Efter to års forsøg: Vejen banet for nedgravet pumpelager til vindmøllestrøm
more_vert
close

Få de daglige nyheder fra Version2 og Ingeniøren. Læs mere om nyhedsbrevene her.

close
Ved at tilmelde dig accepterer du vores Brugerbetingelser, og at Teknologiens Mediehus og IDA-gruppen lejlighedsvis kan kontakte dig om arrangementer, analyser, nyheder, tilbud mm via telefon, SMS og email. I nyhedsbreve og mails fra Teknologiens Mediehus kan findes markedsføring fra samarbejdspartnere.

Efter to års forsøg: Vejen banet for nedgravet pumpelager til vindmøllestrøm

Efter knap to års pilotdrift af et patenteret, nedgravet pumpelager til strøm kan de to ingeniører bag ideen konstatere, at membranen og jordlageret oven på, som er selve hjertet i anlægget, kun giver et ganske lille energitab på omkring 1-2 procent.

Dermed er første forhindring ryddet af vejen frem mod et billigt dansk ellager til vindmøllestrøm.

Konceptet er, at man, når det blæser, og strømmen er billig, pumper vand ind i hulrummet mellem to sammensvejsede 1 mm tynde polyethylen-membraner, som er dækket af et tykt og dermed tungt lag jord. Jorden skaber det tryk, der gør, at vandet kan producere strøm via en turbine, når man lukker det ud igen.

Læs også: Dansk energilager skal løfte 12.000 ton jord i døgnet

»Vores pilotforsøg har heldigvis vist, at tabet i selve membrankonstruktionen er minimalt - for ellers kunne det være lige meget med at gå videre med ideen. Nu viser resultatet, at konceptet har en fremtid,« siger en tilfreds Asger Gramkow, som sammen med ingeniørkollegaen Jan Olsen har udviklet konceptet.

Pilotanlægget ligger i en grusgrav ved Sønderborg.

Populært sagt erstatter jordtrykket den højdeforskel, der kan udnyttes i lande, der er velsignet med bjerge, og hvor man kan pumpe vand op i et højtliggende reservoir. Til gengæld kræver den danske version god plads. Pilotanlægget, som blot kan lagre 34 kWh, har krævet et areal på 50 gange 50 meter og 12.000 ton jord over.

Fremtidig pris: 70 øre

Når membran-konceptet nu virker, kan man ifølge Asger Gramkow beregne effektiviteten i hele lageret - ud fra de samme forudsætninger, som anvendes ved traditionelle pumpelagre:

»Resten af sådan et pumpeanlæg er kendt teknologi og har en effektivitet på lige omkring 80 pct. Det betyder, at vi kan anslå, at et fuldskala-anlæg med en lagerkapacitet på 200 MWh kan levere 1 kWh tilbage til nettet for 70 øre,« siger han.

Et fuldskala-anlæg kræver dog et areal på 500 gange 500 meter samt et 25 meter tykt jordlag oven på membranen, hvilket er en udfordring af en anden karakter.

Absolut konkurrencedygtig pris

Fra statsejede Energinet.dk, der har støttet pilotprojektet økonomisk, siger forsknings- og miljøchef Kim Behnke, at en pris på 70 øre pr. kWh absolut vil kunne konkurrere på det marked for time til time-reguleringsydelser, hvor sådan en type ellager skal ind og virke:

»Energinet.dk bruger for tiden 700 millioner kroner om året på at købe sådan nogle ydelser fra fossile kraftværker, og vi ved, at der bliver endnu mere brug for indenlandsk lagerkapacitet. Så der er ganske givet et marked for sådan et miljøvenligt membranlager, hvis kalkulerne holder,« siger han.

Kim Behnke tilføjer, at anlæg i fuldskala vil kræve et tæt samarbejde med Naturstyrelsen for at finde velegnede pladser til måske fem-ti store anlæg rundt om i landet.

Større demonstrationsanlæg på vej

Næste skridt for de to ingeniører, der har stiftet firmaet GoDevelopment, er dog at rejse penge og finde en placering til et lidt mindre demonstrationsanlæg med en lagerkapacitet på cirka 9.000 kWh og et areal på 200 gange 200 meter. Prisen anslås til 50 mio. kroner.

»Selv om det drejer sig om mange penge, så er der også rigtig stor interesse for projektet fra især tyske energiselskaber og universiteter,« siger Asger Gramkow.

Pilotprojektet har blandt andet genereret ny viden om, hvordan så tykke jordlag opfører sig, når ballonen membranen fyldes og tømmes. Her har Asger Gramkow og Jan Olsen haft stor gavn af samarbejdet med eksperter fra DTU, GEO og Sloth-Møller.

