Dansk succes for lagring af møllestrøm i kæmpeballoner

Det første praktiske eksperiment med opbevaring af energi i nedgravede kæmpeballoner i Sønderjylland gik over al forventning. Problemerne var langt mindre end ventet, og nu skal et større forsøg sættes i værk.

Den spektakulære danske ide om at gemme vindmølleenergi i kæmpeballoner, der nedgraves under sandklitter, er nu blevet afprøvet i et lille forsøg på 5 x 5 meter i en sønderjysk maskinhal, og forsøget blev en foreløbig succes. Virkningsgraden i selve membranen blev målt til 97 procent, og i et ændret forsøg, som simulerede et større anlæg, blev målt 99,5 procents virkningsgrad.

»Vi skal sammenligne os med et norsk pumpelager i en højtliggende sø. Her er den totale energieffektivitet lidt over 85 procent,« siger direktør Asger Gramkow, som er den ene af de to idemænd bag projektet.

Det danske projekt skal i den endelige udgave bruge samme slags pumper og turbiner, som man bruger i Norge. Så det kan forventes, at energiregnskabet kommer til at ligne det norske - at cirka 85 procent af den vindmølleenergi, der pumpes ind i lageret, kommer tilbage som vandkraft.

Her ses plastmembranen på 5 x 5 meter, før den bliver dækket med 0,5 meter sand. (Foto: A & J Development)
Energien gemmes i lageret, når vand pumpes ind i ballonen under det tunge sand. Det meste af den energi, der bruges til at pumpe vandet ind, kommer igen via en turbinedrevet generator, når vandet lukkes ud igen. (Foto: A & J Development)
Danfoss' Polypower-moduler bruges som stræk-sensorer. Polypower består af en særlig plastic, der trækker sig sammen som en muskel, når man sætter strøm til. Men processen er reversibel, så et stræk i plasten udløser en strøm - og så kan Danfoss-plasten bruges som sensor. (Foto: A & J Development)

Læs også: Energilagring i underjordisk vandreservoir

Lektor Ole Hededal, DTU Byg, har tidligere sagt til Ingeniøren, at energieffektiviteten helst skal over 70 procent.

Teknikken ser lovende ud

Men det afgørende er, om teknikken er holdbar. Det vil sige, om plastmembranen tåler de gentagne fyldninger og tømninger, og om sandlaget oven på bliver liggende jævnt, mens tiden går.

»Plastmembranen har vist sig at være uproblematisk. Vi havde monteret stræk-sensorer rundt langs kanten for at måle, hvor meget plasten strækker sig under belastning med fyldt lager. Det viste sig, at den kun blev strakt 0,5 procent. Og membranen tåler op til 14 procents stræk, før den får blivende forandringer. Så det ser vi faktisk ikke som et problem længere,« siger han.

Lige så positivt var det med sandfyldet oven på. Det blev ved med at ligge jævnt og plant og samlede sig ikke i en klump på midten. Der var pålagt 0,5 meter sand over hele membranen. Der opstod revner i sandlaget langs kanterne, men det viste sig, at ved at lægge net ud over plastkanterne, kunne sandrevnerne begrænses, og det fik virkningsgraden til at stige.

Under forsøget blev der pumpet vand ind i membranen 3-4000 gange. Som stræk-sensorer blev monteret elektriske transducere, bestående af Danfoss' Polypower materiale, som normalt bruges omvendt - som kunstige muskler.

Det føromtalte, ændrede forsøg, hvor et større anlæg blev simuleret, gik ud på at lægge endnu et lag plast ud over sandet og suge luften ud, omtrent som i en vacuumpakket kaffepose.

»Det gjorde sandlaget stift som et bræt, så sandrevnerne blev endnu mere begrænsede. Og så steg virkningsgraden et par procent. Vi forventer, at de større forsøgsanlæg vil give lignende resultater,« siger han.

Klar til næste skridt

Det gode resultat betyder, at A & J Development, som de to idemænds lille firma hedder, nu er klar til næste fase. Der skal nu søges om penge til et noget større - og noget dyrere - udendørs forsøg på 50 x 50 meter. Det skal foregå ved et nedlagt teglværk, som Sønderborg Kommune har stillet til rådighed.

Et 50 x 50 meter anlæg vil kunne oplagre 34 kWh. Omkostningerne forventes at løbe op i 4 - 6 millioner kroner. Pengene bliver ansøgt hos Energinet.dk.

Asger Gramkow har allerede fået henvendelser fra Irlændere og Spaniere, der ønsker at købe teknikken. Eksempelvis har et meget stort, spansk entreprenørfirma henvendt sig for at komme i betragtning til de omfattende byggearbejder, der kan forventes, når systemet bliver skaleret op i kraftværksstørrelse.

Kommentarer (70)

Et 50 x 50 meter anlæg vil kunne oplagre 34 kWh. Omkostningerne forventes at løbe op i 4 - 6 millioner kroner. Pengene bliver ansøgt hos Energinet.dk

En Tesla roadster koster under en million, den har omkring 45 kWh batteri, kunne man ikk bare købe 4-6 af dem i stedet for, og så pille batterierne ud ?, så havde man et noget større lager - der ganske vist ikke kan holde til helt så mange cykler, men alligevel ?

Eller sagt med andre ord: Hvad vil et lager komme til at koste, hvis man går op i en skala, hvor det rent faktisk kan bruges til noget mere end at gemme 2 dages forbrug til en husstand (på et areal der er 2 parcelhusgrunde) ? - eller er der tale om en regnefejl i artiklen (de 34 kWh)

mvh Flemming

  • 0
  • 0

En Tesla roadster koster under en million, den har omkring 45 kWh batteri, kunne man ikk bare købe 4-6 af dem i stedet for, og så pille batterierne ud ?, så havde man et noget større lager - der ganske vist ikke kan holde til helt så mange cykler, men alligevel ?

Er der ikke noget med, at du er involveret i noget bølgeenergi (eller husker jeg galt)?

Hvor mange kWh energi er der kommet ud af de penge, indtil nu?

Kunne der være kommet flere kWh ud af at installere en færdigudviklet vindmølle? ;-)

  • 0
  • 0

der ganske vist ikke kan holde til helt så mange cykler, men alligevel ?

Jo tror jeg faktisk de kan, membranen i det der balloner bliver jo slidt og nedbrudt over tiden når de er gravet ned under klitterne. Har svært ved at se et materiale som skulle kunne holdet til det i flere år.

Der hvor fordelen ligger er at man slipper for at bruge dyrt lithium som er en begrænset ressource.

  • 0
  • 0

@Søren:

Er der ikke noget med, at du er involveret i noget bølgeenergi (eller husker jeg galt)?

Ja - det gør du - HELT galt ;o)

Jeg går ind for vind - i det omfang, man kan lagre overskydende energi e.g. i pumped storage i Norge (eller i andre RENTABLE lagerformer) - ellers er jeg i den grad til KK.

  • 0
  • 0

Jeg holder på regnefejl... Havvindmøller leverer gerne 3 MW i god vind. Med en virkningsgrad på 85% vil energien fra en havvindmølle fylde et 50m x 50m lager på

(1) 34 kWh = 122,4 millioner Ws
(2) 3 MW x 85 % = 2,55 millioner Ws i sekundet

(1) / (2) = 48 sekunder..

Men hvorfor er det, vi ikke arbejder med store åbne bassiner i 30 meters højde over skrænterne langs Vesterhavskysten? Vil 30 m. vandfald ikke kunne skabe et tilstrækkeligt vandtryk? Og vil et åbent bassin ikke være billigere at vedligeholde i længden?

  • 0
  • 0

Hvorfor laver man ikke bare en "stor" inddæmning af noget af vores hav, og derefter lave en "omvendt" norsk sø model. DVS. pumper vandet ud når der er strøm nok, for derefter at lukke vandet (havet) ind når vi skal bruge støm.

  • 0
  • 0

Ja - det gør du - HELT galt ;o)

Så beklager jeg :-))

Så spørger jeg på en anden måde: gik du først ind for vind, da teknologien blev rentabel og moden?

