Transformerstationer, kabler og energilagre skal på podiet
Leder
EU’s beslutning om stop for salg af fossile biler i 2035 er helt rigtig, men vil føre til millioner af nye elbiler de kommende år i den europæiske bilpark. Det faktum, at der skal skaffes milliarder af ekstra kilowatt-timer hvert år til de mange nye biler – ud over et markant forøget effektbehov – må få selv de mest hårdhudede elgeneraler til at bekymre sig om, hvorvidt forsyningen kan følge med. Herhjemme forventer myndighederne, at der kører én million elbiler på vejene i 2030. Der er ganske vist samtidig store politiske beslutninger om udbygning med havvind og solcelleanlæg, men elbilerne er bestemt ikke alene om at aftage den grønne strøm.
Også skibsfarten står og venter på at trække på den grønne strøm via power-to-x-teknologien, hvor store mængder elektricitet skal spalte vand til brint, som i en videre proces med biogen CO2 skal omdannes til flydende brændstoffer. Danmark har verdens femtestørste skibsflåde, og selvom langtfra alle skibe altid skal tankes op i vores land, så er der behov for gigawattstore anlæg til at matche behovet.
Endelig er varmepumperne på stærkt indtog i både industri og private husholdninger, hvor de skal sikre udfasning af naturgas og olie. Over hele Europa omstilles til et elbaseret samfund, og vi er så meget inde i en regulær flodbølge, at der allerede nu varsles om alvorlige situationer med mangel på strøm. Det vil enten betyde øget anvendelse af fossile brændstoffer – hvilket i sagens natur er helt uacceptabelt – eller ustabilitet i forsyningen med flere fejl og kontrollerede nedlukninger. Og det er svært at acceptere i højtudviklede samfund som vores.
For at imødegå ubalancer og effektmangel i forsyningen skal elektricitet i stigende grad udveksles mellem de europæiske lande. Stadigt flere bliver i disse år integreret i fælles systemer, senest bl.a. gennem at tage en række central- og østeuropæiske lande med i det såkaldte Flow Based Market Coupling (FBMC), hvilket sikrer lavere priser og øget stabilitet, men samtidig bliver styringen mere kompleks. Det europæiske netværk af transmissionssystemoperatører, ENTSO-E, advarer imidlertid om, at forbedrede muligheder for udveksling af strøm også betyder, at de lokale Energinet’er får kortere eller ingen tid til at reagere på ubalancer i systemet. Desuden indebærer udviklingen en delikat diskussion af, hvad softwaresystemerne skal prioritere i en mangelsituation: at skåne forbrugerne for skyhøje priser, at undgå nedlukning af hightechindustri med store tab til følge eller at sikre højest mulige indtægter til dem, der har investeret i sol- og vindanlæg.
Udviklingen herhjemme er presset af, at kapaciteten i kraftvarmeværkerne falder hurtigere end hidtil antaget. Energistyrelsen antog i 2021, at der i 2025 vil være 5,0 GW elproduktionskapacitet til rådighed og 4,4 GW i 2030. I en ny analyse fastslås den reelle kapacitet i 2025 at blive 4,7 GW og i 2030 blot 3,5. Vores lokale grønne omstilling er også presset af et aldrende elnet. Allerede nu er der røster fremme om, at udnyttelsen har nået sine maksimale grænser i visse områder, således at adgangen til at sætte ladestandere op begrænses. Cirka tre fjerdedele af kabelnettet på lav- og mellemspænding – 0,4 og 10 kV – stammer fra 1970’erne og 1980’erne. Det er altså modent til udskiftning, ligesom kapaciteten helt ud til den enkelte parcel skal forøges dramatisk, når ladestanderne for alvor skyder op. Alternativet er lavere kvalitet med hyppigere afbrydelser og spændingsfald.
Rambøll har vurderet, at det samlede investeringsbehov i det danske elnet frem mod 2040 vil være ca. 80 milliarder kroner, som især skal gå til tilslutning af vedvarende energiproduktion. Det statsejede Energinet, der står for hovedlinjerne i det danske elnet, gør et stort arbejde for at følge med, men der er brug for en massiv lokal udbygning under elselskaberne, flere transformerstationer og ikke mindst at udveksle energi mellem samfundets sektorer, f.eks. ved at trække varme ud af spildevand eller datacentre eller kunne slukke for varmepumper i en spidsbelastning for at undgå nedlukning. Den såkaldte sektorkobling.
Bliver vi ikke langt bedre til sektorkobling, bliver omstillingen meget dyrere pga. for store investeringer i energiproduktion, -infrastruktur og -lagring. Men udbygning af infrastruktur er notorisk en holdeplads for ballade med lokalbefolkningen, for mange synes, at højspændingsmaster og store elektriske transformerstationer belaster naturværdierne, eller de føler sig utrygge ved dem. Der er altså brug for nogle modeller, hvor udbygningen kan sikres uden unødige barrierer.
Desværre er det de store politiske internationale beslutninger om havvindmølleparker, der præger den offentlige politiske dagsorden. Forståeligt nok, for det er sjovere at klippe snore til en stor ny vindmøllepark end til nye kabler, ledninger, transformerstationer og energilagre. Eller for den sags skyld softwaresystemer, der skal sikre styringen. Udfordringen er så stor, at der reelt er tale om en usynlig hockeystav, hvor vi skubber problemet og behovet for en indsats foran os. Imens uret tikker.
Men der er ingen vej uden om at give den underliggende infrastruktur lige så meget opmærksomhed, hvis vi skal nå vores 2030-mål om at sænke landets CO2-udledning med 70 procent. Før vi får styr på den store omstilling af hele energisektoren med alt, hvad det indebærer af beregninger, projekter og ny teknologi, er det omsonst at tale om en øget målsætning.hm
- emailE-mail
- linkKopier link
Tophistorier
For at deltage i debatten skal du have en profil med adgang til at læse artiklen. Log ind eller opret en bruger.
- Sortér efter chevron_right
- Trådet debat
eksisterer der systemer, som med stor fordel kan effektiviseres.
I landets næststørste lufthavn Billund tankes rigtig mange fly op med juice. Den henter man med mange store tankvogne i Fredericia, og belaster dermed vejnettet med den tunge transport. Med de mængder der løber igennem slangerne betyder prisen selvfølgelig noget, og forleden fandt man ud af at det var billigere, at hente jetfuel i - Kastrup. Så der blev kørt tankvogne på tværs af landet, for at forsyne fly med fuel i Billund (mon andre også havde set den fidus?).
Her kommer det værste; I rigtig mange år (læs siden tresserne) har NATO haft et jetfuelnetværk CEPS og i Danmark NEPS for at kunne forsyne militærfly med fuel, uden at skulle køre så meget rundt med tankvogne. Pipelinen har i en menneskealder også haft en hane i Vandel, mindre en 10 kilometer fra Billund. Er der lagt et rør over til Billund Airport? Nope, her bruger vi tankvogne, som før beskrevet. Efter at "freden brød ud" i 1989, har man endda procedurer for "at skylle systemet igennem", for at undgå bakteriedannelser, på grund af det for lave forbrug.
Lavthængende frugter?!
Du beskriver en forskel mellem store og små installationer ( jeg ville have valgt at nøjes med den del der er relevant, men gider ikke giver dig undskyldning for at brokke dig over at jeg "plukker"), hvad har det med din påstand om "markedsvilkår og UDEN STATSSTØTTE" for VE at gøre?
Du kunne jo tage at læse hvad jeg skriver. Der har jeg argumenteret hvad jeg mener. At du så gerne vil komme med onelinere og plukke for at forsøge at trolle mig ud af debatten, er dit problem. Jeg bider ikke på.
