Единая энергетическая система России презентация

2.1. ЕЭС России
Этапы формирования

Единая энергетическая система России

17 декабря 1921 года Управление объединенными государственными электрическими станциями Московского района Главэлектро ВСНХ РСФСР письмами № 8310 и № 8348 на подчиненные им электрические станции: общества «Электропередача», Глуховскую, Павловскую, Шатурскую и Ореховскую разослало документы, определившие особую роль системы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Управление ЕЭС СССР - гигантским синхронно-работающим объединением, достигавшим с Запада на Восток 7 тыс. км и с Севера на Юг более 3 тыс. км, представляло собой сложнейшую инженерную задачу, не имевшую аналогов в мире.
ЦДУ ЕЭС СССР вместе с научными и проектными институтами разработало концепцию управляемости, живучести и надежности энергосистем и ЕЭС в целом.
В конце 80-х - начале 90-х годов средства диспетчерского и технологического управления получили дальнейшее широкое развитие.

2.2. Системный оператор ЕЭС

Образование акционерного общества «Системный оператор Единой энергетической системы (АО «СО ЕЭС») 17.06.2002 г.

В процессе создания АО «Системный оператор Единой энергетической системы» достигнуты целевые установки, сформулированные перед началом реформы российской электроэнергетики:
Независимость
Системный оператор – акционерное общество, 100% акций которого принадлежат государству.
Объективность
Системный оператор не имеет собственных коммерческих интересов на рынке электроэнергии. Единственным источником дохода Системного оператора является регулируемый тариф.
Регламентированность
Права и обязанности Системного оператора определены на государственном уровне рядом нормативно-правовых актов

Структура АО «СО ЕЭС»
АО «СО ЕЭС» имеет трехуровневую иерархическую структуру:
Исполнительный аппарат с главным диспетчерским центром (ЦДУ);
7 филиалов — Объединенных диспетчерских управлений (ОДУ), осуществляющих оперативно-диспетчерское управление на территории 7 объединенных энергосистем (ОЭС Центра, Юга, Северо-Запада, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока);
59 филиалов — Региональные диспетчерские управления (РДУ), управляющие энергосистемами одного или нескольких субъектов Российской Федерации.
5 представительств
В состав АО «СО ЕЭС» в качестве дочернего общества входит АО «Научно-технический центр Единой энергетической системы» (прежнее наименование — ОАО «НИИПТ»

Структура ОАО «СО ЕЭС» – системного оператора, который единолично осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское управление
в Единой энергетической системе (ЕЭС) России.

Территория РФ
Федеральные округа
Субъекты РФ
Уровни полномочий (зона диспетчерской ответственности)

2.3. Отчет СО ЕЭС
2019 – 2020 г.г.

Структура установленной мощности ЕЭС России на 01.01.2020года
Структура установленной мощности ЕЭС России на 01.01.2021 г.
ВЭС, СЭС

EROEI (energy return on energy invested) или EROI (energy return on investment) —
отношение полученной энергии к затраченной (энергетическая рентабельность)
В энергетике EROEI - отношение количества полезной энергии, полученной из определённого источника (ресурса), к количеству энергии, затраченной на получение этого энергетического ресурса
Если для некоторого ресурса показатель EROEI ≤ 1, то такой ресурс превращается в «поглотитель» энергии и больше не может быть использован как первичный источник энергии.
Естественные, или природные, источники энергии обычно не учитываются при расчёте вложенной (инвестированной) энергии. Учитываются лишь затраты энергии, связанные с реализацией конкретной технологии.
Так, для биотоплив не учитывается инсоляция, обеспечивающая фотосинтез; для геотермальных станций не учитывается тепловая энергии недр Земли, за счет которой происходит первичный нагрев теплоносителя и т.д..
Под полученной энергией понимается только полезная энергия, а не потери, такие как тепло.

Гидроэлектростанции (ГЭС) EROEI – 50 ед.
Гидроэлектростанции – традиционные возобновляемые источники энергии.
В 2015 году на ГЭС вырабатывалось 63 % возобновляемой и 16,6 % всей электроэнергии в мире.
Лидерами по выработке гидроэнергии в абсолютных значениях являются Китай, Канада, Бразилия ( на душу населения - Норвегия, Исландия, Канада).
Наиболее активное гидростроительство на началоXXI века ведёт Китай. В Китае эксплуатируется примерно половина малых гидроэлектростанций мира.
. Крупнейшая ГЭС мира «Три ущелья» на реке Янцзы, а также строится крупнейший в мире каскад ГЭС общей мощностью более 97 000 МВт.
ГЭС «Гранд Инга» мощностью 39 000 МВт планируется к сооружению международным консорциумом в демократической республике Конго (бывший Заир).
ГЭС «Три ущелья». Мощность 22500 МВт (26+12+4)х700 МВт