  • eller accepterede du også, at der var en fase, hvor de samme kWh kunne være købt billigere?
  • 0
  • 0

Eller sagt med andre ord: Hvad vil et lager komme til at koste, hvis man går op i en skala, hvor det rent faktisk kan bruges til noget mere end at gemme 2 dages forbrug til en husstand (på et areal der er 2 parcelhusgrunde) ? - eller er der tale om en regnefejl i artiklen (de 34 kWh)

  • 0
  • 0

Jeg har lige ringet til direktør Asger Gramkow for at få opklaret, om der er tale om en regnefejl i forbindelse med de nævnte 34 kWh i et 50 x 50 meter anlæg. Hans svar er, at der kun er tale om forsøgsanlæg, som er temmelig langt fra de endelige komponentvalg. I dette forsøg skal der eksempelvis bruges en standard Grundfoss pumpe, som overhovedet ikke ligner den pumpe/turbine, der skal bruges i et kommercielt anlæg. Under forsøgene, som kun skal vise, om ideerne virker, og om virkningsgraden holder, er det ikke nødvendigt at pumpe ballonen op til optimal kapacitet.

mvh. Kent Krøyer, journalist

  • 0
  • 0

Har svært ved at se et materiale som skulle kunne holdet til det i flere år.

Jeg vil nu mene at et ganske almindeligt bildæk udsættes for væsentligt større belastninger og påvirkninger, og afhængigt af hvor mange km asfalt de tilbagelægger pr år, kan de jo holde i ganske mange år, udsat for store forandring i tryk/træk, temperaturer og UV-lys, som dette membran slet ikke kommer i nærheden af.

Det problem jeg stadig ser, er hvordan man får ballonen til at pumpe sig jævnt op under sandet hver gang. Opstår der en bule et sted, vil sandet jo glide af denne, og fordele sig ujævnt over membranet, og belastningen vil fremover koncentrere sig på denne del af membranet.

  • 0
  • 0

Et fuldskalaanlæg på 500 x 500 m vil kunne lager 200 MWhr

(Energi der kan lageres stiger i 4. potens med størrelsen af anlægget. Dvs. når f.eks. alle længde mål på et given anlægsstørrelse fordobles, vil energien der kan lageres blive 16 gange større.)

Prisen pr. kWhr lagerkapacitet, på et fuldskalaanlæg vil, være ca. 1300 kr.

Under forudsætningen, at energilageret op og aflades en gang i døgnet i 300 dage om året, vil et fuldskalaanlæg være økonomisk rentabel, hvis det er muligt at få 30 øre for at lager en kWhr.

  • 0
  • 0

Jeg har lige ringet til direktør Asger Gramkow for at få opklaret, om der er tale om en regnefejl i forbindelse med de nævnte 34 kWh i et 50 x 50 meter anlæg. Hans svar er, at der kun er tale om forsøgsanlæg, som er temmelig langt fra de endelige komponentvalg. I dette forsøg skal der eksempelvis bruges en standard Grundfoss pumpe, som overhovedet ikke ligner den pumpe/turbine, der skal bruges i et kommercielt anlæg. Under forsøgene, som kun skal vise, om ideerne virker, og om virkningsgraden holder, er det ikke nødvendigt at pumpe ballonen op til optimal kapacitet.

mvh. Kent Krøyer, journalist

Det er jo alt sammen fint nok, men valg af komponenter (så som pumper) ændrer jo ikke på fysikkens love. Jeg har ikke regnet efter, hvor mange kWh, der går til at løfte 5050[25?] meter sand ??meter, da disse parametre ikke er oplyst - det er mere den slags, der kunne være interessant at få belyst - end noget så trivielt som valg af pumper.

Hvad er løftehøjden og hvor tykt er sandlaget i den endelige version ?

I forhold til "pumped storage", må systemet da lide nederlag, da "faldhøjden" aldrig kan blive særlig stor, og selv om sand vejer dobbelt så meget som vand, så spiller faldhøjden jo stadig en ret stor rolle.

Hvis tallene er rigtige, og vi VIRKELIG taler 34 kWh / 2500 m2, kan jeg slet ikke få det til at hænge sammen.

mvh Flemming

@Søren: Jeg var som elektrikerlærling i 1979 med til at opstille en af de allerførste (nyere) vindmøller i Danmark - det var en kæmpe på hele 22 kW ;o) - m.h.t. økonomien i det, hænger vind selvfølgelig slet ikke sammen i forhold til KK, men debatten styres jo også af mange mere emotionelle parametre ;o)

  • 0
  • 0

Et fuldskalaanlæg på 500 x 500 m vil kunne lager 200 MWhr

(Energi der kan lageres stiger i 4. potens med størrelsen af anlægget. Dvs. når f.eks. alle længde mål på et given anlægsstørrelse fordobles, vil energien der kan lageres blive 16 gange større.)

Prisen pr. kWhr lagerkapacitet, på et fuldskalaanlæg vil, være ca. 1300 kr.

Under forudsætningen, at energilageret op og aflades en gang i døgnet i 300 dage om året, vil et fuldskalaanlæg være økonomisk rentabel, hvis det er muligt at få 30 øre for at lager en kWhr.

Dine tal forudsætter, at ALLE dimensioner 10-dobles - INKLUSIVE løftehøjde og lagtykkelse på sand. Nu fremgår det ikke nogen steder, om de 25 meter sandlag, der er nævnt i teaseren på ing.dk' forside er for 50*50 meter versionen, men et lag på 250 meter vil kræve enten en del gravearbejde nedad eller skabelsen af Danmarks højeste "bjerg" (som så ovenikøbet varierer temmeligt meget i højden afhængig af vinden) ;o)

  • 0
  • 0

»Vi skal sammenligne os med et norsk pumpelager i en højtliggende sø. Her er den totale energieffektivitet lidt over 85 procent,« siger direktør Asger Gramkow, som er den ene af de to idemænd bag projektet.

Er der ikke noget helt galt her eller er det virkeligt muligt at opnå 85% virkningsgrad på et pumpelager?

  • Der er tab i pumpen der løfter vandet.
  • Der er friktionstab i rør/kanaler både på vej op og på vej ned
  • Der er tab i turbinen og generator
  • Der er tab i form af fordampning af vand fra det højt liggende sø. Måske opvejes dette tab af nedbør?

Umiddelbart vil jeg ikke tro, at man kommer i nærheden af 85%.

  • 0
  • 0

Er der ikke noget helt galt her eller er det virkeligt muligt at opnå 85% virkningsgrad på et pumpelager?

"- Der er tab i pumpen der løfter vandet."
Ja, 5-8% for veludviklede motorer og generatorer.

"- Der er friktionstab i rør/kanaler både på vej op og på vej ned"
Nej, Kanalen er dimensioneret til bare at være en del af reservoiret. Det er vandtrykket før turbinen (i bunden af kanalen), der bestemmer.

"- Der er tab i turbinen og generator"
Turbinen; marginalt - Generatoren; 5-10%, ligesom pumpen.

"- Der er tab i form af fordampning af vand fra det højt liggende sø. Måske opvejes dette tab af nedbør?"
Det gør det, ja, og hvis der er overskud, hedder det vandkraft.

I Norge er stort set alle pumpekraftlagre vandkraft-magasiner (opdæmmede vandløb eller bjergsøer med naturligt tilløb), hvor der er tilføjet pumpe ved et nedre magasin, så der kan pumpes vand op i tørkeperioder, og når der kan importeres billig energi.

I Tyskland, ikke langt fra grænsen, har de pumpekraftlagre, der er anlagt på bakketoppe, uden vandtilløb. Om nedbøren opvejer fordampningen fra disse, vil jeg tro, ligesom hvis vi anlægger et bassin i DK, vil der også med tiden komme til at stå vand i det.

I Portugal anlægger man lignende lagre. Disse vil måske ikke få nedbør nok, med mindre man henter lidt fra det nærmeste vandløb.

Ved pumpekraftlagre, anlagt i havet (Kema's energi-ø), forventes på den rigtige side af 80% effektivitet.

Her er jo tale om lagring, vha sænket vandstand indenfor en ringdæmning. Alt hvad der kan trænge ind i magasinet af vand, er derfor tab af effektivitet, hvadenten det kommer ind som nedbør, eller siver op gennem bunden pga det lavere tryk.

I forhold til dette, er det til enhver tid rimeligt at regne med mindst 80% og 85% optimalt.

  • 0
  • 0

Anholt møllerne på 400 nominelle megawatt er tilbudt til 13 milliarder kr.
Regner vi med en virkningsgrad på 42%, 30 års afskrivning og 4% rente p.a. -hvem ville sætte sine egne penge i et projekt med et mindre afkast? - bliver kapitaludgiften alene 51 øre/kWh.
Enhver, der har gidet følge variationerne i vindkraft vil begribe, at i det øjeblk produktionen af vindenergi bliver mere end marginal, må lagringsomkostningerne indregnes i prisen for vindenergi.