Hej Kim Madsen
Du beskriver en forskel mellem store og små installationer ( jeg ville have valgt at nøjes med den del der er relevant, men gider ikke giver dig undskyldning for at brokke dig over at jeg "plukker"), hvad har det med din påstand om "markedsvilkår og UDEN STATSSTØTTE" for VE at gøre?Kraftvarmeværker fritages kun så længe der er aftage pligt til dem. Og det er der som jeg forstår det, kun i forbindelse med fjernvarme produktion. Så der er en 1 til 1 binding mellem fjernvarme og afgiftsfritagelse.</p>
<p>Anden VE energi producerer udelukkende strøm og ikke fjernvarme, hvor der altså som udgangspunkt ikke er aftage pligt på.</p>
<p>Derfor må VE betragtes anderledes end kraft varme tilskudsmæssigt. Og da der så er et større tilskud (mindre afgift) på store installationer med specifik henblik på elproduktion, end der er på små installationer (typisk drevet af den lille skatteyder), så kan jeg ikke andet end fortolke dette som at den lille skatteyder faktisk betaler til den store producent, og at den store producent dermed får et reelt statstilskud.
Mener du ikke nærmere at det er de små private virksomheder eller for den sags skyld bare private, der ikke får samme markedsvilkår som større producenter? - Hvis vind og sol får samme markedsvilkår som f.eks. kraftvarmeværker så er det vel ikke "indirekte" statsstøtte til VE ? - Ellers har jeg lidt svært ved at følge med i hvad du prøver at argumentere for - kan du komme med en præcis henvisning?
Kraftvarmeværker fritages kun så længe der er aftage pligt til dem. Og det er der som jeg forstår det, kun i forbindelse med fjernvarme produktion. Så der er en 1 til 1 binding mellem fjernvarme og afgiftsfritagelse.
Anden VE energi producerer udelukkende strøm og ikke fjernvarme, hvor der altså som udgangspunkt ikke er aftage pligt på.
Derfor må VE betragtes anderledes end kraft varme tilskudsmæssigt. Og da der så er et større tilskud (mindre afgift) på store installationer med specifik henblik på elproduktion, end der er på små installationer (typisk drevet af den lille skatteyder), så kan jeg ikke andet end fortolke dette som at den lille skatteyder faktisk betaler til den store producent, og at den store producent dermed får et reelt statstilskud.
Mener du ikke nærmere at det er de små private virksomheder eller for den sags skyld bare private, der ikke får samme markedsvilkår som større producenter? - Hvis vind og sol får samme markedsvilkår som f.eks. kraftvarmeværker så er det vel ikke "indirekte" statsstøtte til VE ? - Ellers har jeg lidt svært ved at følge med i hvad du prøver at argumentere for - kan du komme med en præcis henvisning?Men en pointe i mit oprindelige indlæg er jo at der er FORSKEL i prisen der betales afhængig af om man er en stor producent med primær fokus på VE energi produktion eller er en almindelig lille skatteyder.
Har du reduceret dit rant mod "markedsvilkår og UDEN STATSSTØTTE" til energiøer?
Du plukker og plukker. Du er ikke et svar værdig.
Hej Kim Madsen
Har du reduceret dit rant mod "markedsvilkår og UDEN STATSSTØTTE" til energiøer?Og du kan dokumentere at udgiften på elnettet for tilslutning af VE øer er mindre end udgiften for at tilslutte private små producenter?
Hej Kim Madsen
Kunne du klippe et citat jeg kan søge på?Det finder jeg belæg i mit link.
Hej Kim Madsen
Jeg skal ikke gøre mig klog på hvad almindelige danskere eller Oluf Bagger betragter som markedsvilkår.Årsagen til jeg gør det, er at det af almindelige danskere betragtes som "naturligt uden statsstøtte" når man snakker markedsvilkår i lægmandstermer.
Lærebøger bruger ofte markedsvilkår, lige vilkår og fri konkurrence vilkårligt, og i den her debat om VE vs ikke VE er det de lige vilkår og fri konkurrence der er relevant.
Men nuvel: Hvor er det du finder belæg for din påstand, "og alle ikke VE el producenter har betalt indfødnings afgift i mange år, med mindre de har været centrale styrende enheder som sikrer base produktionen og elstabiliteten."?
Det finder jeg belæg i mit link.
Men en pointe i mit oprindelige indlæg er jo at der er FORSKEL i prisen der betales afhængig af om man er en stor producent med primær fokus på VE energi produktion eller er en almindelig lille skatteyder.
Den difference kaldes indirekte statstilskud.
Hej Kim Madsen
Jeg ser ikke det meningsforstyrrende eller relevante i den del af citatet jeg ikke tog med, og jeg accepterer ikke din påstand om at jeg plukker.Hvor er det du finder belæg for din påstand, " alle ikke VE el producenter har betalt indfødnings afgift i mange år" og at det gælder fremadrettet?</p>
<p>Så du plukker igen... hvorfor gør du det? Jeg skrev (som du behændigt plukkede fra)</p>
<p>"og alle ikke VE el producenter har betalt indfødnings afgift i mange år, med mindre de har været centrale styrende enheder som sikrer base produktionen og elstabiliteten."
Men nuvel: Hvor er det du finder belæg for din påstand, "og alle ikke VE el producenter har betalt indfødnings afgift i mange år, med mindre de har været centrale styrende enheder som sikrer base produktionen og elstabiliteten."?
Kan vi blive enige om at du starter din tirade med henvisning til Oluf Baggers betragtning?
Ja, men kan vi også blive enige om at jeg har skrevet som jeg har skrevet? Årsagen til jeg gør det, er at det af almindelige danskere betragtes som "naturligt uden statsstøtte" når man snakker markedsvilkår i lægmandstermer.
Iøvrigt vil jeg gerne frabedes at mit indlæg kaldes en "tirade". Hvad mener du egentlig med det?
Hej Kim Madsen
Kan vi blive enige om at du starter din tirade med henvisning til Oluf Baggers betragtning?Nej det er det ikke. Jeg nævner markedsvilkår og UDEN STATSSTØTTE! Og netop dette nævnes ofte som argument for at VE sagtens kan klare sig helt uden offentlige midler!
Jeg bemærker ikke mangel på interesse i at få lov til at betale for at sætte vindmølleparker op på markedsvilkår.
Hvor i består særbehandlingen? De betaler hver især for den udgift de påføre nettet... Jeg skal vel heller ikke have en større rabat i Bilka, bare fordi jeg skal køre længere for at komme der hen?
Og du kan dokumentere at udgiften på elnettet for tilslutning af VE øer er mindre end udgiften for at tilslutte private små producenter?
Jeg vil nu nok argumentere for (uden at have andet end logik at have det i), at udgiften er mindre ved tilslutning af mange små producenter, fordi lokal produktionen i praksis normalt primært benyttes lokalt, og dermed normalt ikke tilfører ekstra "slidtage" eller belastning.
Som du kan læse i dit link til Energinet, så har den decentrale kraftvarme heller ikke betalt indfødningsafgift, netop fordi de ikke er tilsluttet 150-400 kV nettet..."og alle ikke VE el producenter har betalt indfødnings afgift i mange år, med mindre de har været centrale styrende enheder som sikrer base produktionen og elstabiliteten."
Hvor er det du finder belæg for din påstand, " alle ikke VE el producenter har betalt indfødnings afgift i mange år" og at det gælder fremadrettet?
Så du plukker igen... hvorfor gør du det? Jeg skrev (som du behændigt plukkede fra)
"og alle ikke VE el producenter har betalt indfødnings afgift i mange år, med mindre de har været centrale styrende enheder som sikrer base produktionen og elstabiliteten."
Tak for henvisningen. Skal vi lige være enige om at det er dig, der kommer med påstanden om markedsvilkår?
