Месяц: Сентябрь 2013

17) Приложение 7: Транспортировка тепла автомашинами:

Мы можем делать эту транспортировку автомашинами с грузоподъемностью 10-20 т. Эти машины перемещаются между «терминалом станции» (где они берут горячую воду с температурой 80-200 град) и «терминалом потребителя» (где они передают эту горячую воду и берут использованную воду с температурой 30-60 град для ее возвращения на СЭС). Таким образом, один круг транспортировки 20 т воды переносит 3 740 кВт-час тепла (если температура горячей воды есть 200 град, а вода возвращения имеет температуру 40 град), и это есть эквивалентное 400 куб. м европейского природного газа, который сжигается с КПД 90 %

Этот метод транспортировки есть дорогой, но очень часто он оказывается дешевле, чем традиционная транспортировка тепла через тепловые трассы или паропроводы (Стоимость традиционной транспортировки – это есть норма прибыли на инвестиции в трубопроводы и насосы, их амортизация, их обслуживание, расходы электроэнергии насосов, стоимость утечек тепла). Например, транспортировка автомашинами может оказаться дешевле (чем традиционные методы) в следующих случаях:

— Отдельные здания или небольшие поселения. Традиционная тепловая трасса может иметь очень высокую цену транспортировки тепла в этих случаях: 1-3 цент / кВт-час и больше

— Районы индивидуальных домов: стоимость распределения тепла (через традиционный метод тепловых трасс) между домами этих районов может достигнуть 1-2 цент / кВт-час и больше. Эта стоимость увеличивается, если установка тепловой трассы по воздуху есть запрещенная, и поэтому мы должны использовать дорогую установку трассы под землей (и это усложняется дефицитом места для трассы, большим количеством газонов, асфальтовых покрытий и иных коммуникаций под землей). Кроме того, отказ части потребителей (от тепла из трассы) увеличивает стоимость транспортировки тепла тоже

— Отопление в южных странах, где отопительный сезон есть 2-5 месяцев только, и зима есть теплая. Поэтому стоимость транспортировки 1 кВт-час тепла оказывается в несколько раз больше, чем в северных странах

 

Кроме этого, транспортировка тепла автомашинами имеет следующие преимущества перед традиционными методами:

— Метод тепловых трасс имеет очень большую инерционность: новые районы подключаются постепенно, это требует подготовки инфраструктуры (насосы, системы подготовки воды и др.), решения о расширении принимаются, проектируются и реализовываются долго (несколько месяцев или годов). В то же время, метод транспортировки автомашинами позволяет принимать нового потребителя через несколько дней (после установки «терминала потребителя» и изменения маршрута автомашины) и место его расположения влияет на цену доставки тепла только

— Обычно инвестиции в подключение новых потребителей для транспортировки автомашинами есть меньше, чем инвестиции в тепловые трассы. Кроме того, отказ потребителя от получения тепла из автомашин не дает больших убытков (это только расходы переноса «терминала потребителя» на иное место). Кроме этого, постепенное подключение нерешительных потребителей к тепловой трассе увеличивает срок ее окупаемости. Эти причины (и несколько других) делают инвестиции в «транспортировку автомашинами» менее рискованными, чем в тепловые трассы

— Строительство тепловой трассы требует большого количества договоренностей с местными властями и с владельцами земли под трассой. В то же время транспортировка автомашинами требует договоренности с потребителями тепла только

— Метод транспортировки автомашинами есть интересный как предшественник строительства тепловой трассы: он собирает потребителей и дает маркетинговую информацию, которая уменьшает риски инвестиций в тепловую трассу. Он делает это на протяжении нескольких лет, когда мы собираем договоренности (о строительстве трассы), проектируем ее, готовим инфраструктуру и строим. После этого «терминалы потребителей» переносятся на новые места

 

Пример снабжения теплом крупного потребителя, который требует 9 МВт-час тепла в зимний день; это есть 1800 МВт-час тепла в год (это есть эквивалент 190 тыс. куб. м природного газа в год). Это может быть большой дом (или район с несколько домов) с 150-400 квартир. Доставка тепла делается цистерной с 15 т (для грязной воды СЭС), температура горячей воды – 180 град, температура воды возвращения – 50 град. Это тепло используется квартирами для их зимнего отопления и нагрева холодной воды (для их горячего водоснабжения). Поэтому потребитель получает 60 т воды во время морозов: 30 т воды в 6.00, плюс 30 т воды в 19.00 (90 т воды во время сильного мороза: 30 т воды в 5.00, плюс 30 т воды в 12.00, плюс 30 т воды в 22.00). Летом потребитель получает тепло для горячего водоснабжения только (2,2 МВт-час тепла в день через 15 т воды)

Этот пример имеет стоимость 0,7 цент за перемещение 1 кВт-час тепла через 3 км между СЭС и «терминалом потребителя»:

— 0,10 цент / кВт-час – это стоимость топлива (без НДС) для пути 2 х 3 км (это 1,2 л для перемещения 2,25 МВт-час тепла)

— 0,27 цент / кВт-час – это зарплата водителя (по ставке 12 USD / час) за 30 мин работы по перемещению 15 т воды. Он расходует 8 мин для пути 2 х 3 км. Плюс, 10 мин на стоянку около «терминала станции», где он соединяет «шланг автомашины» с «терминалом» и затем ждет, когда «насосы автомашины» (с производительностью 3 т / мин) двигают 15 т воды возврата в «терминал», и затем «насосы терминала» (с производительностью 5 т / мин) двигают 15 т воды в цистерну автомашины. Плюс, 12 мин на стоянку около «терминала потребителя», где он соединяет «шланг» и «терминал», и затем ждет, когда «насос автомашины» (с производительностью 3 т / мин) двигает 15 т воды в «терминал» и затем 15 т воды в автомашину

— 0,11 цент / кВт-час – это норма прибыли автомашины, ее амортизация и ее обслуживание (ремонты, аренда гаража и др.). База расходов – это 100 тысяч USD стоимости автомашины (без НДС): тягач, полуприцеп с цистерной 15 т (она держит давление 16 бар, имеет тепловую изоляцию и есть безопасная при автомобильных авариях), насос (с реверсом) с бензиновым приводом 10 кВт. Ставка расходов – 12 % в год. Эти расходы распределяются между 5 тыс. перевозок в год (11 250 МВт-час тепла в год для 5-8 крупных потребителей)

— 0,22 цент / кВт-час – это норма прибыли «терминала потребителя», его амортизация и его обслуживание. База расходов – это 50 тысяч USD стоимости «терминала» (без НДС): это 3 шт. напорных (до 16 бар) тепловых аккумуляторов по 15 т воды (один аккумулятор есть свободный, и он принимает горячую воду из автомашины), их фундамент (для установки на улице или в подвале), теплообменники с скоростью 30 кВт / град (для передачи тепла от грязной воды аккумуляторов в чистую воду отопления и горячего водоснабжения), насосы с производительностью до 1 т / мин (для движения воды аккумуляторов через эти теплообменники), автоматика, штуцер для соединения с «шлангом автомашины», несколько электромагнитных клапанов и задвижек с электроприводами. Ставка расходов – 8 % в год. Эти расходы распределяются между 800 шт. перевозок в год (1 800 МВт-час тепла в год)

— 0,02 цент / кВт-час – это норма прибыли «терминала станции», его амортизация и его обслуживание. База расходов – это 50 тысяч USD стоимости «терминала» без НДС: это асфальтированная стоянка для нашей автомашины (около «терминала») в удобном месте около удобной дороги, тепловая трасса соединения «терминала» с трубопроводом 39 или с аккумуляторами в центре блока, «насосы терминала» (с производительностью 5 т / мин, они двигают воду из подающей трубы трассы в автомашину), штуцер для соединения с «шлангом автомашины», две задвижки с электроприводами, автоматика. Ставка расходов – 10 % в год. Если СЭС имеет две автомашины, эти расходы распределяются между 22 500 МВт-час тепла в год

 

Пример снабжения теплом индивидуальных домов для их горячего водоснабжения (по 15 кВт-час в день на дом) и зимнего отопления (по 150 кВт-час в зимний день на дом; это есть эквивалент 2,5 тыс. куб. м природного газа в год). Доставка тепла делается автомашиной с 10 т горячей воды (это есть грязная вода СЭС), температура горячей воды – 180 град, температура воды возвращения – 50 град. Эта машина делает 3 тыс. перевозок в год (4 500 МВт-час тепла в год) для обслуживания 150 шт. домов

Этот пример имеет стоимость 1,7 цент за перемещение 1 кВт-час тепла через 3 км между СЭС и местом расположения потребителей (это будет 9 домов в среднем с потребностью по 1,1 т воды в среднем):

— 0,15 цент / кВт-час – это стоимость топлива (без НДС) для пути 7 км (это 1,2 л для перемещения 1,5 МВт-час тепла)