Så "rentabilitet" bliver noget meget relativt.

F. eks. kan man om Ringhals på http://www.vattenfall.se/sv/ekonomi_63818.htm
læse

"2009 var vår produktionskostnad cirka 25 öre/kWh, vilket är något högre än genomsnittsåret till följd av årets låga produktionsresultat".

MAn har nemlig ofret en del penge på at modernisere og udbygge kapaciteten, så reaktorerne kan holde i endnu 20-30 år.

25 öre svarer til 20 danske øre, og 25 procent af prisen er "Effektskat", så vi ender med en fremstillingsomkostning på 15 øre/kWh.

Indrømmet. Under de samme afskrivningsforudsætninger, men dog med indregning af byggerenter bliver elprisen ialt fra et nyt kernekraftværk et sted mellem 23 og 30 øre/kWh. Og så leveres strømmen ikke som vinden blæser.

Og nu er spørgsmålet hvordan kan en elproduktion til en elpris på langt over 50 øre/kWh være RENTABEL, når konkurrenterne kan levere til under det halve?

Jeg kan til nøds finde mig i, at vankundige tror, at vindkraft er en del af løsningen. Men svindel med ordbør ikke accepteres.

  • 0
  • 0

Mit forslag er bly i vingerne. Ved vindstille bliver de ved at snurre i lang tid.

Ja, det er jo meget godt. Problemet er bare at der så skal højere vindhastighed til at få møllevingerne til at snurre. I dag begynder de at snurre ved 4 m/s.

  • 0
  • 0

Pumped storage bruges hovedsageligt til balancering af grundlastværker som kul- og atom, som ikke kan følge med forbruget op og ned.
http://en.wikipedia.org/wiki/Pumped-storag...

Det er nyt at bruge det til intermittent produktion.

Det er iøvrigt en misforståelse at sammenligne grundlastværker med intermittente, for de hører til i hver sin ende af el-spektret og opfylder dermed forskellige opgaver.

Rotor med ekstra vægt bruges i eksperimentelle Slowed Rotor flyvemaskiner, som Ing skrev om i http://ing.dk/artikel/85560-den-flyvende-f...

  • 0
  • 0

Jeg har lige ringet til direktør Asger Gramkow for at få opklaret, om der er tale om en regnefejl i forbindelse med de nævnte 34 kWh i et 50 x 50 meter anlæg. Hans svar er, at der kun er tale om forsøgsanlæg, som er temmelig langt fra de endelige komponentvalg. I dette forsøg skal der eksempelvis bruges en standard Grundfoss pumpe, som overhovedet ikke ligner den pumpe/turbine, der skal bruges i et kommercielt anlæg. Under forsøgene, som kun skal vise, om ideerne virker, og om virkningsgraden holder, er det ikke nødvendigt at pumpe ballonen op til optimal kapacitet.

mvh. Kent Krøyer, journalist

Se, det er service. Fedt.

Jeg kune dog godt tænke mig at se deres beregninger på hvilke mål der realistisk set kan nåes.

  • 0
  • 0

Der er friktionstab i rør/kanaler både på vej op og på vej ned"

Nej, Kanalen er dimensioneret til bare at være en del af reservoiret. Det er vandtrykket før turbinen (i bunden af kanalen), der bestemmer.

Bevæger vandet sig i rørene??? Hvis ja, er der vel friktion.

  • 0
  • 0

Jeg finder det stadig misvisende at anvende betegnelsen "RENTABEL" om projekter, der kun kan betale deres omkostninger med hjælp fra en statsmagts voldsapparat.
Og forøvrigt mener jeg, at ordentlige mennesker ikke sætter deres penge i den slags projekter.

  • 0
  • 0

Hvorfor ikke optimer kompresset luft tank ved hver vind mølle, et mindre system til enhver vind mølle for kompresset luft til industri eller el og varme til fjernvarme system. det er meget godt erhvervs Phd i hvert fald. Vi har kompetencer både i termodynamiks, udlinear flow og materiel videnskab i Als.

  • 0
  • 0

Mit forslag er bly i vingerne. Ved vindstille bliver de ved at snurre i lang tid.

Vi ønsker KUN at lagre energi når der er masser af vind, og det er ikke tilfældet her. Der er andre lagringsmuligheder, baseret på kinetisk energi, som er smartere - f.eks. store tunge svinghjul.

  • 0
  • 0

Blyvinger - god joke!
Meeen forslaget er nu ikke helt tosset. Blyet skal bare erstattes af beton, og så skal det i stedet indbygges i et vandretliggende gigantisk mother fu***** stort svinghjul. Det er vel ikke urealistisk, at man kunne bygge et svinghjul med en diameter på 400-500 meter, hvis den blev opbygget af præfabrikerede moduler?
Hvordan skulle den så være lejret? Hmmm kunne dens enorme vægt ikke bæres (centralt) af en form for vand- eller olieleje? Og så skulle den styres mod egensvingninger af nogle aksialt og radialt monterede ruller rundt langs periferien.

P.S. Hmmm gad vide om Jordens akse ville begynde at woble pga. gyroeffekten ;-)

Ricky

  • 0
  • 0

Det gjorde sandlaget stift som et bræt, så sandrevnerne blev endnu mere begrænsede. Og så steg virkningsgraden et par procent.

Så er der jo ikke langt til tanken om at støbe en god tung betonplade i stedet, og så slippe for al bøvlet med sand, der måtte samle sig forkerte steder eller falde ned af siderne på hoppepuden.
Hermed er ideen skåret ned til alene at bestå i en fiks måde at hæve en masse på, og få beliggenhedsenergien retur igen ved at sænke den.
Men kan det gøres med god virkningsgrad og simpel "mekanik" som beskrevet, så er det da også fint nok.

  • 0
  • 0

Det lyder meget teoretisk, upraktisk, dyrt og farligt
Brint diffunderer gennem plast og gummimaterialer med varierende hastighed og skaber en explosionsfarlig luft omkring overfladen.

Det er en bedre ide at anvende brint til at lagre den som kemisk energi ved feks at brinte kul til kulbrinter (gl. tysk opfindelse) eller CO2 til metan der kan sendes direkte ind i naturgasnetter.

  • 0
  • 0

Jeg vil nu mene at et ganske almindeligt bildæk udsættes for væsentligt større belastninger og påvirkninger, og afhængigt af hvor mange km asfalt de tilbagelægger pr år, kan de jo holde i ganske mange år, udsat for store forandring i tryk/træk, temperaturer og UV-lys, som dette membran slet ikke kommer i nærheden af.

  1. Et bildæk kan heller ikke tåle store gentagende tryk variationer.

  2. Bildæk har en mindre sjov tildens til at blive "skørt" af at blive vådt, hvilket gør at små sten har lettere ved at arbejde sig ind i dækket og punkterer det.

  • 0
  • 0

Indrømmet. Under de samme afskrivningsforudsætninger, men dog med indregning af byggerenter bliver elprisen ialt fra et nyt kernekraftværk et sted mellem 23 og 30 øre/kWh. Og så leveres strømmen ikke som vinden blæser.

Og nu er spørgsmålet hvordan kan en elproduktion til en elpris på langt over 50 øre/kWh være RENTABEL, når konkurrenterne kan levere til under det halve?

Jeg kan til nøds finde mig i, at vankundige tror, at vindkraft er en del af løsningen. Men svindel med ordbør ikke accepteres.

Prøver du dermed at dække over, at du gerne accepterer svindel med tal?

Du tager de rå produktionsomkostninger, og så dividerer du den årlige rente af den rå byggepris og dividerer med den årlige produktion i kW, og lægger oveni.

Det er i grunden helt OK - hvis bare du havde gjort det samme for vindmøllen, inden du sammenlignede!

  • 0
  • 0

  1. Et bildæk kan heller ikke tåle store gentagende tryk variationer.

Det øverste membran er udsat for ret konstant tryk, pga de 25m sand der skal ligge ovenpå. Det bliver jo ikke i sig selv tungere af at blive løftet 7m op af vandet nedenunder.

Det skal blot strække sig nogle få % hver gang det pumpes op.

