетах.
Как видится отопление электричеством?
Во-первых, мы уменьшаем теплопотери зданий за счет лучшей теплоизоляции. Скажем по текущим нормам теплосопротивление оболочки для региона Москвы это значение должно быть не меньше 3 (м²•˚С)/Вт, скажем можно поднять его до 6-7, в этом нет ничего невозможного/сложного это всего 20 см пенопласта. Большой потенциал по улучшению сокрыт в окнах, современные стеклопакеты имеют сопротивление 0.5-1.6, скажем перспективные вакуумные стеклопакеты имеют значение больше 3.
Во-вторых, мы используем рекуперацию использованного воздуха. В многоквартирных домах на эту часть потерь может приходиться до половины потерь тепла.
В-третьих, в качестве преобразователя электричества в тепло мы используем не простой ТЭН, а тепловой насос. Современные тепловые насосы имеют эффективность порядка 5 на диапазоне 5-35 градусов, т.е. на каждый киловатт электрической мощности они выдают 5 киловатт тепла.
Ну так как же должно выглядеть современное электрическое отопление? Хорошо утепленный дом с тепловым насосом типа грунт-воздух. Тепловой насос нагнетает теплый отфильтрованный увлажненный воздух в объединенную систему отопления/вентиляции, на каждую квартиру/помещение стоит клапан регулирующий подачу воздуха по датчикам температуры, СО2, влажности. Вытяжной грязный воздух проходит через холодный контур теплового насоса, дополнительно увеличивая его эффективность. Горячая вода также получается на тепловом насосе. Летом за счет наличия грунтового теплообменника мы получаем фактически бесплатное (с энергетической точки зрения) охлаждение помещений.
Такой дом будет требовать раз в 10 меньше электричества на отопление, чем то, что сейчас строится. Естественно все это возможно в новых или капитально модернизированных зданиях.
Что видится по возобновляемой энергетике?
Во-первых, ветер и солнце сейчас самые дешовые источники первичной генерации. Сажем стоимость киловатта солнечных панелей порядка 100$, сравните это с тем что приводится на картинке для классических источников. Да КИУМ у них небольшой, но какая разница если в итоге все равно даже с поправкой на низкий КИКМ получиться дешевле? Что важно классические электростанции будут продолжать дорожать, по крайней мере топливо для них, а по прогнозам те же солнечные панели будут дешеветь, за десять лет должны подешеветь еще в 2 раза.
Во-вторых, с пилой можно достаточно эффективно бороться. Распределяем генерирующие мощности по большой территории, соединяем их в единую сеть и пила получается сглаженная. Также могут быть использованы естественные буферы: электромобили, здания; вводим тариф с большим количество градаций стоимости, которая меняется каждую минуту, а в контроллере заряда указываем, что до 20% мы заряжаемя по любому тарифу, до 70% только по среднему, а до 100% только по самым дешевым. Аналогично с температурой зданий. Также можно ввести приоритеты объектов.
Самое главное, что несмотря на то, что выработка ВИЭ непостоянная, она предсказуемая, т.е. на некоторое время вперед мы будем понимать какая мощность нам доступна.
В-третьих, аккумуляторы стали дешевле и продолжают дешеветь. Скажем китайские компании обещают довести стоимость киловатт*часа натрий-ионной батареии до 50$ к 2030 году, при ресурсе в 10'000 циклов. Т.е. стоимость накопления киловатт*часа может быть меньше цента. Конечно, скорей всего для стационарного применения лучше будет использовать какие-нибудь проточные жележные аккумуляторы или еще что-либо. Сейчас идет бум разработок в области аккумуляторов.
В-четвертых, не стоит забывать и про другие виды ВИЭ скажем приливные и волновые электростанции. Таже Пенжинская ПЭС может выдавать до 110 ГВт мощности и при этом быть очень предсказуемой, приливы весьма стабильны.
В-пятых, возможно хорошим решением был бы пререход на постоянный ток, все-таки соединять россыпь генерирующих мощностей да еще и на большом расстоянии постоянным током было бы попроще, не говоря уже о том, что потребителям все больше нужен именно постоянный ток.
Итак как же все это в целом должно выглядеть? Россыпь ветряных, солнечных, приливных, волновых электростанций соединенных линиями постоянного тока, с естественными буферами в виде электротранспорта и зданий, с искусственными буферами в виде аккумуляторов и каких-то топливопроизводящих заводов (водород, амиак), с гибкой тарификацией для сглаживания спросса.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59ВЫ в принципе тоже правы, но есть нюансы...
Ваши предложения с повышенным утеплением возможны, но экономически не целесообразны.
При дополнительном утеплении дома в ИЖС до среднего R=6 м2/вт*с (включая окна) получаются столь высокие затраты, что проще сразу переходить на отопление сжиганием привозного СУГ из газгольдера.
Эту тему я уже рассматривал в предыдущей статье:
https://habr.com/ru/articles/785280/
-
Рекуперация в ИЖС и квартирах сейчас тоже убыточна
3.Про экономическую неэффективность использования в Москве и области ТНУ на отопление я тоже писал ранее:
https://habr.com/ru/articles/790768/
Вообще про применение ВЭИ нужно сразу уточнить: Вы ратуете за ВЭИ любой ценой, или вы всё таки придерживаетесь экономической рациональности в принятии конкретных технических решений?
Если все меры сглаживания пилы генерации от ВЭИ делают эту ВЭИ генерации чудовищно дорогой, то зачем тогда она нам нужна?
Цена- это мерило эффективности, так зачем вам экономически НЕэффективная ВЭИ-генерация?
3.2. Задвоенная тройка. Когда электроаккумуляторы станут дешевле ГАЭС, вот тогда и поговорим.
Приливные станци на столько дороги, что затмевают строительство ГЭС. При этом ещё не посчитан экологический ущерб при закрытие плотиной крупных заливов.
-
Переход на постоянный ток и сейчас применяют при соединении разных энергосистем с несогласованой синусойдой.
Вот только постоянный ток крайне неудобен в быту, так как дешёвые асинхронные двигатели требуют переменку, да и трансформация напряжения возможна только в дешёвых трансформаторах, тогда как двигатели постоянного тока с щётками крайне капризны, дороги и шумны.
fivlabor
14.03.2024 14:59Двигатели постоянного тока наоборот дешевле остальных, поэтому их и ставят в шуруповерты, дрели, электролобзики и прочие инструменты.
