Akumulace a regulace sítě  
Největší překážkou ve využívání intermitentních obnovitelných zdrojů jsou omezené možnosti akumulace energie. Je řada fyzikálních možností ukládání energie, u většiny z nich je však jejich masové využívání zatím značně omezené. Podívejme se na to, jaké jsou možnosti v této oblasti ve světě i u nás.

Čínská továrna Rongke Power, která se zabývá výrobou baterií a dodávkami úložišť (zdroj Rongke Power).
Čínská továrna Rongke Power, která se zabývá výrobou baterií a dodávkami úložišť (zdroj Rongke Power).

Zatím nejvíce využívanými jsou vodní přečerpávací elektrárny. Ty mají velmi vysokou účinnost, která může dosahovat hodnoty až okolo 80 %. Výkony mohou být v širokém rozmezí a dosahovat až řádu stovek megawattů. Podle velikosti horní nádrže mohou svůj nominální výkon poskytovat řadu hodin i pár dnů. Reagovat mohou s rychlostí až v řádu desítek sekund a umožňují tak i efektivní rychlou regulaci. Podrobný přehled stavu i budoucnosti v Česku i ve světě je popsán v nedávném článku o vodních elektrárnách. My se v dalším článku cyklu o energetice hlavně u nás podíváme na jiné možnosti.

 

Akumulátorové baterie

Další možností je využití elektrických baterií (akumulátorů). Již v roce 1859 francouzský fyzik G. R. Planté vymyslel olověný akumulátor. Skládal se z párů olověných desek ponořených do nádoby s roztokem kyseliny sírové. Dosahují účinnosti 80 %. S jeho využíváním má technická civilizace už hodně dlouhé zkušenosti.


Akumulátory nikl-kadmiové (NiCd) a nikl-železné (NiFe) byly vynalezeny švédským vynálezcem Waldemarem Jungnerem a ty druhé zavedl do široké praxe T. A. Edison. V akumulátorech NiFe se střídají železné a niklové destičky, které jsou ponořeny do elektrolytu na bázi hydroxidu draselného. Jejich velkou výhodou je, že neobsahují olovo a kadmium, které jsou nebezpečné pro životní prostředí.

Tradiční NiCd články nepotřebují složitou řídící elektroniku, mají dlouhou životnost a jsou spolehlivé. Jejich energetická hustota je 40 – 60 kWh/m3.Využily se v prvních systémech pro masivní průmyslové ukládání energie. Jde například o systém BESS firmy GVEA dokončený v roce 2003, který je schopen poskytnout výkon 27 MW po dobu 15 minut. Další realizací je systém na ostrově Bonaire v Nizozemských Antilách s výkonem 3 MW, který je schopen dodávat po dobu 2 minut. Ten pomáhá při regulaci zdejších větrných a solárních zdrojů. Umožňuje překlenout období při jejich rychlém výpadku, než naskočí jejich zálohy. Bateriový systém začal fungovat v roce 2010 a pomohl zde v cestě za udržitelnou energetikou.


V současné době jsou právě i z ekologických důvodů NiCd akumulátory nahrazovány zařízeními nikl-metalhydridovými (NiMH) s hustotou energie 120 kWh/m3 a lithiumiontovými (Li-Ion). Ty mají trojnásobnou hustotou energie. U lithiových baterií jde o celou sadu typů s využíváním různých chemických reakci, které jsou všechny charakterizovány transportem lithiových iontů mezi elektrodami během nabíjecích a vybíjecích reakcí. Lithiové baterie neobsahují kovové lithium, ionty lithia jsou implementovány do struktury z jiných materiálů. Oxidy kovů nebo fosfáty s lithiem se využívají pro katodu a grafit nebo sloučenina z oxidu lithného a oxidu titaničitého pro anodu. Elektrolytem může být lithiová sůl v organickém rozpouštědle. Lithiové články se sestavují do multičlánkové baterie, která je pak schopna dodat potřebné napětí. Velmi důležitý je v tomto případě elektronický systém, který kontroluje práci a určuje její bezpečnostní parametry. Musí baterii ochránit před úplným vybitím.


První komerční Li-Ion baterie začaly vyrábět firmy Sony a Asahi Kasei. Mají obrovskou výhodu ve své flexibilitě. Vyrábí se od drobných zařízení zásobující mobily a další drobnou elektroniku přes akumulátory pro elektromobily či malé fotovoltaické instalace na střechách až po bateriová úložiště pro velkou elektroenergetiku. Ty poslední pracují až v multi-megawattové oblasti a dokáží zajistit tyto výkony po řadu hodin. Mohou absolvovat až tisíce cyklů hlubokých vybití a nabití. Hustota energie je u nich okolo 300 kWh/m3. Ovšem v laboratořích se pracuje na hledání nových typů elektrolytů a vylepšeních, které by umožnily dosáhnout hodnot až 500 kWh/m3. Velmi důležité je to zvláště pro baterie pro elektromobily. Jednou z možností je například fluorový elektrolyt, který by zároveň byl nehořlavý. Což je další důležité plus pro využití v dopravě.


Velké množství lithiových akumulátoru se produkuje pro elektromobily. V posledních letech pak v bateriových úložištích, které pomáhají v regulaci sítě. Zatím největší sestava Li-ion baterií byla instalována v Austrálii a je připojena k síti ve větrné farmě francouzské společnosti Neoen. Dodala ji koncem roku 2017 firma Elona Muska a dokončila ji za méně než 100 dní. Její výkon je 100 MW a kapacita 129 MWh. Bateriové úložiště pomáhá vyrovnávat výkyvy sítě v Jižní Austrálii. Toto velkokapacitní úložiště je zatím výjimkou, ale zařízení s výkonem okolo 10 MW a kapacitou okolo 10 MWh jsou celkem běžná. Úspěšně pomáhají při regulaci sítě, která se musí vypořádávat se stále větším podílem fluktuujících obnovitelných zdrojů. Ovšem i další velká úložiště se připravují. Na stejném místě jako Musk chce postavit další velkokapacitní uložiště s výkonem 120 MW a kapacitou 140 MWh i britský miliardář Sanjeev Gupta. V Jižní Koreji by mělo vzniknout úložiště s maximálním výkonem 150 MW a v Kalifornii je plánovaná baterie s výkonem 200 MW.

 

Akumulátorové úložiště dodané Elonem Muskem do Austrálie (zdroj Tesla).
Akumulátorové úložiště dodané Elonem Muskem do Austrálie (zdroj Tesla).

U nás je zatím největší sestavou úložiště SIESTORAGE od firmy Siemens umístěné v Mýdlovarech firmou E.ON. Jeho výkon je až 1,6 MW (i když je smlouvou o připojení omezena na 0,99 MW) a kapacita 1,75 MWh, ta se může rozšířit až na 10 MWh. Druhé úložiště nechala vybudovat společnost Solar Global ve vesnici Prakšice. To má výkon 1 MW a kapacitu 1,2 MWh. Další projekty velkokapacitních úložišť se u nás připravují. Velké úložiště by chtěl vybudovat i ČEZ.

 

Sodíko-sírové (NaS) akumulátory musí pracovat při teplotě mezi 300˚C až 350 ˚C, která je potřeba pro roztavení sodíku a síry. Ty mají energetickou hustotu 150 - 240 kWh/m3, tedy třikrát větší než olověné akumulátory. Původně je vyvinula automobilka Ford v šedesátých letech. Aktivními materiály jsou v tomto případě tekutá síra jako pozitivní elektroda a tekutý sodík jako negativní. Elektrody jsou oddělené pevnou keramikou na bázi sodíku a hliníku, která je zároveň elektrolytem. Tato keramika je prostupná pouze pro kladně nabité ionty sodíku. Účinnost těchto akumulátorů je velmi vysoká, typicky 89 %. Pro masové průmyslové ukládání energie se využívá hlavně v Japonsku, kde je jejich celkový instalovaný výkon zhruba 300 MW a dokáží dodávat výkon i několik hodin.

 

Velkokapacitní úložiště SIESTORAGE od firmy Siemens umístěné v Mýdlovarech (zdroj Siemens).
Velkokapacitní úložiště SIESTORAGE od firmy Siemens umístěné v Mýdlovarech (zdroj Siemens).

Průtočné baterie

Ty se někdy označují jako průtokové nebo tekuté. Jedná se o typ baterií, u kterých umožňují nabití a vybití reakce dvou chemických látek rozpuštěných v kapalině systému ve dvou nádržích oddělených nejčastěji membránou. V jedné je pozitivní a v druhé negativní elektrolyt. Technologie je podobná palivovým článkům i bateriím. Jednou z největších výhod je kontinuální možnost výměny elektrolytové kapaliny a její obnovování a opětné využití. Další pak, že jejich životnost je velmi dlouhá v řádu 10 000 vybíjení. Kritickou slabinou životnosti je membrána, tu však lze poměrně jednoduše vyměnit. Nevýhodou je menší hustota energie, která je v rozmezí 15 až 25 kWh/m3. Existuje několik typů těchto baterií, jde například redoxní, hybridní a bez membrány.


Název redoxní odkazuje na redukční a oxidační reakce, které stojí u podstaty procesu nabíjení a vybíjení redoxních tekutých baterií. Pravé redoxní baterie jsou ty, kdy všechny chemické komponenty aktivní v procesu nabíjení a vybíjení jsou v rozpuštěné podobě. Příkladem takové jsou vanadové redoxní průtočné baterie nebo kombinace železa a chromu. Vanadové průtočné baterie byly poprvé použity v Austrálii v roce 1986.

Hybridní systémy mají jednu ze složek v pevné podobě, jde třeba o systémy využívající zinek a bróm nebo zinek a chlór.