ГЭС - экономика и экология.
Перед заполнением водохранилища ГЭС «Три ущелья» потребовалось переселить 1,3 миллиона местных жителей – это самое массовое в истории переселение, связанное с подобными технологическими решениями.
ГЭС начали строить в 1992 году, а официально запустили её в эксплуатацию в июле 2012 года.
Перед плотиной ГЭС образовалось большое водохранилище, вмещающее 22 куб. км воды.
Площадь водного зеркала 1045 кв. км.
К концу 2008 года в проект этой ГЭС было вложено около $26 млрд:
$10 млрд. - переселение людей из зоны затопления,
$10 млрд. - строительство,
$6 млрд - проценты по кредитам.

Во время строительства «Итайпу» было вывезено 64 млн кубических метров грунта. Национальный парк Гуайра просто перестал существовать.
Кроме того, в процессе работ с нажитых земель было переселено около 10 000 человек, которые примкнули к движению так называемых «безземельных крестьян».
ГЭС Итайпу занимает второе по мощности и количеству производимой электроэнергии в мире. Расположена она на реке Парана на границе Бразилии с Парагваем.
Мощность станции 20х700 =14000 МВт.

Гидроэлектростанции России
Крупнейшая в России Саяно-Шушенская ГЭС (1963– 2000) г.г.
Установленая мощность 10х640 = 6400 МВт.
ГЭС с русловым водохранилищем и регулируемым водосбросом.
Уникальная арочно-гравитационная плотина высотой 242 м
- самая высокая плотина России и одна из высочайших плотин мира.
В 2009 году на Саяно-Шушенской ГЭС случилась
самая серьёзная в отечественной гидроэнергетике авария,
в результате которой станция временно оказалась выведенной из строя, при этом погибли 75 человек.
Лишь в ноябре 2014 года электростанцию смогли восстановить.

Приливные гидроэлектростанции (ПЭС)
При строительстве приливных электростанций в узких морских заливах, там, где наблюдаются высокие приливы, плотиной отсекается часть залива.
В России наивысшие приливы наблюдаются в Мезенском заливе Белого моря в эстуариях Мезени (9 м) и Кулоя (10 м), и в Пенжинской губе Охотского моря (13,4 м, см. Пенжина).
В России c 1968 года действует экспериментальная Кислогубская ПЭС в Кислой губе на побережье Баренцева моря. Установленная мощность 1,7 МВт (после реконструкции в 2006 г.).
Генераторы приливного потока
Это отдельные установки, работающие по извлечению кинетической энергии водных масс при приливах. Часто подобные генераторные установки встраиваются в мостовые опоры.
Их конструкция проста, но мощность таких установок невелика.

Высота приливов в Пенжинской губе составляет 9 м, а в случае сизигийных приливов достигает 12,9 м, что является наивысшим для всего Тихого океана показателем.
При площади бассейна 20 530 км² это соответствует ежесуточному проходу 360−530 км³ воды, что в 20−30 раз превышает расход воды в устье крупнейшей реки Земли Амазонки (через устье в сутки пройдет только ~19 км³).
Для реализации гидропотенциала бухты разрабатывались два проекта приливных электростанций, каждый из них с различной установленной мощностью и годовой выработкой.

ПЭС «Ля Ранс» построена в 1966 г. (Бретань Франция).
Установленная мощность 240 МВт (24х10 МВт).
Выбор места строительства электростанции был обусловлен значительными приливами в устье реки, высота которых здесь может достигать 13,5м.
Ежегодно станция выдает мощность, в среднем 2 200 часов в год.
Себестоимость одного кВтч ПЭС приблизительно в 1,5 раза ниже обычной стоимости кВтч, произведенного на АЭС Франции.
Сихвинская ПЭС
(Искусственный залив. Sihwa, Korea).
Крупнейшая приливная энергетическая установка в мире. Установленная мощность – 254 МВт.
Строительство завершено в 2011 году.

Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС)
ГАЭС – наи­бо­лее эф­фек­тив­ный тип ма­нёв­рен­ных элек­тро­стан­ций (вре­мя пус­ка и сме­на насосного и генераторного ре­жи­мов ра­бо­ты ГАЭС из­ме­ря­ют­ся не­сколь­ки­ми ми­ну­та­ми).
Это чрезвычайно важно для те­п­ло­вых или атом­ных элек­тро­стан­ций, обо­ру­до­ва­ние ко­то­рых весь­ма чув­ст­ви­тель­но к рез­ким из­ме­не­ни­ям на­груз­ки.
Недостаток ГАЭС необходимость сооружения верхнего бассейна (водохранилища) и очуждение значительных территорий.
Загорская ГАЭС. Мощность 1200 МВт (6 х 200). КПД Загорской ГАЭС – 73%.