Også den lokale entreprenør Arkil, som har udført arbejdet, har fået stor erfaring med at udlægge membraner og fiberlag til anlægget.

Emner : Energilagring
sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Dette koncept er smart, fordi det kan realiseres mange steder. Og fordi det reducerer mængden af vand, der skal pumpes.

70/kWh tyder dog på meget høje kapitalomkostninger, hvilket ikke er overraskende med tanke på de enorme mængder jord, der skal flyttes.

Hvor skal de 500x500x25 m jord være imens man konstruerer membranen? Det kræver vel et aflægge-areal, der er mindst lige så stort. Kan det mon ligge på en mark, og vil den mark kunne dyrkes bagefter igen?

  • 3
  • 0

have bassin oven på i stedet for jord, kunne så have dambrug øverst

  • 1
  • 0

man kunne bruge bassinet til have vandet i, der driver turbinen så ikke behøver pumpe vand ind ud fra havet hver gang.

  • 0
  • 1

…men har ret svært ved det.

Det 70 øre/kWh er afhængigt af hvor meget det bruges, da kapitalomkostningerne på et sådant anlæg må udgøre hovedparten af de 70 øre. Det betyder at hvis anlægget bruges halvdelen af den tid, der er indgået i beregningen, så nærmer prisen sig det dobbelte.

Og taget i betragtning at der det sidste år kun har været 14 timer med elspotpriser over 70 øre/kWh, som næppe har ligget i forlængelse af timer med priser omkring de 0 øre/kWh, så ser jeg meget lidt økonomisk fornuft i opfindelsen, uanset hvor smart den synes.

Man kan godt mene at det er den eventuelle høje pris værd, fordi det begrænser CO2 udledningen (og anden forurening) og det er jeg også villig til at betale for. Men når den politiske beslutning om at begrænse CO2 udledningen er taget, så skal man får mest reduktion for de penge man er villig til at bruge på det. Og her vil næsten alle aldre alternativer slå den høje kWh pris, snævert set det mest oplagte, at udveksle strøm med lande, hvor den CO2 neutrale vedvarende energi er lagringsbar (den gennemsnitlige prisforskel på dansk eksportstrøm og norsk eksportstrøm plus transportomkostninger er en BRØKDEL af 70 øre/kWh, ofte går den til Danmarks fordel), lidt bredere ved at se om CO2 udledning kan spares billigere på andre områder, f.eks. transport.

  • 14
  • 0

ville slette den ide igen men kunne ikke ;)
tænkte lignende selv hvis bassinet oven på var af beton ville det nok flyde ovenpå tomt så ikke ville fungere ordentligt.
bare være smart hvis kunne finde måde der ikke var afhængig af man var tæt på havet med genbrug af vandet.

  • 0
  • 0

Man kan opretholde et større tryk på et mindre areal med et materiale med større densitet. Med jern kan arealet reduceres til 1/3 og med kviksølv kan arealet reduceres til mindre end en 1/5.

Venlig hilsen Peter Vind Hansen

  • 0
  • 8

Hvis havet ligger ved siden af, kan man så lægge "tryk kamret" på bunden af havet? Eller..?
Der kunne vel være gro tang oven på. Og man skal ikke flytte så meget jord.
?

  • 0
  • 2

Al mulig respekt for d'herrer fokus på en af vor tids måske største nationale udfordringer.

Jeg forstå at en grusgrav er anvendt til forsøget, hvilket forekommer logisk, da de jo netop har det ønskede hul i jorden.

Her kommer så det naive spørgsmål:
For de samme penge kunne man så ikke bare bygge en mur tværs over en nedlagt grusgravsø så man får en lille dyb "højsø" og en stor "dalsø". Vandet pumpes skiftevis op i højsøen og lukkes gennem en turbine ud i lavsøen.

Én fordel ved denne type energilager i grusgrave er, at levetiden er/må forventes at være længere end membramudgaven, fordi der netop ikke er nogen membram der kan punktere.

Jeg kender iøvrigt intet til økonomien her, så måske er tanken hurtig at forkaste.

  • 6
  • 0

Membranen er stadigt nødvendig, men jo der er sikkert en gevinst at hente i at man har gravet hullet. Måske man endda kan udvikle en teknik som gør at membranen kan udlægges undervejs så man når grusgravningen er ophørt står med et anlæg.