Nej det er det ikke. Jeg nævner markedsvilkår og UDEN STATSSTØTTE! Og netop dette nævnes ofte som argument for at VE sagtens kan klare sig helt uden offentlige midler!
Det der bare ikke siges særligt højt, er at omkostningen per tilført kWh til elnettet bliver i størrelsesordenen 2-3 øre per kWh for alle små private husholdninger samt mindre virksomheder som har solceller på taget, og 0.5-1 øre per kWh for storproducenterne.
Hvor i består særbehandlingen? De betaler hver især for den udgift de påføre nettet... Jeg skal vel heller ikke have en større rabat i Bilka, bare fordi jeg skal køre længere for at komme der hen?Er det fair eller ej? Der kan tales for og imod. Men jeg orker altså ikke få pebet ørene (og øjnene) fulde om at VE foregår uden statsstøtte og på alm. markedsvilkår. Det gør det ikke når der er særbehandling for de største producenter.
Markedsvilkårene er netop opstået i forhold til kraftværker hvor elkunderne har betalt hele tilslutningen (inkl beregninger på nettet), ud over den del kraftværkerne selv ejer. Faktisk betalte elkunderne også renteudgiften for de lån som der blev optaget for at bygge kraftværkerne, da det var samme selskab dengang (nogle kraftværker køber i disse år kablerne hen til nærmeste 60 kV station, for at få en lavere tarif (de skal ikke betale for vedligehold af 10 kV nettet, hvis de ikke bruger det)... Solceller kom oprindligt ind under samme regler som kraftværker, hvor imod at vindmøller selv skulle betale en andel af omkostningerne. PSO'en blev indført for at udligne denne forskel på hvad det kostede at tilslutte forskellige steder i nettet og udmyntret igennem udligningsordningen hvor den enkelte producent ikke betalte forstærkningen og at den heller ikke lå ved de lokale kunder i det område hvor tilslutningen foregik...Aner det ikke, men det kan du måske informere mig om med reelle eksempler?</p>
<p>Desuden så er det ren whataboutism som ikke har relevans i forhold til min anke.
Hvorfor skal vindmøller og solceller der tilsluttes 60 kV nettet betale for vedligehold af 0,4-20 kV nettet, når kraftværker ikke skal? Man kan da ikke bebrejde at VE får forhold der svare til kraftværkerne, hvis de begge skal fungerer under de samme markedsvilkår?
Hej Kim Madsen
Tak for henvisningen. Skal vi lige være enige om at det er dig, der kommer med påstanden om markedsvilkår?Prøv lige at læse mit reviderede svar... hvor jeg svarer på det som du selv burde Google.
Hvor er det du finder belæg for din påstand, " alle ikke VE el producenter har betalt indfødnings afgift i mange år" og at det gælder fremadrettet?
Du kommer med påstanden om markedsvilkår, så bør du også vide hvad markedsvilkår er.</p>
<p>Kraftvarmeværker er også på markedsvilkår, så det kan ikke være "whataboutism som ikke har relevans i forhold til min anke.
Prøv lige at læse mit reviderede svar... hvor jeg svarer på det som du selv burde Google. Og så kan du jo overveje om VE er en stabiliserende produktions kilde eller ej som sikrer elnettets stabilitet.
Hej Kim Madsen
Du kommer med påstanden om markedsvilkår, så bør du også vide hvad markedsvilkår er.Hvem betaler for udbygningen af ledningsnettet ved f.eks kraftvarmeværker?</p>
<p>Aner det ikke, men det kan du måske informere mig om med reelle eksempler?</p>
<p>Desuden så er det ren whataboutism som ikke har relevans i forhold til min anke.
Kraftvarmeværker er også på markedsvilkår, så det kan ikke være "whataboutism som ikke har relevans i forhold til min anke.
Hvem betaler for udbygningen af ledningsnettet ved f.eks kraftvarmeværker?
Du kan måske informere mig om med reelle eksempler?
Desuden så er det ren whataboutism som ikke har relevans i forhold til min anke.
Men nu har jeg Googlet lidt, og alle ikke VE el producenter har betalt indfødnings afgift i mange år, med mindre de har været centrale styrende enheder som sikrer base produktionen og elstabiliteten.
https://energinet.dk/El/Elmarkedet/Tariffer/Aktuelle-tariffer
Hej Kim Madsen
Hvem betaler for udbygningen af ledningsnettet ved f.eks kraftvarmeværker?F.eks. har de jo ikke betalt for omkostninger til ekstra udbygning af ledningsnettet for at håndtere den ekstra belastning det er at føde ind i elnettet de steder hvor de gør.
Jeg bemærker ikke mangel på interesse i at få lov til at betale for at sætte vindmølleparker op på markedsvilkår.
Een af de kæpheste som flere ynder at benytte... at VE sagtens kan klare sig på markedsvilkår og uden statsstøtte. Det er så bare ikke sandt at det er på markedsvilkår og uden statsstøtte.
F.eks. har de jo ikke betalt for omkostninger til ekstra udbygning af ledningsnettet for at håndtere den ekstra belastning det er at føde ind i elnettet de steder hvor de gør. Det har den enkelte forbruger qva transmissions afgifter samt direkte eller indirekte via skatten.
"Jamen det bliver jo ændret nu". Ja per 1. Januar 2023 skal stort set alle der er elproducenter spytte i kassen.
Det der bare ikke siges særligt højt, er at omkostningen per tilført kWh til elnettet bliver i størrelsesordenen 2-3 øre per kWh for alle små private husholdninger samt mindre virksomheder som har solceller på taget, og 0.5-1 øre per kWh for storproducenterne.
Altså er der stadig et signifikant statstilskud (i form af afgiftsnedsættelse) for dem som har VE som primær produktion og indtægtskilde.
Er det fair eller ej? Der kan tales for og imod. Men jeg orker altså ikke få pebet ørene (og øjnene) fulde om at VE foregår uden statsstøtte og på alm. markedsvilkår. Det gør det ikke når der er særbehandling for de største producenter.
Og det kan så sammenholdes med at bølgelængden ved 50Hz er 6000km.Der er ideelt set ingen induktion i en transmissionslinje, og den er bredbåndet. En sammenkoblet induktion/dx og kapacitet/dx, svarer til en ren modstand
I øvrigt ændrer det ikke så meget om det er en DC-forbindelse, ændringer i belastningen vil reflekteres og tage noget tid før de kommer tilbage til generatoren, som i sin tur også kan reflektere variationerne. Generatoren er heller ikke tilpasset ledningens impedans.
Fed skrift?? I am right because I am loud!!Kors noget ævl!
Hvis man kan ikke kan regne på sine påstande må man råbe!
Der er ideelt set ingen induktion i en transmissionslinje.
Jo det er der så sandelig. Ellers ville der ikke være nogen tidsforsinkelse.
En sammenkoblet induktion/dx og kapacitet/dx, svarer til en ren modstand
Nej, det er heller ikke rigtigt. Z0 = sqrt((R + jωL)/(G + jωC)). Det er kun hvis R << jωL og G << jωC, at Z0 bliver tilnærmelsesvis ren ohmsk = sqrt(L/C).
hvis den er uendelig lang.
Z0 er uafhængig af længden.
Jeg har lidt svært ved at se, hvad en reduceret frekvens betyder, da der ikke er induktion.
Hvad kalder du så L i ovenstående formel?
En lavere frekvens, får formentligt betydning for transformatorer, og kan være sværre at transformere.
Det er til gengæld rigtigt. Det følger af Maxwells 3. ligning E = -dB/dt. Jo lavere frekvensen bliver, jo mindre bliver det E-felt, som overfører kræfterne, og ved DC er -dB/dt = 0, så der ikke overføres noget.