Петротермальная энергетика использует естественное тепло земной коры и её пород.
Методом гидроразрыва пласта создаются скважины, глубиной до 6 км. В скважины закачивается теплоноситель, который нагревается от породы, и на выходе из коллектора имеет температуру более 100 С. Для получения полезной электрической мощности, нужна температура теплоносителя около 300 С. Такая температура соответствует глубине скважины 10-12 километров.
На данный момент, получение электроэнергии таким методом является научно-экспериментальным.
А вот отопление геотермальной энергией уже достаточно проработано и реализовано почти в 300 проектах.
Электростанции строятся в местах повышенного вулканизма и используют тепло подземных вод естественного происхождения. Температурный градиент в таких местах на порядок выше, и извлечение тепловой энергии происходит дешевле и эффективнее. Такие ГеоТЭС конкурентоспособны на рынке энергоносителей. Но строить их выгодно только в вулканических районах. На сегодня это главный сдерживающий фактор распространения ГеоТЭС.
Геотермальные электрические станции (ГеоТЭС)

Достоинства ГеоТЭС.
это возобновляемый источник энергии;
огромные запасы в дальней перспективе развития;
способность работать в автономном режиме;
не подверженность сезонным и погодным факторам влияния;
универсальность – производство электрической и тепловой энергии;
при строительстве станции не требуется устройство защитных (санитарных) зон.
Недостатки ГеоТЭС.
высокая стоимость строительства и оборудования;
в процессе работы вероятны выбросы пара с содержанием вредных примесей.

Петротермальная энергетика
использует естественное тепло земной коры и её пород.
Методом гидроразрыва пласта создаются скважины, глубиной до 6 км. В скважины закачивается теплоноситель, который нагревается от породы, и на выходе из коллектора имеет температуру более 100 С. Для получения полезной электрической мощности, нужна температура теплоносителя около 300 С. Такая температура соответствует глубине скважины 10-12 километров.
На данный момент, получение электроэнергии таким методом является научно-экспериментальным. Отопление геотермальной энергией уже достаточно проработано и реализовано почти в 300 проектах.
Но в настоящее время разработана технология глубинного извлечения тепла и преобразование её в электрическую мощность. Американский экспериментальный проект «EGS» показал состоятельность технологии преобразования глубинного тепла в электричество.
Были пробурены две скважины глубиной 9 км, температура теплоносителя составляла 220-250 градусов, с минимальными потерями. Согласно заключению, Массачусетского технологического института, эта технология способна дать 10% вырабатываемой электроэнергии США к 2050 году.

Установленная мощность геотермальных ТЭС.
Российский и мировой опыт
ГВт
Россия, 2020г.
Руст = 0,0801 ГВт
Модернизация (5+3,8)МВт

Паужетская ГеоЭC.
Расположена около поселка Паужетка на полуострове Камчатка.
Ведена в эксплуатацию в 1967 году.
Технические характеристики:
Электрическая мощность – 12,0 МВт; Годовой объем вырабатываемой электрической энергии – 124,0 млн.кВт.часов; Количество энергоблоков – 2. Ведутся работы по реконструкции, в результате которой электрическая мощность увеличится до 17,0 МВт.
Мотовская ГеоЭС. Наиболее крупная электрическая станция подобного типа.
Расположена в Камчатском крае. Введена в эксплуатацию в 2003 году.
Технические характеристики: Электрическая мощность – 50,0 МВт; Годовой объем вырабатываемой электрической энергии – 350,0 млн кВт.часов; Количество энергоблоков – 2.

США - страна с наибольшим количеством потребления электрической энергии, вырабатываемой ГеоТЭС.
Установленная мощность энергоблоков составляет более 3000 МВт- это 0,3% от всей вырабатываемой электрической энергии в США.
Наиболее крупные ГеоТЭС:
Группа станций «The Geysers». Расположена в Калифорнии, в состав группы входит 22 станции, установленной мощностью 1517,0 МВт.
В штате Калифорния, станция «Imperial Valley Geothermal Area» установленной мощностью 570,0 МВт.
В штате Невада станция «Navy 1 Geothermal Area» установленной мощностью 235,0 МВт.

Исландия. Установленная мощность энергоблоков составляет 600 МВт, что составляет 30,0 % от всей вырабатываемой электрической энергии в стране.
Наиболее крупные станции:
«Hellisheiði Power Station», Pуст =300 МВт.
«Nesjavellir», Pуст = 120 МВт. «Reykjanes», Pуст = 100 МВт. «Svartsengi Geo», Pуст = 80 МВт.

