A MET beruházás szép példák az üzleti lehetőségek kihasználására, az MVM beruházás pedig a rendszerfenntartói feladatok, az ellátásbiztonság növelésére.
A liéri nyílt ciklusú gázturbinás erőmű 100 MW körüli teljesítményével része Paks1, a legnagyobb magyar erőművi blokk 500 MW-os szekundertartalékának. Ha jól emlékszem 8 perc körüli idő kell a teljesítményének felfuttatásához, tehát a pár ms alatti beavatkozásra képes akkumulátoros tárolók egy másik, sokkal gyorsabb beavatkozási lehetőséget biztosítanak a primer tartalékok között.
Az ENTSO-e előírásokban a megkövetelt szekunder tartalék a legnagyobb blokkhoz igazodik, a primer tartalék a fogyasztáshoz. Ez utóbbi (is) elég drága, hiába kell csak mintegy 20-50 MW teljesítményt lekötni az országnak, ezért primer tartalékban az akkuk már nagyon versenyképesek.
...gőzturbina, aminek csak az O&M költsége >10 $/MW, mindennek ki kell jönnie 100 % kapacitásfaktornál 7 millió $ bevételből a reaktor teljes, 3-5 éves élettartama alatt a 20 $/MWe projektált önköltségi árból.
Helyesen:
...gőzturbina, aminek csak az O&M költsége >10 $/MWh, mindennek ki kell jönnie 100 % kapacitásfaktornál 7 millió $ bevételből a reaktor teljes, 3-5 éves élettartama alatt a 20 $/MWhe projektált önköltségi árból.
Tőlem egy cipősdobozba is beleférhet, de kell reaktortartály, szivattyúk, 700 °C hőcserélő 100 MWt-re, nehézvíz (~2 millió $ egyszeri beruházás), üzemanyag.... kell még mellé egy gőzturbinás erőművi telep, védelemmel, gőzturbina, aminek csak az O&M költsége >10 $/MW, mindennek ki kell jönnie 100 % kapacitásfaktornál 7 millió $ bevételből a reaktor teljes, 3-5 éves élettartama alatt a 20 $/MWe projektált önköltségi árból.
Ha pedig a valóságos, terheléskövető üzemmódot nézzük, mert nem fosszilissel akarjuk kiszabályozni, akkor max. 4-5 millió $ bevétellel kellene fedezni az önköltséget, legyártással, lebontással, reaktorcserével, reprocesszálással, particionálással, 300 éves tárolással (include reactor konténer), finanszírozási költségekkel együtt....
És akkor még szeretném látni, hogy 100 MW hőt hogy ad ki hőcserélővel, segédberendezésekkel, só- és nehézvíztartállyokkal, keringtetéssel együtt egy konténerméretű reaktor 3-5 évig anélkül, hogy a közelébe mennének.
De drukkolok nekik, csak ugye a pesszimista a realista optimista. :-)
Az attól függ, hogy milyen üzleti modell az, amivel megelégszik a befektető.
Pl. lehet olyan, hogy tudja, hogy hosszabb ideig tart a befektetés megtérülése (mondjuk mert télen nincs akkora bevétele belőle, mint tavasszal, ősszel és nyáron), mintha simán valami papírba fektetné a pénzt, de nem érdekli, mert más szempont is vezérli.
Nagyban egész más a matek az energiára. Úgynevezett áramtőzsdén kell előre energiát lekötni, alkudozni, megkötni a szerződést, erre külön cégek, társaságok vannak. És akkor még jön az is, mi van ha nem annyit fogyasztasz mint amennyit lekötöttél, azért is büntetnek, ha kevesebbet. Nem olyan egyszerű téma ez.
Én inkább majd arra leszek kíváncsi leszek télen mit ad majd így nagyban, amikor egy hónapra beborul meg fele a "napos" órák száma. De nyilván lesznek még erre fejlesztések, megoldások, gondolatok.
Nekünk is van egy ilyen hálózat nélküli 3kWp-os DC-DC autótöltönk - meg másra is jó természetesen, de az elv és felépítés kb ugyanez kicsiben. Télen azért elég kevéske amit tud adni december január hónapban. Viszont az év nagy részében lefedi teljesen az igényeinket, sőt jóval többet is, mert nem autózunk túl sokat (én már ott tartok, havi max. 1-2 alkalommal ülök autóban). Viszont ez teljesen más eset, mint amikor fizetnek az energiáért, és aki beáll "tankolni", annak ezt a szolgáltatást évszakfüggetlenül kell biztosítani. Meglátjuk. Mondjuk tarifadíjjal lehet korrigálni, azaz ha csak minimál lehetőség van töltésre, mert nem süt a nap, akkor kicsi teljesítményen nyomott áron adni, a delikvens meg eldönti, kell-e neki annyiért és várakoznia töltésre. Szóval lehet egyfajta "évszakos függést" anyagiakra lefordítani, kérdés hogy adja ki a matek, meg ilyen esetben akarja-e valaki használni. Mert hogy lesz ilyen eset az biztos. Illetve a bevételből esetleg a napelemmezőt növelni, stb stb.
De nyilván a telepítők, tulajok alaposan végigrágták a dolgokat, az ilyet nem csak próba szerencse alapon telepítik, hanem pontos részletes számítások előzik meg - ahhoz túl sok pénz.
Szép. Gondolom, ha jók lesznek a gazdasági tapasztalatok,. akkor ez a megoldás elterjedhet majd.
Ami elég megdöbbentő adat volt számomra:
"A szigetüzemű működés jelentős költségmegtakarítást jelent: nem fizetünk energiáért, rendszerhasználati díjért, vagy havi rendelkezésre állási díjért. Ez utóbbi egyébként egy 210 kW-os töltő esetében évente2,5 millió forintot tenne ki."
Ez az összeg már ténylegesen befolyásolja az üzleti tervet.
"Az ABB ezt szinkron reluktancia motorral érte el, amiben nincs mágnes a forgórészben, sem örvényáramok, tehát nem is melegszik, veszteség sem keletkezik benne."
A motorok veszteségeit valamikor úgy tanították, hogy rézveszteség, vasveszteség, mechanikai veszteségek. Szinkronmotornál gerjesztési teljesítmény és teljesítményszabályozásnál elektronikában keletkező veszteségek.
A cél tehát minél kevesebb vas, minél több réz, ne keljen a forgórésznek gerjesztőáram.
Az ABB ezt szinkron reluktancia motorral érte el, amiben nincs mágnes a forgórészben, sem örvényáramok, tehát nem is melegszik, veszteség sem keletkezik benne.
Ez a motortípus általában nagyon jó, de valamivel kisebb hatásfokú, mint az állandó mágneses szinkronmotor, valami csodát mégiscsak bele optimalizáltak ami ennyire feljavította.
Nem fogyasztáshoz kell nézni. Nyilván ha egy eszköz 98% hatásfokú, akkor a fogyasztása a működéshez 49x annyi energia kell mint a veszteség eldisszipálásához.
Más motorral összehasonlítva érdemes vizsgálni, hogy pl egy hónap alatt mennyit fogyaszt (és mennyi veszteség keletkezik) az egyik motorral és a másikkal. Ebből számolható, hogy havonta így megspórol X kWh energiát - és ez összevethető a motorok árának különbségével, azaz mennyivel drágább, mennyi idő alatt térül meg a magasabb befektetés - ami jelenleg úgy tűnik igen rövid, pár hónap.
