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 состави.
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 многоквартирых 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.