— 0,21 цент / кВт-час – это зарплата водителя (по ставке 12 USD / час) за 16 мин работы по перемещению 10 т воды между СЭС и «местом потребителей». Водитель расходует 8 мин для пути 6 км. Плюс, 10 мин на стоянку около «терминала станции», где он соединяет «шланг автомашины» с «терминалом» и затем ждет, когда «насосы терминала» возьмут (с производительностью 3 т / мин) 10 т воды из автомашины, и затем направят (с производительностью 4 т / мин) 10 т воды в автомашину

— 0,48 цент / кВт-час – это зарплата водителя (по ставке 12 USD / час) за 36 мин работы по обмену водой с 9 шт. потребителей. Один потребитель требует 4 минуты: автомашина переезжает к нему через 50-150 м, останавливается около его «терминала». Затем водитель выходит из кабины, соединяет «шланг автомашины» с «терминалом» и включает насосы автомашины (которые берут 1,1 т воды из терминала с производительностью 1 т / мин, и затем дают 1,1 т воды терминалу с производительностью 2 т / мин). Затем он возвращает «шланг» в автомашину и идет в кабину

— 0,21 цент / кВт-час – это норма прибыли автомашины, ее амортизация и ее обслуживание (ремонты, аренда гаража и др.). База расходов – это 80 тысяч USD стоимости автомашины (без НДС): автомобильная платформа, 3 шт. тепловых аккумуляторов по 5 т (они держат давление 16 бар и имеет тепловую изоляцию; один аккумулятор есть свободный и используется для приема «воды возвращения»), насос (с реверсом) с бензиновым приводом 7 кВт. Ставка расходов  – 12 % в год. Эти расходы распределяются между 3 тыс. перевозок в год

— 0,61 цент / кВт-час – это норма прибыли «терминала потребителя», его амортизация и его обслуживание. База расходов – это 1 800 USD стоимости «терминала» (без НДС): это напорный (до 16 бар) тепловой аккумулятор для 1,2 т воды, его фундамент (для установки на улице или в подвале), теплообменники (в верхней части аккумулятора) с скоростью 0,5 кВт / град (для передачи тепла от грязной воды аккумулятора в чистую воду отопления и горячего водоснабжения), автоматика, штуцер для соединения с «шлангом автомашины», задвижка с электроприводом (она соединяет аккумулятор с «штуцером шланга» только во время его соединения с автомашиной). Ставка расходов – 10 % в год. Эти расходы распределяются между 180 шт. получений по 1,1 т воды от автомашины (29,5 МВт-час тепла в год): одно получение в морозный день, 1,5-2 шт. получений в день сильных морозов, одно получение за 2-3 дня во время холодов, одно получение за 10-12 дней летом (это тепло для горячего водоснабжения дома только)

— 0,04 цент / кВт-час – это норма прибыли «терминала станции», его амортизация и его обслуживание. База расходов – это 50 тысяч USD стоимости «терминала» без НДС: это асфальтированная стоянка для нашей автомашины (около «терминала») в удобном месте около удобной дороги, тепловая трасса соединения «терминала» с трубопроводом 39 или с аккумуляторами в центре блока, «насосы терминала» (с реверсом, они двигают воду из подающей трубы трассы в автомашину с производительностью 4 т / мин или двигают воду из автомашины в обратную трубу трассы с производительностью 3 т / мин), штуцер для соединения с «шлангом автомашины», две задвижки с электроприводами, автоматика. Ставка расходов – 10 % в год. Если СЭС имеет три автомашины, эти расходы распределяются между 13 500 МВт-час тепла в год

Стоимость доставки тепла уменьшается, если мы используем следующие идеи:

— «Терминалы» соседних домов располагаются рядом. Поэтому автомашина делает одну остановку для обслуживания нескольких «терминалов»

— Несколько соседних домов имеют один «терминал». Его стоимость оказывается в 1,2-1,5 раз меньше, чем сумма стоимостей отдельных «терминалов»

— Водитель может не выходить из кабины для обслуживания «терминала». Это может делаться через механическое перемещение «шланга автомашины» по изображению видеокамеры или через автоматический поиск соединения

— Использование этих идей дает смысл уменьшению объема «терминала» в 2 раз (это уменьшает его стоимость в 1,5-1,8 раз) с переходом на его обслуживание 2 раз в сутки

— Существует несколько традиционных методов уменьшения стоимости доставки тепла: увеличение объема перевозки воды, увеличение ее температуры, уменьшение расстояния между потребителями и СЭС (или выходом тепловой трассы, которая уменьшает это расстояние), увеличение производительности «насосов автомашины» и др.

— Возможно, существует смысл уменьшения температуры воды до 90-100 град. Это уменьшает стоимость «терминалов потребителей» (в несколько раз) из-за перехода на безнапорные аккумуляторы (аналогично его дешевой конструкции из Доклада 9) и из-за отсутствия задвижки с электроприводом. Кроме того, это тепло есть дешевле для СЭС (чем тепло 150-200 град), и его перевозка есть безопаснее во время аварий на дороге

 

«Система учета продажи тепла и сбора платежей» базируется на измерении объема и температуры вод (эти измерения регистрируются компьютером на автомашине), которая уходит из автомашины в «терминал потребителя» и которая приходит из «терминала» в автомашину. Компьютер фиксирует каждую передачу тепла в бумажный счет

Объем передачи воды (в «терминал») не обязанный быть равный объему аккумулятора «терминала». Уменьшение «объема воды передачи» – это метод гибкого управления передачей тепла со стороны автомашины. Уменьшение отбора тепла потребителем автоматически увеличивает температуру «воды возвращения»

(THE  END)

16) Приложение 6: СТЭС для отопления городов (Окончание):

Б) Частичное отопление города – это еще одна возможность улучшения срока окупаемости СЭС. Таким образом, СТЭС дает городу только часть тепла (СТЭС делает 100 % отопления в начале и окончании отопительного сезона только); остальное тепло поступает в город от дешевого местного топлива (уголь, торф, бытовой мусор, отходы деревообработки, горючие отходы сельского хозяйства) или от дорогого импортного газа

Например, базовая СЭС (из Глав 1-5) может накрыть 50 % потребности отопления для 3 670 жителей (каждый житель получает по 1 900 кВт-час тепла от СТЭС в климате моего Миргорода на протяжении отопительного сезона с 15 октября до 15 апреля). Следующая таблица описывает это; она есть аналогичная таблице из начала п.А, но она получает дополнительный столбец (это есть третий столбец таблицы), который описывает потребность этих 3 670 человек в тепле (четвертый столбец таблицы – это продажи тепла СТЭС, которая накрывает 50 % этой потребности):

Месяц	Т улицы	Потребность отоп ления	Продажа тепла	Полезное тепло СТЭС	Остаток полезного тепла	КПД	Продажа электроэнергии
Январь	-6	3370	835	835	0	12,1 %	—
Февраль	-5	2941	1950	1950	0	11,9 %	—
Март	0	2108	2108	2519	411	11,3 %	46
Апрель	8	206	206	3125	2919	10,2 %	298
Май	15	—	—	4436	4436	9,3 %	413
Июнь	19	—	—	3898	3898	8,9 %	347
Июль	21	—	—	4572	4572	8,6 %	393
Август	20	—	—	3558	3558	9,1 %	324
Сентябрь	15	—	—	3899	3899	9,5 %	370
Октябрь	8	383	383	1693	1310	10,6 %	139
Ноябрь	2	1628	793	793	0	12,1 %	—
Декабрь	-4	2947	516	516	0	12,5 %	—
Итого в год		13 583 МВт-час	6 791 МВт-час	31 794 МВт-час	25 003 МВт-час		2 330 МВт-час

Таким образом, продажа 6791 МВт-час тепла (по 5 цент / кВт-час) и 2330 МВт-час электроэнергии (по 11 цент / кВт-час) дает доход 595 850 USD в год (это есть в 1,73 раз больше, чем в СЭС без продаж тепла). Это улучшает срок окупаемости стеклянной СТЭС (если стоимость преобразования СЭС в СТЭС есть 200 тысяч USD) до 4,47 год; это есть в 1,71 раз меньше, чем у стеклянной СЭС без продаж тепла

Таким образом, переход от 100 % снабжения жителей теплом (это есть п.А) к поставке только 50 % тепла (это есть п.Б) увеличил доходы СТЭС в 1,38 раз и уменьшил срок ее окупаемости в 1,45 раз. Но этот переход имеет следующие недостатки. Во-первых, глубина зимнего провала производства электроэнергии увеличилась (но этот провал будет меньше, если мы будем использовать «когенерацию»). Во-вторых, город нуждается в работе котельной на ином топливе (хотя обычно эта котельная есть уже). В-третьих, потребность СТЭС в жителях увеличилась с 630 до 3 670