Атомная электростанция (АЭС EROEI = 75ед.
ПАЭС «Академик Ломоносов», Чукотский НАО, г. Певек. 2 реактора КЛТ 40-С (Мощность более 70 МВт)
Калининская АЭС, реакторы ВВР Мощность 4х1000 МВт
Очередные 4 модернизированные плавучие энергоблока (МПЭБ) для ФГУП «Атомфлот» планируется построить к 2031 году. Каждый новый модернизированный плавучий энергоблок установленнной мощностью 106 МВт будет оснащен двумя ядерными реакторными установками РИТМ-200С.

В новых блоках Нововоронежской АЭС-2 с реакторами ВВЭР-1200 поколения «3+» использованы новейшие достижения и разработки, отвечающие всем постфукусимским требованиям МАГАТЭ.
Самый мощный на сегодняшний день реактор – ВВЭР-1200, обладает тремя ключевыми преимуществами:
высокопроизводителен,
долговечен,
безопасен.
Нововоронежская АЭС
Существенно улучшилась экономика энергоблока:
мощность реакторной установки ВВЭР-1200 по сравнению с предыдущим поколением (ВВЭР-1000) выросла на 20%;
за счет широкой автоматизации и централизации функций и процессов количество персонала по сравнению с энергоблоками предыдущего поколения с реакторными установками типа ВВЭР 1000 уменьшено на 30 – 40% (в пересчете на 1 МВт мощности);
проектный срок службы основного оборудования увеличен в 2 раза по сравнению с энергоблоками предыдущего поколения и составляет 60 лет.
Перспективы развития АЭС. Российский опыт.

Ядерные реакторы на тепловых и быстрых нейтронах. Принципиальное отличие

Урана–238, находящегося в ОЯТ (отработанном ядерном топливе) и в обедненном гексафториде урана (ОГФУ), оставшемся после обогащения, хватит на несколько сотен лет
Замкнутый ядерный топливный цикл

Реакторы на быстрых нейтронах

Реакторы на быстрых нейтронах - будущее атомной энергетики
Белоярская АЭС имени И.В. Курчатова.
В эксплуатации находятся
энергоблоки с реакторами на быстрых нейтронах
БН-600 (с 1980 года) и БН-800 (с 2015 года).
Мощность БН-800 составляет 880 МВт. (апрель 2018г.).
До 2035 года планируется ввести в строй реактор БН-1200.
БН-600 и БН-800 уже работают на так называемом МОКС-топливе (MOX — Mixed-Oxide fuel) — смеси, включающей оксиды плутония-239 и урана.
Причем реакторы могут работать как на топливе, обогащенном по урану-235 — и в этом случае нарабатывать плутоний-239, — так и на плутонии.
Реакторы на быстрых нейтронах БН-800 позволяют:
формировать экологически чистый «замкнутый» ядерный топливный цикл;
кратно (в 50 раз) увеличить эффект от добычи природного урана и обеспечить атомную энергетику России топливом на длительную перспективу за счёт своего воспроизводства;
утилизировать отработанное ядерное топливо с АЭС на тепловых нейтронах;
утилизировать радиоактивные отходы путём вовлечения в полезный производственный цикл отвального урана и плутония.

Мировые лидеры проводства электроэнергии на АЭС:
США ( более 800 млрд. кВтч/год), Франция(более 400 млрд. кВтч/год), Япония (более 200 млрд. кВтч/год), Россия ( более 160 млрд. кВт·ч/год).
В мире действует более 440 энергетических ядерных реакторов общей мощностью более 370 ГВт. Российская компания «ТВЭЛ» поставляет топливо для 7 % мирового рынка.
В России эксплуатируются, главным образом, АЭС с двухконтурным водо-водяным энергетическим реактором ВВЭР и одноконтурным РБМК (реактор большой мощности канального типа).
Реактор БН (реактор на быстрых нейтронах) — содержит два натриевых и один водяной контуры.
Перспективные проекты реакторных установок СВБР-100 и БРЕСТ предполагают двухконтурную схему, с тяжелым теплоносителем в первом контуре и водой во втором.

Аварии на АЭС
АЭС Фукусима-1, 2011г.
Четвертый энергоблок Чернобыльской АЭС,1986 г.
Новый саркофаг, 2018 г.
Реактор
РБМК 1000

При постройке АЭС Фукусима учитывались все катаклизмы, в том числе и такое землетрясение, которое произошло в 2011 году.
Но 11 марта 2011 года были не только колебания недр земли. Через полчаса после первого толчка обрушилось цунами.