Det nederste membran skal bære vægten af både sandet og vandet. Dvs ca 5 kg/cm2 fra sandet og fra 0-0,7 kg/cm2 fra vandet. = en variation på 14%.

  1. Bildæk har en mindre sjov tildens til at blive "skørt" af at blive vådt, hvilket gør at små sten har lettere ved at arbejde sig ind i dækket og punkterer det.

Gummi bliver ikke skørt af vand. Grunden til at skarpe småsten lettere trænger trænger igennem gummi, når det er vådt, er at friktionen mindskes. Vandet virker m.a.o. som skæreolie.

Nu er der jo hverken sand eller småsten på den våde side af membranerne.

Ydersiden kan måske blive våd af nedbør, trods et sandlag på 25m, men der er slet ikke den samme dynamiske påvirkning til at presse stenene igennem, som der er ved et bildæk der ruller, belastet af bilens vægt mod en hård vejbelægning.

En lille skarp sten, der bliver tiltet op på højkant, idet dækket skubber lidt vand foran sig. Så har stenen kun én vej: op i dækket.

Fladetrykket mellem vej og dæk, er ganske vidst kun 2-3 bar i snit, men det stiger mangfoldigt der hvor stenen trykker, dels fordi dækket ikke er fleksibelt nok til at fordele trykket udenom stenen, dels som følge af inertien af den fart dæk/bil møder stenen med.

Ved membranet må det altid være lettere for den samme sten, at trænge op mellem de andre småsten i sandet.

Men jeg kan sagtens følge din bekymring, for det må sq være irriterende at skulle grave 25m sand af, hele membranet hver gang det skal lappes! ;-)

  • 0
  • 0

Et 50 x 50 meter anlæg vil kunne oplagre 34 kWh. Omkostningerne forventes at løbe op i 4 - 6 millioner kroner.

50 bilbatterier kan rumme 34 kWh. De kan købes for 20000 kr.

Der er noget der ikke stemmer.

  • 0
  • 0

[quote] Et 50 x 50 meter anlæg vil kunne oplagre 34 kWh. Omkostningerne forventes at løbe op i 4 - 6 millioner kroner.

50 bilbatterier kan rumme 34 kWh. De kan købes for 20000 kr.

Der er noget der ikke stemmer.[/quote]

Læs det allerførste indlæg i tråden ;o))

mvh Flemming

  • 0
  • 0

Men jeg kan sagtens følge din bekymring, for det må sq være irriterende at skulle grave 25m sand af, hele membranet hver gang det skal lappes! ;-)

Hehe, ja så bliver det hurtigt dyrere, hvis det er en gentagende begivenhed:) Men nu er det jo heller ikke sikkert de faktisk vil bruge gummi, kan jo godt være der er et nyt højteknologisk plastisk materiale som er endnu bedre egnet.

Feks. kunne man forestille sig noget ala det fiberforstærkede materiale der bliver brugt i letvægts gasflasker idag. Men det er nok noget der kræver mange forsøg for at finde det materiale der er bedst egnet og holder bedst over tid.

  • 0
  • 0

[quote]50 bilbatterier kan rumme 34 kWh. De kan købes for 20000 kr.

Der er noget der ikke stemmer.

Læs det allerførste indlæg i tråden ;o))

mvh Flemming[/quote]
Sigtet med projektet er at et kommercielt anlæg kunne se ud som dette http://ing.dk/artikel/102512-energilagring... på 450x450m

Hvis membranet lægges ud på stranden, i niveau 1,5 m over havoverfladen, så er middel løftehøjde 5 m, idet regulerhøjden er 7 m.

Når der læddes 25 m sand ovenpå, med dobbelt massefylde af vand, så svarer det til at øge løftehøjden 50 m, til ialt 55 m.

Formlen for beregning af vandmagasiners kapacitet:

55 {m løftehøjde} x 7 {m regulerehøjde} x 202.500 {m2 areal} x 2,72 = 212 MWh.

Et 60 Ah blysyrebatteri ville svare til 0,7 m2 membran. M.a.o., der skulle 300.000 bilbatterier til.

Om disse er billigere, end at rulle membranet ud og lægge 25 m jord på, og forbinde med pumpen, ved jeg ikke, men jeg ved membranet tåler mange gange flere ladecykler og formentligt noget længere levetid, og så er miljøbelastningen betydeligt lavere end med blysyrebatterier.

Derfor kan det sagtens være alt for dyrt alligevel, men at begynde at indregne hvad gutterne her får at leve maf, mens de eksperimenterer med det, kan jeg ikke se skal sammenlignes med prisen på bilbatterier.

Jeg mener at membranløsningen er sammenlignelig med Kema's energiatol, som jeg i øvrigt også tror er en alt for dyr løsning. Foreløbig har Kema-atollen nok allerede modtaget en del flere millioner, uden at have lagret en eneste Wh, endsige genereret andet end papir.

Den eneste energilager-løsning jeg kan få øje på, på dansk grund, som muligvis kunne være rentabel, er at installere AA-CAES i vore salthorste. Det kræver dog først at GE får deres kompressorer til at kunne tåle den nødvendige arbejdstemperatur, hvilket der pt arbejdes på.

Ellers er jeg godt tilfreds med at vi kan benytte de eksisterende skandinaviske vandmagasiner via udveksling af energi (ikke direkte lagring), veksle med biomasse og benytte overskydende energi til fremstilling af samme, lagre energi vha elpatroner og varmepumper i vores fjernvarmesystem, udnytte fleksibelt elforbrug osv osv, som alt sammen kan være del af en samlet rentabelt løsning.

  • 0
  • 0

Det lyder meget teoretisk, upraktisk, dyrt og farligt
Brint diffunderer gennem plast og gummimaterialer med varierende hastighed og skaber en explosionsfarlig luft omkring overfladen.

Så læg en ekstra membran ovenpå, og udnyt den opsivende brint.

  • 0
  • 0

[quote]Der er friktionstab i rør/kanaler både på vej op og på vej ned"

Nej, Kanalen er dimensioneret til bare at være en del af reservoiret. Det er vandtrykket før turbinen (i bunden af kanalen), der bestemmer.

Bevæger vandet sig i rørene??? Hvis ja, er der vel friktion.[/quote]
Forestil dig en opdæmmet sø, hvor turbinen er installeret i bunden af dæmningen. Her løber vandet nærmest direkte fra bunden af søen og ind i turbinesneglen, via indgangsforsnævringen, som er dimensioneret til at omsætte vandtrykket i bunden af søen, til den masse*hastighed der driver turbinen i det optimale moment og omdrejningstal.

I denne del af systemet, findes den friktion, der er værd at tale om i den sammenhæng, og som indgår i de 15-20% tab der typisk gælder for pumpekraft. Den energi der måtte tabes pga vandets bevægelse indenfor dæmningen, er nærmest kun teoretisk, men indgår selvfølgelig også.

Dæmningskraftværker er dog typisk forsynede med rør, fra forsnævringen og op til den nederste del af regulerehøjden, så filtre og sluser er tilgængelige.

Ligeledes, når der er tale om en bjergsø med få meters dybde, placeret oppe i 500 m højde over turbinen, sørger man for enten at trække nogle rør, hvor diameteren er tilstrækkeligt større end indgangsforsnævringen, til at trykfaldet inden forsnævringen er minimal, eller at sprænge en kanal ned gennem bjerget, som ligeledes er stor nok til at trykfaldet er ubetydeligt.

(Tyndere kanaler kan man vel næppe heller sprænge ?).

Man kan sige at søen er gravet dyb nok, lige på det sted, til at nå helt ned i niveau med turbinen.

  • 0
  • 0

Jo dybere jo mere tryk

... og jo højere skal du pumpe vandet op = ingen forskel.

Du er nødt til at variere vandstanden eller flytte noget vand (eller andet) op eller ned i en position, uden en tilsvarende mængde vand flyttes ned, for at lagre energi med vand.

  • 0
  • 0

De svenske atomkraftværkers driftsomkostninger er kendt. De oplyses på internettet.
Det er lidet tænkeligt, at driftsomkostningerne ikke skulle være lavere på et nykonstrueret værk.
Problemet opstår ved beregning af kapitalomkostningerne. Skal man indrenge inflation og skat, og i givet fald hvordan. Og hvilken rentefod.
Bør kernekraft belastes med en højere rente fordi Tjernobyl sprang i luften med alvorlige følger ogTremileøen smeltede ned med alvorlige tab af investorernes penge.