Velkou výhodu by měly tyto baterie při použití v elektromobilech. Místo dobíjení by se na pumpě vyměnil elektrolyt, což by z časového hlediska bylo velmi podobné tomu, jak dnes tankují benzínová a naftová auta. Sesbíraný elektrolyt by se k nabíjení dovezl do speciálních zařízení, které by odebíraly elektřinu a nabíjení prováděly v době přebytku.


V případě využití pro masivní ukládání energie je jejich výhodou, že výkon i kapacita se dají zvýšit prostým zvětšením objemu nádob s elektrolytem. Pro různé aplikace tak existují systémy s výkonem mezi desítkami kilowattů až desítkami megawatt a kapacitou mezi 500 kWh až ke stovkám megawatthodin.

Vanadové redoxní průtočné baterie firmy Rongke Power (zdroj Rongke Power).
Vanadové redoxní průtočné baterie firmy Rongke Power (zdroj Rongke Power).

Největší úložiště založené na průtočných bateriích se buduje v Číně u města Ta-lien, v jehož okolí je velké množství větrných farem a není lze dostatečná kapacita vedení. Půjde o redoxní vanadové s celkovým výkonem 200 MW a kapacitou 800 MWh.

 

Supravodivé indukční akumulátory

Velmi zajímavá akumulační zařízení využívají supravodivost. Jde o stav, při kterém prakticky úplně zmizí elektrický odpor v látkách. V současné době existuje kromě klasické supravodivosti, která nastává při teplotách tekutého helia, i vysokoteplotní supravodivost. U některých speciálních materiálů se tak supravodivosti dosahuje už při teplotách tekutého dusíku. Vysokoteplotní supravodivost je však zatím spíše ve stádiu výzkumu, než praktických aplikací. Elektrický proud se v tomto případě akumuluje v supravodivé cívce ponořené v kapalném heliu. Tam může vydržet velice dlouho. Zařízení tohoto typu se označují zkratkou SMES (Superconducting Magnetic Energy Storage). Obrovskou výhodou této akumulace je velmi rychlá reakce, velmi vysoká účinnost a velmi malé ztráty v čase. Doba nabíjení a vybíjení je extrémně krátká a účinnost je přes 95 %. Předpokládá se, že celkové ztráty by se daly snížit až na hodnotu pod 1 %. V současnosti existuje několik malých jednotek s kapacitou v řádu několika MWh v komerčním provozu, které jsou právě pro svoji velmi rychlou reakci primárně určeny na udržování vysoké kvality dodávané elektřiny v případech, kdy je to potřeba. Testovací zařízení pak dosahují kapacity až 20 MWh.

 

Výroba průtočné baterií ve firmě Rongke Power (zdroj Rongke Power).
Výroba průtočných baterií ve firmě Rongke Power (zdroj Rongke Power).

 

Mechanické ukládání energie

Jednou z možností v této oblasti jsou rotující setrvačníky. Nejjednodušší verzí je upevnění co nejtěžšího setrvačníku na hřídel elektromotoru poháněného elektrickým proudem, jehož energii chceme uložit. Při odběru energie pak elektromotor pracuje jako alternátor a akumulovanou energii lze odčerpat. Tradičně se jako materiál pro setrvačníky využívala ocel a klasická ložiska. To však omezuje frekvenci otáček na několik tisíc za minutu. Kapacita však roste s kvadrátem frekvence. Moderní setrvačníky jsou z uhlíkového kompozitu, rotují ve vakuu a využívají magnetická ložiska. To jim umožňuje dosahovat až 100 000 otáček za minutu.


Setrvačníkové zásobníky založené na tomto principu jsou využívány v průmyslu pro krátkodobou rychlou regulaci. Umožňují totiž velmi rychlou reakci a velmi přesné udržování stabilní frekvence. Zvyšují tak kvalitu dodávek elektřiny pro zařízení, která jsou citlivá na změny. Krátkodobě mohou akumulovat i vydávat výkon až několik megawattů. Jejich účinnost je vysoká, lepší než 80 %. Využívají se také v případě, když potřebujeme nashromáždit značnou energii a pak po velmi krátkou dobu realizovat velmi velký výkon. Například u laserů nebo fúzních tokamaků. Výhodou těchto systémů je i jednoduchá údržba a dlouhá životnost.

V současné době se pro ukládání energie a regulaci využívají hromadněji systémy s výkonem 2 kW a kapacitou 6 kWh. Pro výkony v řádu megawattů se sestavují farmy z menších jednotek. Ty jsou pak schopné pokrývat potřeby dodávek v řádu jednotek až desítek minut. Jde tedy spíše o krátkodobější regulaci. Velmi zajímavé je jejich využití v hybridních dopravních prostředcích, kde se využívají k rekuperaci pohybové energie.


Stephentownské setrvačníkové úložiště vybudované firmou Beacon Power (zdroj Beacon Power).
Stephentownské setrvačníkové úložiště vybudované firmou Beacon Power (zdroj Beacon Power).

V současnosti je největší úložiště tohoto typu setrvačníková farma poblíž města Stephentown v USA. Vybudovala ji firma Beacon Power a slouží ke stabilizaci frekvence v síti v oblasti New Yorku. Její celkový výkon je 20 MW.

 

Akumulační elektrárny využívající stlačený vzduch

Na podobném principu jako přečerpávací elektrárny fungují akumulační systémy na stlačený vzduch. Jejich anglická zkratka je CAES (Compressed Air Energy Storage). V tomto případě se do velkých zásobníků natlačí stlačený vzduch. Pokud potřebujeme hodně velký zásobník, mohou jim být dobře utěsněné podzemní prostory. Může jít o přírodní jeskyně nebo o důlní kaverny po skončení těžby. Kompresor je poháněn elektromotorem, který odebírá proud v době, kdy je elektřiny přebytek a je levná. V době drahé elektřiny naopak alternátor elektřinu vyrábí s využitím právě stlačeného vzduchu. Poprvé bylo takové zařízení uvedeno do provozu v roce 1974 v německém Huntforfu. Využívají se zde dvě solné jeskyně v hloubce mezi 600 až 800 m o celkovém objemu 150 000 m3. Tlak se mění v rozmezí od 5 do 7,5 MPa. U této elektrárny trvá fáze komprese zhruba osm hodin. Plynová turbína pak dokáže dvě hodiny dodávat do sítě výkon 290 MW. Efektivně tak může v denním režimu pracovat na vykrývání diagramu produkce a spotřeby elektřiny. Její účinnost je 42 %.


Při stlačování se vzduch ohřívá a s tímto teplem je potřeba něco udělat. Standardní vícestupňové kompresory při zvyšování tlaku z atmosférického na ukládací jej ochlazují průběžně i po stlačení. V případě klasické akumulace pomocí stlačení vzduchu se teplo uvolňuje do atmosféry a ztrácí. Při dekompresi pak je třeba dodat teplo na ohřev. V tomto případě se dosahuje účinnosti okolo 40 %. Při částečném využití vzniklého odpadního tepla se lze dostat i přes 50 %.


První elektrárnou na stlačený vzduch, která alespoň částečně dokáže rekuperovat tepelnou energii produkovanou při stlačování, je od roku 1991 McIntosh ve státě Alabama v USA. Zde šlo o solné jeskyně v hloubce mezi 450 až 750 m o celkovém objemu 538 000 m3, která může dodávat výkon 110 MW po 26 hodin. Tlak se pohybuje mezi 4,5 až 7,6 MPa. Snížila se tak zhruba o 27 % potřeba tepelné energie na ohřev plynu. Celková účinnost stoupla na zhruba 54 %.


Naopak v pokročilejších systémech se teplo vytvořené při stlačení uchovává a využije při adiabatické dekompresi. Takové systémy se označují jako AA CAES (Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage) a významně zvyšují celkovou účinnost procesu. Mohlo by se dosahovat hodnot i přes 70 %. Na prvním demonstračním zařízení tohoto typu pracuje německá firma RWE. Projekt pod názvem ADELE. Ten by měl mít schopnost uložit až 360 MWh a maximální výkon 90 MW by tak mohl dodávat až 4 hodiny. Pro Německo je tato možnost atraktivní, protože na rozdíl od přečerpávacích elektráren, které mají vhodné podmínky na jihu tohoto státu, elektrárny na stlačený plyn by se daly budovat na severu, kde by akumulovaly elektřinu z větrných parků.


Další variantou jsou izotermické elektrárny na stlačený vzduch (I-CAES). V tomto případě se při kompresi i dekompresi vytvoří podmínky takové, aby se teplota plynu neměnila – děj probíhal izotermicky. Jednou z možností je rozprašování drobných kapiček vody v kompresním pístu během stlačování. Povrch velkého počtu kapiček je velký a voda má vysokou tepelnou kapacitu. Voda se pak ze systému odebere a uschová. Požije se při stejném ději během expanze. I tato zařízení jsou zatím v oblasti vývoje a testů. Jejich účinnost by mohla být v oblasti 70 – 80 %.

Úložiště na stlačený plyn McIntosh v  USA (zdroj DOE).
Úložiště na stlačený plyn McIntosh v  USA (zdroj DOE).

 

Další možností je uchování vzduchu v pružných vacích pod hladinou, které se nafukují. Vzduch tak zůstává při konstantním tlaku. Turbína se pak pohání vzduchem při vyfukování vaků. I v tomto případě jde prozatím o technologii ve stádiu výzkumu.

Existuje několik projektů ve světě, které se snaží o realizaci demonstračních zařízení. Pro velká zařízení jsou hlavní překážkou velká prvotní investice a nutnost existence vhodných geologických podmínek.


Výroba syntetického paliva P2G

Možností pro opravdu dlouhodobé vyrovnávání sezónních změn či změnách při práci větrných farem by mohla být výroba vodíku, případně následně syntetického metanu nebo složitějších uhlovodíků. Tato metoda je označovaná jako P2G (Power to Gas). Vodík nebo syntetický metan pak mohou být distribuovány pomocí existujících plynovodů, zásobníků nebo cisteren ve formě plynu nebo po zkapalnění.