  • 1
  • 0

Et lukket kammer/rum/lager på bunden af havet kan jo tømmes med overskudsenergi og fyldes/lave energi efter behov.
Charmen ved den ide er at vi ikke skal dævles med bevægelig jord eller .
Problemet er nok dels at en stor betonkasse/lager i nordsøen på f.eks. 100 m dybde vil være uhyre dyr at lave og turbinen dyr at vedligeholde. Jeg kan ikke lige gennemskue konsekvenser for fisk og marsvin når turbinen går i gang...

Men måske er ideen slet ikke så dum. Man kan jo placere/bygge betonkassen på 1000 x 1000 x 100 meter lige under en vindmøllepark på dybt vand, således at vindmøllerne får et fornemt fundament og pludseligt slet ikke står på særligt dybt vand længere.
Vedligeholdelsen kræver nok, at turbinen nemt kan fjernstyres/flyttes fra sin arbejdsposition og op til overfladen, hvor det er nemmere at arbejde med den.

Med prisen på vindmøllestrøm på omkring 50 - 110 øre/kWh i ti år virker 70 øre/kWh (også i ti år) iøvrigt ikke skræmmende, særligt fordi de variable omkostninger er meget små (pumpestrøm vil per definition være billig)

  • 0
  • 1

Naturligvis kan man bruge en membram til at lægge en "ballon" under højsøen og pumpe denne op så højsøen tømmes helt. En beregning vil vise om dette er økonomisk fornuftigt, og vil sikkert afhænge af grusgravens/søens udformning.

  • 0
  • 0

Nu snakker man om det som vindmøllestrøm, men jeg kunne sagtens forestille mig, at det kan let anvendes som lager for både vindmøllestrøm og solcellestrøm, og dermed få has på diskussionen om at få vindmøller og solceller passet ind i det danske elnet.

  • 1
  • 0

Hmm et output på 30 MW og et lager på 200 MWh... Det giver en backforsyning på lidt over 6 timer ved maksimal belastning... Den normale maksimale belastning på 60/10 kV stationerne i EnergiMidts område er på 5-15 MW så det giver en backup på 13-40 timers maksimal belastning, hvis der placeres et sådan lager i forbindelse med hver station... (den maksimale belastning forekommer kun få timer om året)

Evt. kunne man placerer lageret under stationen, da transformere og det øvrige udstyr er ret tungt :)

Eneste problem er så at man skal have en stor sø eller anden god adgang til rigeligt med vand... Og en masse penge... Men som nødstrømsanlæg for en større fabrik kan et sådant anlæg være interessant hvis prisen kan konkurrerer med lignende nødstrømsanlæg og man kan opnå maksimalt output hurtigt nok...

  • 1
  • 0

principielt gælder det vel enhver form for (vedvarende) energiproduktion, som ikke passer med forbruget.

Korttidslagring anvendes jo i vid udstrækning i dag f.eks. ifm. fjernvarme.

Udfordringen er at få god økonomi i diverse løsninger, og her bliver det altså bare svært.

Solceller er fortsat en nicheteknologi, som er kunstigt stor pga. diverse afgifter. Når solstrøm kan produceres i Danmark til under 20-30 øre/kWh inkl. investering og afskrivning på 10-20 år, kan det gå hen og blive hovedkilden til vores energiforbrug.

  • 0
  • 0

jada. I sidste ende er energilagring et spørgsmål om økonomi. Kraftværkerne slukker jo for elproduktionen og evt. kedlen, hvis forbruget falder.

  • 0
  • 0

Man kunne jo gøre det til vindmøllernes og solcellernes problem. Hvis de ikke kan levere tilstrækkeligt stabilt får de mindre for strømmen, og hvis de kan garantere en mere jævn produktion betales de lidt mere.
Så er det op til dem selv at vurdere økonomien i det. Det virker forkert at vi forbrugere først giver støtte til den varierende produktion, og derefter bliver bonet endnu engang fordi den er varierende.
Elkraft i sig selv har først rigtig værdi når det er der efter behov. Måske energiministeriet skulle drives af vindmøller alene, så de kan mærke hvad varierende energi er værd.

  • 3
  • 9

I artiklen omtales en pris på 70 øre/kWh
Man kan formode at disse 70 øre/kWh er omkostninger ved at LAGRE en kW vindmøllestrøm i en time.
Dette er så ’bare’ omtrent det dobbelte af hvad det koster at PRODUCERE den samme mængde elektricitet på et moderne KK-anlæg.
Man læser også at et anlæg på 9.000 kWh anslås til at koste 50 mio. kroner. Det bliver ’bare’ 5.000 kr/kWh
Selv om det dog er en del penge for at kunne levere lagerkapacitet på 1 kWh til nettet passer det rimeligt godt med de 70 øre/kWh.
At energinet.dk for tiden bruger 700 millioner kroner om året på at købe ”sådan nogle ydelser fra fossile kraftværker”, gør jo ikke det nemmere at betale for det grønne eventyr.