А вот в моделях подороже уже безколлекторные двигатели, они тихие и миниатюрные, но заметно дороже.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Коллекторный двигатель в дрели дешевле асинхронного только потому, что его ресурс исчисляется десятком часов, то есть умирает такая дрель к концу квартирного ремонта.
А серьёзный инструмент должен работать десятки тысяч часов, что требует совсем других решений основных узлов.
В этой ситуации коллектор с щётками- это сильное ценовое обременение для двигателя постоянного тока.
ildarz
14.03.2024 14:59Куда девать электричество от ветрового генератора тёмной ночью?
А этот вопрос автоматикой управления точно не решается? Не нужно электричество - разорвали цепь и пусть себе крутится вхолостую.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59"Зелёный" закон требует выкупать "зелёную" ВЭИ-генерацию в приоритете к обычной от ТЭС-ГЭС .
Без этого закона никто бы и не покупал непонятную энергию от ветряков в их рваном режиме.
Fenix2323
14.03.2024 14:59+3В расчетах по газопоршневым ТЭС очень грубая ошибка...не учтён угар масла, цена которого может быть больше цена газа..не учтены расходы на ТО (не амортизация, а замена шлангов, бронепроводов, колец, поршней, работы)..
Ямз утиль-при его угаре масла 2грамма на квтч, новых лопающихся шлангах, простоях, наработке 15 тысяч часов при 50-70тысяч у конкурентов, ...не окупится...никогда?)..нормальный "дизель" с газовой группой выдает кпд 40-44% и на куб газа выдает 4квтч на обмотках генератора...остальное можно снимать с рубашки и с выпускного тракта, но когенерация это отдельная тема зависящая от локации.
Расчет в 2018 году гпу на ДВС скания(кстати завод скании по выпуску двигателей использует гпу как основной вид снабжения...что при цене 2р/квт и космической цене подключения к сетям не удивительно) со сборкой гпу в Ярославле показывал окупаемость менее 2 лет...сейчас надо пересчитывать...но кпд хуже точно не стало...вичай начал выпуск двс с кпд 50%...а..мы так и не научились качественно обрабатывать поршневую группу для снижения масложора..0,15-0,35гр на квтч у зарубежных флагманов доя нас недостижимый результат..
Зато россети протащили закон про компенсацию при отключении от них))..сейчас цена квтч на гпу 2,5-3 рубля...но это с импортным и не китайским двс (тут тоже большой разбег по масложору...китайцы врут как дышат..надо тестировать..джичай 0,6-1 гр/квтч...передовые двс вичай нам никто не собирается поставлять)
Закона о распределенной генерации видимо не дождемся...как и гпу в каждой школе, детсаду и больнице... сегодня диспетчеризация 100к по блоков даст фантастический эффект и по себестоимости и когенерации, и по сглаживанию пилы..двс до 1000ква очень быстро сбрасывает и набирает нагрузку.. возможно вы рассмотрите этот аспект и напишете статью ...написать понятным языком не посвященному обывателю это важная миссия..удачи вам в творчестве и спасибо за статью..в общем статья затронула много тем).
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Я проводил оценку снизу.
Вы добавили дополнительные статьи расхода, что только задерёт цену электричества от ГПУ.
Даже подъём КПД до 45%, не спасёт ГПУ в данном расчёте, так как опустит расход газа с расчётных 0,4 до 0,25м3/кВт*ч, что даст итоговую цену 5руб/кВт*ч при самой оптимистичной оценке.
Это лучше 8руб/кВт*ч от россетей в пиковой тарифной зоне, вот только по низкой зоне уже не сэкономишь.
По факту малую мощность надо брать от Россетей, а основную дневную пиковую нагрузку брать на постоянной загрузе от собственной ГПУ.
Fenix2323
14.03.2024 14:59+1Себестоимость не верна..само ТО 10-25коп за квт вместе с расходкой..очень важен угар масла...сколько точно в граммах))..0,2гр и 2 гр...при 1000квт в час это 1,8 литра масла в небо..умножьте на годовую выработку...или забейте в таблицу ROI и поймите почему импортный ман, скания,кат, или доосан окупается быстрее ямз или камаза Цена сейчас 2,5-3рубля..+ ускренная амортизация(1,5-2 года).. и будет не дороже 5руб..потом будет по 2,5р...при сроке службы 5-7 лет(и это опять не про ямз)..и сейчас закон о компенсации с конскими выплатами сдерживает переход на распределенную генерацию ..которая экономически обоснована(например новосибирский стеклодувный вроде завод..да и по России уже много стоит ГПУ и мини ТЭС, тепличные комплексы(когенерация рулит, а еще есть блок обогащения СО2 с выпускного тракта который удваивает содержание СО2 в ночное или нерабочее время для ускорения роста) которым за увеличение мощности выставляли цену вдвое выше новой ТЭС...и итоговая стоимость квт вышла 1,7(2015-1018)+ бесплатное тепло..
Сейчас с ГПУ экономически могут конкурировать только АЭС и ГЭС.газовые ТЭЦ..
Поправка в ваши расчеты..цена на газ для газовой генерации такая же как для населения, а не прочих юрлиц)))..буду ждать новую статью)
iMonin Автор
14.03.2024 14:59К вам вопрос по теплицам: растениям электрическое освещение ночью хоть не на долго отключают для имитации ночи или растения растут без остановки и суточных циклов?
Fenix2323
14.03.2024 14:59+1Отключают...но есть вечерняя и утренняя "досветка"...день искусственно удлиняют..возможно для салатов или каких то культур применяют и круглосуточную подсветку-не вдавался в подробности..
Вроде есть проекты выращивания в контейнере без естественного освещения, возможно уже и сорта выведены под этот режим.