 

Výroba vodíku

Vodík se v současné době z největší části vyrábí z fosilních paliv, ale to není případ, který by nás zajímal. Další možností je elektrolýza vody. V tomto případě stejnosměrný proud při průchodu vodou (běžně s přídavkem jiných látek pro zvýšení vodivosti) od jedné elektrody ke druhé rozštěpí chemickou vazbu mezi vodíkem a kyslíkem. Kladný vodíkový iont poté reaguje na katodě a zde se tak uvolňuje vodíkový plyn, který je zachycován a skladován. Na anodě se uvolňuje kyslík. Proces elektrolýzy probíhá za pokojových teplot a stačí pro něj pouze elektrická energie. Účinnost této výroby se pohybuje v rozmezí 80 – 92 %. Výstupem je kyslík a velmi čistý vodík. Pro výrobu 1 kg vodíku je potřeba zhruba 9 kg (litrů) vody a 60 kWh elektrické energie. Uplatnit lze nízkoteplotní alkalickou elektrolýzu s kapalným bazickým elektrolytem, která je relativně investičně nenáročná a robustní. Má však nižší účinnost a flexibilitu. Vysokou účinnost a flexibilitu má naopak kyselá elektrolýza s polymerním membránovým elektrolytem. Nevýhodou je nutnost použít platinové kovy jako elektrokatalyzátory a polymerní elektrolyt na bázi fluorové chemie. To vede k vysoké ceně.


Při vysokoteplotní elektrolýze se část energie dodává pomocí elektřiny a část v podobě tepla. Tím lze zvýšit celkovou účinnost procesu. Reakce probíhá ve vysokoteplotním elektrolyzéru při provozních teplotách od 550˚C do 950˚C. Při této teplotě je průběh elektrodových reakcí velmi rychlý a snižuje ztráty účinnosti tímto dějem. Tepelná energie nahrazuje částečně elektrickou při rozkladu vody. Do vysokoteplotního elektrolyzéru vstupuje voda ve formě páry ve směsi s vodíkem a přivádí na porézní katodu. Zde se produkuje další vodík a z katody elektrolyzéru se vodík odebírá. Je třeba zmínit, že metody elektrolýzy jsou zatím ve stádiu výzkumu a zkušebních provozů.

Je možné také využít termochemické reakce, kdy produkují vodík chemické reakce při vysokých teplotách. V cyklu chemických reakcí se produkty a reaktanty vzájemně recyklují. Výhodou oproti přímému termickému rozkladu vody je, že zde lze efektivního rozkladu vody na vodík a kyslík dosáhnout při nižších teplotách, pod 1000˚C. Konečnými produkty jsou opět vodík a kyslík.


Vodík lze produkovat i foto-elektrochemickým procesem, který funguje na základě přeměny světelné energie na elektrickou energii v článku obsahujícím dvě elektrody. Ty jsou ponořeny do elektrolytu tvořeného vodou. Jedna z elektrod je polovodičová a je schopna konvertovat světelné záření na nosiče náboje. Opět tak dochází v konečném důsledku k produkci plynného vodíku na katodě a kyslíku na anodě. Dále je možné využít řadu biologických procesů a organismů, které dokáží organickými procesy produkovat vodík. To jsou však metody, které se našeho tématu ukládání energie dotýkají spíše okrajově.


Produkovaný vodík pak může mít velmi široké uplatnění. Je však třeba vyřešit problém s jeho skladováním, distribucí a samotným využitím. Při skladování narážíme na problémy s některými vlastnostmi tohoto plynu. Jde o velmi lehký plyn s malými molekulami. Proniká tak řadou materiálu. Zároveň tak jeho zásobníky musí být větší než třeba u zemního plynu. Často se to řeší větším tlakem, při kterém se vodík skladuje. Při potřebě skladovat větší množství může být vhodné i zkapalnění, i když je u něj potřeba velmi nízké teploty. Při normálním tlaku je teplota zkapalnění vodíku -253˚C. Další variantou, která se dá využít, je uskladnění ve formě hydridů kovů.


V současné době se nejčastěji využívají vysokotlaké nádoby z nízkouhlíkové oceli bez svarů, je přechováván pod tlakem okolo 20 MPa. Kompozitní materiály s vnitřní speciální kovovou nebo polymerní vrstvou umožňují tlaky až 45 – 70 MPa. Velice perspektivní je i uskladňování v kapalné formě s využitím dvoustěnných kovových nádob, u kterých je mezi stěnami vakuum. Vnitřní nádoba, ve které je kapalný vodík, má několik vrstev, které tvoří co nejdokonalejší tepelnou bariéru. Jako velmi výhodná, bezpečná metoda s velkou kapacitou uskladnění se zdá skladování vodíku v hydridech kovů. Může jít o intersticiální hydridy kovů, aktivované prášky bohaté na hořčík nebo komplexní hydridy lehkých kovů. Nižší skladovací tlaky a zvýšenou bezpečnost přinášejí i metody skladování v porézních materiálech. Dají se využít uhlíkaté struktury v podobě uhlíkových nanotrubic nebo nanovláken. Dalšími vhodnými porézními materiály mohou být aerogel a zeolit.


Vodík pak lze využít pomocí palivových článků, které využívají elektrochemickou reakci pro přímou přeměnu energie ukryté ve vodíku na elektřinu bez spalování. Reakce probíhá mezi vodíkem a kyslíkem za přítomnosti elektrolytu. Účinnost palivových článků se pohybuje v rozmezí přibližně 40 – 80 %. Je také možné využít vodík jako palivo ve spalovacích motorech. Zde jsou účinnosti podobné těm u konvenčních benzínových motorů. Nevýhodou vodíkových spalovacích motorů je oproti palivovým článkům vznik emisí NOx při spalování.

 

Vodíková Toyota Mirai (zdroj Toyota).
Vodíková Toyota Mirai (zdroj Toyota).

Produkce syntetického metanu

V tomto případě se produkovaný vodík využije pro produkci plynu. Jednou z možností je přidávání do zemního plynu. Pokud to je v příměsi do 2 % objemového podílu, neovlivní to spalovací vlastnosti plynu. Stejně tak lze přidávat vodík do plynu z bioplynové stanice. Zase v odpovídajícím podílu.


Další pak je reakce vodíku s oxidem uhličitým a vytvořením syntetického zemního plynu, tedy metanu. Při metanizaci dochází ke sloučení vodíku a oxidu uhličitého za vysokého tlaku a teploty pomocí Sabatierovy reakce. Jestliže účinnost výroby vodíku elektrolýzou dosahuje až 80 %, následná účinnost výroby metanu se pohybuje za nejpříznivějších okolností až okolo 90 %. Celý proces výroby metanu tak dosahuje účinnosti okolo 70 %. Účinnost celkového procesu akumulace je pak dána účinností spalování syntetického paliva a účinnost konverze na energii elektrickou.

V současné době se intenzivně pracuje na rozvoji těchto metod. Zatím však jde o výzkumné studie a testovací provozy. Existuje sice několik typů sériově vyráběných automobilů na vodík. Ovšem jen v málo místech je dostatečná infrastruktura, aby se provozovaly standardně jako klasické benzínové. Klíčovým problémem je rozvoj infrastruktury a ekonomická výroba vodíku.

Výzkum využití vodíku probíhá v Česku intenzivně v ÚJV a.s, který se podílí i na testovacím provozu jediného autobusu na vodík v naší zemi.

 

Úložiště energie využívající zkapalněný plyn u města Bury (zdroj Highview Power).
Úložiště energie využívající zkapalněný plyn u města Bury (zdroj Highview Power).

 

 

Ukládání tepla

Energii je také možné uložit v podobě tepla nebo chladu. Takovou možnost velmi často využívají sluneční tepelné elektrárny, které k tomu využívají velmi často tekuté soli nebo organické oleje. Jinou možností je výroba ledu pro chladicí systémy v době, kdy je přebytek elektřiny.

 

Akumulace do roztavených solí využívá latentní teplo, které je nutné látce odebrat nebo dodat při přechodu z jednoho skupenství na druhé. Přebytek energie je na začátku využit pro roztavení tekutých solí a zvýšení jejich teploty. Teplo uložené v této podobě se pak využije pro pohon turbíny nebo k jiným účelům. Ze solí se nejčastěji využívá eutektikum dusičnanu sodného a draselného. Může to však být i řada jiných materiálů, které nejsou solemi. A to i organické, mezi které patří parafinové vosky nebo některé mastné kyseliny.


Vhodné materiály musí mít vysoké měrné skupenské teplo tání, musí mít vhodný bod tání, velkou tepelnou vodivost, při změně skupenství nesmí moc měnit objem a tlak, musí vydržet dlouho bez ztráty podstatných vlastností, důležitá je netoxičnost a nehořlavost a neměly by působit korozi. Právě na tuto oblast je zaměřena Laboratoř skladování energie v rámci programu AV21 Akademie věd České republiky. Zkoumá termomechanické vlastnosti potenciálně vhodných materiálů.


Další možností je využít přebytečnou energii do zkapalnění vzduchu jeho stlačením a ochlazením na teplotu -196˚C. Ten se pak uchovává v kovových tancích. Pokud je potřeba vyrobit elektřinu, ohřeje se a svou expanzí vytváří mechanickou práci, která se využije pro pohon turbíny. Pilotní zařízení se nachází u města Bury nedaleko Manchesteru. Postavila jej firma Highview Power a má výkon 5 MW. V případě úspěchu se rozšíří až na 100 MW.