Но дополнительные преимущества этого перехода существуют тоже. Например, наша котельная (на ином топливе) – это гарантия отопления города, если какие-то причины заставят СТЭС остановиться. Кроме того, обычно существует потребность утилизации местного топлива, например, шведы очень любят отапливать свои города через сжигание бытового мусора, финны (и шведы) имеют много отходов деревообработки, датчане любят отопление на соломе, польские шахтеры не хотят потерять свою работу

Следующая таблица (она есть аналогичная таблице в окончании п.А) сравнивает сроки окупаемости пленочной СТЭС (с 50 % снабжения жителей теплом) в разнообразных городах:

	Сезон отопления	Люди	Тепло	Электроэнергия	Доход СТЭС	Окупаемость (СТЭС / СЭС)
Финляндия (Turku)	1.10-10.05	1750	5 010	1 930	579 140 USD	5,2 год / 24 год
UK (Brighton)	1.11-15.03	6300	5 184	2 272	542 560 USD	5,6 год / 9,6 год
Канада (Regina)	1.10-30.04	2500	11 234	2 449	503 282 USD	6,0 год / 8,5 год
Германия (Munich)	20.10-10.04	3400	6 100	2 371	864 666 USD	3,3 год / 7,3 год
Китай (Changchun)	5.10-15.04	8200	21 357	2 626	696 388 USD	2,6 год / 5,0 год
Болгария (Plovdiv)	15.11-20.03	6150	6 476	3 059	610 435 USD	3,0 год / 6,0 год

Уменьшение доли снабжения жителей теплом до 20-40 % улучшает срок окупаемости СТЭС больше еще. Следующая таблица (она есть аналогичная таблице в начале п.Б) – это СТЭС с 25 % снабжения на примере очень северной станции (это есть СТЭС в Turku на 60 град сев. широты). Она дает тепло для 6 500 жителей (по 1430 кВт-час тепла в год). Ее доход – это 872 641 USD в год, и 84 % этого дохода формируется от продажи 9 294 МВт-час тепла (по 7,9 цент / кВт-час) на протяжении отопительного сезона с 1 октября до 10 мая; остальные 16 % дохода приходят от продажи 1 457 МВт-час электроэнергии (по 9,5 цент / кВт-час) в мае-сентябре. Срок окупаемости этой пленочной СТЭС – 3,1 год

Месяц	Т улицы	Потребность отоп ления	Продажа тепла	Полезное тепло СТЭС	Остаток полезного тепла	КПД	Продажа электроэнергии
Январь	-6	7680	277	277	0	11,2 %	0
Февраль	-7	7432	1032	1032	0	11,2 %	0
Март	-4	6717	3125	3125	0	11,2 %	0
Апрель	3	3254	2905	2905	0	11,1 %	0
Май	9	234	234	3359	3125	10,4 %	325
Июнь	14	—	—	3366	3366	9,9 %	333
Июль	17	—	—	3032	3032	9,5 %	288
Август	16	—	—	2853	2853	9,6 %	274
Сентябрь	11	—	—	2320	2320	10,2 %	237
Октябрь	6	1913	1286	1286	0	10,8 %	0
Ноябрь	2	3710	349	349	0	11,2 %	0
Декабрь	-3	6235	86	86	0	11,2 %	0
Итого в год		37 175  МВт-час	9 294   МВт-час	23 990 МВт-час	14 696 МВт-час		1 457 МВт-час

 

Идея «когенерации» (она была описанная в п.3) увеличивает доходы СТЭС заметно, поскольку она возвращает 30-50 % электроэнергии, которая терялась из-за продажи тепла городу. Это  увеличивает доходы СТЭС (и уменьшает срок ее окупаемости) на 2-10 %. Например, если последняя СТЭС в Turku будет использовать «когенерацию», продажи ее электроэнергии увеличатся (в октябре-апреле) на 400 МВт-час, и это увеличит ее доходы на 38 тысяч USD (4,4 % годового дохода)

Кроме этого, существует несколько иных методов увеличения доходов СТЭС и уменьшения срока ее окупаемости. Например, (если часть тепла СТЭС должна идти на производство электроэнергии) приоритет времени производства электроэнергии находится на времени работы солнца (когда КПД турбогенераторов есть максимальное) или во время зоны «пиков» (когда электроэнергия есть дорогая). Если все тепло СТЭС должно идти в отопление города, поток насосов 43 (во время работы солнца) есть максимальный, и поэтому средняя температура воды коллекторов есть минимальная, и это уменьшает утечки тепла из коллекторов

Если СТЭС использует дополнительные температурные системы (согласнее идеям п.7 Главы 9):

— Тепло ее 2-й температурной системы может продаваться городу для отопления. Более холодные температурные системы могут использоваться (для отопления города) тоже, если их температура есть больше, чем температура воды в обратной трубе тепловой трассы (40-60 град)

— Тепло более холодных температурных систем может использоваться для отопления коллекторов (если мы отказываемся от наклона коллекторов согласно идеям п.8 Главы 9) и для отопления трубопроводов 39, домика и др.

— Аккумуляторы температурных систем могут использоваться для хранения воды (с температурой 60-100 град) для отопления города. Это тепло будет использоваться во время несолнечных периодов

Если СТЭС использует напорные аккумуляторы (согласно идеям п.9 Главы 9) с увеличением температуры выхода коллекторов до 150-250 град (или больше):

— «Когенерация» добавляет свой экономический смысл, поскольку теперь она возвращает 60-80 % электроэнергии, которая терялась из-за продажи тепла городу

— Потери электроэнергии (из-за продажи тепла городу) увеличиваются в 1,5-2,5 раз (пропорционально увеличению КПД турбогенераторов). Это увеличивает необходимость «когенерации»

— Увеличение температуры горячей воды изменяет метод транспортировки тепла автотранспортом (он будет описываться в следующем Приложении 7): расходы  транспортировки тепла уменьшаются, требования к объемам тепловых аккумуляторов уменьшаются, но теперь мы должны использовать дорогие напорные аккумуляторы (вместо дешевых безнапорных аккумуляторов). Хотя существует возможность транспортировки тепла через воду (с температурой 80-100 град) из 1-й температурной системы

(ОКОНЧАНИЕ     СЛЕДУЕТ)

16) Приложение 6: СТЭС для отопления городов (Начало):

Эта станция (СТЭС – это солнечная тепловая и электрическая станция) производит следующие два продукта:

— Электроэнергия

— Тепло для отопления городов. Это тепло передается в систему центрального отопления города, например, через горячую воду с температурой 40-70 град, которая двигается по тепловой трассе (она соединяет СТЭС и эту систему)

 

А) СТЭС может работать для цели полного снабжения теплом (для отопления) всего города или несколько его районов. Один городской житель (в климате моего Миргорода) требует 3 800 кВт-час тепла для отопления своей квартиры с 15 октября до 15 апреля

Базовая СЭС (в Главах 1-5) может дать это тепло для 630 жителей. Их потребность в тепле (она есть равная продаже тепла СТЭС) – это третий столбец следующей таблицы (она думает, что эта потребность есть пропорциональная разнице между 10 град и средней температурой улицы; эта температура – это ее второй столбец). Четвертый столбец таблицы – это все полезное тепло СТЭС (без сбросов лишнего тепла и без утечек тепла из аккумуляторов). Ее пятый столбец (остаток полезного тепла) – это есть разница четвертого и третьего столбцов. Ее шестой столбец (среднее КПД) есть взятый из Главы 3, но это есть умноженное на 0,92 для учета электроэнергии для собственных нужд СТЭС. Ее последний столбец (продажа электроэнергии) – это есть произведение пятого и шестого столбцов

Месяц	Т улицы	Продажа Тепла	Полезное тепло СТЭС	Остаток полезного тепла	КПД	Продажа электроэнергии
Январь	-6	590	835	245	12,1 %	30
Февраль	-5	515	1950	1435	11,9 %	171
Март	0	369	2519	2150	11,3 %	243
Апрель	8	36	3125	3089	10,2 %	315
Май	15	—	4436	4436	9,3 %	413
Июнь	19	—	3898	3898	8,9 %	347
Июль	21	—	4572	4572	8,6 %	393
Август	20	—	3558	3558	9,1 %	324
Сентябрь	15	—	3899	3899	9,5 %	370
Октябрь	8	67	1693	1626	10,6 %	172
Ноябрь	2	285	793	508	12,1 %	61
Декабрь	-4	516	516	0	12,5 %	—
Итого в год		2 378 МВт-час	31 794 МВт-час	29 416 МВт-час		2 839 МВт-час

Итак, СТЭС продает 2 378 МВт-час тепла, но это уменьшает продажи электроэнергии на 301 МВт-час. Таким образом, доход СЭС увеличивается на 85 790 USD в год (это есть 25 % старого дохода СЭС), если тепло и электроэнергия продаются по средним ценам наших стран: цена тепла есть 5 цент / кВт-час, и цена электроэнергии есть 11 цент / кВт-час. Этот дополнительный доход оправдывает инвестиции для преобразования СЭС в СТЭС, если их объем есть меньше, чем 1 млн. USD. Объем этих инвестиций зависит от расстояния между СТЭС и городом (поскольку это расстояние формирует стоимость тепловой трассы для передачи этого тепла). Кроме того, объем этих инвестиций зависит от метода передачи тепла. Я могу предложить следующие четыре варианта этих методов:

