Německá paroplynová elektrárna má účinnost 85 %

redakce - 20 Červen 2016

Elektrárny s kombinovaným cyklem často lámou rekordy. Není divu, jedná se o vysoce efektivní a flexibilní zdroje, které mohou být připojeny do sítě za několik minut a vykrývat tak špičky ve spotřebě elektřiny. Montáž turbíny SGT5-8000H v berlínském závodě Siemens. Do Düsseldorfu se mimo jiné dopravovala po řece Rýn.

Montáž turbíny SGT5-8000H v berlínském závodě Siemens. Do Düsseldorfu se mimo jiné dopravovala po řece Rýn.
foto: Siemens

V lednu byla do provozu předána paroplynová elektrárna, která je nejekologičtějším a nejefektivnějším zařízením svého druhu na světě. Najdete ji v německém Düsseldorfu.

Elektrárna, která se nachází v düsseldorfském přístavu, překonává hned tři světové rekordy najednou. Jejím srdcem je spalovací turbína SGT5-8000H společnosti Siemens, která spolu s parní turbínou SST5-5000 poskytuje výkon 603,8 MW.

To je zatím nejvyšší hodnota dosažená jediným kombinovaným cyklem spalovací a parní turbíny. K dosažení 100% výkonu 445 tunové turbíny přitom stačí necelých 25 minut.

Tato energie je navíc produkována při účinnosti 61,5 %, což je opět hodnota, které ještě nikdy předtím nebylo dosaženo – předchozí rekord držel paroplynový zdroj v německém Irschingu a měl hodnotu 60,75 %.

Teplo vyprodukované spalovací turbínou je pak ještě dále využito pro dálkové vytápění, čímže lze získat dalších 300 MW tepelné energie – v dané kategorii se jedná o další rekordní hodnotu.

V součtu je tak celková účinnost spalovaného zemního plynu celých 85 %, zatímco emise CO2 jsou sníženy na pouhých 230 gramů na kilowatthodinu. Ve srovnání s průměrnou spotřebou paroplynových elektráren je v nové elektrárně množství spáleného plynu na jednotku energie zhruba o třetinu nižší.


Elektrárny s kombinovaným cyklem, zvané též paroplynové elektrárny, produkují elektrickou energii s pomocí dvou turbín. Ve spalovací turbíně je spalováním zemního plynu roztáčen rotor generátoru vyrábějícího elektřinu.

Při tom ovšem také vznikají horké spaliny, které se dají dále využít. Proto je v systému zařazena ještě další turbína, tentokrát parní. Ta je poháněna párou, která je vyrobena s použitím spalin ze spalovací turbíny.

Výhodou kombinovaného cyklu je lepší využití vložené energie a nižší emise spalin vztažené na vyrobenou MWh. Paroplynové elektrárny mají významně nižší emise než uhelné elektrárny, neprodukují žádné oxidy síry, prach, oxidy dusíku jsou desetinové, výrazně nižší jsou i emise CO2 – až o 70 % nižší oproti stávajícím běžným hnědouhelným blokům.

Technologie paroplynových oběhů se začala rozvíjet v návaznosti na vývoj leteckých proudových motorů, který započal koncem 30. let minulého století.

Od konce 80. let zaznamenávají paroplynové oběhy rozkvět, podnícený snahou o ekologizaci průmyslové energetiky a rostoucími ověřenými celosvětovými zásobami zemního plynu.

Vedoucím tandemem v instalaci nových paroplynových zařízení jsou USA a Japonsko, v Evropě jsou průkopníky především Itálie, Španělsko a Velká Británie.

tisková zpráva
Zpět na HybridPřidat komentář
Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Raději načnu nové vlákno, protože kdybych pokračoval v jednom z těch co se tu dělaly, tak to moc dobře nedopadne, ztratilo by se toto:

Takže jsem si dal práci s vytvořením dvou základních konfigurací:
Jaderná v1 - Počítá s 2300MW v PPC (dnes asi 1300MW), asi 150MW v Plynových motorech, FVE - malý nárůst proti dnešku - 2500MW, VtE malý nárůst proti dnešku - 300MW. Jaderné elektrárny - 8800MW - vždy 2200MW odstaveno -> 6600MW, 1 uhelná 600MW, 250MW BPS, 500MW biomasa a spalování. Systém je stabilní, byť jen velmi těsně, přebytek je asi 14GWh, nedostatek asi 3GWh. Zahraniční spojení 2000MW využíváno jen občasně a pokud to umožní produkce na Baltu. Nedostatek výkonu však dosáhl až 1550MW! Bylo by nutné jej vylepšit asi o další 2000MW PPC

Jaderná v2 - Počítá s 2300MW v PPC (dnes asi 1300MW), asi 150MW v Plynových motorech, FVE - malý nárůst proti dnešku - 2500MW, VtE malý nárůst proti dnešku - 300MW. Jaderné elektrárny - 8800MW - vždy 2200MW odstaveno -> 6600MW, 1 uhelná 600MW, 250MW BPS, 500MW biomasa a spalování. Zahraniční kapacita 2000MW je aktivně využívána k obchodu, proud je aktivně dovážen. Systém je stabilní, přebytek 5.6TWh, nedostatek 1GWh. Největší nedostatek výkonu cca 1000MW, největší přebytek výkonu 3200MW.