SchrodingerKitty
14.03.2024 14:59Уважаемый тарифообразование и содержание резервной инфраструктуры (подчас избыточных) отдельная и большая история, что бы так с кавалерийского наскока утверждать о космической выгоде распределенной генерации...Просто надо вводить вводить еще отдельный тариф на содержание сетей электрических сетей (пользуешься ты ими или нет), и передавать на оплату... я посмотрю как запоет руководство того самого завода когда окажется что они отрезались от россетей, и произошла авария на подающем газопроводе, в результате чего стекло застыло в печах
Fenix2323
14.03.2024 14:59Не спорю,..во многих странах так и есть..это не отменяет сдерживающего фактора закона о компенсации для развития генерации за счет потребителей, и отказ принимать их генерацию на общий рынок это решение монополиста..
Статистика аварий на линиях эл.передач и аварий на газопроводах будет не в пользу сетей. Почти все ГПУ могут работать на дизтопливе(не все), цена будет хуже..но не смертельно, ремонт успеют сделать.
Вы же не будете отрицать что покупка/монтаж/наладка генерации(гпу или солнечная не суть важно) не за счет счет договора о выкупе мощности а за счет потребителя полезна для страны?
Что цена для юрлица за квт в три раза меньше делает его товар или услугу намного дешевле и конкурентоспособнее...включая международный рынок?
Что законодательно можно всю малую и микрогенерацию подключать или отключать когда диспетчеру(сетям или гарантирующему поставщику) необходимо и выгодно?..
Я не сомневаюсь что малая генерация на каждом муниципальном обьекте должна быть(она же есть резервная на дизеле)..пусть будет постоянная на гпу, с резервной(существующей) линией от сети. Почти на каждой школе, больнице или детсаде можно (и нужно) реализовать малую ТЭЦ 160-620ква. Существующая линия даст сетям возможность задействовать ПГУ в часы пика, даже если на объекте расположения его мощность не востребована. И это тот самый дорогой пик...ради прохождения которого строятся ГАЭС(да дорогие, но нужные)
Когенерация и дешевый кВтч на муниципальных объектах это меньшая нагрузка на бюджет при увеличении общей безопасности и надежности эл.снабжения.
Это я не рассматриваю аспект по тому что надо произвести 100 тыс двс и генераторов различной мощности..это очень мощный толчок для экономики..это создание нескольких новых заводов, рабочие места, налоги...и это отработанная технология которая доказала свою экономическую целесообразность. Это увеличение потребления газа внутри страны...возможно газпром будет против, но это не точно))
Да..где то рядом с Саяно-Шушенской ГЭС это экономически невыгодно, но сети же вводят дэс на Камчатке стоимостью 350 тыс руб за квт мощности, почему не дать бизнесу часть нагрузки ( по непосильному распилу бабла))) ) взять на себя?
BugM
14.03.2024 14:59+1Это я не рассматриваю аспект по тому что надо произвести 100 тыс двс и генераторов различной мощности..это очень мощный толчок для экономики
Это же полное убожество. Шумно, грязно, вонюче. Не надо так делать.
Есть нужна маневренная генерация на местах надо строить обычную газовую электростанцию. На отшибе желательно. Они чище, тише, можно разумное место выбрать и стоят в конечном итоге дешевле. Если с газом никак, то хотя бы угольную. Она во всем хуже газовой, но лучше того что вы предлагаете.
Fenix2323
14.03.2024 14:59Странно, работающая фура скания или ман на дизеле вас не напрягает шумом(уверен на холостых вы ее и с 5 метров от неработающей не отличите) и грязью, а тот же самый двигатель на газу оказался бякой.. жил в городе где в 20км работало 8 блоков по 500 МВт, радиационный фон в 2,5раза выше, а во время штиля пеплом засыпаный город..видели летний "снег" в 1,5 см ?
Средний садик или школа 160-250ква, такой двс скания с 2018 года производила в России, и сами гпу тоже(они рассчитывали занять 25% рынка РФ, но видимо 2022 внёс коррективы)
С шумоизоляцией проблем нет, в контейнере лучше чем в машине. По со2 ситуация точно лучше чем с мусоровозом или автобусом который не глушит двс всю смену.Плюс можно увеличить высоту выброса выхлопных газов и поставить доп катализатор NO, CO
Считаете что виэ+система акб лучше?..почитайте про запрет использования литий ионных акб при монтаже новых "мегабанок" энергии в Южной Корее(а фирма lg является одним из мировых лидеров по ним).
Маневренная генерация на газу...это и есть газопоршневая установка(ГПУ) или газотурбинная(ГТУ).турбины на малой мощности(до 5МВт) очень дорогие в ремонте, и не могут соперничать с двс по кпд.
Много десятилетий идет гонка между двс и турбиной за кпд..
И пока двс впереди не только по кпд но и по себестоимости квтч.
BugM
14.03.2024 14:59Зачем вам эти аналогии? 100 киловаттный дизель легко гуглится и смотрится как он звучит. Меньше это для частного потребления, не интересно в данном случае. Вот он. А вот шум 63 дБ. Это достаточно много чтобы запретить такое там где люди живут. На отшибе не проблема.
Добавляем сюда хранение дизеля, его развозку и все такое. Дизель объемом сотни литров это не самая приятная жидкость для мест где люди живут. Он вонючий, грязный и пожароопасный. Все решаемо, но опять на отшибе а не там где люди живут. И не забывать обслуживать.
По цене все зависит от того почем у вас газ. Если нормальный газ из трубы, то газовая электростанция выигрывает в сухую у всех. Если СПГ то есть вопросики. Но в целом за счет удобства обслуживания даже на СПГ выиграет.
Уголь дешевле всего. Но да нужны дорогие фильтры и все равно грязно. Это вариант когда газа нет от слова вообще. Стоим хорошую систему фильтрации, смотрим розу ветров и выносим подальше. Не идеально, но сойдет от бедности. В конце концов много десятилетий так жили и ничего.
Я не против дизеля и дизель генераторов. Это отличная штука когда надо немного и очень далеко от цивилизации. Закидываешь бочки с дизелем раз в год и радуешься. Но это решение не для мест где надо много и где живет много людей. Для таких мест уже есть хорошие проверенные решения на более подходящих видах топлива и более подходящих масштабов. Надо просто их использовать.
Масштаб в единицы мегаватт маловат. Обычный небольшой дом на несколько сотен квартир в пике скушает 1 мегаватт легко. Надо как-то разумно планировать размеры генераторов в соответствии с потреблением.
iMonin Автор
14.03.2024 14:591МВт=1 000 кВА- это стандартная комплектная трансформаторная подстанция как раз на четыре домас с суммарным количеством 900 квартир, как я и рассчитывал в примере своего двора.