1) СТЭС имеет дополнительные теплообменники для передачи тепла от грязной воды аккумуляторов 38 в чистую воду тепловой трассы и городской системы отопления. Если эти теплообменники располагаются в начале обратных труб трубопроводов 39 (на выходе из теплообменников 106), СТЭС может передавать тепло городу и производить электроэнергию одновременно. Мощность (скорость) этих теплообменников – около 800 кВт / град; поэтому их стоимость – 65 тысяч USD. Плюс тепловая трасса (с максимальным потоком воды 1,5 т / мин) с стоимостью около 100 тысяч USD за каждый ее километр. Пример тепловой трассы есть описанный в Главе 5 Доклада 19 (на примере ее длины 2 км и ее максимального потока 8,8 т / мин)

2) СТЭС имеет аналогичную тепловую трассу, но не имеет дополнительных теплообменников. Она использует (для передачи тепла от воды аккумуляторов в воду тепловой трассы) свои теплообменники 101 и 104: вода аккумуляторов проходит через испаритель 101 и испаряет фреон, его пары двигаются (мимо турбин 102 или через остановленные турбины 102) в конденсатор 104, где они конденсируются и передают свое тепло чистой воде (из тепловой трассы), которая двигается через конденсатор 104 вместо воды их охлаждения. Таким образом, СТЭС должна иметь средства переключения конденсаторов 104 (это есть несколько задвижек с электроприводами) с воды их охлаждения на воду тепловой трассы. Плюс, возможно, мы нуждаемся в отказе от охлаждения конденсаторов 104 грязной водой реки с переходом на какую-то систему их охлаждения чистой водой (например, пп. 2, 4, 6, 7, 9, 10, 11 Приложения 2). Если мы нуждаемся в одновременном производстве электроэнергии и передаче тепла, часть турбогенераторов СТЭС используются для производства электроэнергии, а остальные турбогенераторы останавливаются, и их теплообменники 101, 104 используются для передачи тепла

3) Вариант п.2 автоматически переходит в вариант п.3, если разница температур между аккумуляторами 38 и обратной (которая приходит из города на СТЭС) трубой тепловой трассы есть больше, чем 10-20 град. Метод п.3 обычно называется «когенерация» (это есть одновременное производство электроэнергии и тепла), и он сейчас используется очень широко. Метод п.3 предлагает следующее: турбогенератор работает, его конденсатор 104 охлаждается водой с температурой 40-60 град из обратной трубы тепловой трассы, а его испаритель 101 работает через обычный метод с водой аккумуляторов 38 (с температурой 80-100 град) или с водой выхода коллекторов (с температурой 115-135 град). Таким образом, тепло перекачивается из воды испарителя 101 в воду тепловой трассы, но КПД его преобразования (в электроэнергию) уменьшается до 3 % во время работы с водой аккумуляторов 38 и до 7 % во время работы с водой выхода коллекторов. Но передача 2 378 МВт-час тепла (через этот метод) дает дополнительное производство 100 МВт-час электроэнергии, и ее продажа увеличивает доход СТЭС на 11 тысяч USD. Поэтому этот метод имеет экономический смысл, если дополнительные инвестиции (в преобразование метода п.2 в метод п.3) есть меньше, чем 100 тысяч USD. Эти инвестиции есть необходимые для небольших преобразований турбогенераторов, которые нуждаются в ином делении установленной мощности между иным количеством турбогенераторов, плюс иной набор их режимов, плюс иной выбор «зимнего» фреона. Остальные особенности метода п.3 есть аналогичные методу п.2: необходимость тепловой трассы, желательность чистой воды для охлаждения конденсаторов 104, возможность переключения конденсаторов 104 между водой системы охлаждения и тепловой трассой, возможность одновременной работы части турбогенераторов для производства электроэнергии только (на воде системы охлаждения)

4) СТЭС передает свое тепло (городу, заводу, индивидуальным домам) через метод из Приложения 7: это транспортировка горячей воды автомашинами. Это дорогой метод передачи тепла (1-3 цент / кВт-час при передаче индивидуальным домам), но это компенсируется более высокой рыночной ценой тепла для индивидуальных домов (6-8 цент / кВт-час тепла против 5 цент / кВт-час оптовой цены для города). Этот метод имеет минимальный объем инвестиций (для преобразования СЭС в СТЭС) – это около 50 тысяч USD за «терминал станции» (он есть описанный в Приложении 7). Этот метод не требует тепловой трассы

СТЭС может использовать несколько методов передачи тепла, например, она может иметь и «терминал станции» (для метода п.4) и тепловую трассу (для методов пп.1-3)

Таким образом, если стоимость преобразования СЭС в СТЭС есть 200 тысяч USD (9,1 % старой стоимости СЭС), увеличение дохода на 85 790 USD в год (24,9 % старого дохода СЭС) улучшает срок окупаемости базового варианта стеклянной СЭС в 1,18 раз (с 7,65 год до 6,48 год)

Следующая таблица сравнивает сроки окупаемости пленочной СТЭС (с 100 % снабжения жителей теплом) в разнообразных городах:

— Этот срок окупаемости СТЭС стоит перед дробью в последнем столбце таблицы (старый срок окупаемости СЭС – после дроби). Стоимость СТЭС – это стоимость пленочной СЭС (из Главы 7) с добавлением 200 тысяч USD инвестиций для преобразования СЭС в СТЭС

— Ее второй столбец – это границы отопительного сезона

— Ее третий столбец – количество человек, которые отапливаются полностью теплом СТЭС

— Ее четвертый столбец – количество тепла (МВт-час в год), которое продается для их отопления

— Ее пятый столбец – количество электроэнергии (МВт-час в год), которое продается СТЭС. Сейчас мы не используем «когенерацию» из п.3

— Ее шестой столбец – это годовой доход СТЭС. Цены тепла и электроэнергии – из таблицы п.2 Главы 8

	Сезон отопления	Люди	Тепло	Электроэнергия	Доход СТЭС	Окупаемость (СТЭС / СЭС)
UK (Brighton)	1.11-15.03	1750	2 893	2 516	461 289 USD	7,1 год / 9,6 год
Канада (Regina)	1.10-30.04	650	5 975	3 034	440 825 USD	7,2 год / 8,5 год
Германия (Munich)	20.10-10.04	800	2 811	2 733	637 953 USD	4,8 год / 7,3 год
Китай (Changchun)	5.10-15.04	2600	13 509	3 495	568 866 USD	3,3 год / 5,0 год
Болгария (Plovdiv)	15.11-20.03	1950	4 115	3 314	498 874 USD	3,8 год / 6,0 год
Япония (Osaka)	1.12-28.02	5700	6 850	3 080	1 078 500	2,4 год / 4,9 год
Lhasa	15.10-15.04	8900	18 891	3 976	731 704 USD	2,5 год / 4,0 год

Окупаемость СТЭС улучшится еще, если она будет продавать тепло круглый год для горячего водоснабжения города, для технологических потребностей заводов и других целей из п.2 Главы 8. Эти продажи не будут требовать дополнительных инвестиций обычно, поскольку необходимая инфраструктура (тепловые трассы, «терминалы станции», теплообменники и др.) есть уже. Кроме этого, обычно система горячего водоснабжения города есть совмещенная с системой его центрального отопления

(ПРОДОЛЖЕНИЕ      СЛЕДУЕТ)

 

15) Приложение 5: Изолированная СЭС:

Эти СЭС есть способные накрыть потребность электроэнергии (какого-то города или завода) полностью, и их производство электроэнергии есть равное потребности города всегда. Это есть важное для мест, которые не есть соединенные с крупной энергетической системой: это есть острова и удаленные поселения. Сейчас их потребности накрываются дизельными или мазутными мини-электростанциями (иногда – газовыми электростанциями)

Кроме того, эти СЭС есть интересные в контексте спора о лучшей организации электрического снабжения городов: одни есть сторонники небольших электростанций около каждого города (без ЛЭП и крупных энергетических систем), но другие защищают современный мир с его крупными электростанциями, которые соединяются через ЛЭП с большим количеством городов и иных электростанций. Аргументы против второго варианта: большие потери электроэнергии в ЛЭП (Internet говорит, что они есть 10-20 %), экологический вред ЛЭП (электромагнитные поля, гибель птиц и др.), высокая стоимость ЛЭП и иного оборудования энергетических систем, уязвимость ЛЭП перед ураганами и ледяными дождями. Кроме этого, первый вариант есть интересный для местных властей, поскольку он дает рабочие места и налоги, и платежи потребителей за электроэнергию остаются в пределах города обычно. Компромисс между этими двумя вариантами – это накрывание 50-90 % потребности города местными электростанциями; это уменьшает недостатки ЛЭП в несколько раз (их стоимость, экологический вред, потери электроэнергии), но сохраняет преимущества второго варианта (возможность использования крупных электростанций, очень хорошее маневрирование для потребителей, возможность использования электростанций с плохим маневрированием, соответствие идеалам либеральной экономики и др.)