Jaderná v3 - Počítá s 2300MW v PPC (dnes asi 1300MW), asi 150MW v Plynových motorech, FVE - malý nárůst proti dnešku - 2500MW, VtE malý nárůst proti dnešku - 300MW. Jaderné elektrárny - 11000MW - vždy 2200MW odstaveno -> 8800MW, 250MW BPS, 500MW biomasa a spalování. Zahraniční kapacita 2000MW není využita vůbec. Nedostatek výkonu se neprojevuje, pouze nadbytek - 4000MW, Přebytek 17TWh. Produkce PPC - 1.4GWh (Niko nebude PPC takto provozovat -> nebudou budou užita jiná opatření k zajištění stability -> omezení odběru)

OZE v1 - Počítá s 4000MW VtE v ČR, FVE 10 0000MW, PPC 5000MW (dnes 1300MW), uhelná 600MW, plynové motory 500MW, BPS 250MW, Importní kapacita 2000MW aktivně využívána k obchodu. Systém není stabilní, nedostatek tvoří 2.9TWh. Největší nedostatek výkonu asi 3850MW

OZE v1 - Počítá s 5000MW VtE v ČR, FVE 10 0000MW, PPC 5000MW (dnes 1300MW), uhelná 600MW, plynové motory 500MW, BPS 250MW, Biomasa/spalovny 500MW Importní kapacita 2000MW aktivně využívána k obchodu. Systém není stabilní, nedostatek tvoří 2.9TWh. Největší nedostatek výkonu asi 3850MW. Největší přebytek výkonu asi 2000MW

OZE v2 - Počítá s 5000MW VtE v ČR, FVE 12 0000MW, PPC 5000MW (dnes 1300MW), plynové motory 1000MW, BPS 250MW, Biomasa/Spalovny 500MW Importní kapacita 4000MW aktivně využívána k obchodu. Systém má přebytek 443GWh a nedostatek 1812GWh. Největší přebytek výkonu asi 5000MW. VtE + FVE + Import od Baltu 31.1TWh, Plyn 30.9TWh, biomasa/spalování+BPS 6.6TWh

OZE v3 - Počítá s 4000MW VtE v ČR, FVE 10 0000MW, PPC 5000MW (dnes 1300MW), plynové motory 500MW, BPS 250MW, Importní kapacita 10000MW aktivně využívána k obchodu, Biomasa/spalování 1000MW. Systém má přebytek 3.7TWh, nedostatek pak 348GWh.Největší nedostatek výkonu asi 2500MW, největší přebytek výkou 9900MW
FVE + Vítr + Import od Baltu tvořily 38.2TWh.

pokud do modelu byla zavedena PVE Lipno-Assach s výkonem 1000MW a kapacitou 24GWh, pak se situace příliš nezlepšila. Zlepšení nepřineslo ani zapojení 70 000GWh Baterií. Ke změně může vést až zapojení minimálně 400 000GWh (měniče 7GW), s rezervou spíše 700 000GWh, to redukuje přebytek v průbehu roku na 134GWh a snižuje tedy produkci plynových elektráren. Ty přesto dodávají stále asi 8TWh. Ani tato kapacita ale nezabraňuje výpadkům výkonu asi 2000MW a podobným přebytkům po naplnění všech PVE.

Dále ani zvýšení výkonu měničů na 8GW problém neodstranilo, byť jej omezilo. Problém je al nyní vázán na nedostatečnou produkci primárních zdrojů, část nevyužitého výkon PPC by snad šla využít pro nabíjení PVE/AKU

Závěr:

Lze realizovat síť jak s OZE tak s JE.
Pro chod s JE, by bylo třeba asi 11GW v jaderných reaktorech a dorovnání plynovými elektrárnami v podobě plynových motorů (KGJ, pořítáno 150MW, dále běží Biomasa 500MW, etc). Stejného výsledku lze docílit s 3500MW PPC a 8800MW (vždy 2200MW je odstaveno)

Pro zajištění podobné situace v OZE se stavbou 3800MW VtE, 8000MW FVE, 3700MW PPC a 20 000GW (koeficient cca 0.5) elektráren na Baltu.

V roce 2014 stála offshore elektrárna 3.1 mil liber/MWh, je to 108 milionů. cleanenergypipeline.com/Resources/CE/ResearchReports/Offshore%20Wind%20Project%20Cost%20Outlook.pdf

Podle tohoto zdroje nrel.gov/docs/fy15osti/63267.pdf Stály větrné offshore elkterárny 5.18 milionu dolarů za MW, tedy asi 124.5 milionů. Řekněme že budou stát 100 milionů za MW. Pro pevninské platí cena 1.72 milionu, tedy asi 41.28 milionu.

pro FVE platí (dle známé kalkulačky ceska-solarni.cz/kalkulacka2011.php#) Cena asi 39 milionů za MW.

Pro PPE platí asi 14 milionů za MW.

Vzhledem k tomu že ze Středních Čech je to na Rügen asi 500km, vyplatí se stále ještě stř. 400kV (electrical-engineering-portal.com/analysing-the-costs-of-high-voltage-direct-current-hvdc-transmission) Z diagramu pask asi 300 milionů USD - 7.2mld předpokládejme s 10GW, staré linky jsou pro přebytek

batere, nejlepší mají asi 6Wh/1$, tedy 166 USD/kWh 1GWh = 1 000 000 kWh. 166 milionů za GWh

Pro OZE model by tedy platilo že se musí utratit:
156.8 mld za elektrárny na pevnině
312,0 mld za FVE v ČR
2000,0 mld za farmu na Baltu
51,8 mld za nové PPE
36 mld za vedení (celkem 2500km)
26 mld za Lipno Assach
1593.6 mld za baterie pro uskladnění elektřiny
--------
4175,2mld za OZE s akumulací.