Využití komprese a expanze plynu je i v systému přečerpávání tepla, anglicky PHES (Pumped Heat Electrical Storage). Využívá se dva obrovské zásobníky vyplněné štěrkem. Přebytečná energie pohání tepelné čerpadlo, které stlačuje a zahřívá plyn argon. Mezi zásobníky tak vytváří tepelný rozdíl. V jednom je 500˚C a v druhém -160 ˚C. V době nedostatku energie funguje čerpadlo jako tepelný motor. Argon expanduje, ochlazuje a vyrábí elektřinu. Účinnost takového systému se pohybuje v oblasti mezi 72 – 80 %.

Existuje celá škála možností, jak využít přebytečnou elektřinu k ohřevu vody, elektrovytápění či předehřátí budov. Je možné také využít elektřinu ke chlazení a zmíněné výrobě ledu. Všechny tyto činnosti lze posunout do období přebytku elektřiny a využít pro vyrovnání denního diagramu.

 

Závěr

I z uvedeného přehledu, který není úplný, je vidět, že existuje řada možností, jak v dané chvíli vyrovnávat fluktuace v síti pomocí akumulace energie a také, jak uložit dlouhodoběji přebytečnou energii a využít ji v době, kdy je jí nedostatek. Velkokapacitní úložiště se dají využít pro rychlou regulaci a udržování vysoké kvality elektřiny v síti. V této oblasti se využívají setrvačníky, baterie i přečerpávací elektrárny. Zvláště v oblasti rozvoje Li-Ion baterií probíhá v posledních letech extrémně rychlý rozvoj, který významně zlepšuje jejich kvalitu i snižuje cenu. Druhou oblastí je dlouhodobější uložení energie. Z hlediska vykrývání malých decentralizovaných zdrojů nabývají stále většího významu zmíněné akumulátorové baterie. Velice rychle tak přibývají kombinované sestavy střešních fotovoltaik a akumulátoru. Ve vhodných podmínkách se dostávají do oblasti grid parity. V oblasti baterií lze očekávat poměrně rychlé snižování ceny a zlepšování parametrů s růstem masovosti jejich výroby.


V masivním ukládání zatím pořád vedou přečerpávací elektrárny. Jejich hlavním problémem je závislost této možnosti na geografických podmínkách a ekologické dopady stavby nových vodních nádrží. Proto mají stále větší význam bateriové sestavy, které už také dokáží ukládat a dodávat výkony v řádu stovek megawattů i po řadu hodin. Velkokapacitní úložiště využívající stlačený plyn mají sice možná podobný potenciál jako přečerpávací elektrárny, ale zatím existují ve světě pouze dvě.

Velký potenciál pro sezónní ukládání by mohly mít metody P2G, ať už výroba vodíku nebo jeho využití pro výrobu syntetického metanu. V tomto případě by se daly využít do značné míry i současné distribuční soustavy. Přesto je zatím tato cesta pouze ve fázi výzkumu a hledání nejlepších variant, které by umožnily její efektivní a ekonomické využívání. Kdy bude alespoň některá z možností připravena pro masové využití, je otevřená otázka, ale určitě bude potřeba ještě řada let.


Hlavním problémem je, že popisované systémy energii pouze akumulují a nevyrábějí. Jejich cena tak musí být pokryta rozdílem ceny ze sítě odebírané a do sítě dodávané nebo platbou za jiné služby, které je schopno velkokapacitní uložiště poskytnout. Navíc účinnost cyklu uložení a dodávky nikdy není stoprocentní. I když často bývá vysoká, přes 70 % i 80 %, dochází ke ztrátám. Kromě zvyšování účinnosti je velice důležité prodlužování životnosti zařízení. Investice do něj se totiž musí během ní zaplatit i s příslušným ziskem.


Z ekonomického hlediska jsou pro akumulační zdroje nejvhodnější dva režimy práce. Prvním je rychlá regulace a udržování kvality sítě. V tom případě jsou tyto zdroje placeny za takové služby bez ohledu na konkrétní průběhy dějů v síti. Druhý je případ, kdy vykrývají pravidelné špičky či minima v denním diagramu, které vedou k dostatečným rozdílům v cenně silové elektřiny. Zisk je pak dán právě tímto rozdílem. V tomto případě je důležitá pravidelnost těchto změn. To nastává při vyrovnávání jaderných elektráren, které běží na stejném výkonu a akumulační elektrárny vyrovnávají denní diagram, nebo v případě nutnosti vyrovnání denního diagramu při využívání fotovoltaických elektráren. V těchto situacích pracuje a vydělává akumulační elektrárna v pravidelném cyklu každý den. Jiná je situace v případě využívání větrných zdrojů. Zde může foukat řadu dní a pak zase řadu dní je bezvětrno. Pracovní režim úložiště energie je tak jiný a může to vést k tomu, že přestane být rentabilní. To je například i důvod, proč v Německu došlo v minulých letech k pozastavení projektů přečerpávacích elektráren, které se plánovaly. S tímto problémem se budou muset vypořádat všechny projekty, které nejsou zaměřeny na krátkodobou regulaci a podporu kvality elektřiny v síti. Masivnější zavádění těchto velkokapacitních úložišť se musí také vypořádat s dalším faktem. Jejich rozšiřování vede k vyhlazování denního diagramu a snižování rozdílu cen mezi minimem a špičkou. Tato zařízení se tak vzájemně kanibalizují, což může vést k problémů v případě, kdy se například přežene jejich podpora.

Na závěr je třeba připomenout, že regulaci lze provádět a také se uskutečňuje snižováním i zvyšováním výkonu na straně zdrojů nebo snižováním či zvýšením spotřeby na straně odběratelů. V této oblasti, která není diskutována v tomto článku, existuje celá řada možností a je zde značný potenciál.

Psáno pro Osel a Oenergetice

Datum: 04.09.2018
Tisk článku

Právo a energetika (elektrická energie) - Havlíčková Blanka, Kovářová Daniela
Knihy.ABZ.cz
 
 
cena původní: 250 Kč
cena: 235 Kč
Právo a energetika (elektrická energie)
Havlíčková Blanka, Kovářová Daniela
Související články:

Jaký by mohl mít vliv „Německý rozbřesk" na Česko?     Autor: Vladimír Wagner (31.08.2018)



Diskuze:

setrvačníky

Pavel K2,2018-09-11 15:57:25

k setrvačníkům bych si dovolil poukázat na nevýhodu u dopravních prostředků, kdy hybnost setrvačníku má podstatný vliv na změny polohy (orientace) dopravního prostředku - což může vést i k haváriím, protože v závislosti na míře roztočení setrvačníku se chování při změně směru pohybu výrazně mění.
Piloti z 1.s.v. s rotačními motory by mohli vyprávět, kdyby to bývali přežili...

Odpovědět

Jedno důležité chybějící číslo

Stanislav Kneifl,2018-09-08 10:03:58

V textu o vodíku chybí dost podstatná informace, že na kompresi vodíku na tlaky vhodné pro skladování je potřeba cca 30 % energie v něm obsažené. Teoreticky by bylo možné ten tlak využít mechanicky ještě před palivovým článkem, ale nevím, jestli se to ve vodíkových autech opravdu dělá.

Odpovědět

Preco prave kWh / m^3 ?

Radoslav Porizek,2018-09-04 23:25:46

Je nejaky specialny dovod, preco sa na porovnanie akumulatorov pouziva prave velicina kWh / m^3 ?
Preco sa neporovnava energia na mnozstvo hmoty kWh / kg ?

V nejakom clanku vo Vesmire sa pisalo o netradicnom akumulatore (tusim nejaky podvodny vak) a pouzival sa tam parameter kapacity jedneho nabijacieho cyklu ku celkovej energii potrebnej na vyrobu akumulatora. Tento parameter mi pride smerodajnejsi, co sa tyka posudzovania ekologickosti zdroja.

Bolo tam aj porovnanie zo standartnym etalonom precerpavacich vodnych elektrarnani, to mi napriklad v tomto clanku chybalo.

Odpovědět


Re: Preco prave kWh / m^3 ?

Oldřich K.,2018-09-05 05:29:41

Domněnka - u stacionárních akumulátorů je hmotnost podružný parametr.
Naopak u akumulátoru, který se "pochybuje" (elektroauto)je důležitější hmotnost.

Odpovědět

elektromobil nie sú len akumulátory

Ježík Ernest,2018-09-04 17:07:38

Témou nabíjania elektromobilov sa zaoberám v blogu
https://ernestjezik.blog.sme.sk/c/474538/kde-kedy-a-z-coho-nabit-elektroauto.html

Odpovědět

V2G

Jiří Pirkl,2018-09-04 13:17:37

Máme tu ještě velký potenciál u elektromobilů při jejich stoupajícím počtu a použití V2G kdy se elektromobil stává zdrojem.

Odpovědět


Re: V2G

Aleš Voborník,2018-09-04 15:09:56

Jak si to představujete?
Elektromobil je dnes vhodný na krátké cesty, tak do práce a zpět. Nevím jestli by elektrododávka technicky přežila u pekaře (ekonomicky určitě ne).
Dáme příklad:
Ráno v zimě jedu 60km do práce, spotřebuju cca 30% kapacity. Potom jedu z práce, není taková zima, takže dalších 20%. Večer ho dám nabíjet. Pokud mi z něho v noci bude i minimum odebráno, zítra nikam nejedu.
Technické poznámky - nedávno jsem testoval nejkvalitněší dostupné LiIon články 18650 3,3Ah.
- vybíjení při +8 C, 0,5A, 2,6Ah, tj. 78% kapacity při 5 hodinovém vybíjení.
- nabíjení při +8 C, 0,5A, 2,5Ah, tj. 76% kapacity při 6 hodinovém nabíjení.
- za mrazu nelze LiIon aku. nabíjet, nejdříve se musí zahřát.
- za posledních 8 let se u těchto aku. zlepšila životnost, ostatní parametry včetně ceny se prakticky nezměnily.

