Energinet.dk: God tid til at finde erstatninger for de store kraftværker

Energinet.dk har is i maven og mener ikke, det haster med at finde erstatninger for de store kraftværker, der bliver udkonkurreret af store mængder vedvarende energi frem mod 2020 - sådan som vi skrev i Ingeniøren sidste fredag.

Læs også: Masser af vedvarende energi bliver de store kraftværkers død

»Ud fra vores nuværende viden kan nye kabler til udlandet og de eksisterende kraftværker godt klare opgaven med at forsyne danskerne med strøm indtil 2020 - også når møllerne står stille,« siger direktør for eldivisionen i Energinet.dk Torben Glar Nielsen,

Læs også: Skandinavien bliver Europas grønne kraftværk

Men efter 2020 skal der nye løsninger på bordet, og derfor har Energinet.dk også - i god tid, mener Torben Glar - indkaldt alle aktører til et møde. Mødet fandt sted i går, torsdag, og her drøftede man blandt andet de løsninger, der skal bruges i fremtiden.

Muligt at store elkunder får taget strømmen

»Grundlæggende er vi jo ved at lægge om til et helt nyt VE-baseret elsystem i Danmark, så derfor kan vi ikke kun gøre, som vi plejer. Vi skal have forbruget til at rette ind efter produktionen (smart grid), og derfor er muligheden for at gøre både små og store elkunder i industrien afbrydelige én af de ting, vi vil kigge nærmere på,« forklarer Torben Glar.

Aktørerne får på mødet lejlighed til at drøfte udviklingen i antallet af kraftværkværker og perspektiverne bag effektmarkeder - en problemstilling, som i stigende grad også drøftes på europæisk niveau.

»I Danmark vil udviklingen i kraftværkskapaciteten afhænge af, hvor mange danske kraftværker der vil blive bygget om til biomasse. Det forventer vi at få afklaret inden for et halvt til et helt år; og så skal der i øvrigt ikke herske tvivl om, at vi gerne fortsat vil have at mange store kraftværker i drift - af hensyn til elsystemet,« siger han.

For Energinet.dk er det også vigtigt at se på nye muligheder i markedet for systemydelser - altså det at selskabet som ansvarlig for elsystemet køber et værk til at producere eller stå stand by i et bestemt tidsrum. Her vurderer Energinet.dk, at den nordiske elmarkedsmodel efterhånden bliver udbredt til store dele af Europa, og at også handel med systemydelser derfor vil blive et marked på europæisk plan hen over de kommende år.

»Det vil sige, at danske værker sandsynligvis kunne gøre forretninger ved at sælge systemydelser til andre lande i Nordeuropa,« siger han.

Ikke én, men mange løsninger

Torben Glar peger på, at der ikke bliver tale om én, men om mange løsninger, når systemet skal bygges om, og at det til syvende og sidst skal være løsninger, som fungerer i det elmarked, som efterhånden kommer til at omfatte hele Nordeuropa.

»Vi har taget hul på at analysere løsninger til tiden efter 2020. På længere sigt tror vi på, at kraftværker, et grønt gassystem og fjernvarmesystemet skal lagre vindmøllestrømmen, og at det fleksible elforbrug kan klare resten. De to gaslagre, vi har i Danmark, kan lagre, hvad der svarer til en tredjedel af elforbruget i landet,« siger han.

Han tilføjer, at der nok ikke er tvivl om, at fremtidens kraftværker bliver nogle hurtigt regulerbare værker, der kører på gas, og som også kan bygges relativt hurtigt. Faktisk kunne de decentrale værker også i fremtiden udfylde denne rolle, og Torben Glar ser, at de decentrale kraftvarmeværker kan spille en væsentlig rolle i fremtidens energisystem.

»Værkerne har nogle særlige vilkår, som ophører i 2018 - så vi bliver nødt til at afvente og se, om disse vilkår bliver forlænget,« siger han.

Dokumentation

Rapport om grønt gassystem

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

»(...) Vi skal have forbruget til at rette ind efter produktionen (smart grid), og derfor er muligheden for at gøre både små og store elkunder i industrien afbrydelige én af de ting, vi vil kigge nærmere på,« forklarer Torben Glar.

Ok, så der skal altså slukkes for strømmen, når energinet.dk ikke kan levere nok.

Super plan.

  • 0
  • 0

Muligt at store elkunder får taget strømmen »Grundlæggende er vi jo ved at lægge om til et helt nyt VE-baseret elsystem i Danmark, så derfor kan vi ikke kun gøre, som vi plejer. Vi skal have forbruget til at rette ind efter produktionen (smart grid), og derfor er muligheden for at gøre både små og store elkunder i industrien afbrydelige én af de ting, vi vil kigge nærmere på,« forklarer Torben Glar.

Er det det vi har arbejdet på i de sidste 100år? At forbruget skal rette ind efter produktionen. Det kan vel opfylde enhver producents vildeste drømme.