Наши СЭС могут предложить следующее:

 

А) Южные СЭС 5-й глубины (в смысле Главы 6) выходят на идеально ровное производство электроэнергии (это есть постоянная работа на мощности COP), если 15-40 % их полезного тепла теряется через «сбросы лишнего тепла». Например, СЭС в Phoenix (из Главы 10) должна уменьшить свою установленную мощность в 1,27 раз, и она будет терять 18 % своего полезного тепла. Первый пример СЭС в Lhasa (из Главы 10) уменьшает установленную мощность в 1,43 раз, и она теряет 32 % тепла. Пример Malaga (из Главы 10) уменьшает мощность в 1,54 раз и теряет 36 % тепла

Но эти СЭС должны увеличить свою установленную мощность (в 1,5-2,5 по сравнению с примерами из Главы 10) для гарантии производства нужного количества электроэнергии во время пикового потребления электроэнергии. Это может делаться через увеличение номинальной мощности базовых турбогенераторов, через увеличение разницы между их мощностями LTP и COP (поскольку существование пиков уменьшает время работы турбогенераторов и время их работы между COP и LTP), через добавление резервных турбогенераторов (которые есть дешевле, но их КПД есть меньше) и увеличение их мощности. Кроме того, эти СЭС нуждаются в изменении объема их тепловых аккумуляторов (увеличение «сбросов» разрешает уменьшение их объема, но мы должны увеличить этот объем для гарантии производства во время аномально несолнечных периодов). Таким образом, стоимость электроэнергии этих СЭС увеличивается на 20-45 % (по сравнению с примерами из Главы 10)

Северные СЭС должны иметь 6-ю глубину (для идеально ровного производства электроэнергии) с увеличением установленной мощности турбогенераторов для работы во время пиков. Все это увеличивает стоимость электроэнергии на 50 % и больше, и поэтому северный вариант п.А теряет свой смысл (в пользу варианта следующего п.Б)

 

Б) Система СЭС и резервно-сезонной ТЭС, которая работает на твердом топливе: уголь, торф, бытовой мусор, отходы деревообработки, горючие отходы сельского хозяйства (солома и др.). Эта ТЭС работает только в октябре-марте. Следующая таблица – это пример взаимодействия этих двух электростанций (в климате моего Миргорода):

— разница ее второго столбца (возможности производства электроэнергии СЭС) и ее третьего столбца (реальное производство электроэнергии СЭС) объясняется сбросами лишнего тепла. Потеря 253 МВт-час электроэнергии (= 3 002 – 2 749) соответствует сбросам 2,7 тыс. МВт-час тепла

— ее последний столбец – это есть сумма третьего столбца и четвертого столбца (производство электроэнергии ТЭС). Таким образом, система «СЭС + ТЭС» производит по 10 МВт-час электроэнергии каждый день

Месяц	Возможности производства СЭС	Реальное производство СЭС	Производство ТЭС	СЭС + ТЭС
Январь	96 МВт-час	96 МВт-час	214 МВт-час	310 МВт-час
Февраль	222 МВт-час	222 МВт-час	61 МВт-час	283 МВт-час
Март	275 МВт-час	275 МВт-час	35 МВт-час	310 МВт-час
Апрель	307 МВт-час	300 МВт-час	—	300 МВт-час
Май	395 МВт-час	310 МВт-час	—	310 МВт-час
Июнь	336 МВт-час	300 МВт-час	—	300 МВт-час
Июль	382 МВт-час	310 МВт-час	—	310 МВт-час
Август	310 МВт-час	310 МВт-час	—	310 МВт-час
Сентябрь	353 МВт-час	300 МВт-час	—	300 МВт-час
Октябрь	172 МВт-час	172 МВт-час	138 МВт-час	310 МВт-час
Ноябрь	92 МВт-час	92 МВт-час	208 МВт-час	300 МВт-час
Декабрь	62 МВт-час	62 МВт-час	248 МВт-час	310 МВт-час
Итого в год	3 002 МВт-час	2 749 МВт-час	904 МВт-час	3 653 МВт-час

Таким образом, первая цель ТЭС – это ликвидация зимнего провала производства СЭС. Кроме этого, ТЭС должна быть готовая к маневрированию производства электроэнергии во время несолнечных периодов в октябре-марте (маневрирование во время солнечных периодов в это время может делаться СЭС). Но установленная мощность базовых и резервных турбогенераторов ТЭС имеет право быть на 10-30 % меньше, чем максимальные требования электроэнергии для города зимой, поскольку иногда (во время очень-очень высоких зимних пиков потребления электроэнергии) мы можем включить турбогенераторы СЭС независимо от температуры их аккумуляторов

Кроме этого, стоимость электроэнергии ТЭС увеличивается из-за большого склада топлива (средний срок его лежания на складе – это 6-8 месяцев). Объем этого склада может достигнуть 70-100 % сезонной потребности ТЭС (это есть объем 40-дневной работы всех турбогенераторов ТЭС с максимальной мощностью; это есть 70 дней работы для полного снабжения города по 10 МВт / час электроэнергии в день)

Вторая цель ТЭС – это гарантия снабжения города электроэнергией (по 10 МВт-час в день), если СЭС оказывается остановленная. Это есть важное, поскольку СЭС есть уязвимая перед аномально несолнечными периодами и перед своими авариями из-за торнадо, урагана, града и др.

Работа маневрирования (в производстве электроэнергии) лежит на СЭС полностью в апреле-сентябре; поэтому установленная мощность ее базовых и резервных турбогенераторов (по мощности LTP) есть в 1,5-2 раз больше (по сравнению с проектом Глав 1-5) для гарантии производства нужного количества электроэнергии во время пиков. Плюс, необходимость увеличения объема тепловых аккумуляторов (для гарантии производства во время несолнечных периодов). Все это увеличивает стоимость электроэнергии СЭС, но (на северных СЭС) она оказывается на 20-100 % дешевле, чем на СЭС согласно п.А

Таким образом, если стоимость электроэнергии СЭС есть 10 цент / кВт-час (по «возможности производства»), а стоимость электроэнергии ТЭС есть 15 цент / кВт-час, стоимость смеси из 2 749 МВт-час от СЭС и 904 МВт-час от ТЭС оказывается 11,8 цент / кВт-час (с учетом потери 253 МВт-час электроэнергии из «Возможности производства СЭС»). Это есть на 18 % больше, чем 10 цент / кВт-час. Поэтому вариант п.Б есть выгоднее, чем вариант п.А (но это есть в условиях климата Миргорода и в условиях стоимостей 10 цент / кВт-час и 15 цент / кВт-час)

Но если стоимость электроэнергии СЭС уменьшится до 2 цент / кВт-час, стоимость смеси окажется 5,3 цент / кВт-час (если электроэнергия ТЭС останется 15 цент / кВт-час). Это увеличивает стоимость электроэнергии СЭС в 2,65 раз. Поэтому вариант п.Б может потерять свой экономический смысл (поскольку стоимость электроэнергии СЭС согласно п.А может оказаться меньше). Но вариант п.Б имеет дополнительный смысл, поскольку ТЭС делает утилизацию отходов одновременно

Еще один дополнительный смысл ТЭС – это ее участие в отоплении города, если она работает в режиме «когенерации» (пар ее турбины передает свое тепло воде центрального отопления города). Ее работа в ноябре-январе передает городу около 20 МВт-час тепла каждый день, если ее электрическое КПД есть 25 % (октябрьский день получает около 12 МВт-час тепла). Но город будет иметь дефицит тепла в феврале-марте (он будет получать только 5 МВт-час тепла в день от ТЭС), который может быть накрытый полезным теплом СЭС:  передача 8 МВт-час полезного тепла СЭС уменьшает ее производство на 1 МВт-час электроэнергии, но это компенсируется дополнительным производством 1 МВт-час электроэнергии от ТЭС, и это сопровождается дополнительной передачей (городу) 3 МВт-час тепла. Апрельская потребность города в тепле может быть частично накрытая сбросами лишнего тепла СЭС (около 65 МВт-час тепла на протяжении всего апреля)

Взаимодействие ТЭС и СЭС может быть более широкое, например:

— Сбросы лишнего тепла СЭС (2,7 тыс. МВт-час тепла в апреле-сентябре) могут быть использованные для сушки топлива ТЭС. Это есть много тепла: 1 кг сухого веса топлива будет получать по 3-6 кВт-час тепла (это есть возможность испарения до 4-8 кг воды)