Jeg mener et sted at have set, at 300 MWår kulkraft koster en minearbejder livet. Kulrøg skulle også være skadeligt. Så uheldet på Treemileøen har altså kostet masser af menneskeliv, som følge af at kulkraft slår mange flere mennesker ihjel end kernekraft.

Jeg kender ikke noget tal for gaskraft, men man læser jævnligt om følk, der dør af gasbrande og -eksplosioner.

I øvrigt har jeg i de private beregninger jeg har prøvet at udføre på ingen måde glemt byggerenter, men jeg har set bort fra skat og inflation.

Og stadigvæk kommer jeg til ca. det samme resultat, som man f.eks. kan se i Vattenfalls "Årsredovisning fra 2007."

Derimod har jeg gjort en forudsætning, som kan anfægtes, nemlig at jeg regner med en udnyttelsesgrad på 90%. Den holder naturligvis kun, under forudsætning af, at kernekraften får lov til at være gundlast.

Det vil kerekraft også kunne være i mange år frem i tiden.

Men vil vi være fri for fossile brændsler har vi tre muligheder for at få dækket vort energibehov på ca. 27 GW brutto og ca. 21 GW netto.

Vind, biomasse og kernekraft.

I 2009 leverede vinden 0,78 GW, Energistyrelsen opgør biomassepotentialet til 5 GW (165 PJ/år). Tilsammen knap 6 GW. Kan et menneske ved sine fulde fem virkelig forestille sig, at vindkraften kan udbygges til at levere de resterede 15 GW?

Men det kan kernekraften utvivlsomt, forudsat vi kan finde ud af intelligent anvendelse af al den elektricitet.

Iøvrigt vil jeg gerne vise mine beregninger. Du kan sende mig din mail adresse eller ringe mig op, så vi kan diskutere på basis af beregninger, der desværre ikke kan vises på denne hjemmeside.

Jeg bor i Grenaa. Så adresse og telefonnummer er til at finde.

  • 0
  • 0

Når nu vi får udført det påbegyndte kabelprojekt, der går fra Frankrigs KK, via Belgien/Hollands vindkraft og store elforbrug, via Tysklands vindkraft, videre til DK, for at slutte i Norge, så er det vel vanskeligt at forestille sig, det lidt naturstridige at vi i DK skulle få ret megen glæde af at lagre el i højdesystemer.?

Kabelprojektet er netop påbegyndt med en forbindelse mellem DK og Holland, hvor der undervejs bliver mulighed for indkobling af nye tyske vindmøller, ifølge Kim Behnke, Energinet.DK.

  • 0
  • 0

Dine tal forudsætter, at ALLE dimensioner 10-dobles - INKLUSIVE løftehøjde og lagtykkelse på sand. Nu fremgår det ikke nogen steder, om de 25 meter sandlag, der er nævnt i teaseren på ing.dk' forside er for 50*50 meter versionen, men et lag på 250 meter vil kræve enten en del gravearbejde nedad eller skabelsen af Danmarks højeste "bjerg" (som så ovenikøbet varierer temmeligt meget i højden afhængig af vinden) ;o)

Hvorfor ikke nøjes med at lægge måtter foran Råbjerg Mile - vinden blæser med tiden 20 meter sand oven på dem ;-)

http://da.wikipedia.org/wiki/R%C3%A5bjerg_...
Citat: "...
Milen indeholder 3,5 millioner m³ sand[2], dækker et areal på ca. 1 km² og har en højde omkring 20 m, hvilket bringer milens højeste punkt 40 m over havoverfladen[3]. Siden år 1900 har den rykket sig 1500 m mod øst, og i dag bevæger den sig med gennemsnitligt 15 m året, hvilket vil betyde, at den om 100-200 år vil have dækket hovedvejen til Skagen. Træer og andet, som bliver dækket af milen, dukker op på den anden side efter omkring 40 år, når milen har passeret.
..."

Er levetiden ca. 30-40 år kan resterne samles op - intet miljøsvineri ;-)

Råberg Mile ville så være blevet helt grøn ;-) - og vil så blive en endnu større turistmagnet grundet elevatoreffekten.

-

Dette samme kan vel gøres i Sahara.

  • 0
  • 0

Sandbanker flytter sig også, så nogle overdimensionerede vandmadrasser de rette steder, og sandet vælter ned over dem med tiden:

http://da.wikipedia.org/wiki/Sandbanke
Citat: "...
En sandbanke er en ansamling af sand eller grus i en flod, et Floddelta eller en kystzone. Banken kan være med eller uden vegetation, og ofte vandrer den sådan, at den eroderes på den ene side, og øges på den anden side.
...
Søkort markerer sådanne landformer som grunde, men de er ofte vanskelige at lokalisere, da de flytter sig.
..."

  • 0
  • 0

De svenske atomkraftværkers driftsomkostninger er kendt. De oplyses på internettet.

Det gør et stort antal vindmøllelaugs regnskaber også. Herunder også havmølleparker, eksempelvis Samsø Havmøllepark, som jo er direkte sammenlignelig med Anholt.

Det er lidet tænkeligt, at driftsomkostningerne ikke skulle være lavere på et nykonstrueret værk.

Så må de jo også være lavere på Anholt end på Samsø.

Problemet opstår ved beregning af kapitalomkostningerne. Skal man indrenge inflation og skat, og i givet fald hvordan.

Ja! Især hvis skatten skal dække eksterne omkostninger, så som civilt og millitært beredskab og tilsyn, hvis dette varetages af det offentlige.

Og hvilken rentefod.
Bør kernekraft belastes med en højere rente fordi Tjernobyl sprang i luften med alvorlige følger ogTremileøen smeltede ned med alvorlige tab af investorernes penge.

Ja, spørg endelig banken eller aktionærerne om det!

For du mener vel ikke, at hvis de ikke vil løbe risikoen, uden at forlange en høj rente, så skal staten?

Udover de risici du nævner, er også risikoen ved at anlægsprisen sjældendt er fast og ubetinget, men at der tages en masse forbehold for fx råvarepriser, flaskehalse i supplychain, inflation og forsinkelser.

Og ikke mindst er der risikoen for stigende brændselspriser, og alt hvad man kunne forestille sig ville få indflydelse på indtjeningen, 50-70 år frem i tiden.

Endelig er der den allervigtigste faktor, som du behændigt overser i din sammenligning mellem Ringhals' driftsregnskab og Anholts koncessionspris; PROFIT

Det er meningsløst at sammenligne en nyprojekteret havvindmøllepark med eksisterende atomkraftværker, når du ikke aner hvad en investor ville forlange i prisgaranti i dag, for at opføre og drive et atomkraftværk i Danmark.

Når man i England og Tyskland, og nu også Danmark, for tiden tilbyder prisgarantier, der giver 50-60 øre/kWh i ren fortjeneste, ved at opføre havmølleparker, så bør du som minimum regne med samme fortjeneste, hvis de samme elproducenter skulle vælge at investere i atomkraft fremfor havvindmøller.

Denne fortjeneste skal du lægge oveni både forrentning og afskrivning af alle kapitalomkostningerne, samt de driftomkostninger du kender. Og derudover er der jo kommet en række nye krav, så som sikkerhedsstillelse af et milliardbeløb, for hver reaktor man driver, hvilket koster yderligere renter.

De samfundsmæssigge omkostninger, så som civilt og militært beredskab, det medfører at anlægge atomkraft i Danmark, sammenlignet med vindkraft, bør jo nok også dækkes ind via "effekt-skat" el.lign., som atomkraftudbyderen jo kun kan betale, ved at kræve en tilsvarende højere prisgaranti.

Og sådan skal det også være, for så ved man hvad det koster, og kan sammenligne, i stedet for at mange af udgifterne, uvist af hvilken størrelse, er tørret af på skatteyderne, og vi helst kun får at vide hvad det koster at producere den næste kWh.

De store elproducenter vil jo sjældent ud med hvor stor en del af prisen der er profit. Når værket for længst er afskrevet, så er prisen for både vind- og atomkraft så lav, at det ikke er noget problem at score profit på elprisen alene.

Når der derimod skal opføres nyt, så skal der prisgarantier med tilskud til, og her vil de nødigt ud med, hvor meget af det der er profit.