Атомная и водородная энергетика: реальность и будущее
Кольская АЭС.
Освобождается за счет режимных ограничений 500 МВт установленной мощности.
За счет экологически чистого электролизного производства на Кольской АЭС в 2024 году планируется получать 1000 тысяч тонн водорода в год.
Удельная себестоимость водорода растет
медленнее, чем тарифы на электроэнергию

Буферизация в современной энергетике
Буферизациия энергии - это её хранение и обслуживание.
Буферизация энергии уменьшает EROEI источника энергии, и более объективно показывает настоящий EROEI, который отображает реальные цифры выработки энергии.
Потребление энергии изменяется в течении суток, года, и зависит от климатических и сезонных факторов ( отражается суточным и годовым графиками нагрузки). Одновременно колеблется и выработка электроэнергии.

Суточный график нагрузки (базовая и пиковая составляющие)
Для обеспечения пиковой генерации энергии необходимы запас энергоносителей (гидроресурсов, органического топлива) либо аккумулированная электроэнергия.
Необходима «буферизация энергии».
Буферизация отражает КПД производственного цикла, стоимость хранения энергии и капитальные затраты всего комплекса по буферизации.
С учетом изложенного, буферизация вносит коррекцию в окупаемость электростанции и её энергетическую рентабельность, то есть EROEI.
Для угольных и газовых ТЭЦ , а также АЭС
буферизация мало влияет на значение EROEI.
Для ГЭС, (особенно для гидроаккумлирующих станций - ГАЭС) буферизация вносит существенную поправку в окупаемость.
EROEI снижается от 50 до 35 ед.

Источники покрытия пиковых нагрузок в ЭЭС с большим удельным весом ветро- и солнечной генерации (Калифорния, США, февраль 2021 г.)
МВтч

Энергорентабельность (EROEI)
для объектов альтернативной энергетики.
Перспективные технологии буферизации в альтернативной энергетике при использовании энергии солнца и ветра.

Ветроэлектростанции (ВЭС) EROEI = 16 ед.
Буферизация энергии вносит огромную коррекцию в энергетическую эффективность ВЭУ. ( EROEI = 3,9 ед. с учетом буферизации). Проблема аккумулирования энергии – это и есть «ахиллесова пята» альтернативной энергетики.
На сегодня не существует высокоэффективного и дешевого способа аккумулировать электрическую энергию.
Иннова́ция, нововведе́ние — внедрённое или внедряемое новшество, обеспечивающее повышение эффективности процессов и (или) улучшение качества продукции, востребованное рынком.
Крупные ВЭС на шельфе не требуют отчуждения территории под строительство

Влияние крупных офшорных ВЭС на локальное изменение климата
Эффект следа, вызванного теплым влажным воздухом, проходящим над более холодной морской поверхностью.
Эффекта следа, вызванного холодным влажным воздухом, проходящим над более теплой морской поверхностью.

Аварии на ВЭС
Техас 2021

Крупнейшие ВЭС. Мировой опыт
1. «Ганьсу». Провинция Ганьсу, Китай.
Установленная мощность: 7965 МВт ( до 20 ГВт в 2020 г.) . Ввод в эксплуатацию : 2009 год.
2. «Муппандал». Штат Тамил Наду, Индия.
Установленная мощность: 1500 МВт.
Ввод в эксплуатацию: 2011 год.
3. «Джайсалмер».Штат Раджастан, Индия.
Установленная мощность: 1064 МВт.
Ввод в эксплуатацию: 2001 год.

Самый мощный ветрогенератор
Haliade-X 12 МВт (General Electric, 2018 г.) для британской компании Offshore Renewable Energy (ORE) Catapult.
В 2021 году GE планирует провести все необходимые тесты и получить сертификат на работу на базе 24-х ВЭУ.
General Electric анонсировал разработку еще более мощного ветрогенератора 13 МВт GE Haliade-X для оснащения ВЭС Dogger Bank Wind Farm в 2023 году.
Диаметр лопастей — 220 метров;
Общая высота ветрогенератора — 260 м;
Коэффициент использования установленной мощности (КУИМ): 60-64%.
Гондола

Китай активно вводит новые мощности ветрогенерации.
В 2020 году в Китае смонтировано 57,8 ГВт ВЭУ .
Это больше, чем весь во всем остальном мире в 2019 году.
Всего за 2020 год в мире было введено почти 100 ГВт новых мощностей ВЭУ рост составил 59%.
Крупнейший ветроагрегат.
Номинальная мощность 16 МВт.
Диаметр ветроколеса 242 метра,
длина лопастей 118 метров.
Ветрогенератор рассчитан на работу в период тайфунов, защищён от воздействия морской соли, оборудован системой охлаждения и подогрева.