— Суточный график производства электроэнергии ТЭС (минимум производства ночью) не совпадает с потребностью города в тепле (минимум потребности днем). Поэтому ТЭС может использовать аккумуляторы 38 нашей СЭС (зимой они есть свободные обычно) для переноса лишнего дневного тепла на ночную потребность города. Если аккумуляторы 38 не есть свободные, недостаток ночного тепла компенсируется полезным теплом СЭС из аккумуляторов 38

— Тепло из систем охлаждения турбогенераторов ТЭС может идти в дополнительные температурные системы СЭС (согласно идее п.7 Главы 9)

— Уходящие газы ТЭС (которые обычно выбрасываются в атмосферу) идут на СЭС по трубе, и она забирает их тепло в свои температурные системы (через дополнительные воздушно-водяные теплообменники). Дополнительный «бонус» (для температурных систем) – это тепло конденсации паров воды, которая есть в этих газах

— ТЭС и СЭС могут меняться рабочими, поскольку максимум работ на ТЭС происходит зимой, а максимум работ на СЭС есть летом

 

В) Система СЭС и резервно-пиковой ТЭС, которая работает на дизельном топливе, мазуте или природном газе. Обычно эти ТЭС дают очень хорошее маневрирование производства электроэнергии (в отличие от ТЭС на твердом топливе из п.Б). Поэтому возникает идея работы этих ТЭС во время пикового потребления электроэнергии. Таким образом, СЭС будет работать постоянно согласно потреблению электроэнергии городом, но мы включаем ТЭС во время пиков потребления, когда турбогенераторы СЭС достигают максимальной мощности LTP

Эта СЭС (в отличие от варианта п.А) не имеет больших сбросов лишнего тепла, и (в отличие от вариантов пп. А, Б) она не нуждается в большом увеличении установленной мощности турбогенераторов и в увеличении объема тепловых аккумуляторов. Хотя существует смысл небольшого (на 10-30 %) увеличения максимальной мощности турбогенераторов; это увеличение может делаться через увеличение номинальной мощности COP и / или через увеличение разницы между мощностями COP и LTP. Поэтому стоимость электроэнергии этой СЭС есть на 3-10 % больше, чем стоимость электроэнергии обычной СЭС 4-й глубины

Электроэнергия ТЭС во время пиков – это 10-25 % во всей суточной электроэнергии СЭС и ТЭС. Кроме этого, доля ТЭС увеличивается во время сезонных спадов производства СЭС: это есть дополнительные 6-15 % (в годовой доле) для южных СЭС или 15-40 % для северных СЭС. Таким образом, пропорция годового производства электроэнергии (между ТЭС и СЭС) оказывается около 1 : 3 на юге и около 1 : 1,2 на севере

Если эта пропорция есть 1 : 2, и стоимость электроэнергии ТЭС есть 20 цент / кВт-час, и стоимость электроэнергии СЭС есть 7 цент / кВт-час (по «реальному производству»), стоимость этой смеси электроэнергий оказывается 11,3 цент / кВт-час. Минимальная стоимость смеси – это база для поиска оптимальной пропорции электроэнергии между ТЭС и СЭС. Доля электроэнергии ТЭС уменьшается, если наша СЭС двигается в сторону варианта п.А (увеличение сбросов лишнего тепла, увеличение максимальной мощности турбогенераторов, увеличение объема тепловых аккумуляторов)

Кроме этого, наша ТЭС имеет резервную цель (аналогично ТЭС из п.Б): она есть способная гарантировать электроэнергию для города, если СЭС оказывается остановленная

Остаток тепла газов (которые выходят из ТЭС) может использоваться для отопления города, его горячего водоснабжения и др. Кроме того, это тепло может быть направленное в дополнительные температурные системы СЭС (согласно идее п.7 Главы 9). Примеры иного дополнительного взаимодействия ТЭС и СЭС (они есть аналогичные примерам из п.Б): ТЭС может использовать тепловые аккумуляторы СЭС для переноса лишнего дневного тепла на ночную потребность города, тепло из систем охлаждения устройств ТЭС может идти в дополнительные температурные системы СЭС

 

Г) Эта идея есть разновидность системы п.В. Если наша ТЭС (на дизельном топливе, мазуте или природном газе) базируется на поршневом двигателе внутреннего сгорания или на газотурбинной установке (а не на паровой турбине согласно цикла Рэнкина), мы можем использовать известную идею «парогазовой установки» (современные парогазовые установки имеют аномально высокое КПД – около 60 %). Обычно эта идея использует газотурбинную установку (которая производит 70-80 % электроэнергии), и высокая температура ее уходящих газов используется для работы дополнительной паротурбинной установки (которая производит остальные 20-30 % электроэнергии)

В то же время, наша система п.В имеет паротурбинную установку уже. Это есть ORC-системы нашей СЭС

Таким образом, один из вариантов взаимодействия СЭС и ТЭС есть следующий. Если ТЭС включается (во время пиков или в сезон дефицита электроэнергии СЭС), ее уходящие газы (которые имеют высокую температуру) идут на СЭС по трубе. Там эти газы проходят через дополнительный воздушно-фреоновый испаритель 101, где они испаряют фреон на максимальной температуре: это есть 129 град в проектах Глав 1-5, это есть 120-170 град в идеях п.2 Главы 9, это есть около 240 град в примерах Главы 10, это есть до 300-500 град в идеях п.10 Главы 9. Это тепло используется для работы 10-20 % турбогенераторов СЭС в это время. Затем эти газы отдают свое тепло напорным аккумуляторам СЭС (если они есть согласно идеям п.9 Главы 9) или аккумуляторам горячих температурных систем (если они есть согласно идее п.9Д главы 9); они делают это через дополнительные воздушно-водяные теплообменники. Затем эти газы нагревают аккумуляторы 38 или аккумулятор 1-й температурной системы (согласно идее п.9Г); это охлаждает эти газы до 100-150 град. Затем они передают свое тепло аккумуляторам холодных температурных систем (согласно идее п.7 Главы 9) вместе с теплом конденсации паров воды, которая есть в этих газах. Таким образом, СЭС забирает почти все тепло, которое есть в этих газах (вместе с теплом конденсации паров их воды). После этого, мы делаем очистку этих газов и выбрасываем их

Кроме этого, СЭС может брать (в свои температурные системы) тепло воды охлаждения поршневых (или газотурбинных) установок ТЭС, тепло охлаждения их масла, тепло охлаждения электрогенераторов ТЭС и др.

Остальные 80-90 % турбогенераторов СЭС (которые не работают на тепле уходящих газов ТЭС) работают через обычный метод (на тепле аккумуляторов или на воде выхода коллекторов). Если ТЭС есть остановленная, все турбогенераторы СЭС могут работать через обычный метод. Если наши электростанции должны давать тепло городу (для его отопления, горячего водоснабжения и др.), они делают эти через тепло из аккумуляторов СЭС, хотя часть этого тепла может браться из уходящих газов ТЭС (через воздушно-фреоновые теплообменники, которые есть назначенные для передачи тепла от уходящих газов в 1-ю или 2-ю температурные системы)

Вариант п.Г немного увеличивает стоимость СЭС (по сравнению с вариантом п.В) из-за дополнительных устройств: труба (с тепловой изоляцией) для передачи горячих газов от ТЭС до СЭС, дополнительные воздушно-фреоновые испарители 101 и воздушно-водяные теплообменники, иное деление установленной мощности между иным количеством турбогенераторов. Но с другой стороны, вариант п.Г разрешает уменьшение стоимости СЭС из-за уменьшения количества зеркал-концентраторов-коллекторов на 15-30 %, поскольку сейчас СЭС будет получать дополнительное тепло из уходящих газов ТЭС. Кроме этого, вариант п.Г может уменьшить потребление топлива ТЭС в 1,1-1,3 раз (при сохранении производства электроэнергии ТЭС + СЭС), если город не требует много тепла для зимнего отопления

(ПРОДОЛЖЕНИЕ     СЛЕДУЕТ)

14) Приложение 4: Мини-СЭС для малого бизнеса:

Сейчас большинство электроэнергии производится большими электростанциями, которые принадлежат крупным компаниям и ТНК. В то же время, наши СЭС дают шанс для жизни малых электростанций, которые требуют минимальных инвестиций и принадлежат малому или среднему бизнесу. Это переносит большие доходы производства электроэнергии (это есть 5-10 % глобального ВВП) от крупного бизнеса к среднему классу с местными рабочими местами и с местной уплатой налогов

Мини-СЭС (для малого бизнеса) требуют инвестиций в диапазоне 50-200 тысяч USD, расходы времени их обслуживания есть меньше, чем 1-2 тысяч часов в год (это занятость одного человека), и их выручка (от продажи электроэнергии и тепла) оказывается в диапазоне 20-50 тысяч USD в год и больше. Эти мини-СЭС становятся реальные, если следующие условия есть:

— Мини-СЭС нуждаются в развитом рынке турбин и насосов для фреона, поскольку сейчас их покупка есть большая проблема (и они имеют высокую цену), а их изготовление в гараже не есть реальное. Кроме этого, рынок пленочных зеркал есть очень желательный тоже, поскольку их гаражное изготовление – это большие проблемы с покупкой клея и полипропиленовой пленки, плохие КПД и долговечность, большие расходы времени изготовления

— Владельцы мини-СЭС нуждаются в услугах компаний (государственных или коммерческих), которые будут давать им разнообразную техническую информацию: литература, центры обучения, проектирование СЭС, разнообразные консультации и иные услуги бизнес-инкубаторов. Иначе строительство мини-СЭС будет требовать НИОКР, и это строительство может быть сделанное очень квалифицированным специалистом только (физик или очень хороший инженер)

Кроме этого, следующее есть желательное тоже:

— Автоматизация управления СЭС (и возможно, ее компьютеризация): насосы 43 включаются автоматически, ORC-система есть простая (она состоит из 1-2 шт. турбогенераторов), переходы между ее режимами есть автоматизированные, компьютер делает выбор потоков насосов 43, 44, 118-119 и др.