SchrodingerKitty
14.03.2024 14:59+2Статистика аварий на линиях эл.передач и аварий на газопроводах будет не в пользу сетей. Почти все ГПУ могут работать на дизтопливе(не все), цена будет хуже..но не смертельно, ремонт успеют сделать.
Вы же не будете отрицать что покупка/монтаж/наладка генерации(гпу или солнечная не суть важно) не за счет счет договора о выкупе мощности а за счет потребителя полезна для страны?
На счет работы ГПУ на дизеле у меня почему-то сильные сомнения...Но оставим ... На счет полезна для страны... Кхе-кхе... В интернетах ходит байка... Рюмин ходил лично к вождю на прием, и довел, что сети незагружены (поелику ущлый и умные крупные потребители уходят), поэтому издержки высокие причем они в основнос постоянные - то есть большие сборы в котел, из котроого потом формируюися твпифы. Крупные компании, туда не платят. Стало быть теде затраты надр переложить на меньший физический объем(пропуск энергии)... Тарифы растут... Что тут правда, что ложь не знаю... Но думаю что здоровое зерно есть...Поэтому далеко спорно - что это выгодно для общества целиком... Да и кстати окромя аварий, а теперь еще и димверсий, есть ограничения на потребление газа в период сильных морозов... Проблема тарифообразования естественных монополий очень сложная. Причем я понимаю, что наверняка в тарифах спрятана бесхозяйственность вместе с воровством менеджмента на майнинг, и дагестанские неплатежи. Нужен огромный технический аудит.
Почти на каждой школе, больнице или детсаде можно (и нужно) реализовать малую ТЭЦ 160-620ква.
Зачем не поясните... Резервировать нужно только места где возможны аварии, или критически важные для жизнеобеспечения. Ну произошла авария в детсаде - час посидят без света, больше позвонят родителям , что бы забрали чад...В больнице надо резервировать палаты интенсивной терапии, холодильники с лекарствами... Котельные и так зарезервированы Через 2 часа свет дадут... А содержание резервов так ляжет на бюджет муниципалитетов, которые содержут социалку ,что через год они сами откажутся от нее. Окажется что их надо постоянно включать, окажется, что нужно строить отдельную площадку, менять фильтры, масла ... А использование 40 часов в году
но сети же вводят дэс на Камчатке стоимостью 350 тыс руб за квт мощности, почему не дать бизнесу часть нагрузки ( по непосильному распилу бабла))) ) взять на себя?
Причем здесь Камчатка - там изолированная энергосистема...как обычно субсидируемая...
SchrodingerKitty
14.03.2024 14:59я не знаю что вы там приводили. У меня знакомец - гендиректор крупного пищевого предприятия в черноземном районе. Дык вот к ним подведен и газ,и сеть еще с советских времен. Пришли новые собственники с деньгами - купили чешскую ГПУ (2 МВт), цена на электроэнергию снизилась вдвое по сравнению с покупаемой от сети. Тепло (а до этого котельная была - им для обогрева надо и пар для для производства ) условно бесплатно. ГПУ они отбили за 2 года ... Да о том что ГПУ работает 15 тысяч часов - это полная чушь. 40-50 тысяч часов, но нужны капитальный ремонт ( на 40%) при пересечении границы 20,40 тысяч. Тема перехода на ГПУ была очень популярна в 11-17 годах, потом санкции потихоньку свели на нет ввоз ГПУ... Да дизель-генераторов на газе не бывает от слова вообще...Есть автомобильные двигатели в которые впрыскивается какое-то количество дизеля...А касательно энергетики есть ГПУ (газопоршневые установки) - они на чистом газу работают по циклу Отто с инициацией горения искрой...Бывают на метане (у нас очень популярны были из-за дешевизны природного газа), а бывают на пропане (не столь популярны)
Fenix2323
14.03.2024 14:59Все правильно...
Само направление газопоршневой генерации зародилось из попыток получения эл.энергии путем замены дизтоплива более дешевым газом. Дизельные двс для переделки подходили больше чем бензиновые. Чем меньше обороты на валу тем больше моторесурс. И поэтому на рынке ГПУ флагманами стали производители дизельных ДВС(морские и сухопутные).есть комплекты ГБО(даже субсидируются) для дизельных ДВС, можно ставить на автобус, трактор, грузовик, ДЭС...правда специализированному газовому двс они будут уступать.
Есть чисто газовые двигателя (отсутствует система питания дизтопливом, ряд элементов усилена от прогара), но в случае аварии на газопроводе)))..будет так как вы писали выше)
SchrodingerKitty
14.03.2024 14:59Вы важаемый о чем ...Цикл Отто - он и в метановых ГПУ, и в бензиновых дизелях. Там для избежания детонации меньшее сжатие топлива и инициация воспламенения свечей... У дизелей совсем другой термодинамический цикл в основе
Те ГПУ которых ввезли не одну тысячу, они чисто газовые. Много их везли нефтегазовые компании, у которых дохрена попутного газа, который девать некуда , а правительство ужесточало нормы за факелы, а во-вторых им для собственных нужд нужна генерация 500-2000 квт. Отдельная еще песня была до 2010 года когда техприсоединение в ряде регионов стоило космических денег, и начали строить живопырки - сам на такой был в процессе ликвидации - там конечно люди изрядно денег потратили - даже собственное хранилище сжиженного метана было, а метан жидкий нужно было из калининграда везти . Ну и теретьи у кого были деньги и лимиты газа
Fenix2323
14.03.2024 14:59При этом после отработки моторесурса надо будет поменять только двс, и ТО генератору. Срок службы 5-8 лет с тремя капиталками. Окупился за 2 года и продолжил снабжать предприятие дешёвой эл.энергией и "бесплатным" теплом. Еще и тариф на газ стал дешевле. Это и есть экономически обоснованный элемент распределенной системы генерации.