Odpovědět


Re: V2G

Jan Novák9,2018-09-04 21:31:18

Když koupíte takový střední elektromobil za milion a baterka vám při denním použití vydrží max. 10 let přičemž její cena je tak vysoká že auto se špatnou baterií je neprodejný šrot....

...Tak se nejspíš rozmyslíte jestli se vám vyplatí při ceně 100.000/rok za pouhé vlastnictví zkracovat životnost akumulátoru využitím na V2G. Navíc zdroj je potřeba ve špičce, což je přes den - takže jenom pokud s ním nikam nejedete. Využitím elektromobilu na V2G doslova vyměňujete tisíce za koruny.

Odpovědět


Re: Re: V2G

Jiří Pirkl,2018-09-05 09:30:58

Ekonomický smysl dnes budoucnu bude úplně jiný. Směřuje se k velkým sériím a tím k nižší ceně.
Předpokládá se zřizování nabíjecích míst u zaměstnavatelů, obchodů, parkovišť a samozřejmě doma..... Lze předpokládat že běžná kapacita bude 50KWh a při pouhých 550000ks 10% aut(v ČR je asi 5,5 mil aut) je to "27,5GWh". Češi průměrně najezdí 10000km až 20000km takže pokud vezmeme 20000km a 100km jim bude trvat 2h stráví ročně v autě cca 5% času!. Při řekněme 30% aut připojených a využitelnosti 10% baterie máme 825MWh. Velká výhoda je že ta kapacita bude v místech odběru což je pro stabilizaci sítě ideální. Nejde o to používat celou kapacitu baterie v autě ale pár procent které mají zanedbatelný vliv na její životnost a zároveň minimálně snižují využitelnost vozu.

Odpovědět


Re: Re: Re: V2G

Jan Novák9,2018-09-05 19:34:34

To pořád řeší jenom krátkodobé výkyvy. Získáte relativně nestabilní síť s velice drahou elektřinou kde veškeré OZE musí být stále zálohovány horkou zálohou protože musí najet v desítkách minut už kvůli dobíjení těch elektromobilů.
Obrovské investice do milionu chytrých vzdáleně řízených nabíječek/střídačů a nezískáte vůbec nic - klasickou kapacitu musíte pořád zvýšit jinak se po pár dnech s deštěm nikam nejede.
Srovnatelnou investicí do jádra získáte levnou stabilní energii 24/7.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: V2G

Jiří Pirkl,2018-09-06 15:06:27

Tohle řešení by okamžitě bralo každé TSO. A věřte že získáte velice stabilní síť. Navíc v noci když klesá spotřeba tak bude proud kam dávat (většina lidí bude nabíjet přes noc). Nevím proč sem pletete jadernou elektrárnu, článek je o akumulaci a regulaci sítě.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: V2G

Petr Chaloupka,2018-09-07 17:59:26

825 MWh pokryje průměrnou spotřebu ČR na 7 minut (62 TWh za rok, tj. průměrná hodinová netto spotřeba 7 GWh). Není to málo, ale klasické elektrárny to nenahradí.

Odpovědět

Děkuji

Richard Vacek,2018-09-04 10:07:11

Děkuji za obsáhlý a zajímavý článek.

Odpovědět

Obvykle jen dílčí cykly a jejich účinnosti v nejasném, nejvýhodnějším režimu, ?ekonomicky nepoužitelném

Josef Hrncirik,2018-09-04 07:48:27

Odpovědět


Re: Obvykle jen dílčí cykly a jejich účinnosti v nejasném, nejvýhodnějším režimu, ?ekonomicky nepoužitelném

Josef Hrncirik,2018-09-04 08:18:51

Bez jasného uvedení režimu (prakticky nutného) jsou optimistická čísla jen VW (dieselgate) lež.
Pravděpodobně Dlouhé Stráně mají účinnost 78% pro celý cyklus VN-VN. Potom je zajímavá samotná el. ztráta (účinnost) či "mechanická, hydrodynamická"... .
Není nutno to dělit příliš detailně, ale rámec bilance musí být vždy jasný.
Nabíjení aku či výroba H2 elektrolýzou z VN určitě vyžadují trafo a usměrnění.
Naopak proud z PV či aku musí jít přes střídač a trafo.
Jaké jsou ztráty v této běžně? nutné fázi? Možná, že oproti těm v aku "nestojí za řeč".
A to jsou asi nejjednodušší otázky.

Odpovědět


Re: Re: Obvykle jen dílčí cykly a jejich účinnosti v nejasném, nejvýhodnějším režimu, ?ekonomicky nepoužitelném

Milan Štětina,2018-09-04 14:05:12

Předpokládám, že ta účinnost u aku se uvažuje na svorkách baterie, výroba vodíku také elektrická energie na elektrodách proti spalnému teplu vodíku (zde pozor, že je třeba ještě připočítat účinnost zpětné konverze, kterou znáte myslím lépe než já - při spalování v turbíně a točení generátorem to bude kolem 40%, palivové články jsou možná lepší).
Transformátor při výkonech desítky kilowatů a výše mají běžně účinnost 99%. Usměrňovač, které mají křemíkové diody mají úbytek napětí kolem 1V, takže pro napětí 100V dostáváme úččinost 99%, pro napětí 1000V pak 99.9% (na vyšší napětí diody nejsou - řeší se to sériovým spojením, takže zůstává 99.9%). Účinnost pro malá napětí je horší. Někdy se to řeší výkonovým MOSFET tranzistorem, který je řízen tak, aby spínal stejně jako dioda, a který má v sepnutém stavu charakter malého činného odporu. V daném případě je ale myslím lepší zařadit několik článků do série, čímž získáme větší napětí a menší problémy s účinností.
Co se týče měničů, tak jsou dva základní typy: tyristorové, kde platí (co se účinnosti týče) to co bylo řečeno pro diodové usměrňovače, a tranzistorové využívajících tranzistory MOSFET, které spínají na frekvencích v řádu jednotek až desítek kilohertz. U tranzistorových měničů je velmi malý úbytek napětí na prvku vlivem procházejícího proudu (běžně do 1V při maximálním výkonu; při nižším ještě méně - charakter činného odporu), ale přidávají se ztráty při vypínání a zapínání tranzistoru, které málo závisí na aktuálním proudu, ale odpovídají spíše napětí typu tranzistoru a tedy jmenovitému výkonu. Účinnost ještě trochu snižuje nutný filtr (z cívek a kondenzátorů). Z uvedeného plyne, že pro jmenovitý výkon je účinnost velká (běžně se dosahuje přes 90%), ale při provozu na malý výkon se účinnost snižuje.
K tématu měničů bych ještě řekl, že tyristorové měniče mají některé nevýhodné vlastnosti z hlediska řízení výkonu a napětí, takže se používali spíše dříve popřípadě pro výkony v řádu desítek megawattů a výše. Moderní měniče do 1MW jsou všechny tranzistorové a pro větší výkony očekávám, že je složen z několika menších. Co se dnes používá pro vysokonapěťová stejnosměrná vedení nevím (tam možná zůstaly tyristorové měniče, ale použití IGBT tranzistorů je také možné).

Odpovědět


Re: Re: Re: Obvykle jen dílčí cykly a jejich účinnosti v nejasném, nejvýhodnějším režimu, ?ekonomicky nepoužitelném

Jan Novák9,2018-09-04 21:38:12

To je teoreticky nebo skutečné zařízení?
Okometricky mají střídače kW+ zatraceně veliké chladiče na ztrátový výkon okolo 10W

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Obvykle jen dílčí cykly a jejich účinnosti v nejasném, nejvýhodnějším režimu, ?ekonomicky nepoužitelném

Josef Hrncirik,2018-09-04 22:12:25

iee.orgdocument/7016490/ nebo DOI:10.1109/icrerera.2014.7016490
neluštil jsem to; diody 300 A; 3 kV; phase shift transformer 1 MW
zátěž %; účinnost%: 25;98; 50; 98; 75;97; 100; 96,5

Odpovědět


Re: Re: Re: Obvykle jen dílčí cykly a jejich účinnosti v nejasném, nejvýhodnějším režimu, ?ekonomicky nepoužitelném

Josef Hrncirik,2018-09-04 21:41:02

www transformer efficiency tvrdí pro stav 2016 při projektové zátěži jsou účinnosti:
15 kW 97%; 100 kW 98; 500 kW 99;

Odpovědět

Jednodušší varianta

David Oplatek,2018-09-04 07:36:10

A nebylo by lepší, jednodušší a rychlejší namísto toho postavit jednu dvě jaderné (pro nás) nebo rozšířit stávající? Příspěvek obnovitelných zdrojů do sítě je stejně víceméně mizivý a problémů s tím je tolik... Proč to dělat jednoduše, když to jde složitě. Možná by se tím snížila i cena elektrické energie.

Odpovědět


Re: Jednodušší varianta

Petr Valkoun,2018-09-04 11:31:20

jakoze problemy se stabilitou site vyresime tim, ze postavime absolutne nej-ne-flexibilnejsi alektrarnu a zaroven suverene nejdrazsi, ktera nabiha v radu desitek hodin? vam to dava smysl?

Odpovědět


Re: Re: Jednodušší varianta

Aleš Voborník,2018-09-04 14:34:48

Problémy se stabilitou způsobují náhodné dodávky ze solárních a větrných elektráren. Lépe řečeno politický zákaz jejich regulace. S větším podílem jaderných zdrojů a bez těchto požíračů dotací bychom nemuseli řešit kam ukládat přebytečnou energii a řady dalších problémů.