— Помощь государства, например «зеленый тариф» или «зеленое» стимулирование энергетических компаний, которые должны быть заинтересованные покупать эту электроэнергию по цене, которая есть дороже, чем рыночная

— Помощь общества, которое есть готовое платить за «зеленую электроэнергию» дороже, чем рыночная цена

— Появление иных рынков деталей: секций концентраторов и коллекторов, полных ORC-систем (по справедливой цене) и др.

— Компании, которые сдают в аренду (на несколько месяцев) оборудование для изготовления концентраторов, коллекторов и др. Иначе строительство мини-СЭС будет требовать расходов для изготовления разнообразных приспособлений и иного оборудования

— Готовность страховых компаний к уменьшению разнообразных рисков мини-СЭС: риски разрушений из-за урагана, града и др., убытки от вандалов и воров, риски аномально несолнечного сезона, риски больших аварий и др.

— Готовность банков к кредитованию строительства мини-СЭС

— Готовность энергетических компаний к покупке электроэнергии мини-СЭС на условиях небольшого тарифа ее транспортировки, поскольку эта электроэнергия будет продаваться местным потребителям

К сожалению, стоимость электроэнергии мини-СЭС будет в 1,5-2 раз больше, чем у СЭС (с мощностью 100 МВт и больше), которые массово строятся большими компаниями с их опытом, НИОКР, диверсификацией рисков и самостоятельным производством деталей. Поэтому мини-СЭС должны использовать следующие конкурентные преимущества для получения шанса для своей жизни:

— Более низкое налогообложение малых предприятий

— Стимулирование государства, помощь общества, помощь местных властей (они будут заинтересованные в дополнительном рабочем месте и в сохранении платежей за электроэнергию в пределах города)

— Мини-СЭС накрывает площадь 1-2 га только, и это разрешает ее расположение на небольших полях (в то время как СЭС с установленной мощностью 1 МВт требует 20-40 га)

— Поэтому мини-СЭС может располагаться рядом с чертой города (рядом с потребителями электроэнергии и тепла)

— Небольшой объем производства электроэнергии (и расположение СЭС рядом с городом) дает возможность продажи всей электроэнергии нескольким потребителям. Доставка этой электроэнергии может идти по коротким (несколько сотен метров) и дешевым (до 20 кВт) кабелям мимо посредничества энергетических компаний. Это есть потребители до 5-10 кВт-час электроэнергии в месяц; это есть школы, административные здания, небольшие заводы, большие индивидуальные дома, отели, фермы и др.

— Эта мини-СЭС (которая есть расположенная рядом с городом) имеет хорошие возможности продажи своего тепла для отопления, горячего водоснабжения и др. Поставки этого тепла могут идти по очень коротким тепловым трассам, и это может стать основным источником ее доходов (ее выручка может увеличиться в 2-4 раз)

— Небольшой объем СЭС (и ее расположение рядом с городом) может разрешить разнообразные интересные методы охлаждения ее конденсаторов 104. Например, СЭС может использовать холодную воду скважин (согласно п.6 Приложения 2), и затем эта вода может продаваться городу для водоснабжения (или заводу для его технологических целей). Еще один пример: СЭС берет холод (через теплообменник) из холодной воды городского водопровода

 

Пример мини-СЭС: это есть пленочная СЭС, и ее объем уменьшается в 16 раз (по сравнению с базовой СЭС из Глав 1-5): площадь ее пленочных зеркал уменьшается до 4840 кв. м, установленная номинальная мощность (COP) уменьшается до 45 кВт (базовые турбогенераторы – 40 кВт, резервный – 5 кВт). Эта СЭС располагается на 2,0 га земли (220 м х 90 м); это есть на 50 град сев. широты, где расстояние между рядами есть 7,5 м. СЭС имеет один энергетический блок, который имеет одну ячейку только, и ее аккумулятор 38 имеет объем 480 т. Один человек строит эту СЭС за 2 года (с расходом 4620 человеко-часов)

Плюс следующие изменения. Стоимость материалов увеличивается в 1,2 раз из-за уменьшения объема их закупок (хотя мы продолжаем считать все без НДС). Расходы времени изготовления и установки увеличиваются в 2 раз (из-за отсутствия опыта и проблем приспособлений изготовления и установки). Расходы времени на изготовление деталей для замен (пленочные зеркала, приспособления 10 и др.) увеличиваются в 2 раз тоже. Трубопровод 39 отсутствует. Длина рядов уменьшается в 2 раз. Домик объединяется с ангаром блока и с будкой 40; это есть простое и маленькое строение (10-15 кв. м) с стоимостью материалов 5 000 USD и с минимальными расходами на ремонты (300 USD в год). Операторские работы есть автоматизированные (и компьютеризированные) до 50 час в год

Эта СЭС производит 2 млн. кВт-час полезного тепла в год (для климата моего Миргорода). Это тепло есть база для продажи 200 тыс. кВт-час электроэнергии в год, и это дает выручку 22 тыс. USD (на фоне 3 126 USD расходов обслуживания). Но если 50 % этого тепла будет продаваться (по 5 цент / кВт-час), выручка СЭС увеличится до 61 тыс. USD в год, и мы получим право уменьшения установленной мощности турбогенераторов до 2 раз (это уменьшает стоимость СЭС до 1,3 раз)

Стоимость и обслуживание этой мини-СЭС (без продажи тепла):

	Изготовление и установка	Обслуживание
4840 кв. м пленочных зеркал	4 475 USD +    902 час	1 472 USD + 320 час
1210 шт. секций концентратора (+ Аренда земли)	11 623 USD + 1 796 час	254 USD +   71 час
2565 м длины коллектора	13 831 USD +    652 час	573 USD +   39 час
480 т аккумулятора	10 973 USD +    264 час	174 USD +     6 час
24 шт. рядов	670 USD +      46 час	9 USD +     1 час
Трубопроводы 41-42	632 USD +      44 час	10 USD +     1 час
Насосы 43-45 и их трубы	3 581 USD +      86 час	70 USD +   10 час
Операторские работы	—	+   50 час
Домик и скважина	5 600 USD +    450 час	320 USD +   40 час
Компьютер, программное обеспечение, автоматика	3 000 USD +      50 час	20 USD +   10 час
Турбины и электрогенераторы (базовые и резервные)	18 500 USD +      20 час	83 USD +   10 час
Теплообменники 101, 104, 106	21 840 USD +      10 час	65 USD +     8 час
Насосы 105, 116, 117, фреоновые трубы и задвижки, фреон, трансформаторы	5 000 USD +    100 час	25 USD +     5 час
Силовой кабель и система доставки холодной воды	7 000 USD +    200 час	51 USD +     9 час
С У М М А	106 725 USD +  4 620 час	3 126 USD + 580 час

Таким образом, обслуживание СЭС требует 580 человеко-часов в год (это около 30 % обычной занятости одного человека только). Этот человек может тратить свое остальное время для увеличения объема СЭС (через добавление новых рядов концентраторов-коллекторов); он увеличит объем СЭС в 2 раз через 3 год. Эта идея может быть использованная для уменьшения объема инвестиций (до начала работы СЭС) до 70-80 тысяч USD: эти инвестиции расходуются на протяжении 1 год для строительства 50 % СЭС. После этого СЭС начинает работу, и она строится дальше (до 100 % мощности) на протяжении 2 год, и это строительство финансируется из выручки от продажи электроэнергии и тепла. Если СЭС увеличивает продажи тепла, добавление новых рядов концентраторов-коллекторов может не требовать увеличения установленной мощности турбогенераторов; это есть важное, поскольку стоимость электрической части СЭС (турбогенераторы, теплообменники, снабжение холодной водой, передача электроэнергии) – это около 50 % всей стоимости