И развитие этой системы невозможно без принятия законов и нормативных актов. Она должна дополнить существующую систему увеличив надежность снабжения и сдержать рост тарифов. Но это в идеале(
qyix7z
14.03.2024 14:59+6Выше упомянули про дипломную работу, но это даже на курсовую не тянет. Поехали:
Получается почти 6-ти кратное отношение максимальных мощностей потребляемой в Москве электрической и тепловой энергии, причём с перевесом почти в 6 раз в пользу тепловой энергии.
Откуда следует вывод, что отопление электричеством для всех невозможно просто из-за 6 кратного недостатка электрогенерирующих мощностей.
Сравнение по установленной мощности некорректно. Москва - энергодефицитный регион. ЕМНИП максимум потребления уже превысил 20 ГВт. На сегодня потребление около 17 ГВт. То есть около половины потребляемой мощности поступает в мск из других регионов.
В принципе дальше статью можно было не читать, но продолжим.
Ниже Вы верно отметили:
Получается, что средняя загрузка системы теплогенерации по году составляет всего менее 21%:
То есть тепла потребляется в 5 раз меньше установленной мощности. Почему же столько установленной? А очень просто. На станции, где я работаю, установленная тепловая мощность турбин 170 ГКал/ч, а пиковых водогрейных котлов (ПВК) - 250. В основном тепло идет от турбин, а ПВК добавляют нагрузку в морозы. Тепловой КИУМ турбин около 50%, котлов - 10. Но! Если вдруг турбины отключатся, то котлы потянут с запасом отпуск тепла в любой мороз. (А летом - нет. Летом расхода воды на ГВС не хватает для включения котла). И кстати, суммарные 420 ГКал/ч станция не выдаст ни при каких условиях в текущих реалиях. Так что глядеть на установленную мощность, что электрическую, что тепловую и делать на основании этого какие-то выводы - уровень студента.
Продолжим. КИУМ на ээ составляет около 70%. Таким образом получается уже перевес в сторону ээ, а не в 6 раз. Тем не менее отопление электричеством все равно невозможно, но по другим причинам.
Этот принцип для Москвы выражен следующими значениями, подчерпнутыми из той же статьи в Википедии:
«Потребление электроэнергии в Москве (с учётом потребления на собственные нужды электростанций и потерь в сетях) в 2019 году составило 52 598 млн кВт·ч, максимум нагрузки — 8531 МВт. Таким образом, Москва является сбалансированным регионом по электроэнергии и энергоизбыточным по мощности.»
Не читайте до обеда советских газет (с).
Как минимум с 2006 года (может и раньше, но не владел цифрами) потребление Москвы считается вместе с областью (выше я цифры тоже с областью приводил). Вики опирается на "Схему и программу перспективного развития электроэнергетики города Москвы на 2020–2025 годы" (по крайней мере ссылка из этой цитаты ведет на сайт мос.ру). К сожалению я знаю, как составляется этот документ. Он скорее политический, чем технико-экономический, поскольку нужно обосновать перспективное развитие "правильных" компаний.
Поэтому все расчеты про среднюю и пиковую нагрузку ниже этой цитаты из вики - набор цифр.
Рис.7. Раздельные графики промышленных и бытовых нагрузок на электросеть.
Графики 60-х годов? Физика, конечно не поменялась, но вот экономика...
Ну не идет вся страна в едином порыве в 12 часов обедать. Сейчас неравномерность суточного потребления совсем другая.
Из этих 21% значительную часть составляет нагрузка на нагрев горячей воды (ГВС): для бытового потребления, для мытья посуды и мытья в ванной.
Согласно моей платёжке за квартиру 60м2 с тремя жильцами на оплату ГВС в среднем по году я трачу почти столько же, сколько и на отопление.
Вы про значительную часть из платежки вывод сделали? У меня отопление почти вдвое выше ГВС - вопрос в личном желании покупаться и поплескаться, площади квартиры, способа мыть посуду и т.п. Потом в тарифе на ГВС примерно 20% - это стоимость воды, а остальное тепла.
Сейчас не вспомню, но нагрузка ГВС, кратно меньше отопительной.
При работе с неполной загрузкой электрогенераторов на ТЭЦ отключают свои градирни (нет облаков пара над градирнями), а конденсация происходит при высоких температурах пара после ЦВД или ЦСД (Т=+160С) со сбросом тепла от конденсации в городскую сеть теплоснабжения.
Я правильно понимаю, что источник этого тоже учебник 60-х?
Градирни не отключают из-за "неполной загрузки электрогенераторов", а при недостатке тепла от турбин, которое надо утилизировать.
Иначе бы мы видели пар от градирен только днем, а ночью, когда разгружают генерацию, - нет. Обычно на зиму градирни отключают, когда потребление тепловой энергии выше, а летом тепло турбин девать некуда, только малая часть ГВС - вот и парят градирни. Ну пар на теплофикацию после ЦВД - это что-то совсем древнее и маломощное. У ПТ-60 в принципе можно пар 13 ата отправить на пиковый бойлер и греть теплосеть, но жутко неэкономично это делать каждую ночь.Тогда получается, что средняя нагрузка на ГВС должна составлять около 10% от номинальной мощности теплоснабжения, что превосходит 50% от максимальной мощность электрогенерации в Москве
А вот и неверные выводы из неправильных посылок выше.
При этом даже в разгар отопительного периода из-за переменного расхода тепла на ГВС общая тепловая нагрузка резко меняет величину в течении суток: с пиками в утреннее время (люди завтракают, умываются и идут на работу) и в вечернее время (люди приходят с работы, умываются, ужинают, моются и ложатся спать).
То есть, графики пиков потребления ГВС приблизительно совпадают с графиком пиков бытого потребления электричества в суточной электрогенерации (рис.10).
Есть какие-то пруфы этим двум абзацам? Потому что небольшая суточная неравномерность по теплу возникает в морозы, в остальное время - практически ровно.
Чтобы эту неравномерность как-то компенсировать приходится включать в переменном режиме большое количество различных энергоблоков ГЭС, КЭС и ТЭЦ.
КЭС и ТЭЦ не отключают на ночь для суточного регулирования (ну только если они сами так захотят). По умолчанию минимальное время в холодном резерве - 48 часов, в работе - 24. Очень дорого туда-сюда котлы с турбинами дергать. На выходные - да, останавливают, но в мск редко - см. выше, дефицитный регион.