ВЭУ Lagerwey L100-2.5MW
Генератор ВЭУ Lagerwey L100-2.5MW
Диаграмма мощности генератора ВЭУ Lagerwey L100-2.5MW
Многополюсный синхронный генератор
Номинальная скорость вращения 14,8об/мин.
Масса – 51 т.
Строящие в России ВЭС большой и средней мощности комплектуются ветроэнергетическими установками (ВЭУ) на базе синхронных генераторов с возбуждением от постоянных магнитов, датской компании Vestas Wind Systems (Дания) и Lagerway (Нидерланды).
Производство ВЭУ осуществляется в России.
Целевой показатель степени локализации производства для ВЭС, вводимых в эксплуатацию в 2019 – 2022г.г. составляет 65% по данным АО «АТС» - администратора торговой системы.

Крупнейшая в ВЭС в России – второй проект «Росатома», Кочубеевская ВЭС. Руст = 84х2,5 = 210 Мвт.
Общая площадь ветропарка – около 200 га.
Высота ВЭУ на Кочубеевской ВЭС (вместе с ротором) - 150 м. Длина лопастей – 50 м, а вес каждой – 8,6 тонн. Сама башня весит около 200 тонн, генератор – 52 тонны. Общий вес конструкции – примерно 320 тонн.
Первый проект «Росатома» - Адыгейская ВЭС.
Установленная мощность ветропарка – 150 МВт (60х2,5 МВт). Степень локализации в пилотном проекте - 65%.

Крупнейшие СЭС. Мировой опыт
Солнечный парк в пустыне Тенггер, Китай - 1547 МВт
Sweihan Photovoltaic Independent Power Project, ОАЭ - 1177 МВт
Янчи Нинся Солнечный Парк, Китай - 1000 МВт
База солнечных батарей Datong Solar Power, Китай - 1070 МВт
Kurnool Ultra Mega Solar Park, Индия - 1000 МВт
Longyangxia Dam Solar Park, Китай - 850 МВт
Энел Виллануева П.В., Мексика - 828 МВт
Солнечная электростанция Камути, Индия - 648 МВт
Solar Star Projects, США - 579 МВт.
10. Солнечная Ферма Топаза, США - 550 МВт

Энергетическая рентабельность и влияние СЭС на экосистему
Наиболее эффективными с точки зрения потребительских свойств, себестоимости и выработки энергии для СЭС являются поликремниевые панели.
Институт солнечных энергетических систем Фраунгофера (Fraunhofer ISE) регулярно публикует «Отчёт о фотовольтаике» — информационную брошюру о солнечной энергетике.
По данным Fraunhofer ISE срок энергетической окупаемости, т.е. время за которое компенсируются энергетические затраты, которые понесены/будут понесены в течение срока жизненного цикла объекта (англ. energy payback time, EPBT) для солнечных установок в среднем для Европы составляетсоставляет примерно 1-1,3 года, а по миру (в тех регионах, которые исследовались) от 0,44 до 1,42 года.
Основным фактором снижения EPBT (и повышения EROI) в солнечной энергетике является то. что, что удельное (на единицу мощности) использование материалов для кремниевых элементов значительно сократилось за последние 16 лет ( есть более чем в пять раз!) вследствие повышения эффективности, производства более тонких пластин и внедрения технологий резки кремниевых пластин с помощью алмазной проволоки.
Общие недостатки СЭС:
зависимость от погодных условий и времени суток;
необходимость в периодического технического обслуживания (очистки панелей);
некоторым системам может потребоваться вентиляция или принудительное охлаждение;
отрицательное влияние на экосистему ( птицы, пролетающие над установкой, могут погибнуть мгновенно).

Системы концентрированной солнечной энергии CSP – (concentrated solar power)
В системах CSP солнечное излучение концентрируется оптическими деталями на участке, где расположен ресивер (от receive — «получать, принимать, вмещать»).
Солнечная энергия затем преобразуется в электрическую или тепловую.

Солнечная энергетика в России.
Лидером среди регионов (коммерческие и крупные солнечные проекты на территории страны в период с 1 января 2010 года по 30 июня 2020 года) стал Южный Федеральный округ. Суммарная установленная мощность 642 МВт.
На втором месте Приволжский федеральный округ (464,5 МВт), третье место занял Сибирский федеральный округ (128 МВт), четвертое и пятое у Дальнего Востока (115 МВт) и Северо-Кавказского федерального округа (101 МВт) соответственно.
Большая часть солнечных электростанций (73%) или 1,66 ГВт, введены с января 2017 по июнь 2020 года. Ежегодный прирост установленных мощностей СЭС составил 38%. К концу 2020 года установленная мощность запущенных в эксплуатацию СЭС в России составила 2 ГВт.
Самая крупная в России СЭС «Перово»
(Республика Крым), Руст = 105,6 МВт .