Når Dong under udbudsrunden påstod at det ville koste 10 mia kr at opføre Anholt, så blev det aldrig specificeret hvad der kostede hvad og hvorfor. Man kunne bare acceptere deres pris eller lade være, for der var nemlig ingen andre der var i stand til at opfylde udbudsbetingelserne.

Derfor finder jeg det belejligt at man i stedet kan gå ind og læse Samsø Havmølleparks samlede anlægsbudget, som siger kr 24.459.750 pr mølle, som er af samme type (2,3 MW) og på samme type fundament, som Dong har planlagt at anvende, iflg oplægget. Parken blev opført i 2003 af belgiske Dreshen.

Korrigeret for inflation, svarer det til at Anholt max skulle koste 5,15 mia kr at opføre, alt inklusive. Især når man tager i betragtning, at SWP 2,3MW er billigere idag end i 2003, at Dong har en kæmpe rammeaftale med Siemens, med rabat på møllerne, og at Dong, med deres erfaringer, burde være i stand til at opstille møllerne billigere end Dreshen.

Resultet er at Samsø Havmøllepark er en rentabel forretning for ejerne, med en garantipris på kun 48 øre/kWh i 12.000 fuldlasttimer.

Det samme burde jo være rentabelt for Dong Energy, - men de forlanger ikke desto mindre 105 øre/kWh i 50.000 fuldlasttimer!

Udover det Samsø's ejere tjener pr kWh, så tjener Dong altså 57 øre/kWh ekstra for de første 12.000 fuldlasttimer (ca 15% af levetiden), og 75 øre/kWh ekstra for de efterfølgende 38.000 fuldlasttimer (ca 45% af levetiden).

Disse tal kan du jo lægge til de drifts- og kapitalomkostninger du kender for atomkraft, næste gang du sammenligner med Anholt. - For der er ingen tvivl om at Dong ville forlange dem, hvis de skulle investere i et atomkraftværk.

Ellers vil de hellere investere i en vindmøllepark i England eller Tyskland, som Dong truede med, hvis ikke Energistyrelsen accepterede deres udbudspris for Anholt.

  • 0
  • 0

500 m højde

Selv Himmelbjerget er ikke 500m.

Var det ikke lettere at skrotte vindmøllerne og satse på atomkraft? Den dag uranen er brugt op, kommer der vel fusionsenergi.

  • 0
  • 0

Søren Lund:

Det gør et stort antal vindmøllelaugs regnskaber også. Herunder også havmølleparker, eksempelvis Samsø Havmøllepark, som jo er direkte sammenlignelig med Anholt.

...

Når man i England og Tyskland, og nu også Danmark, for tiden tilbyder prisgarantier, der giver 50-60 øre/kWh i ren fortjeneste, ved at opføre havmølleparker, så bør du som minimum regne med samme fortjeneste, hvis de samme elproducenter skulle vælge at investere i atomkraft fremfor havvindmøller.

Ak ja. Det er utroligt hurtigt at vindmøllerne gik fra andelstanken med små laug til megaparker der kun kan bygges af nogle få energiselskaber der ved hvad de vil have for deres anstrengelser.

Der gemt en del ironi i det her. Kernekraft har altid fået skudt i skoene at der er centralistisk, monopoldannende og umuligt at koble ind på det danske transmissionsnet i sin nuværende form.

-Og det er præcis hvor vindkraften er på vej hen i dag. Energiselskaberne elsker det: Der er prisgarantier og flaskehalse i opstillingen, så de kan få hvad de forlanger i koncessionspriser.

Uanset hvor teknologiforelsket man kan være i vind- eller kernekraft, så er det klart at den nuværende form for "frit marked" ikke fungerer på almindelige konkurrencevilkår.

  • 0
  • 0

Uanset hvor teknologiforelsket man kan være i vind- eller kernekraft, så er det klart at den nuværende form for "frit marked" ikke fungerer på almindelige konkurrencevilkår.

Man kunne jo fx havde ladet være med at sætte en tidsfrist, som man udmærket godt vidste at kun et selskab kunne leve op til, og se hvad der så kom ud af det.

Hvis man gerne ville gøre noget ekstraordinært for at fremskynde udbygning af havmølleparker, så kunne man i stedet for strenge tidsfrister og trusler om voldsomme dagbøder, have tilbudt statsgaranterede lån, til de koncessionsdeltagere (eksempelvis Dreshen) der kunne tænke sig at investere i opstillingsfartøjer, så der bliver mere opstillingskapacitet og øget konkurrence til Dong og andre.

Men alt tyder på, at man ønskede at give Dong monopolet, og ekskluderede alle andre via udbudsbetingelserne.

  • Måske fordi staten ejer 77% af aktierne?

Dermed kan det jo også næsten være ligegyldigt, hvad Dong tjener, for pengene bliver jo i familien.

  • Men at bruge prisen som udtryk for havvindmøllers CoE er ren nonsens!
  • 0
  • 0

Søren Lund:

Men alt tyder på, at man ønskede at give Dong monopolet, og ekskluderede alle andre via udbudsbetingelserne.

  • Måske fordi staten ejer 77% af aktierne?

Dermed kan det jo også næsten være ligegyldigt, hvad Dong tjener, for pengene bliver jo i familien.

Det er selvfølgelig betænkeligt, at vindkraften skal udbygges på den måde og det er betænkeligt at DONG får det så let. Det er vel en slags kompensation for at deres kulkraft ikke kan tjene penge i dagens energimix.

Men der er intet alternativ til at tiltrække mølleopsættere. Dvs. de samme tre energiselskaber igen-igen.

Offshore vindkraftproduktion er i mistænkelig grad blevet centraliseret mod et monopolmarked, mens kernekraftproduktion så heldigvis har vist sig at kunne gå den modsatte vej og decentralisere ejerskabet baseret på andelsvirksomhed.

Måler du Danmarks store vindparker(inkl. Anholt) op mod Finlands Fennovoima med en 1250MW Kerena reaktor, så får du en MW-ejerfordeling der ser sådan her ud:
http://dl.dropbox.com/u/3879038/MW-ejerand...

Så kan det jo diskuteres om man skal betale dyre koncessioner for at få opsat de næste 6 parker i Anholt-størrelse, eller om forbrugerne kan nøjes med et ejerlod i en ~1200MW reaktor ligesom i Fennovoima. Her betaler du bare din andel, også ejer du en tilsvarende andel af produktionen. Det er der 20 andelhavere(63 hvis du splitter konsortierne op) der har fundet ud af. De vil hellere selv eje produktionen end de vil ud og handle på strømbørsen.

Sidstnævnte ide er selvfølgelig kætterisk her i Danmark, for det ville skabe reel konkurrence.

  • 0
  • 0

Som nævnt er det en misforståelse at sammenligne akraft og vindkraft, for de hører til i hver sin ende af el-spektret og opfylder forskellige opgaver. Akraft som ufleksibel grundlast, og vindkraft som tilskud der erstatter værker med middel til høj brændselspris.

Selv det kommende Nordsø-grid er for lille til at være egentlig grundlast, selvom det nærmer sig. Dertil kræves 2-3 uafhængige vejrsystemer.

  • 0
  • 0

Thomas Gade:

Som nævnt er det en misforståelse at sammenligne akraft og vindkraft, for de hører til i hver sin ende af el-spektret og opfylder forskellige opgaver. Akraft som ufleksibel grundlast...

Parlez-Vous Français?

  • 0
  • 0

Thomas Gade:[quote]Som nævnt er det en misforståelse at sammenligne akraft og vindkraft, for de hører til i hver sin ende af el-spektret og opfylder forskellige opgaver. Akraft som ufleksibel grundlast...

Parlez-Vous Français?[/quote]
Peu à peu. En CapFac under 80% og lukkede aværker i weekenden ( http://www.neimagazine.com/story.asp?story... ) hører med til historien, og det kunne jo forbedres med pumped storage som man gør med adskillige GigaWatt rundt om i verden.
Trådens emne er el-lagring, ikke sammenligning mellem a og vind.

  • 0
  • 0

Thomas Gade:

Peu à peu. En CapFac under 80% og lukkede aværker i weekenden ( http://www.neimagazine.com/story.asp?story... ) hører med til historien, og det kunne jo forbedres med pumped storage som man gør med adskillige GigaWatt rundt om i verden.
Trådens emne er el-lagring, ikke sammenligning mellem a og vind.