КЭС=ТЭС=ГРЭС
Ну Вы бы хоть ту же вики почитали про аббревиатуры.
ТЭС - теплоэлектростанция, она может быть и КЭС, и ТЭЦ.
ГРЭС - первая ссылка в гугле:Термин ГРЭС расшифровывается как районная электростанция государственного образца. С течением времени словосочетание «государственная районная» утратило свой смысл.
Главным источником получения энергии ГРЭС является твердое топливо (торф или уголь), газ или мазут. То есть это обычная тепловая электростанция, производящая тепло и электрическую энергию.
Нередко ГРЭС переименовывают:
в конденсационные (КЭС) станции, которые генерируют только электроэнергию, или в ТЭЦ, которые производят тепло и электроэнергию.
Уберите равенство, не позорьтесь.
Вот только при регулировании энергоблока невозможно мгновенно изменить мощность генераторов вслед за мгновенно включаемой или отключаемой нагрузкой у потребителя, что приводит к возникновению колебаний напряжения и частоты в сети.
Опять 60-е?
Почитайте про ОПРЧ, НПРЧ, АВРЧМ - комплекс этих мероприятий дает достаточно стабильную частоту 50 Гц, которая гуляет во втором знаке после запятой (https://www.so-ups.ru/functioning/ups/indicators/ees-freq/)
Рис.18. Трёхзонный тариф МОЭК на 2024г.
МОЭК??? Эта компания вообще-то только ГКал продает, никаких кВт*ч. Электроэнергию в мск продает Мосэнергосбыт. И да, на рис. 18 тарифы Мосэнергосбыт (как и на Рис.21.)
Ветровой и Солнечной генерацией ВЭИ (возобновляемые энергетические источники).
Точно ВЭИ? Гугл мне говорит, что либо Всероссийский электротехнический институт, либо вставки электроизолирующие. А то, про что Вы пишете, обычно называют ВИЭ - возобновляемые источники энергии.
По итогу я вижу то ли курсовую, то ли реферат. Берем данные либо с потолка, либо устаревшие, на их основании делаем неверные расчеты, затем ложные выводы. Троечку или зачет я бы поставил - хоть в единицах измерения я не нашел ошибок, уже хорошо. Но как статья на хабре это ...
iMonin Автор
14.03.2024 14:591.Да, это не курсовая работа, а научно-популярная статья для широких масс с непрофильным образованием.
-
Ваше замечание про 20 ГВт вы сами опровергли абзацем ниже, так как сами заявили, что это цифра вместе с областью, а не для одной только Москвы..
Начинайте приводить корректные цифры для обсуждаемого объекта- тога ваши возражения станут реальными аргументами, а не пусты бросанием слов на вете.
Непонятно с чем вы спорите, когда говорите о моём за явлении про 21% загрузки мощности котлов в среднем по году? Вы считаете загрузку котлов сильно выше 20% по году с учётом лета? Или вы считаете, что котлы и летом должны молотить на 100% мощности?
Нагрузка на ГВС очень сильно разница по мощности к отоплению по году, но в номинальном режиме отопления СРЕДНЯЯ нагрузка ГВС действительно кратно меньше мощности системы отопления. Я же веду разговор не о мощности, а о суммарной ЭНЕРГИИ на каждую из частей теплопотребления: Отопление и ГВС.
"переменный режим" и "отключение" - это как говорится "две большие разницы". Следите за текстом внимательнее, а не спорьте со своими домыслами!
ГРЭС- это районная КЭС. Это следует ровно из приведённой вами цитаты из Вики. КЭС и ТЭС- это синонимы. ГРЭС нельзя переделать в ТЭЦ, так как рядом с ГРЭС не строят таких мегаполисов, чтобы оправдать строительство тепловых сетей от ТЭС к жилым кварталам.
Турбинные блоки ТЭС могут регулироваться по нагрузке, но в небольшом диапазоне и с невысокой скорость. То есть пилу генерации турбины ТЭЦ и ТЭС не способны отрегулировать с нужной скоростью в соответствии с быстро меняющимся графиком спроса..
МОЭК генерирует в Москве и электричество, и тепло - это единая компания, продающая и тепло и электричество с собственных ТЭЦ. Так какая разница кому принадлежит торгующий этой электроэнергией посредник ?
Сравнения нужно проводить в единой системе единиц, для чего я перевёл тепловые Гкал в электрические кВт*ч ещё в начале статьи.
Какая разница, что вы нашли другое обозначение этой аббревиатуре? В рамках данной статьи я дал такое обозначение. Это моё законное право, так как вне статьи могут быт десятки других толкований одним и тем же наборам букв. Всем это понятно, но вы решили докопаться до блох...ну, удачи...))
По итогу вы продемонстрировали из себя узкого отраслевого специалиста с обрывками специальных отраслевых знаний, но не способного внятно формулировать свои возражения с корректной аргументацией. Лично я вас экзаменатором себе не назначал, тем более что вы наплодили технических ошибок в собственных претензиях. Но высказать своё суждение вы имеете полное право, так как ХАБР- это свободная для обсуждения площадка.
qyix7z
14.03.2024 14:59+2а научно-популярная статья для широких масс с непрофильным образованием
А, ну тогда можно фактические ошибки. Ок.
Непонятно с чем вы спорите, когда говорите о моём за явлении про 21% загрузки мощности
Ничего, что я над этой цитатой написал " Ниже Вы верно отметили"?
Вкупе с Вашим п. 2 еще раз попробую донести мысль, в обоснование которой я приводил все эти цифры: "Так что глядеть на установленную мощность, что электрическую, что тепловую и делать на основании этого какие-то выводы - уровень студента."
Понимаете, установленная мощность - это такой сферический конь в вакууме. Это бумажная величина, которая слабо соотносится с реально генерируемой и реально потребляемой. Тепловая установленная в 5 раз выше реальной, а электрическая где-то на уровне. Но Вы в лоб сравниваете обе величины и делаете выводы.
Я же веду разговор не о мощности, а о суммарной ЭНЕРГИИ
В разделе про суточное регулирование, которое обеспечивает баланс МОЩНОСТИ? Ну ок, Ваше право.