Pro JE model by platilo že se musí utratit:
30.8 mld za PPE
36 mld za vedení (zde může být obrovská rezerva)
800mld za údržbu
200mld za palivo
320mld za odstranění
1200mld za 8 reakotrových bloků dle cen dnes stavěných bloků
------
2586,8 mld korun
2556.8 mld pokud se smíříme s více omezeními.

Tak tady to máme spočítané, myslím že tímto je celkem jasně rozhodnuto o tom co se nám prozatím více vyplatí. Teď je jen třeba dohlédnout na to že cena bude opravdu taková jaká je slíbená. TO nám ale zbývá jen Rusko nebo Jižní Korea, protože to jsou ceny od dodavatelů z těchto zemí.

"Zřetezením" výroby by bylo asi možné snížit cenu u JE, navíc se vyhneme problematickému mezistátnímu jednání o lince k Baltu. Ovšem tu hrozí to že SRN bude prostě chtít k nám vyvážet OZE a bude vyvozovat tlak na nás abychom přijali model s OZE. Na druhou stranu po dohodě s nejmenovanými automobilkami by mohl existovat plyn, do kterého lze uložit přebytek energie z JE.

Děkuji p. Carlos.

Konečně to někdo vyjádřil v reálných číslech a v reálných situacích které platí pro Českou republiku.

Nízkoemisní energetika v našich podmínkách jde udělat - a jaderná je nejlevnější.

Pro fanatické zastánce FVE a větru - vzhledem k tomu, že je to už podle nich ekonomicky levnější a výhodnější než ostatní varianty - navrhuji zrušit veškerá omezení a dotace - ponechal bych povinnost připojit nový zdroj do sítě za stejných podmínek jako jiné zdroje (dnes je to tuším dodávat elektřinu dle předem nahlášeného a schváleného harmonogramu). Ekonomika by to rozhodla za nás.

Obrázek uživatele Jan Veselý

Výpočet krásný, ale mám k němu výhrady. Přestavba energetitky je projekt na příštích 20,30,40 let. Proto je nesmysl počítat s aktuálními cenami, když cena větrných a fotovolaických zdrojů jde utěšeně dolů. Stejně jde dolů i cena baterií. Třeba ony drahé offshore větrné elektrárny se teprve fakticky rozjíždí a vůbec by mě nepřekvapilo, kdyby za 5-10 let byly investičně za polovinu.
Výpočet vůbec nezohledňuje cenu kapitálu. Je rozdíl, když něco stavíte 10-15 let a dalších 5 let se s tím učíte (JE) a když vám něco do roka (VtE, FVE) vyrábí. Úroky se načítají sviňsky rychle. U JE je navíc velké riziko zpoždění a překračování rozpočtů, četl jsem tuším, že v průměru je rozpočet překročen 3x.
Výpočet nezohledňuje okruh investorů. Při jaderné variantě jsou fakticky k dispozici dva možní investoři - stát a ČEZ. Pokud se půjde do modulárních technologií (baterie, FVE, částečně VtE), tak jsou možným investorem fakticky všichni občané ČR a většina výrobních podniků. Češi mají na účtech 2 biliony korun úspor. To je úplně jiná liga než ČEZ.
Nelíbí se mi přístup centrálního plánovače v ASEK i ve Vašem textu. Stát by měl jen udělat právní a regulační rámec (přístup do sítě/na trh, stabilita regulačních podmínek, systém placení za pozitivní a negativní externality, ...). O samotných investicích ať rozhodují ti, co je platí.

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Za večer a z dostupných dat se nedá sestavit naprosto přesná simulace toho, jak to bude vypadat. U FVE, nebo VtE není myslím něco jako Mooreův zákon, podle kterého by se dalo předpovídat. Ano mohl bych nějak simulovat třeba inflaci, ale nemám jak odsimulovat změny cen technologií.

Nehledě na to že je třeba někde najít 1.5 bilionu korun a že pokud se něco neudělá tak aby baterie zlevnily na polovinu a prodloužila se jejich životnost, tak to bude možná ještě horší. Nehledě na to že jsem zapomenul započítat cenu střídačů, která činí asi 72mld, ale to jsou drobné. Tento model cenově porovnává dobu 20 let, po této bude třeba investovat minimálně znovu do baterií. Ale je taky možné že ty budou potřebovat obměnit po deseti letech či dříve, záleží na technologii. Nehledě na to že, jak jsem psal, bylo v tom modelu dost používáno PPE a "přebytek" byl více méně spotřebován na jejich náhradu.

Stejně tak je ale možné uvažovat o modularitě jaderných reaktorů, kde se bavíme už o úplně jiných částkách za MW než u těch velkých a o úplně jiné likvidaci. Dokonce by bylo zajímavé spočíts volumetrický výkon na celou elektrárnu pro VVER a třeba pro mPower který asi bude TVA stavět

Abych se vyhl problémům ohledně zpoždění, což je zdá se mi snad jedině doména fy. Westinghouse a fy. Areva, pokud nebylo rozhodnuto ze strany investora o utlumení, vzal jsem jako reference v současnosti budované projekty jaderných elektráren. Bohužel sice na BV, tyto jsou z nějakého důvodu na čas a za stanovenou cenu. Mimochodem by mne zajímala cena za Temelín kdyby se odečtly transformační vlivy, které nejspíš stály za jeho prodražením. Zdá se mi že se JE prodražují a protahují možná kvůli jiným problémům než přímo dané technologii. Nechci spekulovat ale je tu možná souvislost s počtem projektů. Pokud Areva má jednu JE, Westinghouse asi dva reaktory a Atomstrojexport/Rosatom jen v Turecku 4 reakotry, v Kaliningradě myslím 2, další dělal v Búšehru, něco snad v Leningradské elektrárně, mohla by tu být souvislost.