  • 1
  • 2

70 øre/kWh må antages at være en gennemsnitspris, som skal sammenlignes med en KK-gennemsnitspris.
Det komplicerede ved sammenligningen er dels, at kulkraft har højre variable omk. relativt til energilageret og dels at kulkraft sælges hele døgnet, mens lagerkraft kun sælges til de høje peakpriser.

Hvis vi forestiller os, at kun at anvende lagerkraft når det ikke blæser/er solskin, vil vi se en voldsom ændring i elprisen i Danmark, som i høj grad afspejler produktionstidspunktet. Således lave elpriser i sol og vind og høje elpriser i mørke og vindstille.

  • 0
  • 0

Faxe Kalkbrud er omkring 2 km2, dvs. 8 gange større end det foreslåede på 0,5x0,5 km. Dybden passer også meget godt med de 25 m. Her kunne man nok afsætte et hjørne, eller måske ligefrem det hele, evt. i flere etaper efterhånden som bruddet lukker.

Det stort spørgsmål er vel, hvor overlaget skal komme fra? Man kunne måske bruge oppumpet sand fra havet - så får man også lavet en gigantisk klit i samme ombæring. Med lidt badesøer og sommerhuse, skal det nok gå hen og blive attraktivt. ;-)

Ellers er løsningen måske at lave en boret løsning, hvor man lægger membranen ud uden at skulle gravet et hul og dække det til igen.

  • 0
  • 1

Vindkraft onshore 40-50 øre/kWh - som vinden blæser backup nødvendig
Biogas 78 øre/kWh - kontinuerligt
Offshore vind 90-119 øre/kWh - som vinden blæser backup nødvendig
Solceller 230 øre/kWh - som solen skinner backup nødvendig

Kul 35-40 øre/kWh
Gas CC 30-40 øre/kWh
Skiffergas US priser CC 25-30 øre/kWh
Alle kontinuerligt

Det kan have ændret sig lidt.

Vh Troels

  • 5
  • 4

Både Anders Jakobsen og Svend Ferdinandsen har delvis skrevet det samme: Vi ville gerne være positive, men det er svært, når vi ser realistisk på systemet.
En pris på "kun" 70 øre/kWh er bestemt ikke billigt. Det betyder ca. en fordobling af prisen for vindmøllestrøm. Og ca. en firedobling af den gennemsnitlige pris på elbørsen.
Mere overordnet er vi i Danmark langsomt ved at sluge den ene ekstra omkostning efter den anden: For at undgå at udnytte kernekraft (1985) og senere for at reducere den fossile afbrænding (og CO2), byggede vi først for mange decentrale kraftvarmeværker, derefter for mange vindmøller (og solceller), og for at få stabil el-forsyning, må vi så bygge/vedligeholde kraftværker, der kan levere, når det ikke blæser (kul, biomasse, naturgas). Og prisen vokser for hvert nyt tiltag.
Og befolkningen accepterer det tilsyneladende, fordi politikerne bilder os ind, at vi effektivt gavner klimaet.
Ja, det gavner lidt, men bestemt ikke effektivt. Og det er MEGET dyrt.
Og ovennævnte lager for overskuds-strøm vil igen fordoble elprisen. Mindst.

  • 6
  • 3

Dette er så ’bare’ omtrent det dobbelte af hvad det koster at PRODUCERE den samme mængde elektricitet på et moderne KK-anlæg.


KK-anlæg bygges meget sjældent så de kan regulerer eller får lov til at stå som standbyanlæg. Den lave pris forudsætter at de kan leverer ind på nettet hele tiden. Dette anlæg er ikke ment som et produktionsanlæg, men et anlæg der regulerer i forhold til det aktuelle behov. Dvs. prisen på strømmen har ikke meget med den aktuelle strømpris at gøre, men mere med at energinet.dk går ud og betaler et rådighedsbeløb til folk som hurtigt kan smide x antal MWH ind på nettet i en begrænset periode... F.eks til kulkraftværker som står standby i tilfælde af at en udlandsforbindelse eller et andet produktionsanlæg pludselig svigter. De får en pose penge mod at de på under 10-15 minutter kan producerer den nødvendige energi.