"переменный режим" и "отключение" - это как говорится "две большие разницы". Следите за текстом внимательнее, а не спорьте со своими домыслами!
Вам бы лучше свой текст повнимательнее читать:
приходится включать в переменном режиме
А включения без отключения не бывает.
То есть пилу генерации турбины ТЭЦ и ТЭС не способны отрегулировать с нужной скоростью в соответствии с быстро меняющимся графиком спроса
Вы опираетесь на картинку прошлого века, в которой КЭС, АЭС в базе, ТЭЦ грузят днем и разгружают ночью, а все остальное - ГЭС. Сейчас не так. Сейчас "пилит" по графику самая дорогая станция - таков рынок (ОРЭМ).
ГРЭС- это районная КЭС. Это следует ровно из приведённой вами цитаты из Вики. КЭС и ТЭС- это синонимы. ГРЭС нельзя переделать в ТЭЦ, так как рядом с ГРЭС не строят таких мегаполисов, чтобы оправдать строительство тепловых сетей от ТЭС к жилым кварталам.
Прочитать мою цитату целиком никак? Она не из вики. Чтобы не быть голословным:
ТЭС Международная: 236 МВт, 420 ГКал/ч. Чем отличается от ТЭЦ? Но ТЭС, и уж никак не КЭС.Конаковская ГРЭС 2520 МВт, 120 ГКал/ч. Да, тепла немного, но это не КЭС.
И в цитате не "переделать" (да, нельзя), а "переименовать".
МОЭК генерирует в Москве и электричество, и тепло - это единая компания, продающая и тепло и электричество с собственных ТЭЦ.
Вот сейчас Мосэнерго и Газпромэнергохолдинг удивились. Конечно, все они Газпрому принадлежат, но "тариф МОЭК в руб./кВт*ч" - фактическая ошибка уровня студента.
Какая разница, что вы нашли другое обозначение этой аббревиатуре? В рамках данной статьи я дал такое обозначение. Это моё законное право
Это Вы нашли другое. Я дал общеупотребимое. Причем ВИЭ есть в 35-ФЗ Об электроэнергетике, а ВЭИ - нет.
И это было Ваше право, если бы не заявляли: "статья для широких масс".
-
iMonin Автор
14.03.2024 14:59То что вы называете "фактической ошибкой" на самом деле является ошибкой только в вашей картине мира.
Установленная мощность- это вполне конкретное понятие, которое определяется суммированием номинальных мощностей приборов, которые могут быть включены одновременно в сеть. Не знаете смысл термина?- Ну, это у же ваша проблема.
-
В системе отопления является вообще-то нормальным, что максимальная мощность меньше средней по отопительному периоду. Для Москвы - этот приблизительно 2:1.
С учётом ГВС может быть и 3:1 и 5:1
Колебания спроса в электросети мало зависит от времени года, а вот в отоплении от нуля летом и до номинала зимой. ГВС как-то выравнивает расход тепла по году, поднимая его до 10-30 % по мощности и до 20-50% по среднему потреблению.
Суточное регулирование электрогенерации по мгновенной мощности ведётся в границах количества усреднённой энергии на ГВС за сутки
Включать в переменном режиме- это и есть ПЕРЕМЕННЫЙ режим. То есть турбинный блок целиком не отключается. Вы опять предъявляете претензии к отдельному слову и собственным домыслам , а не к общему смыслу моей фразы целиком.
Острый рассеянный энцефаломиелит (сокр. ОРЭМ) - это вы на болезни переключились?. Не удосужились расшифровать свои сокращения?
Конаковская ГРЭС перестала вдруг быть конденсационной? И куда же она девает пар с давлением 5-10% атмосферы?
Переименовать КЭС в ТЭЦ без потери смысла и без реконструкции?...НУ, это не я такое предложил!..Давайте тогда поменяем вас из "Читателя ХАБРа" в "идиота по инвалидности", так как вы считаете что такое безосновательное переименование вполне допустимо, даже без нанесения тяжких травм мозгу с потерей функций.
У моэка тоже есть тариф в руб /кВт*ч , или вы думаете он без тарифа отдаёт свою энергию посредническим сетям?
Про точность и общепризнанность ваших аббревиатур я уже прошёлся в п.7
qyix7z
14.03.2024 14:59+1У моэка тоже есть тариф в руб /кВт*ч , или вы думаете он без тарифа отдаёт свою энергию посредническим сетям?
Покажите мне пожалуйста? https://www.moek.ru/about/moek-shareinfo/tarify/2024//
Конаковская ГРЭС перестала вдруг быть конденсационной? И куда же она девает пар с давлением 5-10% атмосферы?
Туда же, куда и обычная ТЭЦ. Или Вы считаете, что на ТЭЦ не надо это пар девать, он весь в тепло уходит? Но тогда зачем ТЭЦ градирни?
Суточное регулирование электрогенерации по мгновенной мощности ведётся в границах количества усреднённой энергии на ГВС за сутки
Я не буду, как Вы, намекать на идиотизм и инвалидность. Я просто аплодирую стоя. Вы великолепно сравниваете теплое с мягким. Большое человеческое спасибо. Мне есть чему у Вас поучиться.
Колебания спроса в электросети мало зависит от времени года, а вот в отоплении от нуля летом и до номинала зимой. ГВС как-то выравнивает расход тепла по году, поднимая его до 10-30 % по мощности и до 20-50% по среднему потреблению.
И за это тоже спасибо. У меня только один вопрос: коэффициент сезонности при оплате электрической мощности зачем придумали?
Не удосужились расшифровать свои сокращения?
Извините меня, пожалуйста. Я не предполагал, что человеку, пишущему для широких масс про энергетику большой страны, нужно расшифровывать аббревиатуру обозначающую единственный оптовый рынок электроэнергии и мощности в стране.
iMonin Автор
14.03.2024 14:59Вы хотите узнать тарифы в договоре между МОЭК и Россетями? Так это коммерческая закрытая информация , а не публичная оферта!
То есть вы признали, что Конаковская ГРЭС работает по конденсационному циклу! Получается что Конаковская ГРЭС- это КЭС по техническому устройству.
Про ваши аплодисменты ничего не понял. Оставляю на вашей совести.