Pletete se o tom kdo by mohl investovat, na světě je X desítek společností v energetice a jiných odvětvích, to že se tu o tom rozhodl uvažovat jen ČEZ je asi trochu tím že tu možná nejsou nějaká jasná pravila jak toto udělat. Na rozdíl od ostatních odvětví. Mimochodem nedávno kterési zemi jedna ruská společnost nabídla model kdy elektrárnu postaví a provozuje, prodává jen proud. Pokud by se například udělala jediná státní garance že se po dobu 50 let neudělá zákon, který by předčasně uzavřel JE, pak už toto by mohlo být dost na přilákání případných zájemců.

Nemyslím že je reálně aby se do energetiky zapojili všichni občané, navíc cena projektů je dost velká. Nemyslím že se nějak ve velkém vrhnou na farmy v Baltu. Ano objeví se tu domácí FVE etc., ale na to aby to dosáhlo potřebné úrovně prostě nelze uvažovat 2 biliony na účtech.

Simulace se zabývala primárně schopností sítě pracovat v daných režimech s daným počtem zdrojů, nikoliv o tom kdo bude investovat.

Co by ale bylo myslím dobré by bylo kdyby se jednotlivé regulační úřady dohodly na nějakém minimu pro malé reaktory, takže by se certifikace podle daných kritérií automaticky uznávala všemi zapojenými státy, což y celý proces mohlo urychlit.

Pane Carlosi, klobouk dolů nad takovou hromadou práce a velké poděkování.
Cenově to dopadlo tak, jak jsem očekával; fandím JE.

Obrázek uživatele Roman

Kdo ví, jak by obstály produkty Škoda Power ve srovnání se Siemensem.

Obrázek uživatele Josef

Hm, náběh 25 minut... Tak nějak mi přijde, že za tu dobu se dá v pohodě zregulovat i jádro.

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Ukažte jediný jaderný BLOK, který umí udělat 0-100% za 25 minut, nebo který umí alespoň změnit výkon o 600MW během stejné doby (tj. u moderního bloku o 50%). A takto přejde několikrát za den, aniž by se to na něm nějak zásadněji podepsalo. Myslím že pokud najdete, pokud je opravdu energie z uranu tak levná, způsob jak toto bezpečně dělat, těch 20k za patentovou přihlášku, nebo kolik stoí, se vám násobně vrátí.

Něco mne napadá, ale to pak vážně záleží na tom za kolik opravdu ta MWh z JE je, pokud nestojí výrazně, minimálně o polovinu, méně než z PPE, pak asi není o čem se moc bavit.

"záleží na tom za kolik opravdu ta MWh z JE je"

co jsem našel…
(stejně zase dostanu vynadáno že se pletu mezi dospělý)

"Náklady na výrobu elektřiny v Dukovanech se odhadují na cca 60 haléřů za kWh, což je nejméně v Česku."
zdroj: https://cs.wikipedia.org/wiki/Jadern%C3%A1_elektr%C3%A1rna_Dukovany
(což nám činí cca 600,- na 1 MWh)
netuším ke kterému roku se ta cena vztahuje

Cena elektřiny únor 2016 v Eropě:
http://zpravy.aktualne.cz/ekonomika/cena-elektriny-na-burze-je-nejlevnejsi-v-historii-srazily-ji/r~9a760caccf2f11e59d7b0025900fea04/
22 € × 27 Kč = 594 Kč za 1 MWh
600,- a 594,- jsou skoro totožné, takže při dnešní ceně se "prodává" zadarmo
doufejme že tato cena je dlouhodobé minimum a časem se zase zvedne
jaká je cena megawattu dnes netuším a jaká bude příští rok ví jen bůh

ta cena bude hodne stara, u jaderek se dlouhodobe uvadi cena 3-4kc za kWh aby se dana jaderna elektrarna vyplatila, u Dukovan je vyhodou ze byli ve sve dobe levne, dnes pri dnesnich cenach by se ta elektrarna stavet nevyplatila

mimochodem elektrina v Evrope na cene dlouhodobe klesa, a paradoxem je ze cenu snizuji prave obnovitelne zdroje ktere coby dotovane se naopak spotrebitelum prodavaji jeste draz :D

V jiné diskusi jsem se dohadoval:
Dukovany – dokončení 1985-1987 – můj čistý měsíční plat cca 4.000,-
Temelín – dokončení 2000-2002 – můj čistý měsíční plat cca 14.000,-

V roce 1992 jsem měl průměrný čistý měsíční plat 4.889,-
V roce 2008 jsem měl průměrný čistý měsíční plat 20.070,-
Podotýkám že oboje za stejnou práci - řidič trolejbusu. I když odečteme ze 20.070 cca 2.000 na "věrnostní", tak pořád je vidět jak se síla/hodnota koruny v čase mění.
·
Pokud porovnáme sílu koruny v obou údobích a cenu za pořízení obou jaderek, tak nám najednou ten rozdíl začne být jasný.
Tentýž cenový skok byl u skoro všeho zboží, tak proč by se cena elektrárny měla z tohoto pravidla vymykat?
Nelze srovnávat Kčs 1987 a Kč 2002 v poměru 1:1 ale stejně se bude pořád tvrdit kolikrát že byl Temelín dražší.

Pokud ta cena cca 60 haléřů za kWh platila řekněme v roce 1990 a vámi uváděná "cena 3-4kc za kWh", platí dnes, nevidím v tom podstatnou disproporci.