Et eksempel på et regulærkraftanlæg: http://www.energy-supply.dk/article/view/4...
http://www.ostermose.dk/

Mig bekendt har de ikke haft mange driftstimer endnu, men økonomien styres af at de står klar når behovet opstår...

  • 4
  • 0

Læs nu hvad fagmanden siger:

"Fra statsejede Energinet.dk, der har støttet pilotprojektet økonomisk, siger forsknings- og miljøchef Kim Behnke, at en pris på 70 øre pr. kWh absolut vil kunne konkurrere på det marked for time til time-reguleringsydelser, hvor sådan en type ellager skal ind og virke"

Ergo er 70 øre konkurrencedygtigt. Så er den vel sådan set ikke længere. Metoden kan levere en ydelse til samme pris som andre metoder.

  • 7
  • 1

Der var en diskussion for længe siden om pumped storage havdæmninger i str. orden 10-100 km.

Gad vide hvor meget kapacitet man får i en sølle grusgrav...

  • 0
  • 0

@ Martin Wolsing og mange andre
Det er naturligvis rigtigt, når du skriver:
”Ergo er 70 øre konkurrencedygtigt. Så er den vel sådan set ikke længere. Metoden kan levere en ydelse til samme pris som andre metoder.”
Det forudsætter kun at man udelukker alt andet, hvis det er billigere. Som f.eks. KK eller import fra vore nabolande.

Det er også rigtigt at KK er bedst som grundlast. Men med en garanteret pris på vindstrøm, nu over 1 kr/kWh, og derefter 70 øre for lagring, kan det vist stadigvæk betale sig at kikke lidt på KK

  • 1
  • 5

Det er også rigtigt at KK er bedst som grundlast. Men med en garanteret pris på vindstrøm, nu over 1 kr/kWh, og derefter 70 øre for lagring, kan det vist stadigvæk betale sig at kikke lidt på KK


Nej for vi skal stadig have et backupsystem for KK og der vil dette system jo være konkurrencedygtigt...

Desuden var prisen på et nyt KK i England vist over 2,0 kr/kWh i garanteret pris, for at de kunne få nogen til at byde på opgaven...

  • 4
  • 0

En 1 mm tynd polyethylen-membran er forskellen på succes og fiasko.
Med de store kræfter er det kun et spørgsmål om tid før end membranen brister efter et begrænset antal arbejdscykler- og hvad så?
Hvordan lapper man en flænge under 25 meter jord - Nej vel, det kan man ikke.
Håber at der ikke spildes for mange penge på yderligere forsøg - for chancerne for kommerciel succes er meget mindre end små.

  • 0
  • 0

Energitæthed bliver et reelt problem. Så meget jord er nødvendig for så lidt strøm opbevaring. Er prisen på jord inkluderet i budgetoverslaget?

Multi-purpose applikationer vil være helt nødvendigt at få planlægnings aftaler og nogen reel økonomi!

  • 0
  • 0

Når gassen rinder ud er der et par store huller i jorden dybt nede.Pump vand ud når det passer og luk vand ind når der mangler strøm.Energiindhold er m g h og da h er 1200 -1700 meter er det ikke det rene pjat.
Det er til gengæld Morten Ranggårds evindelige efterplapren af den herskende klasses trosbekendelse om KKs dyrhed.
De udvalgte, der bor her i fremtiden ,vil køre industri,transport, computere i dagtimerne hvor forbruget er konstant hen over året og så lave boligopvarmning om natten.Der ved bliver udnyttelsen ca 75% af noget der har kostet skal vi være pessimistiske og sige 20000 kr per kW.Altså ca 6000 kWh om året de næste 60 år.
For kun 20000 og så lidt håndører løbende
Desuden giver det lærepladser og ansættelse i noget svært og krævende
Det bliver næppe vort DNA .

  • 0
  • 2

Da jeg læste artikel for cirka 2 år siden var jeg lidt skeptisk med hensyn til at membranen ville kunne holde til den slitage der uvilkårlig ville opstå, men dette er åbenbart ikke tilfældet, når man efter 2 års forsøg ikke har skønnet at dette er et problem, ligeledes er de 70 øre per kwh indenfor for rammerne for sådan et type anlæg, dette er en slagspris hvor man i har betalt for energien som lagres, derfor kan man ikke sammenligne prisen på 70 øre per kwh med prisen for 1 kwh produceret fra et kulfyret kraftværk, hvis man skal sammenligne med noget er det nødvendigt at sammenligne med noget tilsvarende, eksempelvis de tyske PSH er her angives det at den rene lagringspris er på ca 3-5 Eurocent/per kwh svarende til ca 22-38 øre per kwh plus prisen på den energi som er lagret og betalt via spotmarkedet, så jeg vil sige at 70 øre er absolut konkurrencedygtig, håber at det større anlæg fortsætter der hvor det lille slap - thumps up