Godt! Så er vi enige om at Frankrig regulerer efter last, og de gør det på trods af de kunne bygge storskala pumped storage eller anden lagring i stedet. De finder det åbenbart billigere at forbrugstilpasse ved at udbyde billig nattetakst og køre kapacitetsfaktoren under energitilgængeligheden.

Det er en teknisk mulighed ved regulerbar kernekraft, og det har fungeret i flere årtier.

  • 0
  • 0

..godt hjulpet af eksport til Italien som grundet jordskælv ikke selv kan bygge akraft. At så få andre regulerer akraft kunne jo tyde på at det kræver en del, men måske vores naboer kan lære det engang med de kommende værker.

Akraft i Danmark har først og fremmest en politisk barriere at overvinde, og dernæst en teknisk i form af den fulde cyklus som Danmark formentlig er for lille til, og som andre lande end Frankrig åbenbart også har svært ved.

Der er ikke nogen der forestiller sig at vandballoner kan erstatte kulkraftværkerne, og a-regulering har dermed ikke relevans for Danmark og vindmøller. Akraft skal sammenlignes med kulkraft, ikke med møller.

  • 0
  • 0

Godt! Så er vi enige om at Frankrig regulerer efter last, og de gør det på trods af de kunne bygge storskala pumped storage eller anden lagring i stedet.

De bygger jo nogle kabler til de norske magasiner i stedet, ikke sandt!

Husk, at når et akraftværk lukkes ned for en weekend (eller en hel sommersæson), så er det fordi den pris de kan få for strømmen ikke engang rækker til at de få øre/kWh marginalomkostninger, det koster at holde værket i drift weekenden over!

Det er altså lige omkring den kWh-pris, alle de andre værker i landet får for at køre videre - og det er bestemt ikke morsomme forudsætninger at drive akraftværker under, og slet ikke at bygge nye akraftværker under.

Hvorfor tror du at Netop Frankrig er blandt de mest ivrige, blandt de 10 deltagerlande i Nordsø-grid-deklarationen?

Deres geografiske placering er jo lidt underligt afsides, i forhold til gridden, og den smule vindkraft de har planer om at bygge, kan de jo sagtens selv konsumere produktionen af.

  • Især når al deres atomkraft er så regulerbar, som du siger ;-)

Sagen er jo nok, at med forbindelse til så mange flere lande, eller snarere strømmens mulighed for at flyde lettere over et større område, giver det adgang til større afsætningsmuligheder, som forhåbentligt bringer deres CF op.

Men det øger jo også konkurreren mod alle de nordeuropæiske atomkraftværker, om at afsætte i lavforbrug, så nogle af disse måske også skal til at stoppe i weekenden.

Det giver da billigere strøm til os om sommeren, hvilket vindmøller ikke er så følsomme overfor som et nyt akraftværk vil være.

  • 0
  • 0

Akraft i Danmark har først og fremmest en politisk barriere at overvinde, og dernæst en teknisk i form af den fulde cyklus som Danmark formentlig er for lille til, og som andre lande end Frankrig åbenbart også har svært ved.

Fuld cyklus er der ingen fremtid i for Danmark. Men et par værker hvor alt brændselhåndering sker i f.eks. Frankrig er der da intet problem i.

Der er ikke nogen der forestiller sig at vandballoner kan erstatte kulkraftværkerne, og a-regulering har dermed ikke relevans for Danmark og vindmøller. Akraft skal sammenlignes med kulkraft, ikke med møller.

Det har du ret i. Kulkraft reguleres i Danmark, kig selv på energinet.dks fine markedsdata. Fjernede du kullet fra vores nuværende kul/vind-energimix, så ville du få brug for meget mere udveksling. Så ja du har ret, der er så rigeligt brug for regulerbar produktion i det samlede energimix. Hvad enten det er kul- eller kernekraft.

Jeg har lidt grafik liggende der viser udvekslingsbehovet i MW og GWh. De to ekstremsscenarier er 100% vindpentration og 100% kernekraft penetration med AP1000 kørt som grundlast. Det er vist 2009-tal.
http://dl.dropbox.com/u/3879038/Udveksling...

Så kan du jo selv gøre nogle overslag på hvad det koster at have en meget høj vindpenetration, både i at etablere et tilstrækkeligt transmisisonsnet, men også at handle på det.

Cobra koster vel 3 mia. kr for 700 MW, og det rækker ikke længere væk end at vi kommer til at sælge vores vind-el i fuld konkurrence med de tyske vindparker og vi kommer til at købe hollandsk el i fuld konkurrence med tyske forbrugere på vindstille dage.

Det er principielt lige meget om du opnår samhørighed mellem produktion og forbrug ved at fokusere mest på udveksling eller nedregulering. Der er bare en stor forskel i kompleksiteten.

  • 0
  • 0

Søren Lund:

Sagen er jo nok, at med forbindelse til så mange flere lande, eller snarere strømmens mulighed for at flyde lettere over et større område, giver det adgang til større afsætningsmuligheder, som forhåbentligt bringer deres CF op.

Selvfølgelig. Hvem vil ikke gerne have etableret handelsmuligheder når man selv besidder regulerbar produktion med lav marginalomkostning?

Det er jo bare et lille luksus, når man har nedregulering som et værktøj til opnå samhørighed mellem produktion og forbrug. Har du ledig produktionskapacitet og transmission, jamen så kan du måske tjene penge.

Der er to slags handlende på strømbørsen: Dem med intermittent produktion og dem med regulerbar produktion. De sidstnævnte har det sjovest.

  • 0
  • 0

Cobra koster vel 3 mia. kr for 700 MW, og det rækker ikke længere væk end at vi kommer til at sælge vores vind-el i fuld konkurrence med de tyske vindparker

Det er oftest sådan med systemer, at jo mere komplette de bliver, jo mere værdi giver de tilbage for investeringen.

Uden den hollandske forbindelse, får vi fx ikke megen glæde af de mange GW forbindelser holland trækker til england osv, og billig fransk akraft får betydeligt "kortere" vej til Danmark med Cobrakablet.

Hele den planlagte grid, kommer vel til at koste i omegnen af 150-200 mia kr. Mange penge, uha! - men i forhold til de 9 landes samlede elforbrug, er det langt under 1 øre/kWh.

For Norge er det direkte et spørgsmål om kunder i butikken, samt den forsyningssikkerhed de nærmest kun har i kraft af import fra Rusland idag.

Hvis fransk akraft's CF stiger med bare 5% derved, er deres andel så rigeliget tjent hjem, og dansk, tysk og engelsk vindkraft anno 2020-2030 skal jo heller ikke brænde inde med mange %, før vores respektive andele af gridden også er givet godt ud.

  • 0
  • 0

Selvfølgelig. Hvem vil ikke gerne have etableret handelsmuligheder når man selv besidder regulerbar produktion med lav marginalomkostning?

Bingo! - og det gælder jo hvad enten det er vindkraft eller atomkraft.

Vindkraft har så den "lille" ekstra fordel ud af det, at den bliver geografisk spredt, hvilket gør den betydeligt mindre fluktuerende ift forbruget.

Den virkning har det ikke på akraft, hvis de lande de udveksler med også har atomkraft, for de producerer jo helst samtidig.

  • 0
  • 0

Cobra koster vel 3 mia. kr for 700 MW, og det rækker ikke længere væk end at vi kommer til at sælge vores vind-el i fuld konkurrence med de tyske vindparker og vi kommer til at købe hollandsk el i fuld konkurrence med tyske forbrugere på vindstille dage.

TSOerne har lavet et prestudy som viser at det er fordelagtigt for begge at lave forbindelsen. At lave produktion i et lille område ISTEDET for udveksling er ihvertfald ikke vejen frem, og det viser Frankrig jo også med sit ønske om at importere el når spidslasten ikke rækker, og når varmen lukker akraften ned. Frankrig lærer, ligesom Norge og Danmark, at flere kilder er nødvendige.

Det er principielt lige meget om du opnår samhørighed mellem produktion og forbrug ved at fokusere mest på udveksling eller nedregulering. Der er bare en stor forskel i kompleksiteten.

Nedregulering løser som nævnt ikke problemerne med spidslast, og det er direkte dårligt når forbrugerne gerne ville ac'e sig i varmen, men desværre, floden bliver for varm. Se, der dukker pumped storage op igen.

  • 0
  • 0

Søren Lund:

Bingo! - og det gælder jo hvad enten det er vindkraft eller atomkraft.