Будущее (после реализации разнообразных идей Главы 9 этого Доклада и Главы 10 Доклада 20) уменьшит стоимость этой СЭС в 1,2-1,4 раз, уменьшит время ее обслуживания в 3-4 раз и увеличит производство ее электроэнергии в 2-2,5 раз

(ПРОДОЛЖЕНИЕ     СЛЕДУЕТ)

13) Приложение 3: Компьютерная модель работы СЭС в миргородском сезоне 2012 (Окончание):

	A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	S
22	2	105	0	0	0	5,4	0	0	0	0	0	95	95	0	0	0	0	0	0
23	2	106	0,5	53	0	5,5	2,8	787	15	0,143	2,2	95	99	0,5	0,4	708	46	0,132	6,0
24	2	106	0	0	0	5,4	0	0	0	0	0	93	93	0	0	0	0	0	0
25	2	106	0,05	5	0	5,2	0,3	787	2	0,143	0,2	93	93	0	0	0	0	0	0
26	2	107	0	0	0	4,7	0	0	0	0	0	93	93	0	0	0	0	0	0
27	2	107	0	0	0	4,7	0	0	0	0	0	92	92	0	0	0	0	0	0
28	2	108	0	0	0	4,7	0	0	0	0	0	92	92	0	0	0	0	0	0
29	2	108	1	108	0	5,1	5,5	787	30	0,143	4,3	91	100	0,5	0,4	720	40	0,133	5,3
30	2	109	0	0	0	5,1	0	0	0	0	0	95	95	0	0	0	0	0	0
31	2	109	0,5	55	0	5,2	2,8	787	15	0,143	2,2	94	99	0,55	0,47	695	53	0,130	6,9
			6,15	660	0	154	34		186		26,6						329		43,0

(ПРОДОЛЖЕНИЕ     СЛЕДУЕТ)

13) Приложение 3: Компьютерная модель работы СЭС в миргородском сезоне 2012 (24-е продолжение)

	A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	S
12	2	108	0	0	0	4,6	0	0	0	0	0	88	88	0	0	0	0	0	0
13	2	107	0,15	16	0	4,5	0,8	787	5	0,143	0,6	87	88	0	0	0	0	0	0
14	2	107	0	0	0	4,7	0	0	0	0	0	88	88	0	0	0	0	0	0
15	2	106	0,3	32	0	4,9	1,7	787	9	0,143	1,3	87	90	0	0	0	0	0	0
16	2	106	0,75	80	0	5,3	4,1	787	23	0,143	3,2	89	96	0,5	0,4	666	41	0,129	5,3
17	2	106	1,05	111	0	5,5	5,8	787	32	0,143	4,5	90	99	0,7	0,65	696	64	0,128	8,2
18	2	106	0,95	101	0	5,5	5,2	787	29	0,143	4,1	92	100	0,5	0,4	717	41	0,133	5,4
19	2	105	0	0	0	5,4	0	0	0	0	0	94	94	0	0	0	0	0	0
20	2	105	0,35	37	0	5,4	1,9	787	11	0,143	1,5	94	97	0	0	0	0	0	0
21	2	105	0	0	0	5,5	0	0	0	0	0	96	96	0	0	0	0	0	0

(ПРОДОЛЖЕНИЕ     СЛЕДУЕТ)

13) Приложение 3: Компьютерная модель работы СЭС в миргородском сезоне 2012 (23-е продолжение):

Декабрь: он получил солнца на 20 % больше, чем обычно (из-за лишнего солнечного дня):

	A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	S
1	2	115	0	0	0	4,6	0	0	0	0	0	93	93	0	0	0	0	0	0
2	2	114	0,55	63	0	4,7	3,0	787	17	0,143	2,4	93	98	0,5	0,4	691	44	0,131	5,8
3	2	113	0	0	0	4,8	0	0	0	0	0	92	92	0	0	0	0	0	0
4	2	112	0	0	0	4,8	0	0	0	0	0	92	92	0	0	0	0	0	0
5	2	112	0	0	0	4,8	0	0	0	0	0	91	91	0	0	0	0	0	0
6	2	111	0	0	0	4,7	0	0	0	0	0	91	91	0	0	0	0	0	0
7	2	110	0	0	0	4,7	0	0	0	0	0	90	90	0	0	0	0	0	0
8	2	110	0	0	0	4,7	0	0	0	0	0	90	90	0	0	0	0	0	0
9	2	109	0	0	0	4,7	0	0	0	0	0	89	89	0	0	0	0	0	0
10	2	109	0	0	0	4,5	0	0	0	0	0	89	89	0	0	0	0	0	0
11	2	108	0	0	0	4,6	0	0	0	0	0	88	88	0	0	0	0	0	0

(ПРОДОЛЖЕНИЕ    СЛЕДУЕТ)

13) Приложение 3: Компьютерная модель работы СЭС в миргородском сезоне 2012 (22-е продолжение):

16	3	130	0	0	0	4,8	0	0	0	0	0	93	93	0	0	0	0	0	0
17	3	129	0	0	0	4,8	0	0	0	0	0	93	93	0	0	0	0	0	0
18	3	128	0	0	0	4,8	0	0	0	0	0	92	92	0	0	0	0	0	0
19	3	127	0	0	0	4,6	0	0	0	0	0	92	92	0	0	0	0	0	0
20	3	126	0	0	0	4,6	0	0	0	0	0	91	91	0	0	0	0	0	0
21	3	125	0	0	0	4,5	0	0	0	0	0	91	91	0	0	0	0	0	0
22	3	124	1	124	0	4,8	7,5	776	41	0,142	5,8	90	100	0,85	0,85	678	77	0,124	9,5
23	3	123	1	123	0	4,8	7,5	776	41	0,142	5,8	90	100	0,75	0,75	686	68	0,125	8,5
24	3	122	0,9	110	0	4,8	6,8	776	37	0,142	5,2	92	100	0,5	0,4	708	37	0,132	4,9
25	3	121	0	0	0	4,9	0	0	0	0	0	95	95	0	0	0	0	0	0
26	3	120	0	0	0	4,8	0	0	0	0	0	94	94	0	0	0	0	0	0
27	3	119	0,05	6	0	4,7	0,4	776	2	0,142	0,3	94	94	0	0	0	0	0	0
28	2	118	0	0	0	4,6	0	0	0	0	0	94	94	0	0	0	0	0	0
29	2	117	0	0	0	4,5	0	0	0	0	0	93	93	0	0	0	0	0	0
30	2	116	0,1	12	0	4,3	0,8	787	4	0,143	0,6	93	94	0	0	0	0	0	0
			7,2	944	0	136	57		309		43,7						483		60,3

(ПРОДОЛЖЕНИЕ    СЛЕДУЕТ)

13) Приложение 3: Компьютерная модель работы СЭС в миргородском сезоне 2012 (21-е продолжение)

Ноябрь: он оказался обычный:

	A	B	C	D	E	F	G	H	I	J	K	L	M	N	O	P	Q	R	S
1	6	146	0,65	95	0	4,6	5,5	736	29	0,139	4,1	91	99	0,5	0,4	657	38	0,126	4,9
2	6	144	0	0	0	4,6	0	0	0	0	0	94	94	0,5	0,4	589	47	0,121	5,7
3	6	143	0	0	0	4,2	0	0	0	0	0	88	88	0	0	0	0	0	0
4	5	142	0,05	7	0	4,0	0,4	747	2	0,14	0,3	88	88	0	0	0	0	0	0
5	5	141	0,05	7	0	4,0	0,4	747	2	0,14	0,3	88	88	0	0	0	0	0	0
6	5	140	0,05	7	0	4,1	0,4	747	2	0,14	0,3	88	88	0	0	0	0	0	0
7	5	139	0,75	104	0	4,4	6,4	747	34	0,14	4,8	88	96	0,5	0,4	635	36	0,125	4,5
8	4	138	0	0	0	4,4	0	0	0	0	0	91	91	0,5	0,4	582	46	0,121	5,6
9	4	137	0,5	69	0	4,2	4,3	763	23	0,141	3,2	86	91	0	0	0	0	0	0
10	4	136	0,05	7	0	4,4	0,4	763	2	0,141	0,3	90	91	0	0	0	0	0	0
11	4	135	0,55	74	0	4,4	4,4	763	24	0,141	3,4	90	96	0,55	0,5	639	50	0,124	6,3
12	4	134	0,9	121	0	4,5	7,2	763	39	0,141	5,5	90	99	0,5	0,4	687	36	0,130	4,6
13	4	133	0	0	0	4,6	0	0	0	0	0	94	94	0,5	0,4	621	48	0,124	6,0
14	3	132	0,6	79	0	4,4	4,8	776	26	0,142	3,7	89	94	0	0	0	0	0	0
15	3	131	0	0	0	4,8	0	0	0	0	0	94	94	0	0	0	0	0	0

(ПРОДОЛЖЕНИЕ    СЛЕДУЕТ)