Der er ideelt set ingen induktion i en transmissionslinje, og den er bredbåndet. En sammenkoblet induktion/dx og kapacitet/dx, svarer til en ren modstand, hvis den er uendelig lang. Belastes den ikke korrekt forekommer refleksioner. Jeg har lidt svært ved at se, hvad en reduceret frekvens betyder, da der ikke er induktion. En lavere frekvens, får formentligt betydning for transformatorer, og kan være sværre at transformere.Det er rart med klare svar, som er at Kanstrup ikke er èn af dem der ved, hvad det drejer sig om, og hvordan en transmissionslinje opfører sig!
Det er rart med klare svar, som er at Kanstrup ikke er èn af dem der ved, hvad det drejer sig om, og hvordan en transmissionslinje opfører sig!Hvor dumt kan man dog spørge. Læs dog indlæg #3.
Hvis nu Kanstrup havde kunnet svare ville han vide hvor stor hans svinghjul skulle være.
Effektelektronik you know.
Det er da ikke så svært. Du lader bare være med at trække strøm fra den, og skruer måske en smule ned for magnetiseringen. Der kan godt i en vis tid blive produceret for meget damp, men det kan ledes udenom. Den behøver ikke at producere effekt selvom den roterer.Når et 1600 MW atomkraftværk pludselig mister kontakt til resten af elnettet, så kan generatoren ikke bare holde op med at producere energi.
I den sammenhæng er en kortslutning nok værre, for det vil "stoppe" rotationen meget voldsomt, hvorfor der er sikringer der afbryder.
Det er da en ingeniørside ikke?
Hvor langt vil man kunne lægge HVAC kabler i et stæk ved 16 2/3 Hz ?
Formodentlig ca. lige så langt som en 50 Hz forbindelse, der primært består af luftledninger, men er gravet ned på kortere strækninger (hvilket giver talrige refleksioner som følge af ændringer i kabelimpedans). Alternativt kan en 16 2/3 Hz forbindelse på luftledninger formodentlig være omkring 3 gange så lang; men hele idéen var jo at slippe for luftledninger, så bl.a. forbindelsen op gennem Jylland kunne være gravet ned hele vejen.
Transformere bliver 3 gange så tunge, men det er vel til at leve med i fremtidige havvindmølleparke, da man derved kan slippe for at konvertere over til HVDC.
Ja, mon ikke. En koblingsstation til HVDC fylder omkring 4 hektar og indeholder bygninger, der er op til 25 m høje. Det gør det nødvendigt med energiøer og ikke bare transformerplatforme.
Ved 16 2/3 Hz kunne man måske nå land uden at skulle have kompensatorer undervejs, som ellers er nødvendige for hver ca. 100 km, som vist på fig. 1 i din udmærkede link: https://ietresearch.onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1049/iet-rpg.2015.0348 . Der er imidlertid flere problemer med kompensatorer:
- Det kan være nødvendigt med platforme til dem.
- De koster.
- De hæver den karakteristiske impedans af kablet (ligesom en parallelkapacitet sænker den). Det betyder, at momentane ændringer i belastningen giver meget større ændringer i spændingen, da dU = Zx x di, hvor di er strømændringen og Zx er impedansen i belastningspunktet, som er = Z0 i enderne. Godt nok volder kabelkapaciteten problemer ved at give store, reaktive strømme; men lige netop ved belastningsændringer er den en stor fordel, da den begrænser spændingssvinget.
- De indeholder en betragtelig mængde energi, og den energi slipper man ikke af med, før den er brændt af i modstanden i kablet og i evt. belastninger. Det giver en længerevarende ringning ved belastningsændringer.
- De skaber en resonanskreds med kabelkapaciteten.
Lad os tage VikingLink som eksempel:</p>
<ol>
<li>
<p>Hvilket problem er det du vil løse?</p>
</li>
<li>
<p>Hvor meget er ´"meget store energimængder"??</p>
</li>
<li>
<p>Hvor i nettet vil du placere dine svinghjul.</p>
</li>
<li>
<p>Og forstår jeg korrekt når du vil geare dem?
Hvor dumt kan man dog spørge. Læs dog indlæg #3.
(Reserven kunne være ledig møllekapacitet kombineret med fleksibelt forbrug - jeg kan slukke lyset i mit tomatgartneri de minutter det tager at starte en mølle eller 10 mere.)
Nej, det er alt, alt for langsomt, og hvad skal det hjælpe at starte nogle vindmøller, hvis problemet er, at man har mistet en meget stor belastning og derfor må skrue ned?
Hvordan vil du iøvrigt styre lyset i dit gartneri, når der ikke findes nogen standarder for overordnet styring af belastninger og producenter?
Mit forslag om 16 2/3 Hz
Carsten Kanstrup
Hvor langt vil man kunne lægge HVAC kabler i et stæk ved 16 2/3 Hz ?
Transformere bliver 3 gange så tunge, men det er vel til at leve med i fremtidige havvindmølleparke, da man derved kan slippe for at konvertere over til HVDC.
Her er lidt om HVAC 50 Hz i forhold til HVDC pris og afstande: https://ietresearch.onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1049/iet-rpg.2015.0348
Ved Hornsea 2 har man ud fra hvad der skrives her opnået 196 km 220 kv HVAC i et stræk ?,,, https://www.offshorewind.biz/2022/04/26/nkt-commissions-hornsea-two-power-cable-system/
Jeg undrer på: Kan man virkelig som ingeniør være i tvivl om at sådan et anlæg både er dimensioneret til og testet for fuldlastfrakobling (og naturligvis også alle mulige andre sjældent forekommende driftssituationer)?Når et 1600 MW atomkraftværk pludselig mister kontakt til resten af elnettet, så kan generatoren ikke bare holde op med at producere energi.</p>
<p>Din roterende generator er ikke nødbremsen. Den kan tværtimod køre dig ud over afkanten hvis der pludselig ikke er noget sted at sende energi men den roterer stadig og producerer derfor energi.
For selvom sådan noget kun forekommer få gange i værkets levetid så skal udstyret naturligvis kunne klare det!
Inden jeg meddeler kunderne at de fluks må lukke ned må du gerne dele din visdom.Hvem er så gammeldags at mene man skal absobere ´"meget store energimængder"??</p>
<p>Dem, der ved, hvad det drejer sig om, og hvordan en transmissionslinje opfører sig!
Lad os tage VikingLink som eksempel:
Hvilket problem er det du vil løse?
Hvor meget er ´"meget store energimængder"??
Hvor i nettet vil du placere dine svinghjul.
Og forstår jeg korrekt når du vil geare dem?
OT: Shell køber danske Nature Energy Biogas for to mia $, hvis de får lov af myndighederne primo 2023.
Denne elektronik kræver samtidig et stort batteri der holdes nogenlunde halvt opladet, for det skal både kunne aftage og levere store effekter.Som Carsten skriver, er enertien fra generatorer og turbiner faktisk meget velegnet til stabilisere elnettet i de første ms efter et havari.</p>
<p>Det kan da sikkert klares med tilstrækkelig avanceret effektelektronik. Men jeg tror ikke det er billigere i hverken anskaffelse eller drift.
Og det er ikke frekvensen der egentlig er problemet, det er snarere spændingen. Frekvensen er givet fra Tyskland/Skandinavien.
Vil varmepumper ikke kunne stabilisere belastningen?