Рынок хранения электроэнергии. Мировой опыт
ГАЭС
LiIon
Хранение энергии сжатым воздухом

Темпы падения стоимости аккумуляторов (Bloomberg NEF)

Электрохимические накопители электроэнергии (аккумуляторы)
Аккумуляторы«Powerwall»
комании «Tesla»
Исходя из опыта эксплуатации, потери зарядной мощности доходят до 10% за 2 года.
Они могут сохранить рабочее состояние в течение 10 лет. Раз в 6–8 лет аккумуляторы требуется заменять, поскольку утрата 30% емкости является недопустимой в промышленной буферизации.
Потому промышленная буферизация энергии, основанная на литий-ионных аккумуляторах, или других современных электрохимических источниках энергии, будет существенно дороже, чем само производство электроэнергии .
( в 2000г. стоимость хранения 150 - 200$/кВтч).

Гравитационные накопители
При излишках энергии мотор-генераторы начинают поднимать груз, тем самым переводя электрическую энергию в потенциальную. При необходимости груз опускается вниз, раскручивая генераторы, а они вырабатывают электрическую энергию.
Согласно расчётам компании «Energy Vault» , строящей промышленную гравитационную экспериментальную станцию, КПД будет 85%, а общая эффективность будет в 5 раз выше лучших промышленных аккумуляторов.
Проект РОСНАНО «Энергозапас» предполагает стоимость хранения 250$/кВтч
Гравитационные накопители компании «Energy Vault»

Кинетические накопители энергии
Накопитель мощностью 20 МВт (200 маховиков).
Город Хейзл, штат Пенсильвания, 2014 год.
Маховик накапливает энергию, вращаясь. А замедляясь, отдаёт энергию.
В теории маховик, изготовленный из карбона, способен накопить до 1.8 МДж энергии на 1 килограмм массы. Это в 7 раз больше , чем в аккумуляторах «Powerwall» компании « Tesla».
Эксперименты с маковичными накопителями энергии идут уже более 50 лет.
Созданы промышленные образцы, выявлены характеристики.

Сопоставление EROI (EROEI) электрических станций с учетом буферизации

Затраты на проекты, связанные с изменением климата. Мировой опыт
55% - на ветро- и солнечную генерацию,
5% — на адаптацию к воздействию экстремальных погодных явлений.
7% - на повышение энергоэффективности.
Большую часть составили затраты
на реализацию предложений по “нулевому углероду”

Традиционные и альтернативные источники
(доля в производстве электроэнергии). Мировой опыт
В мировом балансе выработки электроэнергии
Уголь – 38 %.
Солнце и ветер – 7%.

Levelized Cost of Energy (LCOE) — средняя себестоимость электроэнергии
Обычно нормированная стоимость электроэнергии рассчитывается за жизненный цикл (срок жизни) эл. стации (20–40 лет), в $/kWh, или $/MWh
Необходимо, однако, корректно сравнивать значения LCOE для традиционных и альтернативных источников, поскольку стоимость источника энергии зачастую зависит от особенностей технологии получения электроэнергии.
В частности, значение КИУМ (коэффициента использования установленной мощности) имеет решающее значение в расчёте LCOE. Так, солнечная (СЭС) или ветряная (ВЭС) электростанции могут реализовать КИУМ не более 20 % в зависимости от местонахождения станции
LCOE = Средняя расчетная себестоимость электроэнергии
It = Инвестиционные затраты в год t
Mt = Операционные затраты и затраты на содержание в год t
Ft = Затраты на топливо в год t
Et = Производство электроэнергии в год t
r = Ставка дисконтирования
n = Жизненный цикл системы (срок жизни)

Удельная стоимость электроэнергии LCOE ,$/МВтч.
(Summery Findings of Lazard’s). Мировой опыт
Levelized Energy Cost (LEC), также Levelized Cost of Energy (LCOE). Cредня себестоимость электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла электростанции (включая все возможные инвестиции, затраты и доходы).

LCOE (Levelized Cost of electricity). Мировой опыт. 2019г.
ВЭС (континент)
ПГУ
ГТУ
СЭС (Тонкопленочные)
шельф

Нормированная стоимость производства электроэнергии LCOE, $/МВтч.
Мировой опыт. (v.14,2020г.)
Тонкоаленочные фотовольтаические панели
Башня - накопитель солнечной энергии
Парогазовые установки (ПГУ)
Газотурбинные
Установки (ГТУ)
Континентальные ВЭС

Динамика потребления электроэнергии и мощности по ЕЭС России (1991 – 2019 г.г.)

Число часов и коэффициент использования установленной мощности (%) в 2019 – 2020 г.г.