Det er ikke spørgsmål om vind- eller kernekraft. Det er et spørgsmål om regulerbarhed og intermittens. Strømbørsen er en økonomisk fest for dem med regulerbar produktion og en nødvendighed for dem med intermittent produktion.

Ser du bort fra teknologiforelskelsen, Co2, økonomi osv., så kan du opdele dit energimix i:

regulerbar produktion
grundlastproduktion
intermittent produktion

Jo mere du flytter mod intermittent, jo mere udfordrer du skæbnen. Vi ved nogle få ting om fremtiden:

-Strømmen bliver bliver dyrere.
-Forværret konkurrencesituation ved salg af intermittent produktion(tyske havmøller)
-Forværret konkurrencesituation ved køb af regulerbar produktion(Norge sælger til andre)
-Mere ekstremvejr der kan påvirke forbrug og produktion.
-Større markedsmagt til strømbørsen, når transmissionskapaciteten bliver vokser.

Når der er bred enighed om at kullet skal udfases, så er det værd at spørge "hvor ska vi hen du?" Jeg kan virkelig ikke forstå at du vil gå all-in på intermittent produktion, når fremtidsudsigterne ikke er mere gunstige for et energimix med dominans af intermittent produktion.

Vindkraft har så den "lille" ekstra fordel ud af det, at den bliver geografisk spredt, hvilket gør den betydeligt mindre fluktuerende ift forbruget.

Den virkning har det ikke på akraft, hvis de lande de udveksler med også har atomkraft, for de producerer jo helst samtidig.

Kernekraft drager stor fordel af koordineret brændselskifte, så der sker en forbrugtilpasning den vej. Modsat vindkraft, så kræver det bare ikke geografisk adspredelse. Det kræver bare et vis antal reaktorer.

  • 0
  • 0

Strømbørsen er en økonomisk fest for dem med regulerbar produktion og en nødvendighed for dem med intermittent produktion.

Ja, men det må vi altså bare leve med, for vi har altså ingen bjerge til etablering af vandkraft.

Det regulerkraft vi har, er biomasse, og det kan vi i meget vid udstrækning bruge som alternativ, hvis festen blandt vandkraftlandene bliver for munter.

Og ja igen, akraft kan også regulere, men vil som sådan aldrig kunne konkurrere mod hverken bio eller vandkraft, når bare disse er tilgængelige.

  • 0
  • 0

TSOerne har lavet et prestudy som viser at det er fordelagtigt for begge at lave forbindelsen. At lave produktion i et lille område ISTEDET for udveksling er ihvertfald ikke vejen frem, og det viser Frankrig jo også med sit ønske om at importere el når spidslasten ikke rækker, og når varmen lukker akraften ned. Frankrig lærer, ligesom Norge og Danmark, at flere kilder er nødvendige.

Den spidslast er et resultat af udviklingen i de sidste 10 års forbrug. Et generelt stigende forbrug kombineret med mere ekstremvejr giver nogle belastninger som vi slet ikke er forstandige på her i vores lille kystklima-boble. Frankrig har ikke noget godt svar på den udvikling andet end placere nybyggeri ved kysten, hvilket har været planen et stykke tid nu. Både Penly og Flamanville er klogeligt placeret ved kysten. Der er kun solenergi og kystkernekraft der fungerer godt, når du ligger midt i et vinddødt højtryk der udtørrer floderne. Det er gift for indlandskernekraft, vindkraft og vandkraft.

Foruden Flamanville og Penly, så har de Paluel og Graveslines. Blyais kan ved også kaldes kystkernekraft da det ligger i Girondes udløb til havet, lige på den anden side af Saint-Estèphe. Det er nok derfor de laver en så kraftfuld vin :-)

Nedregulering løser som nævnt ikke problemerne med spidslast, og det er direkte dårligt når forbrugerne gerne ville ac'e sig i varmen, men desværre, floden bliver for varm. Se, der dukker pumped storage op igen.

Pumped storage fra udtørrede floder? Næh vandkraft kan du ikke stole på under sådan forhold, det ved de både i Frankrig og her i Skandinavien jvf dit eget link om vandmangel.

  • 0
  • 0

Ja, men det må vi altså bare leve med, for vi har altså ingen bjerge til etablering af vandkraft.

Udelukker vi kul og vandkraft, så er der russergas og kernekraft tilbage.

Det regulerkraft vi har, er biomasse, og det kan vi i meget vid udstrækning bruge som alternativ, hvis festen blandt vandkraftlandene bliver for munter.

Biomasse som vægtig regulerbar produktion? Det vil jeg kalde en utilstrækkelig og uintelligent anvendelse af en begrænset ressource. Biomasse er en af de få veje til produktion af CO2-lette brændselsmidler til transportsektoren. Har vi ikke diskuteret det før?

Og ja igen, akraft kan også regulere, men vil som sådan aldrig kunne konkurrere mod hverken bio eller vandkraft, når bare disse er tilgængelige.

Der kommer en regning for forbrugstilpasning uanset hvad. Når du så konsekvent fravælger kernekraft som et værktøj, så tilvælger du en større regning. Der er et økonomisk optimum, hvor du høster en synergi af både regulerbare kilder og udveksling. Det skyder du langt forbi når du så konsekvent går efter udveksling som eneste løsning.

  • 0
  • 0

Jeg undrede mig over hvorfor Franrigs akraft mest ligger inde i landet? Var det pga frygt for angreb fra Sovjets krigsskibe på havet?

Pumped storage fra udtørrede floder? Næh vandkraft kan du ikke stole på under sådan forhold, det ved de både i Frankrig og her i Skandinavien jvf dit eget link om vandmangel.

..som er endnu en forkert og udokumenteret påstand - tværtimod, så supplerer fx Bath (ca. 1½mia Euro for 2,7GW) floden i tørke http://maps.google.com/maps?ll=38.208889,-... http://oaspub.epa.gov/tmdl/attains_watersh... .
Det meste (hvis ikke alt) af verdens 90 GW pumped storage er upåvirket af tørke, for man forbruger jo ikke vandet - man flytter det bare mellem øvre og nedre reservoir. Søer bruges af nogle. Hvis floden er stor nok til at klare normal pumped, så tørrer den ikke ud, og er den lille, bruger man et nedre reservoir som i Californien. Der kan være grænsetilfælde hvor man ikke har gidet lukke den nedre vingedæmning og få et egentligt reservoir, men det hører til småtingene.
Ferskvandstemperaturstigning (især i tørke) er et problem for akraft, ikke for pumped storage.

http://books.google.dk/books?id=iCSl-pxL7I...
Frankrig har 5 GW pumped, bl.a Grand Maison og Montezic, og flere har ugejævning, ikke blot døgnjævning. FX 17 Maj 2009 viste behov for mere pumped. Udsvinget idag er 39-57 GW; følg forholdene på http://clients.rte-france.com/lang/an/visi...

Pumped giver hurtigere og langt større døgnvariationsmuligheder end akraft kan alene - pumped bruges jo oftest i forbindelse med ufleksibel akraft.
Med pumped kan man nøjes med færre akraftværker som udnyttes bedre - det er jo byggeprisen der tæller, og den er langt højere for akraft end for pumped. Dermed ikke sagt at fleksibel akraft er dårligere end fast akraft, blot at pumped kan gøre akraft bedre.
Franske Alstom sidder på næsten halvdelen af markedet for pumped storage. http://www.cn.alstom.com/home/media_center...

Den italienske akraft-import foregår ofte om natten ved at tanke sin pumped storage op med overskydende fransk akraft som ikke kan sælges på anden vis.

Frankrig vil dog konvertere nogle dæmninger til vandkraftværker, udbygge med run-of-river, og genaktivere oliekraft. Frankrig har nu overhalet Danmark med vindkraft (4,5GW) og udbyder op til 3GW offshore i September http://www.rechargenews.com/energy/wind/ar...
RTE (EDF) og Energinet deltager i en markedskobling om 2 uger som tegn på det øgede europæiske el-samarbejde.
Så Frankrig er godt i gang med at sprede sine strømkilder i erkendelse af at ingen enkelt kilde, heller ikke akraft, alene kan klare kravene. Kun tilsammen og i samarbejde med øvrige regioner fås den nødvendige forsyning.

Et højtryk er fremragende brændsel for solceller, som måske er tilgængelige efter akraftens byggetid på 10 år. Foreløbig er planen 3GW i 2015.

  • 0
  • 0