Varmepumper er en dyr løsning, vindmøller og en elpatron er det billigste og styring af elpatron har forskere ved Oxford universitet udviklet, ( da engelskmændene også døjer med at holde frekvensen ), med alle vindmøllerne der skyder op, så elpatronen lynhurtigt yder frekvensstabilisering. https://www.youtube.com/watch?v=N8aGV3Z8dOA
I DK er man så utroligt heldig, at der er ca. 400.000 kunder der bruger for nuværende naturgas og det er oplagt, at man beholder gasfyret som back up og at opvarmingen bliver med elpatron og i nærmeste fremtid bliver back up gas biogas, så det kan ikke blive bedre i et fremtidigt lavinerti elnet.
Markedet for primære reserver er ikke stort, der indkøbes omkring 20 MW, og priserne varierer voldsomt. Normalt ligger priserne omkring 1-000 kroner per MW per time, men kan konkurreres helt ned i småpenge i vintermånederne.
Så udaf et normalt forbrug på 6000MW ser du en reserve på 20MW der i vintermånederne købes for småpenge som et problem der holder den generelle strømpris oppe pga prisen på gas?. (Reserven kunne være ledig møllekapacitet kombineret med fleksibelt forbrug - jeg kan slukke lyset i mit tomatgartneri de minutter det tager at starte en mølle eller 10 mere.)
Henrik Møller Jørgensen har en pixibogsudgave af elystemet på https://elforbrug.nu</p>
<p>Se efter artikelserien "Systemydelser".
Virkelig god beskrivelse:
Falder et kraftværk ud bliver systemet anstrengt og har svært ved at holde de 50Hz frekvens. Reaktionen på manglende produktion er, at frekvensen i systemet falder. <strong>Her griber den fineste og hurtigste systemydelser til: Primærreguleringen er enheder, der kan reagere meget hurtigt.</strong> De måler selv på frekvensen, og øger produktionen eller sænker forbruget med den solgte mængde primærregulering indenfor sekunder.</p>
<p>Markedet for primære reserver er ikke stort, der indkøbes omkring 20 MW, og priserne varierer voldsomt. Normalt ligger priserne omkring 1-000 kroner per MW per time, men kan konkurreres helt ned i småpenge i vintermånederne.</p>
<p>Resultatet af primærregulering er, at vi holder frekvensen. Men nu starter en kæde af reaktioner på den tabte produktion. Vi skal kunne holde til at den næste producent falder ud, så det er med at få aflastet de enheder, der leverer primærregulering.
Men det passer så bare ikke med Baldur Norddahls påstand om, at man da sagtens kan køre uden primærregulering:
Men det er også forkert. Vi har timer hvor det hele er slukket og der er ingen gasturbiner, eller turbiner i det hele taget, som står klar.
Tak for linken og opbakningen:
Som Carsten skriver, er enertien fra generatorer og turbiner faktisk meget velegnet til stabilisere elnettet i de første ms efter et havari.</p>
<p>Det kan da sikkert klares med tilstrækkelig avanceret effektelektronik. Men jeg tror ikke det er billigere i hverken anskaffelse eller drift.
Vil varmepumper ikke kunne stabilisere belastningen? Antages, at elmåleren sender det øjeblikkelige forbrug til varmepumpen, og at den regulerer således at forbruget er konstant, så vil varmepumpen reducere forbruget, hvis vi tænder for ovnen, og øge forbruget, når vi slukker ovnen. Derved opnås et mere ensartet forbrug end nu, og elnettet anvendes effektivt.Mon du forstår, hvordan en lang transmissionslinje opfører sig, når belastningen ændres momentant?
Vi har timer hvor det hele er slukket og der er ingen gasturbiner, eller turbiner i det hele taget, som står klar.
Det vil jeg stadig gerne se dokumentation for, for min påstand stammer nemlig ikke fra mig selv; men fra en tilsyneladende meget kompetent person i en tidligere tråd her på ing.dk, som jeg desværre ikke kan finde. Det var ham, der fortalte mig, at man holder licitation om netstabiliseringen, og det gør man vel kun, fordi den funktion er nødvendig.
Du har et forslag om et 16 2/3 Hz system men lad os være ærlige. Det kommer ikke til at ske. Udviklingen går imod løsninger som det i Australien.
Du mener altså, at man i Australien kan få længere, nedgravede 50 Hz forbindelser, end naturlovene giver mulighed for?
MEN vi kan bare konstatere at HVDC dukker op overalt uanset om Carsten Kanstrup kan lide det eller ej
Kan lide det eller ej? Det handler udelukkende om, hvad der er teknisk muligt, og ifølge Energinet er HVDC bare ikke noget alternativ til 50 Hz på luftledninger til f.eks. den meget omdiskuterede forbindelse op gennem Jylland - uanset hvad du så mener, og de gør i Australien!
, uanset om Carsten Kanstrup forstår hvordan de kan fungere eller ej.
Mon du forstår, hvordan en lang transmissionslinje opfører sig, når belastningen ændres momentant?
Herfra ser jeg ikke noget problem hvis Energinet vælger at bruge det mest moderne.
Det gør de så sandelig heller ikke. Hele den høring, der i sin tid blev afholdt om Jyllandsforbindelsen, gik på, at 50 Hz AC på master er absolut eneste mulighed - og iøvrigt også langt den billigste(!), så de "jyske bondeknolde" må bare finde sig i flere og flere højpændingsledninger på master, som hverken er rare at se på eller bo i nærheden af! Mit forslag om 16 2/3 Hz ville hverken de eller daværende energiminister Dan Jørgensen høre tale om, for det havde måske muliggjort en pæn, men dyr kabellægning, så det blev fejet ind under gulvtæppet uden nogen tekniske overvejelser. Med HVDC og 16 2/3 Hz ude var det en ren skueproces, for der var ingen andre muligheder end det, Energinet og regeringen helst ville have; men "selvfølgelig" ville man da gerne høre, hvad de berørte parter havde at sige!
Men det er også forkert. Vi har timer hvor det hele er slukket og der er ingen gasturbiner, eller turbiner i det hele taget, som står klar.
Henrik Møller Jørgensen har en pixibogsudgave af elystemet på https://elforbrug.nu
Se efter artikelserien "Systemydelser".
De store affaldsfyrede værker har også turbiner, som snurrer. Jeg er ikke sikker på hvordan de indgår i Energinets opgørelse. Egentlig tror jeg ikke man opgør brændslet for de primære reguleringer.
Som Carsten skriver, er enertien fra generatorer og turbiner faktisk meget velegnet til stabilisere elnettet i de første ms efter et havari.
Det kan da sikkert klares med tilstrækkelig avanceret effektelektronik. Men jeg tror ikke det er billigere i hverken anskaffelse eller drift.
Det kan gøres på mange måder. Styrer vi opladere, varmepumper, mv. elektronisk, så kan slukkes på millisekunder, og forbruget styres perfekt.Problemstillingen er den, at nettet pludselig kobler ud, så hele den leverede effekt skal absorberes momentant af noget andet, indtil der kan skrues ned for produktionen. Ellers stiger frekvensen og/eller spændingen, og nettet vil kunne ringe voldsomt. F.eks. importerer Bornholm lige nu 11 MW fra Sverige, men kobler søkablet pludselig ud, skal de 11 MW absorberes langt hurtigere end propagation delay i nettet, og jeg tvivler på, at det er realistisk med batterier. Alene pga. spolen, får du aldrig en switch-mode konverter til at gå fra 0 til 11 MW så hurtigt. Effekten skal jo ind i spolen først iht. di/dt = U/L, før den kan leveres videre til et batteri eller en højeffekt modstand.
Jeg ved ikke, hvordan at vindmøller virker, men jeg forventer at de indeholder elektronik, så effekten kan styres. Måske kan man ikke direkte bruge rotoren til at opmargasinere energi, men jeg tror fint man kan regulere produktionen hurtigt.