Odpovědět


Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Petr Valkoun,2018-09-04 19:29:25

vy tedy predpokladate, ze odber ze site je konstatni a proto staci mit pouze stabilni zdroje, ano? no, asi vas prekvapim, ale neni tomu tak.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Martin Grajcar,2018-09-04 20:34:53

To asi nepredpoklada. Ale nahrazenim nestabilnich zdroju stabilnimi by se situace vyrazne zlepsila a existujici regulovatelne zdroje by stacily.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Jan Novák9,2018-09-04 21:54:43

Stačilo by dát OZE standartní smlouvy na dodávku které mají (nebo alespoň měli) velcí dodavatelé.
V nich je minimální dodávka která musí být dodržena 24 hodin, jinak pokuta, maximální dodávka která nesmí být překročena jinak pokuta a hlášení odstávky 3 dny dopředu... jinak pokuta.
Když je tak snadné a levné regulovat síť, tak to výrobci můžou zajistit alespoň pro svoji dodávku, ne?
Já nevidím žádný důvod proč bych to měl platit zrovna já.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Karel S.,2018-09-05 01:01:03

A já nevidím důvod proč já mám platit jaderné hračky...

Nejjednodušší řešení je počítač, algoritmus, trocha čidel a přestat si hrát na to že elektrárny jsou něco extra.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Aleš Voborník,2018-09-05 06:16:50

Jaderné elektrárny přes všechny problémy jsou ziskové při ceně 2-3Kč/kW. Solární s připočtením dotací podle stáří někde mezi 8-12Kč/kW.
Za solární elektrárnu běží někde tepelná, která její výpadek okamžitě nahradí - ta se neplatí z dodané energie, ale podle pohotového výkonu.
Cena silové energie na burze je díky dotacím naprosto zkreslená. Vlastně skoro nulová cena z fluktujících zdrojů reprezentuje její skutečnou cenu. Bez dotací by to okamžitě skončilo. Těch 70GKč odvedených na dotacích solárníkům za ČR/rok nějak nevidíte.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Jan Novák9,2018-09-05 19:46:12

Taky to skončilo. Německo odstavuje první větrné elektrárny přestože jsou stále provozuschopné protože jim vypršely dotace a bez nich se je nevyplatí ani provozovat i když už stojí.
Karel se ohání počítači a algoritmy, ale počítat neumí ani na kalkulačce.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Karel S.,2018-09-05 20:41:59

A víte o tom že za těch 20 let udělaly VtE tak velký pokrok že se staré větrníky už nemá smysl udržovat a je lepší je nahradit? Před dvaceti lety měl typický větrník asi tak 750-1000kW, dnes je to 3000-5000kW, výměnou získáte mnohem více, to je také jeden z důvodů proč se staré elektrárny odstavují. Kdyby pořád byly VtE na úrovni pod 1000kW, tak by se asi staré neodstavovaly, ovšem poměrně značný vývoj technologie dost posunul. Vyšší věže znamenají stabilnější vítr, větší vrtule větší výkon a moderní elektronika umožňuje využít širší oblast otáček a produkce energie než kdyby se to mělo fázovat.

Tady máte takový jeden přehledný obrázek jak větrníky šel čas.
myfloridahomeenergy. com/wp-content/uploads/2015/06/SRREN_07.06_v01_20110217_ks.png

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Vladimír Wagner,2018-09-05 21:41:51

S tím pokrokem u VtE to není tak jednoduché. Třeba u nás se těžko budou stavět turbíny s větším výkonem než 3 MW. Takže i ta možnost vylepšování parametrů je omezená. Pochopitelně v rovinaté krajině u moře se mohou stavět daleko větší jednotky. Pokud jsou to ideální podmínky, tak se vyplatí tam dát modernější jednotku po skončení vysokých dotací. Na druhé straně v řadě oblastí Německa předpokládají provozovatelé turbín, že po skončení dotací nepokryjí ani provoz, takže je budou muset zrušit. Je však třeba říci, že k tomu přispívá velký instalovaný výkon dotovaných turbín, který sráží cenu v době dobrých větrných podmínek na velmi nízkou hodnotu. I o tom blíže zde: http://www.osel.cz/9535-vetrne-elektrarny-vcera-dnes-a-zitra.html a vlastně ty nedotované větrníky kanibalizují.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Karel S.,2018-09-05 20:53:20

Proč zase berete historické ceny? Poslední aukce výkonů se pohybují někde kolem 40-60€, i při 100€ jste dost daleko od Vaších 8-16Kč, schválně se podívejte na utility scale kolik to stojí v USD
lazard. com/media/450337/lazard-levelized-cost-of-energy-version-110.pdf Když si tu najdu na straně 3 Utility scale s baterií - 82$, tedy 1800Kč/MWh, komunitní (což je u nás trochu neznámý pojem), 3300Kč/MWh, a až domácí FVE jsou za nějakých 7000Kč/MWh, a to beru horní, tedy nejméně příznivé meze. A jak asi chápete, tak úkolem domácích FVE není dodávka do sítě, ale spotřeba v místě.

A k tomu že někde za solární běží uhelné elektrárna, tak v první řadě neběží nikdy na 100% výkonu, v druhé tu od regulace máme primárně jiné zdroje a za třetí při systému který je rozprostřený po ploše desítek tisíc čtverečních kilometrů, budou fluktuace řádově menší než je instalovaný výkon. Co zbývá za problém? Tzv. kachní křivka, ale to je řešitelné pomocí přečerpávacích elektráren kdy v době produkce FVE mohou přečerpávat a na večer zase vyrábět, přičemž s rostoucím podílem FVE a případnou rostoucí kapacitou PVE se bude dále tento problém zmenšovat.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Vladimír Wagner,2018-09-05 21:49:19

Můžete mi prosím vysvětlit, jak se se zvětšováním počtu FVE bude problém kachní křivky zmenšovat? Ano, pokud by úměrně rostl výkon přečerpávací elektráren, ale kde je chcete stavět? To jde jen za specifických geografických podmínek. Navíc to funguje jen ve státech relativně blízko rovníku, aby u nich neprobíhaly sezónní změny.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Karel S.,2018-09-05 23:50:28

Drobný zádrhel ve stavbě věty, kterého jsem si nevšiml, samozřejmě je k tomu třeba mít dostatek akumulace.

I bez toho ale, nicméně by to bylo ekonomicky naprosto pitomé a nevyplatilo se to, by tam mohl být nalezen bod kdy celková produkce FVE v systému bude odpadávat až ke konci toho zobáku. Problém je že záleží na zvyklostech dané země kde to má večerní špičku (nejspíš), našel jsem si nějakou Duck curve z USA (asi Kalifornie), ta má tu večerní špičku zátěže někdy v 9 večer, u nás je o 2 hodiny dřív, zatímco u nás by byla šance v nějakou část roku ji napravit nadbytkem kapacity, někde by to jít vůbec nemuselo. Ovšem pořád bude o několik řádů levnější postavit PVE, otázka je na kolik hodin, s jakým výkonem a kde.

Ta křivka by se dala různě vyhladit, upravit z pohledu produkce elektřiny, ale je otázka jestli to bude v daném scénáři dávat smysl. Pokud by existovala možnost regulace výkonu FVE, je možnost roztáhnout uměle ten krk třeba ze 3 na 5 hodin, je to ale účelné? Dá se uvažovat, dokud existují parní elektrárny, o tom že budou mít tepelnou akumulaci a nějakou turbínu s horší účinností na páru z této akumulace (kvůli teplotám atd.) Ale je to ekonomicky únosné? To jsou otázky k dořešení.

Geografické podmínky pro PVE nemusí být zase tak specifické, potřebujeme jenom aby cena, výkon, objem vody, doba provozu, byli v nějakém únosném poměru, to zase tak nereálné není. Sám jste myslím před nějakou dobou některá možná místa uváděl. Pak už záleží na tom jak vyjdou ekonomické studie.

Co se pak týče ročních křivek, tak tam může být zajímavý efekt v případě dnes ne příliš vhodných období kdy díky vysokému instalovanému výkonu se tam začnou FVE objevovat mnohem výrazněji.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Aleš Voborník,2018-09-06 05:44:51

1. Kachní odběrový diagram v rámci malé geografické oblasti nevyhladíte - musíte přenosem energie překlenout alespoň 2 časová pásma.
2. Velké PVE v Evropě již nepostavíte - ekologický odpor.
3. Přenosové linky s kapacitou řádově 20-50GW východ-západ tj. Anglie-Polsko nepostavíte - ekologický odpor. Německo za uplynulých 10 let nic nepostavilo, aby si samo přeneslo těch potřebných 5GW mezi větrnými na severu a Bavorskem, kde hodlají odstavit jaderné. Radši nás přinutí k trvalému přetěžování naší sítě až k blackoutu.
4. Nabízí se zde jedno docela odporné řešení - regulace spotřeby okamžitou cenou. Dnes již máme inteligentní elektroměry, ty dostanou cenu energie pro příštích třeba 5 minut. A spotřebitel se bude muset zařídít. (15ti minutové odběrové diagramy pro velké odběratele fungují již od 60tých let.) Takže k večeru přijdeme domů a se setměním ukončíme praní, pečení...
5. O ekonomiku zde opravdu nejde! Ohánět se cenami na burze bez ohledu na dotace je pokrytecké! Tady hrají hlavní roli lobystické skupiny dotačními a právními postupy bojující o netržní výhody.

Odpovědět


Re: Re: Jednodušší varianta

David Oplatek,2018-09-04 16:22:32

Jak uz napsal pan Vobornik. Dodam jen, ze problem se bude zvysovat se zavade im elektroaut. Dnes se vyplaci lokalni a mikro elektrarny, ktere samy potrebuji prebytek energie nekam pustit. Na vypadky tu mame treba plynovky a precerpavacky.