  • 1
  • 0

Hvornår ved man med sikkerhed at membranen kan holde til 20 års kontinuerlig drift?
Det ved man først efter 20 år!
Så efter 20 års forsøgsdrift kan man begynde at markedsføre anlæggene.
Synes bare at det er ærgerligt med alle de mange gode penge som bliver smidt i et hul i jorden.
Dette kan læses både bogstaveligt - men det er faktisk mere tænkt i overført betydning.

  • 1
  • 5

Der er 100 GigaWatt pumpekraft (p) i verden. Ofte er de bygget som balancering af ufleksible kernekraftværker (k).
I USA: 3GW Bath County (p) ligger ikke langt fra 1,8GW North Anna (k), og 1,8GW Ludington (p) ligger nord for 2GW Cook (k) og 800MW Palisades (k).
I Litauen er 900MW Kruonis stadig aktiv. Den balancerede Tjernobyls søster 3GW Ignalina som lukkede i 2009.
http://www.kruoniohae.lt/en/main/activity

Dansk pumpekraft er, som artiklen nævner, regulérkraft og ikke grundlast. Derfor er det en misforståelse af sammenstille vilkår for to vidt forskellige elementer i el-systemet - de har hver sin opgave. Regulérpriserne kan ses på http://www.nordpoolspot.com/Market-data1/R... , og de kører efter andre principper end spot-priserne. Pumpekraft er blot et redskab blandt mange andre.

Pumpekraft har høje kapitalomkostninger, men lave driftomkostninger. Derfor kan det betale sig at producere når strømprisen er lav, hvis den blot er lidt højere end driften.
Det er ikke sikkert det er nok til at tilbagebetale investeringen, men det er stadig bedre end ingenting.
Det er så de tidspunkter med høje regulérpriser der skal betale anlægget, og de timer er der en del af.
Årsfordelingen kan ses i statistikken, så antallet af timer over fx 70øre kan tælles og derved angive tilbagebetalingstid.

Hvis driften har betalt byggeomkostningen efter fx 10 år, kan anlægget producere med overskud selv ved "lave" strømpriser. De laveste strømpriser bruges selvfølgelig til at forbruge strøm og pumpe vand "op". Undertiden er priserne negative, hvilket giver ekstra god anlægsøkonomi i at lagre strøm.

Produktion og forbrug af strøm handles på el-børsen Nordpool (o.a). Laveste udbud vinder, så hvis pumpekraft kan tilbyde el til 80øre, slår det højere bud væk fra fx gas, olie og udland.

Hvis pumpekraft gøres stort nok, kan det måske også handles på den almindelige elbørs (Nordpool Spot). Det interessante er, at så handles ALLE timens udbud til denne lavere salgspris (fx 80øre). Pumpekraft fungerer således som en effektivisering af elmarkedet.
19aug var spotprisen 97øre kl 11-12, men siden har prisen været under 70øre. http://www.nordpoolspot.com/Market-data1/E...

  • 2
  • 0

Michael Rangård: Jeg forstår ikke, hvad du mener med backup til kk-værker. - Vel ikke mere end til andre konventionelle elværker?
Vi, der går ind for kernekraft, kalkulerer med 2 mellemstore enheder på hver side af Storebælt.
De kan alle køre med hel, 3/4 eller ½ effekt, og hvis hver er på 1000 MWe, har man altså 4000, 3500, 3000, 2500, 2000 MW (og evt.1500, 1000, 500 eller 0 MW) at vælge imellem. Og så har vi vel til den tid 2000 MW biomasseværker og mulighed for 2-3-4000 MW import/eksport af el fra Nordpool. Foruden vel naturgas (vel combined circle). - Dyrt, men effektivt.
De fire kk-værker skifter brændsel om sommeren (på skift) og kører med 90-95% sikkerhed hele vinteren. Skal et af dem tages ud af drift, er der automatisk masser af backup (som nu).
Fortæl mig, hvorfor kk skulle kræve mere backup end de konventionelle værker, vi har levet med i snart 100 år.
Behøver jeg at tilføje, at en stor del af fjernvarmen bliver erstattet af varmepumper, som bl.a. Klimakommissionen forudsatte.
Og så ville Danmark være foregangsland, og vores CO2-mål være opfyldt til vore dages ende.
I have a dream!