Jeg tror ikke vi kommer uden om en opgradering af elnettet, men jeg forventer at kapaciteten ud til de enkelte husstande ikke behøver at blive øget, såfremt at man kan justere forbruget. Kapacieteten i de fleste husindstallationer er meget overdimmensioneret, og de kan nemt trække det samme som de er dimmensioneret til ved spisetid hele døgnet. Varmepumper i nogle af husstandene, kræver ikke et enormt energiforbrug, i forhold til energiforbruget som husstandene er dimmensioneret til.
Varmepumper har en effektivitet på 3-5, så varmeforbruget skal deles med 3.Hvad er det beregnede behov pr år vi går frem?</p>
<p>Vores nuværende elektricitets behov er ca 6 MWh/person pr år, men tager man al energiforbrug på 3000 kg olieækvivalenter pr år lander vi på 35 MWh/person. (eller 24 GW forbrug i gennemsnit) men det passer forhåbentlig ikke.</p>
<p>Jeg kan også regne ud at 3 mio biler, som kører 17000 km pr år, og bruger 0,17 kWh/km, vil kræve 1 GW, så det er vel ikke det største problem.
Jeg tror ikke, at biler er et problem - de behøver ikke at oplade, når forbruget er størst, og de kan endda hjælpe med at flytte strømmen. Varmepumper der styres, vil heller ikke belaste elnettet, når forbruget er størst.
Alt i alt, tror jeg ikke vi får så stort problem med elnettet, selvom både biler og varme kommer over på strøm, for vi får et mere jævnt forbrug. Med hensyn til varme, vil mindst halvdelen komme fra fjernvarmeværker, og det bliver nok kun deres strømforbrug, der skal dimmensioneres ekstra efter. De fleste laves sandsynligvis som kraft-varmeværker, og er der spidsbelastninger, der ikke kan løses på anden vis, vil det kunne løses med biobrændsel.
Endeligt, vil vindmøllerne måske producere strømmen mere lokalt, så der ikke skal transporteres strøm så langt.
Alt i alt, tror jeg ikke vi behøver at udbygge elnettet, ud til de fleste forbrugere.
Derimod, så giver det udfordringer at øge elnettet til at kunne klare 4 gange så mange vindmøller som i dag. Dette er man opmærksom på hos energinet, og det er ikke et meget stort problem at løse.
Det vil også være et krav, at varmepumper, kraft-varmeværker, og opladning af biler kan styres og fungere sammen, hvis vi skal kunne undgå at udbygge elnettet meget.
Ok, jeg tror at jeg begynder at forstå hvad det er for et problem du vil løse...</p>
<p>I stedt for at anvende DC eller 50 Hz HVAC på lange strækninger, foreslår du brugen af 16 2/3 Hz på disse strækninger. Fordelen ved 16 2/3 HVAC er naturligvis at vi kan lave et grid, der minder om 50 Hz HVAC, men vi får meget mindre reaktiv effekt i nettet og kan enten gøre afstandene længere, eller overføre mere på kortere strækninger (på samme størrelse kabler)</p>
<p>Nogle belastninger (såsom fjerntoge?) kan allerede køre på 16 2/3, men få de resterende belastninger skal energien konveteres til 50 Hz, inden den afleveres til slutbrugerne. Med mindre at disse også kan tilsluttes 16 2/3 Hz. F.eks. bør der ikke være problemer ved at fjernvarmeværkernes dypkogere tilsluttes 16 2/3 Hz, da det bare er ohmske belastninger.
Bingo!
Jeg kan stadig ikke se en fordel i at de to net skal blandes sammen, så synkronkompensatorere, der er nødvendige for driften af 50 kV nettet, pludselig skal være afhængige af at vi samtidig har et intakt 16 2/3 Hz net.
Det skal de da heller ikke. Synkronkompensatorerne skal stabilisere 50 Hz nettet fuldstændig som nu; men de 16 2/3 Hz skal jo på ét eller andet tidspunkt laves om til 50 Hz, og så kan man da lige så godt gøre det ved bare at drive motoren i kompensatorerne fra den frekvens. Det vil samtidig stabilisere 16 2/3 Hz nettet, så man slår flere fluer med ét smæk.
En ulæmpe kan være at hvis energien skal konveteres mellem 50 Hz og 16 2/3 Hz, så modsvare det tab i konveteringen, en større andel af det tab som den reaktive effekt udgøre. Og hvis produktionskapateten fra tilslutning af anlæg skal vælge mellem de to net, så vælger man vel allerede der om energien skal eksporteres (sendes langt) eller primært skal bruges i lokalområdet...
Intet er gratis; men vi kan jo også bare holde det hele på 50 Hz og så spinde landet ind i grimme højspændingsledninger, som ikke er rare at bo i nærheden af.
En anden ulæmpe er at vi skal have backup tilsluttet direkte på begge net, som backup for den VE kapacitet der normalt føder ind på nettet, da vi ellers skal have kapacitet nok til at flytte energien fra det ene net til det andet net, for at klare de belastninger der er tilsluttet de pågældende net.
Ikke nødvendigvis, for en synkronmotor kan normalt også virke som synkrongenerator og omvendt, så man kan godt sende energi fra et 50 Hz net, over 16 2/3 Hz nettet og til et nyt 50 Hz net. Det er selvfølgelig ikke så let og elegant som med 50 Hz transformatorer, men dog muligt. Hvis det samme skal gøres over HVDC, skal man næsten fordoble elektronikken for at muliggøre effektoverførsel i begge retninger, hvilket er en yderligere ulempe ved HVDC.
Sådanne systemer har vi ikke på HVDC, hvis den forbindelse er ude af drift, så mangler vi bare forbindelsen i nettet.
Ja. Synes du det er særlig smart? Så er der f.eks. ingen forbindelse mellem Nordjylland og Sønderjylland.
Der er ingen forbrugere der skal forsynes på HVDC-forbindelsen og der er ingen afgreninger...
Der er da i høj grad behov for afgreninger; men da multidropforbindelser er meget problematiske ved HVDC og kun på forsøgsstadet, konverterer man p.t. kun i enderne, så det er problematisk at få forsynet forbrugere i midten. Derfor må linjen måske brydes op i flere dele med endnu mere effektelektronik til følge; men det synes du måske også er smart?
Løsningen må være, at mediehuset indskrænker sin produktion til et omfang af sober og neutral nyhedsformidling, der kan produceres uden krav om ekstrabetalinger fra IDA´s medlemmer. Redaktionens evt. videregående hang til at drive forretning på at pushe og bashe udvalgte teknologier under kulørte overskrifter bør udleves i andet regi, hvor IDA og IDA´s medlemmer ikke kan tages til indtægt.
Selvom artiklerne og overskrifterne typisk synes mere sobre bag pro-mediernes (ekstra-)betalingsmure, ses der også her en tydelig skæv tilgang til VE, og dvs. pro sol og især vind og con især effektivt backup-ydende og økonomisk rationel central biokraftvarme, der kan reducere behovet for (blot) den dårligst udnyttelige ”ende” af det fluktuerende med dertil ekstra fornøden lagring/PtX, spidslastanlæg, infrastruktur og udlandsforbindelser og dårligt energiudnyttende separate anlæg til disponering af organiske restprodukter. Mediehuset synes næsten blind overfor de store CO2e- emissioner, ressourceforbrug og omkostninger, der vil være forbundet med fremstilling, etablering, vedligeholdelse og senere skrotning af alt dette.
Skævheden bag betalingsmurene er særlig problematisk grundet den særligt betalingskrævende adgang, der betyder, at misledende fejl og skævheder i langt mindre grad bliver kommenteret. Derfor er pro-medierne desværre også en god løsning, hvis man – endda med god journalistisk assistance og afsæt i IDA´s troværdighed - gerne vil ”sælge” noget til vore politikere og andre beslutningstagere, uden den store risiko for, at budskabet bliver skæmmet af generende kommentarer. Læserne må endda tro, at mediehuset her i særlig grad har de mest professionelle blandt IDA´s medlemmer i ryggen, selvom det formentlig er de færreste og herunder især af de kritiske/uenige, der køber adgang.