Kdyz uz jste nakousl cenu, bylo by dobre si spocitat,kolik penez by stalo dejme tomu vybudovani fotovolt. elektraren (s prislusnym dimenzovanim distribucni site a stavbou akumulatoru) o prumernem el. vykonu jako ma jedna jaderna. Zahrnme do toho i udrzbu a provoz, uvazujme zivotnost, zohledneme suroviny a jejich recyklaci. FV by bylo treba vybudovat za 70 let nekolikrat. Celou. A vzpomenme, kolik nas celkem podpora FV stoji z dani.

Odpovědět


Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Petr Valkoun,2018-09-04 19:32:20

existuje dobry duvod, proc se v evrope zadne nove JE nestavi. zejmena to je: astronomicke zvysovani ceny, obrovske prutahy pri stavbe, ale zejmena velmi problematicka navratnost. stale se presne nevi, kolik bude stat demontz a likvidace doslouzene elektrarny, ale je jasne, ze to bude cena astronomicka, pravdepodobne prevysujici cenu stavby. a to nehovorim o vyhorelem odpadu a pak samozrejme o problemu nejvetsim, tedy o bezpecnosti

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Jan Novák9,2018-09-04 22:03:36

Čína umí postavit JE v rozpočtu a na čas. Pokud je Evropa tak neschopná a zkorumpovaná tak si je holt budeme muset zavolat.

Nebo si tady udělat poořádek a zavřít zloděje.
Pokud bude smlouva: Cena je konečná, splatná po uvedení do provozu a za každý den později milion penále - je nám líto ale pokud to dostavíte o pět let později tak jste to dělali zadarmo.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Karel S.,2018-09-05 01:03:10

Možná se Vám vláda pevné ruky líbí, většině lidí v Evropě bohudík ne.

Pokud bude taková smlouva, tak to nikdo stavět nebude.

Pokud máte nějaké indície že se tu kradlo, jděte to oznámit.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Vojtěch Kocián,2018-09-05 07:48:18

Ale bude. Ovšem je třeba počítat s rizikem, že pokud dojde k průtahům a přílišnému tlaku na dodržení termínu, tak to výrobce nějak ošvindluje a po předání pro jistotu vyhlásí bankrot, aby nemusel řešit případné provozní problémy. Známe z jiných oborů.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Ivo Hlavůněk,2018-09-05 20:49:50

K: Jestli jste si nevšiml,tak konání zelených je stejně ultimativní jako vláda jedné strany v Číně. Bohužel Číňani jsou chytřejší. A jak jinak než krádež schválenou parlamentem nazvat nesmyslnou podporu obnovitelných zdrojů? Nebýt jí, tak máme vyrovnaný rozpočet a o 35654 problémů méně.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Karel S.,2018-09-05 21:21:05

Ještě jsem neviděl jediný stát kde by si zelení schválili absolutní moc a řídilo jej spíš politbyro než vláda vzešlá z voleb. Číňani jsou možná spíš vychytralejší než chytřejší.

A víte o tom že v doby kde v Německu zvládli jejich zákon novelizovat několikrát za rok, tak u nás se politici hádali o nesmyslech místo toho aby dělali co měli, tedy novelizovali zákon? Jděte si stěžovat těm co tam seděli že dovolili takové rozevření nůžek mezi náklady a garantovanou cenou.

Ne vyrovnaný rozpočet by s velkou pravděpodobností nebyl, pokud se podíváte do všech možných článků rok zpátky, tak byste zjistil že ten vyrovnaný rozpočet by tu byl s, nebo bez dotací, pokud by se někdo nerozhodl že se začne rozhazovat na všechny strany a stejně se půjde do mínusu. Pro zajímavost si najděte článek z nedávné doby o Německu, jsou ve velmi výrazném plusu.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Aleš Voborník,2018-09-06 06:14:18

Německá elektroenergetika to je opravdu vzor hodný následování:
1. Již velmi dlouho se chystají vypnout jaderné elektrárny v Bavorsku, ale za tu dobu nepostavili přenosové linky, aby si sami přenesli těch potřebných 5GW mezi větrnými na severu a Bavorskem. Radši nás přinutí k trvalému přetěžování naší sítě až k blackoutu. Nás už to stálo nevím kolik miliard za phase shifter a cena není zdaleka konečná. (Blízké generátory tím hodně trpí.)
Proč bychom jim my, podlidé, měli zajišťovat přenosové výkony a stavět linky, které nepotřebujeme.
2. Postavili několik velkých uhelných elektráren - to je ekologie jako řemen.
3. Politickým tlakem na provozovate tepelných zdrojů je přivedli skoro ke krachu - požadavek na regulační výkon zadarmo.
4. Předčasné odstavení spolehlivých jaderných zdrojů je opravdu pro provozovatele ekonomický zázrak.
5. Plynové zdroje přivedli ke krachu. Velké motory použitelné jako rychlá záloha nakoupené v Německu skončily zde (prodány pod pořizovací cenou).
Ekoteroristi jsou Ti kdo blokují každou stavbu nebo i jen rekonstrukci. Vlády se pod jejich tlakem dopouštějí těch největších ekonomických nesmyslů - kdo nejvíc křičí má úspěch.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Karel S.,2018-09-06 19:55:50

1) Mrkněte se sem entsoe.eu/data/map/ Staví se např DC spojka Lixhe - Oberzier, Ve výstavbě/přípravě by měla být linka Garenfeld - Kopchenwerk - Altenkleusheim - Eiserfeld - Dauersberg, taktéž Doetinchem - Neiderrhein A dalších X kratších kousků, které nebudu všechny vypisovat, kapacity by měly postupně přibývat
2) Pokud vím, tak poměrně dost ne-li všechny nové uhelky byly rozestavěny již před rokem 2011, nicméně pořád je lepší moderní uhelka než staré křápy.
3) A skoro ke krachu přivedli mnohem potřebnější PVE. Energiewende dělají mimo jiné aby se zbavili postupně uhelných a dalších podobných elektráren, překvapuje Vás že tedy že udělali kroky k tomu aby tyto zdroje zkrachovaly? (Což se mimochodem ve velkém stále neděje)
4) O odstavování JE se tam jednalo už velmi dlouho, minimálně od 90. let. Otázka je v jakém stavu ty elektrárny reálně byly, kolik dalších let mohly mít před sebou a jaký stav se dal předpokládat k roku 2022.
5) Že to první odnesou plynové zdroje se dalo čekat, bohužel před deseti lety bylo nemyslitelné obětovat uhelné revíry a elektrárny, hrálo se to na sociálno, takže to odnesl plyn.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Aleš Voborník,2018-09-07 05:40:51

ad 1) Ještě nefungují a nás i poláky již přinutili investovat miliardy. Takto se odpovědný stát ke svému okolí nemůže chovat - plná huba přátelství a politicko-ekonomicý útisk k tomu.
ad 2-5) Vše je o politickém zasahování do fungování soukromých firem. Do německé energetiky už nikdy neinvestuji ani E. Divím se, že do toho ještě někdo jde, je to korporátní socialismus jako vyšitý.
Vím, že tento server je odborný, ale když politické řízení zásadně určuje běh věcí, tak se tomuto vlivu nelze jednoduše vyhnout.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

David Oplatek,2018-09-05 15:47:54

Tyhle duvody jsou ale z velke casti umeleho (byrokratickeho) puvodu a nesouvisi s realnou cenou/casem. Problem je jen s vyhorelym odpadem, ostatni radioaktivni casti se zpracovavaji uz dnes (nebo se uchovavaji podobne jako vyhorely odpad). Stare JE s mnohem vetsim humacem se uz davno dnes demontuji.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

Aleš Voborník,2018-09-06 06:31:41

Vyhořelé palivo není odpad, ale surovina, kterou se nyní nevyplatí zpracovávat. Až cena uranu a plutonia dostatečně stoupne, tyto články budou postupně zpracovány na nové palivo. Technologie na to je - plutonium pro bomby se také vyrábí z vyhořelého paliva z vhodných reaktorů. Aktivita s časem klesá, starší palivo se zřejmě snáze zpracuje.
V odstavené JE toho humusu mnoho není. Sekundár je čistý - možno bourat ihned. Palivo se vyveze do bazénu, tam musí počkat do doby, až bude moct být přemístěno do kontejneru a úložiště. Voda z primáru se potom vyčistí a vypustí. Zbyde ozářený reaktor a jeho okolí v kontejmentu. To už může počkat třeba 50 let, podle stavebního stavu na snížení aktivity a rozebrání. Reaktor neobsahuje transurany s dlouhými rozpadovými řadami, aktivita zřejmě bude v čase poměrně rychle klesat.
Výhodou je v areálu funkční JE - zajistí všechny potřebné podpůrné funkce a svým provozem může také hradit náklady (každá JE ukládá část zisku na svou likvidaci).
Havárie to je úplně něco jiného než řízené odstavení - s Fukušimou nesrovnávat.

Odpovědět


Re: Re: Re: Re: Re: Re: Jednodušší varianta

David Oplatek,2018-09-07 12:05:45

+1

Odpadem jsem to nazval špatně, je to - jak píšete - surovina. O demontáži jsem věděl jen zběžně, nové informace potěšily.

"každá JE ukládá část zisku na svou likvidaci" --- tohle by bylo dobré vtloukat vrtačkou s příklepem každému žijícímu ekobijci

Odpovědět

Prosba

Vladimír Wagner,2018-09-04 06:25:51

Na baterie a některé další popsané systémy nejsme expert, tak budu moc rád, když znalejší opraví případné chyby a doplní údaje pro nás všechny. Díky.