Že "elektrina v Evrope na cene dlouhodobe klesa" je jasné z mého odkazu pod "Cena elektřiny únor 2016 v Eropě:". Tam je to popsáno dostatečně jasně.

problem je ze CEZ tu elektrinu neprodava za 3-4 koruny za kWh za kterou to ma koncovej zakaznik, ale za burzovnich cca 0.9 koruny za kWh ;) a 0.4-5 vs 0.9 as tak velkej rozdil neni, dnes se na cene elektriny nabaluje X dalsich instituci a firem, a cena za elektrinu v cele EU jiz mnoho let pozvolna klesa, a jen obcas se najde vykiv ktery cenu skokove o par procent zvedne a toho vyuzivaj neketere spolecnosti aby strasili lidi a zahackovali si je na roky dopredu s tim ze jim nabydnou garantovanou cenu po X let :D

ty vypocty maj mnoho promennych a na nektere z nich kazdy z nas obcas rad zapomene aby se to blizilo k visledku ktere chce videt :D

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Takova cena je nesmysl. Realne je okolo 0,9 Kč/kWh.

Relativně jednoduchý výpočet:
(převzatý z bakalářky, 1. odkaz na googlu na dotaz:
vyrobni cena elektriny z jaderne elektrarny)

Náklady na 20let provozu:
výstavba 100 mld Kč
palivo 50 mld Kč
Údržba + mzdy 100 mld
Celkem 250 mld Kč/20 let

Výroba za 20 let 270 TWh

Výsledek 0,926 Kč/kWh

dneska ty udaje jiz silne kolabujou, vystavba 100 mld je dnes utopie, jen dostavba Temelina je odhadovana nad 650 mld (kdyby se v dobach vystavby Dukovan postavilo rovnou deset jaderek, tak je CR dnes velmoc v dodavani elektriny v EU, Dukovany stali jen cca 26 miliard :D), dale je tu udrzba a kazde 4 roky se zprisnuji pravidla, takze se musi delat upravy, zpravidla se stihaj pri odstavkach, bude to par desitek mld z tech 100 co uvadis, palovo je velka neznama, cenu ti nikdo nezdeli a palivo se meni kazdy rok, pro CR se kompletuji kazety v Rusku, ale silne pochybuju ze jedna varka paliva pro jeden blok bude pod 1 mld, mzdy je faktor ktery rozte asi stejne umerne jako udrzba, rok od roku nakladnejsi polozka, ale mozna se to do tech 100 miliard s udrzbou vleze, Dukovany a Temelin se CEZu vyplacej jen proto ze je dostali vpodstate zadarmo a navic v dobe kdy vystavba stala proti dnesku doslova drobne :)

kuprikladu vloni vetsinu doby JE v CR nic nevyrabeli, problem s rentgenama a voala elektrarna ma smulu a ceka na povoleni

mimochodem, Dukovany budou koncit nekdy okolo 2045 a Temelin pokud projde casem rekonstrukci bude pouzitelnej tak do roku 2070, otazkou bude jestli se vubec vyplati i ta rekonstrukce v dobe kdy by mela probehnout (2035-40)

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Nevím kde ty ceny berete. poslední údaje k dostavbě Temelína jsem našel z roku 2015 a hovoří se tam o 200 - 300 mld. Kč, ale za 2 bloky. Nejprušvihovější projekty současnosti Hinkley point a Flamanville jsou aktuálně cca 270 mld. Kč za blok, ale nedá se z toho usuzovat, že tolik budou stát všechny další, protože se jedná o první projekty s reaktorem EPR, kde docházelo k velkému množství problémů a nutnosti vše dokola předělávat. Aktualni cena za Olkiluoto III s reaktoremm EPR je cca 135 mld. Kč.
Palivo je standardní záležitost, tam je ta cena nejjistější, navíc je možné ho soutěžit od více dodavatelů.
Cena za prodloužení životnosti JE je naprostý zlomek, proti ceně za výstavbu, nechápu vůbec proč by se neměla vyplatit.
Ano u JE Dukovany se ohledně rentgenů potrubí stal největší průšvih v dějinách české JE, opět ale nelze počítat s tím, že to takto bude stále.

sumu za pripadnou dostavbnu Temelina by CEZ zverejnil stejne az po skonceni vyberoveho rizeni, pred tim to zdelovat nesmej, takze tak jako se zverejnili ty sumy par let po tom rizeni co zrusili, tak se za par let dozvime nove sumy pokud bude nejak dalsi vyberove rizeni na dostavbu

a asi je akzdemu v CR jasne jak zakazky techto rozmeru v CR funguji, na papire je 230-240 miliard, a nakonec to stoji diky vycepracem 600 miliard :D

cifru 650 az 750 miliard zminila Drábová a nekteri predstavitele CEZu v TV nekdu koncem minuleho roku kdy se o tom celkem peprne diskutovalo, dostavba by se totiz mela financovat z uveru pro CEZ kde stat bude jen garantem, ekonomum to tam prislo jako hovadina vhodna jen pro lobbysty firem co by to staveli

a soutezeni paliva je sice krasna vec, ale tim ze tam je jista konstrukce tak moc na vyber neni, prozatim oba dodavatele byli problemoovi a problemy se tak nejak vyresili vzdycky na konci obdoby kdy se rozhoduje o dalsim dodavateli, tak jak tak muzou v CEZ vyuzit obce a nechat si palivo dodavat od stavajici firmy, bud se upisem dal Rusum, nebo se vratime k upisu Americanum, je to z blata do louze ;)

odhady 200-300 miliard byli podle studie nekdy z roku 2010, to bylo v dobe kdy se dostavba planovala zacit letos, tedy 2016 :)

a co se cenove politiky provozu jaderne elektrarny tyce, tak se tu zapomina na jednu dost podstatnou vec, v cene se musi zapocitavat i nasledna sanace, kazda jaderna elektrarna ma na tohle fond do ktereho dava cast vynosu ze sveho provozu, aby az doslouzi byli prostredky na jeji asanaci, s tim maji v Evrope zatim zkusenost jen vpodstate 2 staty, Nemci a Slovaci, a v obou pripadech se +- shoduji na sume 20-30 miliard eur, tahle suma se musi zapocist do celkovych nakladu na provoz dane elektrarny za dobu jeji zivotnosti

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Mohl byste prosím uvést nějaký odkaz na cenu sanace? Mě se podařilo najít jediný údaj, ten ale mluvil 4 miliardách eur, na Slovensku to má být za V1 asi 1.1 mld euro. Ale uvidíme. Překročení ceny desetkrát se snad u žádné zakázky nikdy nestalo.