Det kan også frygtes, at politikere med stor tiltro IDA og os ingeniører køber adgang for skatteborgernes regning.
Nej, jeg skriver netop, at kedelbaserede kraftværker ikke er hurtige nok til netstabilisering, så det må klares af gasturbiner.
Men det er også forkert. Vi har timer hvor det hele er slukket og der er ingen gasturbiner, eller turbiner i det hele taget, som står klar.
Hvor hævder jeg det? Tværtimod skriver jeg jo netop i #54:</p>
<p>i fremtiden vil enorme batterisystemer dog måske kunne overtage stabiliseringsrollen; men jeg ser stadig behov for korttidsstabilisering vha. roterende maskiner.</p>
<p>Men du gider jo ikke læse, hvad jeg skriver. SUK!
Jeg er ikke interesseret i at debattere på et "he said you said" niveau. Lad os holde fast i at du bruger meget energi på den sidste del af det citerede, at der skulle være et uløseligt behov for korttidsstablisering vha roterende maskiner. Men det passer jo ikke som vi kan se ved det de har lavet i Australien.
Du har et forslag om et 16 2/3 Hz system men lad os være ærlige. Det kommer ikke til at ske. Udviklingen går imod løsninger som det i Australien. Fordi det er billigere, mere effektivt og løser flere problemstillinger. En anden skrev at roterende omformer ikke er nytænkning, hvilket er helt korrekt. Det er gammel teknik. Den nye teknik klarer det med effektelektronik, og til det svarer du at "elektronisk frekvenskonverter kan bare ikke absorbere energi " - men det jo præcis det de gør i Australien.
Fatter du ganske simpelt ikke problemstillingen i indlæg #3, er du en troll, eller gider du bare ikke læse, hvad jeg skriver?
Du opremser en masse problemmer du mener der er med teknikken uden hensynstagen til at samme teknik vinder markedsudbud og er i en rivende udvikling. Hvilket betyder at dine opremsede problemstillinger enten ikke er reelle problemer eller der er gode løsninger. At du ikke forstår eller har indsigt i disse løsninger gør ikke at vi andre skal kunne give dig eksakt svar. Jeg kender hellere ikke teknikken i sådanne detaljer og noget af det er måske også propertiært. MEN vi kan bare konstatere at HVDC dukker op overalt uanset om Carsten Kanstrup kan lide det eller ej, uanset om Carsten Kanstrup forstår hvordan de kan fungere eller ej.
Herfra ser jeg ikke noget problem hvis Energinet vælger at bruge det mest moderne men hellere ikke hvis de vælger at bruge synkrongeneratorer. Jeg ser et problem hvis vi er nødt til at holde gang i et gammelt kulkraftværk, men det er der hellere intet der antyder.
Carsten der er ingen der tager dig seriøst når du hævder at noget er umuligt men der er talrige eksempler på at det bliver gjort sådan.
Hvor hævder jeg det? Tværtimod skriver jeg jo netop i #54:
i fremtiden vil enorme batterisystemer dog måske kunne overtage stabiliseringsrollen; men jeg ser stadig behov for korttidsstabilisering vha. roterende maskiner.
Men du gider jo ikke læse, hvad jeg skriver. SUK!
Det er almindeligt kendt fra dagspressen at vores forbrug har været dækket 100% af vind ved flere tilfælde.</p>
<p>Fra dagspressen? Kom nu med en seriøs link!</p>
<p>Hvilket gasdrevet værk i DK mener du har "koncession på Netstabilitet" og krav på at køre konstant?</p>
<p>Aner det ikke; men ét eller andet værk har vundet licitationen, så spørg Energinet.
Slå selv op på Energinet og se forholdet mellem vind og termiske værker time for time.
Som har andre har påpeget, så har dagens net klaret at køre på dage hvor 100% af energien kommer fra vind og sol. Du fremhæver at kraftværker har solgt stabilisering, men det er forkert.
Nej, jeg skriver netop, at kedelbaserede kraftværker ikke er hurtige nok til netstabilisering, så det må klares af gasturbiner.
Der er omkring fem synkrongeneratorer i det danske elnettet og det er jo også fint nok og åbenbart tilstrækkeligt!
Og hvad driver så dem, hvis de også skal kunne levere energi ved stigende belastning?
Givet at det fungerer med det vi har, hvorfor er det at du vil til at ombygge det hele med 50/3 Hz løsninger etc?
Nej, nu må de sq holde op. Hvor dumt kan man spørge? Fatter du ganske simpelt ikke problemstillingen i indlæg #3, er du en troll, eller gider du bare ikke læse, hvad jeg skriver? Med det niveau gider jeg ikke spilde mere tid på dig. Herefter får indlæg fra dig, som jeg ikke er enig i, bare mit standardsvar "Vrøvl".
Ok, jeg tror at jeg begynder at forstå hvad det er for et problem du vil løse...Og det mener du ikke, at et HVDC system, som er eneste mulige alternativ over store afstande, også gør?
I stedt for at anvende DC eller 50 Hz HVAC på lange strækninger, foreslår du brugen af 16 2/3 Hz på disse strækninger. Fordelen ved 16 2/3 HVAC er naturligvis at vi kan lave et grid, der minder om 50 Hz HVAC, men vi får meget mindre reaktiv effekt i nettet og kan enten gøre afstandene længere, eller overføre mere på kortere strækninger (på samme størrelse kabler)
Nogle belastninger (såsom fjerntoge?) kan allerede køre på 16 2/3, men få de resterende belastninger skal energien konveteres til 50 Hz, inden den afleveres til slutbrugerne. Med mindre at disse også kan tilsluttes 16 2/3 Hz. F.eks. bør der ikke være problemer ved at fjernvarmeværkernes dypkogere tilsluttes 16 2/3 Hz, da det bare er ohmske belastninger.
Jeg kan stadig ikke se en fordel i at de to net skal blandes sammen, så synkronkompensatorere, der er nødvendige for driften af 50 kV nettet, pludselig skal være afhængige af at vi samtidig har et intakt 16 2/3 Hz net. Det modsatte ville heller ikke give mening, at synkronkompensatorere på 16 2/3 Hz nettet, driftes via 50 Hz motorere...
En ulæmpe kan være at hvis energien skal konveteres mellem 50 Hz og 16 2/3 Hz, så modsvare det tab i konveteringen, en større andel af det tab som den reaktive effekt udgøre. Og hvis produktionskapateten fra tilslutning af anlæg skal vælge mellem de to net, så vælger man vel allerede der om energien skal eksporteres (sendes langt) eller primært skal bruges i lokalområdet... En anden ulæmpe er at vi skal have backup tilsluttet direkte på begge net, som backup for den VE kapacitet der normalt føder ind på nettet, da vi ellers skal have kapacitet nok til at flytte energien fra det ene net til det andet net, for at klare de belastninger der er tilsluttet de pågældende net. Sådanne systemer har vi ikke på HVDC, hvis den forbindelse er ude af drift, så mangler vi bare forbindelsen i nettet. Der er ingen forbrugere der skal forsynes på HVDC-forbindelsen og der er ingen afgreninger...
Trivielt, ved adskillige kV? Og hvordan får du så det system til at levere effekt, indtil en produktionsenhed kan startes op eller reguleres op, hvis der indkobles en stor belastning? Netstabilisering går altså begge veje!