Odpovědět


Re: Prosba

Petr Valkoun,2018-09-04 09:08:37

vyborny clanek. mozna by stalo za to doplnit, ze velka vyhoda li-ion akumulatoru je vysoka celkova ucinnost casto presahujici vice nez 90% a dale rychla vystavba, viz vami znineny projekt Tesly v australii, ktery by zprovoznen za mene nez 100dni.

dale jsem mozna prehledl zasadni vyhodu akumulatorovych systemu, a to rychlost nabehu v radu desetin sekundy, opet viz projekt tesly v australii, kdy dokazal kompletne vykryt vypadek velke elektrarny v case mensim nez 1s.

Odpovědět


Re: Re: Prosba

Rudolf Jelinek,2018-09-04 09:55:32

Akumulátorové systémy mají ale i negativní vlastnosti, např. všechny akumulátory mají omezenou životnost a v průběhu života jim postupně klesá kapacita. Pak je tu otázka zda bude možné použité akumulátory recyklovat, případně jak by byl tento proces efektivní - ekonomicky, ekologický. U lithiových akumulátorů je zde také otázka požární bezpečnosti - když si představím co dovede jediná vzplanuvší batérie z mobilního telefonu. Tak představa co by se dělo pokud by začal hořet akumulátor o kapacitě 120MWh postavený v podstatě na stejné technologii je poměrně děsivá - ale tak to je konstrukční problém který asi půjde vyřešit.

Odpovědět


Re: Re: Re: Prosba

Petr Valkoun,2018-09-04 10:39:55

ohledne zivotnosti a snizovani kapacity: je mozne, dokonce pravdepodobne, ze liion akumulatory se nevyuzivaji na 100% kapacity, ale treba pouze na 80-90%, a toto procento se muze se starim zvysovat, takze efektivne je kapacita konstantni. tipuji, ze toto dela tesla, ale jiste to nevim. recyklace je samozejme zasadni, stoji za zminku, ze neketere stacionarni baterie se vyrabi z pouzitych akumulatoru z aut.

Odpovědět


Re: Re: Prosba

Jan Novák9,2018-09-04 23:10:01

Hmm, pokud já vím - bydlel jsem tam - tak oni svoji jedinou velkou tepelnou elektrárnu v Port Augusta zavřeli, proto mají takové problémy udržet frekvenci a stabilitu sítě. Frevenci a stabilitu určuje největší generátor v síti. Mechanické generátory vypínají v sekundách nebo desítkách sekund, kdežto fotovoltaika v milisekundách a větrníky v desetinách.

Odpovědět


Re: Prosba

Josef Hrncirik,2018-09-04 10:24:29

Ani My nejsem na baterie expert.
Z prospektu na nejmodernější vysokotlakou elektrolýzu s fluorovanou membránou PEM v elektrolýzeru SILYZER 200 v Mainz i termodynamik na baterky vypočte z dat:
příkon 1,25 MW; výkon 225 nm3 H2/h ?asi při 35 bar; Go H2O = - 237 kJ/mol;(teor. rozklad při 1,23 V); oněch 2,79 H2/s pak potřebuje min. 661 kW při 1 bar;
Při 1 bar by účinnost byla cca 53%; Pravděpodobně to ale platí pro 35 bar; pak je účinnost cca 55%.
Totéž lze čekat při opačném ději v palivovém článku. Zde ještě hůře kvůli jen 20% O2 ve vzduchu (průměrně na membráně asi jen 10%).
Čistě chemický trip tam do H2 a zpět do elektřiny (nízký DC) je pak krásných 25% i ve výstavním projektu.
Pochopitelně se s tím nechlubí, ale alespoň přiznají data a platinu (ha ha bez proudové hustoty).
Projekt: 17MEur/6MW = cca 7100 hal/W; životnost více než 9 let; (kap. odpis cca 896 hal/kWh);
Neprojektovali to afgánští ekonomové?
Gott mitt uns a zlý pryč!

Odpovědět


Metoda kompenzace 2 hrubých chyb

Josef Hrncirik,2018-09-04 11:35:35

71 kč/(9 let*8,8 kWh/rok) neuvažuje využití zařízení při nabíjení a účinnost tripu.
I v nejlepším případě to bude 71/(9*8,8*,5**0,25)= zase 717 hal/t. kWh

Odpovědět


Trhy nabízí čísla, která potěší každého. Už se v tom nevyzná ani samotný Elon

Josef Hrncirik,2018-09-05 09:08:04

Jen z letmého pohledu do bakalářky Dědič: energy storage (česky); 2016
např. u velmi dlouho využívaných Pb aku: píše nejvyšší proudová (nábojová) účinnost 85%
nejvyšší energetická účinnost 65%. Režimy a životnosti neuvedeny.
Firmy to v prospektech řečí řeší jednoduše. Nabít potřebujete 110% energie kterou hodláte vyčerpat. A je to.
U Ni-Cd píše: ampérhodinová účinnost 70% pro kapsové a 80% pro spékané elektrody; watthodinová pak 50 a 65%. Životnost okolo 500 cyklů při 80% DDO (?asi deklarované kapacity). Nelze se pak divit, že je z toho Elon poněkud zmaten a nikdo neudává režimy, zejména teplota, rychlosti na-vybíjení a hlavně stárnutí.

Odpovědět


Re: Trhy nabízí čísla, která potěší každého. Už se v tom nevyzná ani samotný Elon

Vladimír Wagner,2018-09-05 09:30:19

K tomu jen malá trochu obecnější poznámka netýkající se přímo našeho tématu. Kvalitní PhD práce, diplomky a dnes i bakalářské práce jsou dnes těmi nejlepšími zdroji informací. Na rozdíl od článku má v PhD práci student prostor popsat podrobnosti a finesy daného experimentu či výzkumu. Ty se tak stávají dostupnými. To platí ve velké míře i pro diplomky. U bakalářek jde z velké části o rešerše, ale ty mohou být velmi dobré a užitečné. Je fajn, že tyto práce začínají být obecně dostupné všem. Nejen pro chytání politiků při plagiátorství :-) Byl jsem teď čtyři dny od rána do večera na bakalářských státnicích na FJFI (reaktory, experimentální jaderná a částicová fyzika a fúze) a bakalářky většinou byly fakt moc dobré a stálo za to si poslechnout prezentace o nich i si je alespoň částečně pročíst.

Odpovědět


Re: Trhy nabízí čísla, která potěší každého. Už se v tom nevyzná ani samotný Elon

Josef Hrncirik,2018-09-05 09:31:16

O Tesla n.p. píše: zásobníky 6,4 kWh mají souvislý výkon 2 kW a špičkový 3. Udávaná účinnost je vyšší než 92,5%. Udavači udávají stále stejně za všech režimů s desetiletou zárukou na udržení kapacity ?přijatelné.

Ale na: Catalytic engineering. may 8,2015 se píše: ..Top ten facts about Teslaś: round trip efficiency isn´t 92% (pouze při extrémně nízkém zatížení), ale reálně bude menší než 87%, pakliže invertor má? účinnost 97%.

Odpovědět


Např. i zde v kap. výroba H2 má ůčinnost 80-92%. Je úšinnost klamavé reklamy i jen 65/92 = 71%

Josef Hrncirik,2018-09-05 09:58:25

z hodnoty 60 kWh/kg H2 plyne jasně účinnost jen cca 65%

Odpovědět


Re: Např. i zde v kap. výroba H2 má ůčinnost 80-92%. Je úšinnost klamavé reklamy i jen 65/92 = 71%

Josef Hrncirik,2018-09-05 10:47:17

Není to ani těch 65%, alebrž jen 54%. Go pro vodu není zpaměti -270 kJ/mol alebrž jen -237. Pak je ovšem účinnost klamavé reklamy jen 54/92= 59%.

Odpovědět


Re: Prosba

Milan Štětina,2018-09-04 14:40:45

Co se týče baterií, tak parametrů je mnoho a v různých aplikacích nejsou všechny stejně důležité. Napřiklad v autě je významná hmotnost (resp. kWh/kg) a objem (kWh/m3) spíše méně, zatímco u stacionárních aplikací je spíše důležitější objem a hlavně cena (a to jak $/kWh tak i $/kWh/počet cyklů); do mobilních telefonů je pak hodně důležitý objem i hmotnost a cena už méně. Požární odolnost a toxicita jsou další faktory (u kterých neumím posoudit důležitost, ale intuitivně v autě je to důležitější než v elektrárně).
Momentálně se zdá (jak je ostatně i naznačeno v článku), že lithiové baterie mají mnoho variant a každá v nějakém parametru exceluje a v jiných zaostává; ve všech případech vývoj rychle postupuje a všechny parametry se zlepšují, stačí si tedy jen vybrat.
S lithiem je ale trochu potíž v tom, že je ho na Zemi málo, takže jeho cena může vyskočit do závratných výšek, takže bych neyatracoval ani ostatní technologie. Tady úplně nevím, jak moc je to pravda, protože o ropě se už asi 60let tvrdí, že do 20let dojde a pořád nic; možná je to s lithiem stejné (navíc lithium jde na rozdíl od ropy recyklovat).

Odpovědět


Errata

Jirka Niklík,2018-09-04 23:14:08

Elektrický proud se v tomto případě akumuluje v supravodivé cívce ponořené v heliové cívce.

Odpovědět


Re: Errata

Vladimír Wagner,2018-09-05 09:12:35

Díky moc za upozornění, poprosil jsem redakci o opravu.

Odpovědět


Re: Errata

Josef Hrncirik,2018-09-05 10:52:49

Jaká je tam hustota uložené energie MJ/m3.
Ke střelbám prý používají kondenzátory 2 MJ/m3.
Nepotopilo to Zumwalt spolehlivěji než prachárna?

Odpovědět




Pro přispívání do diskuze musíte být přihlášeni


















Tento web používá k poskytování služeb, personalizaci reklam a analýze návštěvnosti soubory cookie. Používáním tohoto webu s tím souhlasíte. Další informace