Nicméně prodražení samotné elektrárny na dvojnásobek by se stát klidně mohlo. Ale třeba budeme moudřejší po dokončení elektráren Rosatomem na blízkém východě. Možná na to ČEZ taky čeká

odkaz ti neuvedu protoze dokument o V1 neni verejnej, a odhady na likvidace jadernych elektraren se lisej stat od statu a zeme od zeme, casto se zapomina i na fakt ze cca 15-20% z te elektrarny se musi nadale uskladnit coby jaderny odpad protoze to proste je kontaminovane, v CR je fond na asanaci JE tusim ve vysi asi 40 miliard korun, Nemci maji na podobnem fondu neco prez 35 miliard eur (pro vsechny JE v danych zemich), v obou pripadech ale je odhad ze to je tezce podhodnocene a nebude to stacit ani na samotne likvidace, natoz pak na uskladneni tech odpadu, problem je hlavne v tom ze ty penize tam vlastne nedelaj nic nez stracej na hodnote

pokud chces rozepsat realnou jaderku co se asanovala, tak kuprikladu Nemecky Rheinsberg, tam asanace teto jaderne elektrarny stala vpodstate stejnou sumu, jakou zaplatili za jeji vystavbu, a to vlastne jeji asanace jeste ani neni u konce, administrativni cast se dal vyuziva k rizeni teplarenskeho komplexu, z tehle jaderky se muselo ulozit cca 40 tisic tun jaderneho odpadu, a ted si predstav ze by Temelin stal na asanaci 100 miliard, a pak by bylo treba nekde skladovat par desitek milionu tun odpadu co z nej zustane, no ten fond kde je cca 40 miliard by se sakra rychle smrsknul, a to tu mame jeste Dukovany, ty se budou likvidovat o par let driv

pravda 10x se v CR asi jeste neprekrocilo, ale 2.5x jiz ano, treba v priapde Blanky :D

tady jsou hodne zajimava cisla ohledne Nemecke energetiky http://goo.gl/F3fcVP

nebo o likvidaci jaderek treba zde http://goo.gl/psLNJE

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Jinak jsem si teď udělal simulaci, by jsem do ní zatahl 500MW na SMR, tak i tak tam bylo několik hodin s vážnými problémy mé konfigurace pro EPS. VtE -5GW, FVE 8GW, PVE 2.179GW/32GWh (s PVE Linp Assach), Hydro 0.731GW AKU 3GW/30GWh Importní linky 7200GW (Balt) PPC 5GW, plynové motory 1GW SMR 0.5GW, Uhlí 0.6GW, BPS 0.25GW, Biomasa - 0.25GW.

Problém je že ke kolapsům docházelo když zrovna jak na potvoru u nás vítr a slunko moc netáhly. Skoro celý rok se pak navíc točily paroplynové elektrárny.

No tak jsem procedl ještě jednu simulaci
VtE 1GW, FVE 4GW, PVE 2.0180GW/32GWh, hydro 0.731GW, Import Balt 5.2GW PPC 2.3GW, plynové motory 0.05GW, SMR 0.5GW, JE 8GW (Počítáno tak že běží na 100% celý rok) Uhlí 0.6GW, BPS 0.25GW, Biomasa 0.5GW

V podstatě konstantě tam byly přebytky tisíců MW výkonu, které nebylo jak zpracovat. Po snížení importu na 4000MW a zavedení 3GW/30GWh baterií problém přetrvával. Při redukci jádra na 6GW byl v zimním období problém odstraněn, ale v létě stále přetrvával.

Takže jsem udělal ještě jednu kdy jádro zůstalo na 6GW, importy taky, byly omezeny FVE na 2500 a VtE na 500MW, stejně tam zůstaly obrovské přebytky a objevilo se víc momentů s nedostatkem výkonu.

Zdá se že řešením je buď ještě vyšší import OZE a navýšení výkonu u nás, například s Biomasou/Spalovnami, s tím že bude stále k dispozici obrovské množství PPC, nebo mít asi něco kolem 8GW v jádru, k tomu nějakých 2.3-3.5GW v PPC, samozřejmě zbytek hydroelektráren co máme, PVE a nějaké drobné jinde. Co ale chybělo v obou případech, je REGULAČNÍ VÝKON, nebo spíš kapacita pro uložení, A to jsem tam měl PVE Assach Lipno 1GW/24GWh. Byly tam stejně přebytky, vázané jak na OZE, tak na nízkou spotřebu, takže prodej sousedům nemožný, do 1GW by se to dalo nějak udat právě přes PVE L-A, s jedním ale, nevím kolik jde protlačit přes Vltavu aniž by se tam cokoliv stalo a kolik by brala PVE L-A. V nejhorší situaci tam bylo něco kolem 6GW přebytku, problém je v tom že v takové situaci, kdy by vedle sebe byly propojené soustavy jaderná a OZE, tak při mechanismech trhu se nedá předpokládat že by někdo v ten moment chtěl brát z JE. Dráty na hranicích si nikdo postřihat nedovolí, to by byla politická sebevražda.