  • 0
  • 0

De to gaslagre, vi har i Danmark, kan lagre, hvad der svarer til en tredjedel af elforbruget i landet,« siger han.

I hvor lang tid? En time? En dag? En uge? En måned? Et år?

Det er vel ret relevant?

  • 0
  • 0

Ok, så der skal altså slukkes for strømmen, når energinet.dk ikke kan levere nok.

Mon ikke der er tale om at lave frivillige aftaler med store energiforbrugere, som mod en kompensation accepterer, at deres forsyning kan blive kappet i spidsbelastninger. Jeg kan ikke forestille mig, at energinet.dk ønsker sig indiske tilstande.

  • 0
  • 0

Jeg mener de to gaslagre kan levere 1/3 af årsforbruget i DK, med visse begrænsninger ift. forbruget på kraftværker etc.

Vedrørende forbrugets indretning efter produktionen menes der nok den markedsbaserede fleksibilitet el-biler og and sk. "smart-grid" løsninger kan levere. Ikke at kunder skal tvinges til at slukke for strømmen. Jeg ville forresten ønske at man ikke talte om smart-grid som elnettets frelser. Det er simpel logik, kommunikation, automatisering etc., der næsten gratis kan give fleksibilitet mm. i elnettet.Nogle af elselskaberne mener selvfølgelig at de skal have en masse penge for at indfør smart-grid, men det er der stort set ikke belæg for, da udgiften er marginal.

  • 0
  • 0

Ja - det er forholdsvis nemt og hurtigt at få etableret noget gasturbine kapacitet. Det er dog ikke så ligetil at nedlægge fjernvarme, som opføres på forkerte præmisser. Derfor haster det med at få ændret varmeplan DK, som kører videre i et ældgammelt spor.

Fjernvarmen skal ikke være en skraldespand, hvor vi dumper højværdig energi i form af EL. Der skal arbejdes betydelig mere intelligent med elproduktionen og her er der behov for combined cycle værker med 60% elvirkningsgrad - altså til at svinge den fremtidige energiforsyning i betydeligt grad mod at være elbaseret.

Jeg er ikke fjernvarmemodstander i eksisterende bymiljøer med gamle bygninger - men vi har for travlt med at cementere infrastrukturen i rør med baggrund i, at vi jo skal udnytte overskudsvarmen fra diverse kilder, som der også sættes spørgsmål tegn ved.

Derfor er det væsentligt, at der kommunikeres betydeligt klarere ud om, hvordan elbalanceringen skal ske - og frem for alt, at den ikke skal ske ved dyppekogere i fjernvarmen

  • 0
  • 0

Hvor er det dog skønt at læse, at Energinet.dk har is i maven. Det er der al mulig grund til at have. Jeg læser det også som en "ro på nu" til Dansk Energi, som har meget travlt med at påpege alverdens problemer i de decentrale løsninger - ikke mindst i nettoafregning fra solceller.

Hvis man ikke har is i maven laver man en masse store investeringer alt for forhastet - såsom fx at bygge en masse biomasse-kedler. Det afskærer os fra tid til at få snakket ordentligt sammen og finde på nye og bedre løsninger. Det afskærer os også fra muligheden for diversitet i energisystemet, hvilket vil være økonomisk meget skidt i det længere perspektiv.

@Victor: Helt enig i din bemærkning om smart-grid. Det er marginaler, der hjælpes afsted med smart-grid. Det virkeligt interessante er at få borgerne til at investere af egen lomme (evt hjulpet lidt på vej) i besparelser og decentral produktion, så vi får nettoforbruget langt ned under, hvad det er idag. Dertil kommer naturligvis de centrale VE-investeringer. Så omlægning af trafikken til VE. Så stærke net til udlandet. Og endeligt langt nede i rækken kan smart-grid vride det sidste ud af systemet. Smart-grid bliver oversolgt for tiden.

  • 0
  • 0

Det er jo fint nok, at man i Energinet.dk kan spekulere i, hvordan man eventuelt kan standse forbrug hos store kunder og investere i meget kostbare fast spinning backup kraftværker ved siden af vindmøllerne. Det bliver en bekostelig omkostningsforøgelse til EL-forbrugerne. Men den kan da i det mindste kalkuleres.

Men hvilke spekulationer gør Energinet.dk sig mon om, hvad der skal ske i 2020, når Danmark står med en fuldlast kapacitet på 6800 MW vindmøller og et gennemsnitligt EL-forbrug på 3500 MW?

  • De 6800 MW vindmøller er planlagt i energiforliget fordi vindmøllerne absolut skal placeres på landjorden uanset om vindressourcen er stor nok til at belaste møllerne med en høj kapacitetsfaktor eller kun en ringe kapacitetsfaktor

  • Højspændingsnettet bliver udvidet (store investeringer) til at håndtere en peak-produktion på 6800 MW når det blæser over middel i Danmark

Men hvad vil man stille op med 6800 MW EL-produktion fra vindmøllerne i disse perioder?