  • 2
  • 2

Hovedparten af debatindlæggene forudsætter at energilageret rent faktisk fungerer.
Jeg har skrevet 2 indlæg: "Pålidelighed - Tvivlsom", fordi jeg slet ikke har tillid til holdbarheden af den tekniske løsning.
En enkelt flintesten til at prikke hul på den meget tynde membran vil starte en lang flænge.
Vil det ikke være relevant at overveje sandsynligheden for om systemet i det hele taget kan holde?
Inden der spekuleres på anlæggets rentabilitet.
Ellers kommer debatten til at minde om den gamle historie om konen med æggene.
Rent tankespin - og det hele faldt til jorden.

  • 0
  • 0

@Flemming Qvist
Fint med bekymring, men man kan jo lave en dynamisk stresstest af materialet, og gange en sikkerhedsfaktor på. Det må vel kunne gøre det. Så behøver det ikke tage 20år før man er sikker på at det ikke går i stykker.
Tænk hvis industriel udvikling gik sådan. Så var testen af den dybe tallerken måske netop nu ved at nå sin afslutning.
Hvorfor tror du ikke at 1mm membran kan holde til flintesten? Hvem siger at den på noget tidspunkt kommer i kontakt med flintesten?
Jeg tror nu at der er regnet på, og tænkt over den slags detaljer. Det virker så åbenlyst at jeg ikke i min vildeste fantasi kan forestille mig at det ikke er gjort. De er jo ingeniører ;-)

  • 4
  • 1

25 meter jord med en vægtfylde på 2 ton /m3 genererer et tryk på 50 bar.
Membran og jordlag tilsammen skal derfor kunne modstå de 50 bar.
Jordlaget i energilageret vil sætte sig efter gentagne arbejdscykler.
Når det sker vil jordlaget ikke længere afstiver den 1mm tynde membran 100% og membranen vil briste.
Det vil ske - før eller siden. Formentlig indenfor det første år. En meget risikabel konstruktion hvor et havari ikke vil kunne udbedres. Kun en jubeloptimist kan tro på sådan et projekt.

  • 2
  • 1

Michael Rangård: Jeg forstår ikke, hvad du mener med backup til kk-værker. - Vel ikke mere end til andre konventionelle elværker?


Jeg har aldrig påstået at KK har brug for mere backup end andre energikilder... Jeg skriver kun at KK også har brug for backup...

2 værker, på hver side af Storebælt, på tilsammen 4 GW vil derfor stort set kunne drive Danmarks nuværende elforbrug. Og hvis de 2 GW biomasse får noget produktionstid i løbet af året, vil man også kunne opretholde en økonomi i disse værker, for det bliver dyrt at lade dem stå stille og bare vente på at KK ikke kan følge med.

Risikoen er så bare at en samlet enhed på 1 GW vil få hele nettet til at koble ud hvis den fejlrammes og fjernes fra nettet (f.eks. ved en samleskinnefejl). Vores nuværende net er bygget til at en enhed på 0,4 GW kan koble ud, det vil koste store forstærkninger af nettet hvis det skal kunne holde til at 50 % af energien på nettet kan forsvinde. Alternativet er at have 4 stk. 500 MW reaktorer placeret på hver side af Storebælt (evt. to og to, men uafhængigt af hinanden så maksimalt 500 MW falder ud ved en fejl). Vi skal samtidig sikre os at udlandsforbindelserne er jævnt fordelt så hvert område, hver for sig, kan reserveforsynes.

Du forudsætter at al vind og sol er væk igen? (eller tager jeg fejl?) Hvordan forudsætter du at biomasseværkerne fungerer i samarbejde med KK? Kan KK ikke regulerer mellem de angivet effekter og hvor hurtigt regulerer de mellem de forskellige trin? Hvordan er økonomien i et KK når det op til 50 % af tiden kun kan køre med 50-75% produktion og om natten helt ned til 25%... Hvordan drives et net med 100 % KK i store dele af døgnet? Hvor stor en andel af årsforbruget kan biomasseanlæg på op til 2 GW få lov til at producerer før økonomien i KK forsvinder?

De 4 KK vil det være identiske værker, eller opbygget efter 4 forskellige principper? Hvis de er ens, bliver det billigere i uddannelse af folk, statens kontrolorgan, import af brændsel m.m. Men systemet vil også være sårbart over for en designfejl som kan lukke alle 4 værker på en gang...