Jediné řešení jak z tohoto ven je prostě přes dlouhodobé akumulační kapacity a je jedno pro které řešení. U jádra protože prostě ani s nějakým odstavovacím kalendářem toho moc nenaděláme a snad by dokonce nové VVER 1200 či 1500 měly mít kampaně kolem 18 měsíců (nebo to jsem někde zaslechl), a pro zimu budou třeba zase vysoké výkony. U OZE protože jsou období s dobrou výkonností ale i období s bídnou. Vázat je na PVE L-A a vltavskou kaskádu plněnou přes PVE L-A je nebezpečné protože spuštění kaskády do dlouhodobého provozu může snadno způsobit problémy přetečením VD Štěchovice a Vrané a následně vyvolat problémy na Vltavě a Labi. Pro toto je směrodatná elektrárna Slapy, která umí upouštět až 324m3/s.

Nehledě na to že převod přes PVE L-A smí být jen mezi 60-80 m3/s, jinak začnou povodně pod Vyšším brodem.

Ani Váše představa ani to co by si asi přestavoval uživatel Josef, není možné bez vyřešení a zajištění vyrovnávacích kapacit (Tedy toho co jsem tvrdil já, že bude třeba pro chod burzy a sítě). Možná propojení s okolními sítěmi by pomohlo, ale pak se bavíme o synchronizaci obrovských celků a jejich vysokokapacitní propojení. Ale to by se muselo přestat štěkat na Rusko.

Někdo s lepšími informacemi prosím spočtěte cenu těch uvedených modelů.

Jak se tak zdá každý máme kus pravdy a každý sám o sobě je platný asi jak mrtvému zimník.

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Asi půl hodiny jsem hledal, no víte co jsem našel? Náklay na zrušení japonské JE Tokai I byly 1 mld USD, na San Onofre 4 miliardy, A i v tom Vašem druhém odkazu se mluví asi o 0.5-1 miliardě dolarů za blok, váš předminulý text ale vyzníval jako by cena odstavení jedné jaderky byla 20-30mld euro. A to je pak podstatný rozdíl pokud budeme cokoliv počítat na jednu JE či jeden blok, kalkulace výše byla totiž dělána na jeden reaktor. I kdyby skutečná byla 50mld, pak se bavíme o 420-500Kč/MWh navíc. Tedy asi o 0.42-0.5Kč/kWh.

Což samozřejmě nemění nic na nákladnosti jaderných elektráren. Ovšem je rozdíl mezi tím jestli přičítat k ceně JETE II cca 780mld, nebo 50-100mld.

Fondy ovšem mohou a nejspíš jsou dost podhodnocené.

Obrázek uživatele Josef

To myslíte vážně? Jaderka se nereguluje takhle rychle v jaderné části, ale v nejaderné! To je snad každému jasné! Od čeho asi tak má chladicí věže?

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Chladicí věže má od toho aby v kondenzátoru udržela teplotu asi 60°C a tím dosáhla mnohem lepších parametrů na posledím stupni turbíny, než pokud by pracovala s výfukem. Dále tyto věže slouží ke snížení spotřeby chladicí vody, díky tomuto má lepší provozní podmínky než elektrárny které využívají průtočné chlazení.

Nicméně stále čekám na to jestli je tu jaderka která umí na parní straně udělat takovouto změnu do 25 minut. Lidi od jádra se minimálně tváří že to nejde a jako velký úspěch předváděli tehdy (4-5 let dozadu) nějakých 10-15%, s tím že při dlouhodobějším regulování umí i o něco více (stále ale nebyli v 25 minutách a 600MW).

Pak se samozřejmě naskýtá ještě jedna možnost, cenově už tehdy se splacenými Dukovany byli na takové úrovni že se jim dlouhodobé poklesy výkonu a takovéto změny nevyplácí.

Pokud něco takového ale dělat umí a nedělají to prostě jen protože se jim nechce nebo by jim jen trochu klesl zisk, pak je to myslím jen další z věcí, které obrazu jaderné energetiky dost škodí.

Pokud ale toho technologicky/ekonomicky schopny nejsou, nebo se s tím ani nikdo neobtěžoval při návrhu, pak je jedno jak se udělá zbytek sítě, protže se bez PVE, VE a PPE prostě neobejdeme. S tím také ale souvisí kdo a jak bude elektřinu vyrábět. Zatímco s JE tu bude tak akorát ČEZ (nepředpokládám že by někdo jiný u nás chtěl stěvat jaderné reaktory), s PPE, eventuálně plynovými motory a OZE tu bude značné množství subjektů. Pak by se dalo nejspíš odsimulovat jestli při 6-10GW VtE a cca 12GW FVE, 1,2GW PVE, 0,75GW VE, 0,15GW MVE a několika GW PPC a prozatím blíže neurčeném množství jiných zdrojů, bude možné soustavu provozovat a také jaké budou jednotlivé produkce. (Přesnější čísla pro OZE bych musel ještě dohledat)

Od toho se ale také bude odvíjet podoba elektrizační soutavy. Dneska je mezi 400(220)kV/110kV asi 20GW, ale udává se že na 22kV a 110kV by mělo být asi 80GW, ale ani distribuční společnosti to neví přesně.

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Chladici veze neslouzi k regulaci vykonu....

Tím chcete říct, že JE má chladící věže z důvodu regulace? To snad ne :-)

Obrázek uživatele Josef

Ne, ale může je k tomu samozřejmě použít. Na tom principu není nic složitého.