Коэффициент сезонности в тарифе на электричество для бытового потребителя отсутствует. Что там прописано в секретных соглашениях хозяйствующих субъектов - это их вопрос, выходящий за границы темы статьи.
Я лишь показал, что в границах статьи все сокращения должны быть локально переобозначены, чтобы читатель понимал о чём речь без мучительных поисков расшифровок по интернету. Вы этот принцип не соблюли, но себе это вы почему-то в претензию не поставили.
SchrodingerKitty
14.03.2024 14:59+2Вы хотите узнать тарифы в договоре между МОЭК и Россетями? Так это коммерческая закрытая информация , а не публичная оферта!
Как правильно замечает ваш оппонент вы мешаете в кучу людей, коней, орудия, ядра. Газпромэнергохолдинг - дочерняя компания Газпрома и материнская компания для Мосэнерго, Ленэнерго, ОГК26, МОЭК (может кого еще забыл). Мосэнерго - владелец кучи электростанций в Москве и МО, ТЭЦ Мосэнерго тесно связаны с теплоснабжением Москвы и ближней зоны МО, стало быть загрузка электростанций сильно привязана к тепловой нагрузке. МОЭК - дочерняя компания ГЭХ которая занимается эксплуатация системы теплоснабжения - все что за пределами ТЭЦ + котельные (возможны ньюанесы типа ТЭЦ в Матвеевском, где строились крупные потребители пара рядом с ТЭЦ, там возможно паропроводы остались на балансе самих ТЭЦ при ресструктуризации деятельности МОЭК в 2015 году , когда правительство Москвы продало полностью МОЭК ГЭХ). МОЭК почти не владеет никакой электрогенерацией. МОЭСК - электроэнергетическая сетевая компания , которая управляет инфраструктурой пережачи электроэнергии в Москве и МО; является дочерней компанией Россетей с долей 51%; ей региональными властями в рамках деятельности утверждаются тарифы на передачу электроэнергии в сетях. Мосэнергосбыт - сбытовая компания, которая обслуживает клиентов. Ей региональные власти утверждают конечные тарифы для населения, сбытовые надбавки
qyix7z
14.03.2024 14:59МОЭК почти не владеет никакой электрогенерацией.
Правильно, можно добавить, что раньше владел и электро- и тепловой генерацией. А сейчас:
Целевой моделью развития системы централизованного теплоснабжения Москвы является консолидация всех объектов генерации в составе ПАО «Мосэнерго» (контролируется и управляется также ООО «Газпром энергохолдинг»), тепловых сетей — в ПАО «МОЭК».
В настоящее время ПАО «МОЭК» эксплуатирует и обслуживает следующие теплоэнергетические объекты:
— 141 источник генерации тепловой энергии, в том числе 45 районных и квартальных тепловых станций (РТС и КТС), 96 малых котельных (МК, АИТ, ПК) общей тепловой мощностью 4998,292 Гкал/ч;
То есть у них остались те котельные, которые Мосэнерго наотрез отказалось брать.
там возможно паропроводы остались на балансе
Не остались. Когда я уходил с работы на этой ТЭЦ почти 20 лет назад, эти паропроводы уже порезали.
Основные потребители - ЗШВ (завод шампанских вин) и Очково (очаковский пивзавод с известной маркой, которую мы на ТЭЦ, кхм, переименовали) - построили свое производство пара. Вообще производство пара 13 ата на ТЭЦ и транспорт его потребителю - лютый геморрой с точки зрения эксплуатации. И следствие этого геморроя - высокие затраты на ремонт.
До сих пор помню задвижку "Пар на ЗШВ", как страшный сон :)
qyix7z
14.03.2024 14:59в договоре между МОЭК и Россетями
Какая прелесть. Вот сейчас обе компании удивились, что у них договоры есть. Бухгалтерия на уши встала, ищут в архивах...
На самом деле конечно есть. МОЭК оплачивает услуги по передаче ээ в Россети за потребленную ими ээ. А Россети платят МОЭКу за отопление своих зданий и сооружений. Ну и за ГВС куда ж без него. Все тарифы у обеих компаний на их сайтах, на мос.ру и у ФАСа. Тарифы публичны по определению.
Могу для себя отметить, что Вы еще и в тарифообразовании не понимаете, раз в Вашем мире существуют секретные тарифы.
То есть вы признали, что Конаковская ГРЭС работает
с градирнями, как и все остальные тепловые станции. Не надо придумывать, что я не говорил.
Что там прописано в секретных соглашениях хозяйствующих субъектов
О, да. Эти секретные соглашения называются "Правила оптового рынка электроэнергии и мощности" и утверждены ПП РФ 1172 десяток лет назад.
Вы этот принцип не соблюли, но себе это вы почему-то в претензию не поставили.
Совершенно верно. Я пишу камент Вам, а не статью для широких масс - мы не одинаковые (с).
avshkol
14.03.2024 14:59+1Статья очень полезная, поскольку вопрос того, как эффективно загружать существующие мощности, какие мощности где и когда строить, как управлять нагрузкой у потребителя, да еще с точки зрения потребления и электроэнергии и тепла, да еще примешать сюда электротранспорт, набирающий обороты...
Тема неисчерпаемая, однозначных ответов здесь нет, но дискуссии на эти темы широко ведутся, в нескольких плоскостях:
- в разрезе классической большой энергетики vs малой/распределенной энергетики,
- когенерация vs раздельное производство ээ и тепла vs электроотопление,
- топливная генерация vs атомная/гидроэнергетика vs солнечные и ветряки,
- аккумулирование ээ vs гибкое управление спросом vs централизованное управление режимами генерации vs резерв мощностей,
- рынок (а если рынок: единая биржа vs отдельные контракты) vs регулирование (а если регулирование, то установление твердых тарифов vs антимонопольный контроль за ценами и условиями договоров).
konst90
Эх, опять мимо. Когда же будет следующая статья про СТГ?
Мне всё ещё интересно, почему же разные газы невозможно (по вашему мнению) разделить центрифугой.
iMonin Автор
Когда узнаю- расскажу...))
konst90
То есть теория так и не дала ответ? Жаль, очень жаль.
Практики у вас тоже наверняка нет - газовая центрифуга весьма сложна.
Откуда же тогда взялся вывод, что это невозможно, если не из теории и не из практики?