Personligt tror jeg ikke på at mere end et kernekraftværk, bestående af maksimalt 2 stk. 500 MW reaktorer, på hver side af Storebælt, vil være realistisk i Danmark og det bliver ikke før der er et fælles EU-organ der står for kontrollen på værkerne og at man kan sikre en hvis form for uafhængighed mellem dem der ejer/driver værkerne og dem der kontrollerer værkerne. Men med den nuværende udvikling i det europæiske elsystem, så tror jeg mere på HVDC og VE jævnt fordelt...

  • 1
  • 2

Historien havde været rigtig god som en aprilsnar, men når det viser sig at teknisk kyndige bruger både tid og penge på at konstruere en trykbeholder hvor trykbeholderens vægge udgøres af jord eller grus så er der grund til bekymring.
Når det så fremgår at der er tale om en trykbeholder som ændrer sit volumen markant, så kan man kun beklage at den sunde fornuft endnu ikke har indfundet sig hos dem som arbejder med projektet.
Hverken jord eller grus besidder elastiske egenskaber, så når beholderens vægge tvinges til at bevæge sig foregår det som skridning i et stort antal brudflader i beholderens vægge.
Disse brudflader opstår tilfældigt og der vil med tiden opstå svækkede zoner i beholdervæggen hvor skridningen er så stor at gruslaget ikke længere støtter den tynde plastmembran.
I disse zoner vil den tynde membran med tiden blive strukket så den til sidst brister.
Det er spild af penge og det er skammeligt at se at det statsejede Energinet.dk, har støttet pilotprojektet økonomisk.
Enhver har lov til at eksperimentere for egne midler.
Men når der eksperimenteres for andres penge skal fagfolk sige god for den tekniske saglighed.
Men et eller andet er gået galt i den aktuelle godkendelsesproces.
Kom nu til fornuft inden der brændes endnu flere penge af!

  • 1
  • 1

"Pilotanlægget, som blot kan lagre 34 kWh, har krævet et areal på 50 gange 50 meter og 12.000 ton jord over".

Man kan også købe 5x Tesla Powerwall for cirka 100.000 kr. Samme mængde lagret energi men minus 12.000 ton jord og 2500 kvadratmeter areal.

  • 2
  • 0

Delvis enig med Flemming Q, men fuldskala-anlægget giver mindre problemer med jordforskydninger, da det jo kun er et problem ved randen, - og der kan man muligvis udføre det mere fleksibelt. Eventuelt ved at lade deformationen aftage over et langt stykke (f.eks. 50 meter?)
Jeg er mest overrasket over en virkningsgrad på 98-99%. - Jeg ville gætte på, at tab ved pumper, turbiner og generator tilsammen ligger tæt på 20%.
Og medregnes det enormt store entreprenør-arbejde, der skal udføres, så er projektet nærmest "dødens pølse".

  • 1
  • 2

Jeg er mest overrasket over en virkningsgrad på 98-99%. - Jeg ville gætte på, at tab ved pumper, turbiner og generator tilsammen ligger tæt på 20%.

Holger.
Prøv at læse artiklen igen (eller idet hele taget læse den - måske), så vil du se at pumper mv. er sat til 80% effektivitet.
Uanset de mange dommedagsprofetier vedr. behov for lagring, med de mange MW vedvarende energi, ja så er behovet stadigt ikke en realitet - udover vores udemærkede samarbejde med Norge og deres vandmagasiner.
Og slet ikke til 70 øre / kWh, som projektet har beregnet.

  • 2
  • 0

Tak FU, - så er jeg nogenlunde enig i virkningsgraden, men det er stadig optimistisk.
Og så læste jeg:
- "Vi kan anslå, at et fuldskala-anlæg med en lagerkapacitet på 200 MWh kan levere 1 kWh tilbage til nettet for 70 øre,« siger han."
OK, det må være prisen oven i prisen for vindstrømmen. - Så nærmer vi os en samlet pris på mellem 100 og 175 øre/kWh. - Og så glemte jeg de 22% tab, som øger prisen til 125 - 220 øre/kWh.
Jeg har (som dig) svært ved at opretholde min optimisme.

  • 1
  • 0

Denne tråd er 2 år gammel, men er vågnet igen.
Hvad er der sket i mellemtiden ?
Er projektet blevet opgivet, eller er der fortsat planer om at opskalere denne taberteknologi?
Forestil dig at membranen lækker så vandet strømmer ud af ballonen.
Så fjerner vi da bare 6.000.000 m3 jord, lægger en ny membran på og lægger 6.000.000 m3 jord tilbage igen.
Jordmængden svarer til 300.000 lastbillæs á 20 ton. Som skal multipliceres med 2.

  • 1
  • 0