Der er formodentligt intet der er trivielt ved store effekter, MEN det er fakta at batterilagre bliver brugt til netstabilisering. Eksempelvis er der et kendt system i Australien:
https://www.pv-magazine.com/2022/07/27/tesla-big-battery-begins-providing-inertia-grid-services-at-scale-in-world-first-in-australia/
"South Australia’s 150 MW / 193.5 Hornsdale Power Reserve, more commonly known as the Tesla Big Battery, will now provide inertia services to Australia’s National Electricity Market after securing approval from the Australian Energy Market Operator"
Carsten der er ingen der tager dig seriøst når du hævder at noget er umuligt men der er talrige eksempler på at det bliver gjort sådan.
Det er almindeligt kendt fra dagspressen at vores forbrug har været dækket 100% af vind ved flere tilfælde.
Fra dagspressen? Kom nu med en seriøs link!
Hvilket gasdrevet værk i DK mener du har "koncession på Netstabilitet" og krav på at køre konstant?
Aner det ikke; men ét eller andet værk har vundet licitationen, så spørg Energinet.
Der sidder vekselrettere i alle solcelleparker og i alle nyere større vindmøller.
Ja, for ellers kan man jo ligesom ikke lave DC om til AC; men størsteparten af vindmøller og solcellesystemer har ingen frekvensjustering bortset fra, at de nødudkobles, hvis frekvensen kommer over en vis grænse.
Jeg bemærker ikke mangel på interesse i at få lov til at betale for at sætte vindmølleparker op på markedsvilkår.
Nej, for p.t. kan de jo sælge alt, hvad de kan producere og får penge for at stoppe møllerne; men sådan bliver det ikke i fremtiden, hvis produktionskapaciteten overstiger belastningen det meste af tiden. Så er der nødvendigvis nogle, der må stoppe og dermed ikke får indtjening, og så svinder økonomien i at investere i grøn energi.
Det vil jeg da heller. Tværtimod vil jeg i modsætning til dig og andre her beholde den roterende netstabilisering, som har vist sig at fungere udmærket; men jeg vil bare sænke inputfrekvensen, så man kan grave kabler ned i stedet for at sætte højspændingsmaster op eller bøvle med HVDC. Er det virkelig så svært at forstå?
Som har andre har påpeget, så har dagens net klaret at køre på dage hvor 100% af energien kommer fra vind og sol. Du fremhæver at kraftværker har solgt stabilisering, men det er forkert. Det udbud tabte de og der er andre løsninger i dag. Der er omkring fem synkrongeneratorer i det danske elnettet og det er jo også fint nok og åbenbart tilstrækkeligt!
Givet at det fungerer med det vi har, hvorfor er det at du vil til at ombygge det hele med 50/3 Hz løsninger etc? Jeg tror faktisk ikke der er nogen her der siger vi skal afskaffe de synkrongeneratorer der allerede er. Der hvor du får alle til at stejle er når du pludselig ser et behov for at ombygge det hele, selvom du ikke kan pege på et eneste nedbrud i det eksisterende og selvom de situationer, som du nævner, allerede bliver håndteret fint.
Altså Carsten vi er nok nogle for hvem det synes, at det er dig der konstant opfinder løsninger på problemer der ikke eksisterer :-)
Ja, men så forklar mig lige, hvad alternativet til højspændingsmaster eller HVDC er, når afstanden er for stor til 50 Hz! Jeg skaber sq ikke nogen problemer, der ikke er der; men i modsætning til dig og andre her påpeger jeg en mulig løsning!
I modsætning til visse andre, så lægger jeg ikke skjul på at min viden om transmissionsnettet er på lægmandsniveau. Jeg er uddannet til svagstrøm.
Det er jeg også; men jeg har arbejdet med refleksioner (fra ulineære belastninger) på transmissionslinjer i over 25 år og foretaget hundredevis af computersimuleringer og massevis af praktiske målinger, så jeg ved nok mere end de fleste her om, hvordan en lang linje opfører sig ved ændringer i belastningen!
Du har ret i at det pt. fungere
Ja, det gør det, så det er vrøvl at påstå andet!
(men hvorfor vil du så ændre det?)
Det vil jeg da heller. Tværtimod vil jeg i modsætning til dig og andre her beholde den roterende netstabilisering, som har vist sig at fungere udmærket; men jeg vil bare sænke inputfrekvensen, så man kan grave kabler ned i stedet for at sætte højspændingsmaster op eller bøvle med HVDC. Er det virkelig så svært at forstå?
Du skriver noget om at matche load, nej, vi taler her om nødbremsen, formålet er at stoppe helt op. Inerti er meget godt men det kan kun tage de mindre fluktationer. Når der sker noget større, eksempelvis at transmissionskablet bliver ramt af et russisk missil, så er inerti pludselig et problem - ikke løsningen. Uanset om du balancerer nettet med roterende generatorer eller med effektelektronik, så har du et problem hvis load ændrer sig så drastisk.
Sikke noget vrøvl, som for længst er modbevist af dagens elnet! Selvfølgelig skruer man da ned for produktionen så hurtigt, som overhovedet muligt, hvis en belastning falder ud. Man kan bare ikke gøre det hurtigt nok til at undvære inertien i roterende maskiner.
Det er iøvrigt trivielt at lave en elektrisk load der momentant kan indstilles til en vilkårlig belastning. Det er jo bare en serie af eksponentielt større belastninger der kan kobles ind og ud med effektelektronik. Skal det være 10 MW? Så kobler vi 2 MW + 8 MW belastningerne ind. Skal det være 11 MW? Så aktiverer vi også 1 MW belastningen. Etc.
Trivielt, ved adskillige kV? Og hvordan får du så det system til at levere effekt, indtil en produktionsenhed kan startes op eller reguleres op, hvis der indkobles en stor belastning? Netstabilisering går altså begge veje!
Iogmed sol og vind har leveret 100% så har de gasfyrede værker været slukkede.</p>
<p>Dokumentation tak. Visse værker har koncession på netstabilisering (vundet licitationen), og den funktion kan ikke undværes!
Det er almindeligt kendt fra dagspressen at vores forbrug har været dækket 100% af vind ved flere tilfælde.
I Danmark er gasfyrede kraftværker stort set kun brugt i decentrale kraftvarmeværker. Hvilket gasdrevet værk i DK mener du har "koncession på Netstabilitet" og krav på at køre konstant?
Effektelektronik er tydeligvis i stand til at ramme frekvensen.</p>
<p>Ja, men den slags sidder der bare ikke i hverken vindmøller eller i de solcelleanlæg, som ikke kan køre i ø-drift, og det er hovedparten.
Der sidder vekselrettere i alle solcelleparker og i alle nyere større vindmøller.
Der bliver selvklart slukket møller</p>
<p>Ja; men kun fordi tyskerne betaler for det, når de pga. de svage elnet i Nordtyskland ikke kan modtage strømmen. Uden betaling er der ingen vindmøller, der stoppes, for hvilke møller skulle det i givet fald være, som ikke må tjene penge samtidig med, at andre tjener kassen?
Det er ikke rigtigt. Møllerne producerer kun hvis de vinder kontrakten om at levere. Møllerne der byder ind med lavest pris får lov at producere, de øvrige slukkes.
Alternativt går prisen i minus og mølleejerne stopper selv festen.
Elnettet bliver et kaos i fremtiden, hvis vi ikke sørger for, at al effekt kan absorberes og giver en vis indtjening. Det er bl.a. derfor, PtX er interessant på trods af den elendige virkningsgrad, for der er ikke økonomi i at sætte vindmøller eller solpaneler op, hvis de ikke må producere maksimalt, og uden økonom er der ingen, der vil gøre det, og så går den grønne omstilling i stå.
Jeg bemærker ikke mangel på interesse i at få lov til at betale for at sætte vindmølleparker op på markedsvilkår.