Samozřejmě, že nemůže :-) JE se reguluje v rámci jednotek procent. Jednoduše řečeno, buď jede, nebo ne :-)
Terciální, neboli chladící okruh, není žádným způsobem spojen s primárním.

vykon jaderky na vystupu, tedy to kolik doda energie se reguluje uplne stejne jako u vsech elektraren postavenych na parni turbine, proste se para zene jinudy nez na turbinu cims se turbina zpomaluje nebo udrzuje na nejake hodnote

co je zasadni, tak aby jim JE vydelavala co nejvice (v Ceskem pripade Cezu), tak je snaha ji drzet na maximu co mozna nejvice a reguluji se spise ostatni elektrarny kde je provoz radove levnejsi a da se setrit i na palivu, u jaderky se na palivu usetrit neda, palivove kazety se meni pravidelne co 12 mesicu at se deje co se deje at je ten rok v provozu mesic nebo 11 mesicu

Obrázek uživatele Josef

Terciární okruh může být ovšem napojen před turbínou na sekundární okruh a turbínu úplně nebo částečně vynechat. Není na tom nic až tak složitého, stačí jedno přepnutí. A nedělá se to jen proto, že nikoho ani nenapadne používat drahý reaktor jako vyrovnávací zdroj energie pro špičky.

protoze kdyz ma reaktor vykryvat spicky a nejde rozumne regulovat tak by mel bezet porad ve vykonu tech spicek. co by bylo opravdu nehospodarne.

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

On je ten výpočet relativní. Add 1. Podle energetického mixu např ČR je elektřina emisně vyráběna cca z 60% uhlí plyn, 40% jadro, slunce, voda, vitr. Tenpřenos a tranformace VVn, VN, NN 80-90% záleží na jakou vzdálenost se to tahá. Nabíjení je tak 95%, a elektromotor zas 95%.
Ti co mluví o těch trojnásobcích tam počítají nevím co. Ani kdyby se započítala emisní stopa výroby baterie tak to tak zle nevyjde.

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

Tak takto myslí těch 85%, já jsem měl chvilku zato že se jim podařilo nějak pohnout s rankinovým a carnotovým cyklem. ale na to asi nejsou ještě dost dobré materiály, Ale měl bych pro ně jeden návrh co s tím ještě spojit, ale nevím jak moc by to pomohlo a přidalo na komplikovanosti.

jaky navrh?

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

MHD generátor do spalovací komory. Doporučuji zadat do google MHD generator. Česky to dělává nesmysly, on je to totiž jazykolam Magnetohydrodynamický generátor. Nějaké MW by se z toho pak měly ještě dát získat. Zkoušelo se to na uhelný prach, ale tam elektrody trpěly od sazí, u plynu by to mohlo být lepší. Hádám, že tak 20MW by to dát mohlo.

Dolezite je prepocitat CO2 na zaklade ucinnosti well-to-wheel pretoze tank-to-wheel je prilis optimisticky a napriklad nezohladnuje ultra nakladne technologie ziskavanie fosilnych paliv - bitumenozne piesky.

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

No z toho si muzeme i spocitat, jake jsou teda emise EV u CO2, jeslti je to tak hrozne jak nekteri tvrdi nebo ne....
Jestlize TOP elektrarny maji 230g/kWh a nejhorsi 230/0,3 = 760, v prumeru rekneme 500g/kWh.
Pri prumerne spotrebe 20kWh na 100km a ucinnosti prenosu a nabijeni nejakych 80(mozna min tezko rict presne) to mame 500/0,8*20/100 = 125g CO2 na kilometr jizdy (pri realnem provozu, ne v laboratornich podminkach), coz celkem odpovida tem nejlepsim naftakum (v realnem provozu), coz neni zrovna moc spatne rekl bych...
Zajimalo jakymi vypocty se podrailo nekterym dojit k tomu, ze EV "vyposti" i trojnasobek CO2 oproti spalovakum....

Jestli jsem se nezamotal, tak je to porovnání well to wheel u EV a tank to wheel u nafťáku. Chápu, že je to příspěvek pro EV. Chci tím říct že ekologická výhoda EV by měla být ještě vyšší než tu píšeš :-).

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

No ono je to takove porovnani plyn/uhli vylozene u elektrarny, proti nafte v nadrzi...

Přesně tak. A tím většina lidí argumentuje proti EV. Už se neřekne že ropa se musí těžit a rafinovat a pak převážet a že na to spotřebuje spoustu sama sebe a elektřiny. Takže CO2 stopa po rafinaci a převozu ropy těch 130g/km u aut ještě navýší. A rozhodně ne málo.

Zaregistrujte se a pište komentáře pohodlněji!

To porad nebude uplne presne srovnani ulikove stopy paliva od jeho vytezeni ze zeme po jeho zpracovani se zapoctenim uhlikove stopy vyroby elektrarny, plynovodu atd. Take jste nezapocital ztraty v prenosove siti a pri nabijeni. Na druhou stranu elektrina se da vyrabet i cistsim zpusobem, nez v paroplynove elektrarne na fosilni palivo. Ta ma primarne nahrazovat vypadky pri vyrobe z obnovitelnych zdroju. Taktez by v ni asi slo spalovat plyn vyrobeny v dobe prebytku energie ze zelenych zdroju, tim by se mohla uhlikova stopa vyrazne snizit.

i tak je to hodne zajimavy prepocet.


VOLTDRIVE - Ideální řešení pro domácí nabíjení vašeho vozu.Autonabíjení.cz - vše pro Váš elektromobilNabíječky elektromobilů Circontrol