Структура выработки электроэнергии по типам электрических станций ЕЭС России в 2019 г.
Сравнение выработки электроэнергии с 2018г.

Структура установленной мощности тепловых электростанций (ТЭС) в ЕЭС России ( 2018 - 2019 г.)
2018
2019

Баланс электроэнергии ЕЭС России 2 2018 – 2019 г.г.

Фактический баланс выработки электроэнергии в ЕЭС России в 2019г.
импорт
экспорт

2.4. Потери электроэнергии в электрических сетях

Энергосбережение: комплекс мероприятий (процесс), направленный на уменьшение энергопотребления при сохранении объема выпуска продукции и оказания услуг.
Энергоэффективность: удельный показатель, характеризующий уровень рациональности использования энергетических ресурсов .
Конечная цель - обеспечение эффективного использования ТЭР при существующем уровне технологий, а также соблюдении требований к охране окружающей среды.

Фактические (отчетные) потери электроэнергии - разность между поступлением (поставкой) электрической энергии в электрическую сеть и отпуском электрической энергии из сети, (объемом электрической энергии, потребленной энергопринимающими устройствами и субъектами).
Технологические потери (расход) электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленных физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии.
Технологические потери определяются расчетным путем
∆ Wтехнолог = ∆ Wтехн + ∆ Wсн + ∆ Wуч.
Отчетные потери выше, чем технологические потери.
Утверждению Минэнерго подлежат технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям для территориальных сетевых организаций ( ТСО), ФСК и МРСК.

Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче по электрическим сетям
состоят из потерь, не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) - условно- постоянных потерь, и потерь, зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) - нагрузочных (переменных) потерь.
∆Wтех =∆Wупп +∆ Wнагр
Условно-постоянные потери - часть технических потерь в электрических сетях, не зависящая от передаваемой мощности.
Нагрузочные (переменные) потери - это потери в элементах сети, зависящие от передаваемой мощности.
Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, определяются в зависимости от погрешностей трансформаторов тока трансформаторов напряжения, счетчиков и соединительных проводов.
Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с показаниями приборов учета.

Коммерческие потери электроэнергии
потери из-за погрешностей системы учета электроэнергии (входят в состав технологических потерь);
потери при выставлении счетов, обусловленные неточностью данных о потребителях электроэнергии, ошибками при выставлении счетов;
потери при востребовании оплаты, обусловленные оплатой позже установленной даты, долговременными или безнадежными долгами и неоплаченными счетами;
потери из-за хищений электроэнергии.
В российских энергосистемах главными причинами наличия коммерческих потерь традиционно являются недостаточный и недостоверный учет, хищения электроэнергии не только в коммунально-бытовом, но и в промышленном секторе. Кроме того, появилась мотивация к применению все более изощренных методов и средств хищений электроэнергии.

ПАО «Россети»- оператор электрических сетей в России – является одной из крупнейших электросетевых компаний в мире. Территория деятельности охватывает - 80 регионов Российской Федерации. Компания управляет 2,40 млн километров линий электропередачи, 528 тыс. подстанций трансформаторной мощностью более 809 тыс. МВА.
В 2020 году полезный отпуск электроэнергии потребителям составил 734,1 млрд кВт∙ч. Численность персонала Группы компаний «Россети» - 216,5 тыс. человек.
Имущественный комплекс ПАО «Россети» включает 35 дочерних и зависимых обществ (ДЗО), в том числе 14 межрегиональных, и магистральную сетевую компанию (ПАО «ФСК ЕЭС».
Контролирующим акционером является государство в лице Федерального агентства по управлению государственным имуществом РФ, владеющее 88,04 % долей в уставном капитале.
ПАО «Россети» - ведущая компания на российском рынке по внедрению инновационных технологий в магистральном и распределительном электросетевом комплексе. Компания уделяет большое внимание вопросам энергосбережения, энергоэффективности, международного сотрудничества, защиты окружающей среды и охраны труда.
Публичное акционерное общество «Российские сети»

Уровень потерь электроэнергии
по ДЗО ПАО «Россети» в 2019г составил 8,6%.
В соответствии со Стратегией развития группы компаний ПАО «РОССЕТИ» на период до 2030 года (утв. Советом директоров в декабре 2019 г.), установлено целевое значение уровня относительных потерь в электрических сетях в размере 7,34%
Ключевым отличием от предыдущей стратегии является переход к бизнес-модели современной инновационной инфраструктуры
!!
!!

Относительные потери электроэнергии в электрических сетях России в целом в 2017 – 2020 гг.
Передача электроэнергии и уровень потерь ДЗО ПАО «Россети», 2017 – 2020 гг.

Структура технических потерь в распределительных сетях ПАО « Россети»
!!
!!