  • Når forbruget i Danmark og udlandet er lavt - og nabolandendes vindmøller peaker på samme tid som de danske møller? Når behovet for EL er ned på 2000 MW og der ikke kan eksporteres EL

  • Når alle andre kraftværker i landet er standset og vindmøllerne producerer med 6800 MW effekt? Hvad vil man gøre med en produktion på 4800 MW over behovet?

Det bliver interessant at følge udviklingen i de scenarios, som tegner sig:

a) Discharge-scenariet. Der installeres 6800 MW vindmøller i Danmark i forsøget på at nå 50% vindandel i EL-forsyningen på mange meget dårligt belagte vindmøller, som bliver opstillet på landjorden, hvor det ikke blæser ret meget. Det fører til meget høje støttebeløb til vindmøllerne og meget store investeringer i højspændingsnettet til fordeling af 6800 MW svingende produktion samt high spinning backup kraftværker og EL-frobrugere, som må undvære EL i ny og næ. Det værste bliver at landets EL-forbrugere kommer til at betale for discharge af vindmøllernes produktion når det blæser meget

b) Høj nytte scenariet. Der installeres kun 4000 MW vindmøller i Danmark, men de placeres i højvindhastighedsområder, hvormed deres kapacitetsfaktor kommer op på ca 50% hen over året. Deres årsproduktion bliver den samme som de 6800 MW i høj-pris-lav-nytte scenariet (a), men det bliver meget sjældent nødvendigt at dicharge deres produktion, idet kapaciteten svarer til det gennemsnitlige forbrug af EL og højspændingsnettet behøver ikke at blive udbygget for at integrere 4000 MW

Desværre, jeg er bange for, at man allerede har valgt at realisere discharge scenariet. Men måske kan man allerede nu pege på, hvor Danmark kan afsætte omkring 3000 MW per døgn i blæsende perioder? Men til hvilken pris?

  • 0
  • 0

for vores elsystem er at der er en frekvens der skal vedligeholdes. Grundlaget for det kedelige "sorte arbejde" blev skabt i 40-erne da netfrekvensen blev knebet om dagen => at synkronurene var lidt langsomme og arbejdsgiverne fik derfor mere ud af arbejderne i dagtimerne. Der blev arbejdet 'gratis' da stempelurene gik langsommere end 'tiden'. Til gengæld skulle netfrekvensen så øges om natten så urene gik præcist. Det medførte så at der belv arbejdet i kortere tid end der blev betalt for. Dét kunne arbejdsgiverne IKKE lide. Derfor 'SORT ARBEJDE' = Fy Fy ;-D

Med den eldistribution vi har i Danmark, er det imidlertid IKKE tilstrækkeligt at frekvensen er i orden - FASEVINKLEN skal også styres med de nye 'GRØNNE' aktører, da der ellers vil optræde store strømme mellem 'generatorknudepunkterne. Strømmene nærmer sig ekstremt hurtigt KORTSLUTNINGSNIVEAUET hvilket medfører udkobling af effektafbrydere.

Fluktationerne i nettets fasevinkler ved ind og udkobling af belastninger bliver langt større når man ikke har de roterende generatorers inerti til at optage disse fluktationer. At tro man kan ind/ud-koble/styre 'hurtigt regulerbare' værker er og bliver en TROssag som virkelighedens krav om handling i løbet af mikrosekunder nok skal skubbe seriøst til.

Der skal opstilles adskillige tomgangskørende STORE synkronmaskiner, hvis roterende inerti kan stabilisere netfluktationerne. Energi leverancer via HVDC linier kan IKKE stabilisere nettet. De kan kun levere energi til et STABILT NET og derved holde spændingen nogenlunde på plads. (Analogien er som vandstanden i en en sø med mange aftapningssteder og et par enkelte tilløbslinier - der mangler blot lige styring af fasevinklen - Det er her filmen knækker for folk, når de TROR dt er nok at opretholde vandstanden.)

Så er der folk, der TROR de moderne "intelligente" inverterstationer kan nå at indregulere - det kan de IKKE, da reguleringssløjferne kræver længere tid end der er til rådighed i kortslutningsbeskyttelsen.

Man kan IKKE nedlægge kraftværkers generatorer som poklitikerne drømmer om - der SKAL være en roterende generatorINERTI til rådighed mange steder i landet - specielt ved store forbrugere, der svinger i belastning. Ind og udkobling af store varmepumper eller 'dyppekogere' i fjernvarmen vil medføre endnu større 'ryk' end belastningsændringen unmiddelbart lægger op til i 'købmandsberegningerne'.

Det lyder sødt at man blot skal kunne ind og udkoble vindmøller og solcelleanlæg samt storforbrugere.

Det koster millioner af kroner (set her omkring d. 8. okt 2012), når der blot er et svigt på få millisekunder til de store virksomheder. Alt falder ud og 'nødstoppes', og det kan tage timer at få startet op igen. Et nødstrømsanlæg bruger nemt nogle sekunder, før det leverer den manglende vare.

  • 0
  • 0

for vores elsystem er at der er en frekvens der skal vedligeholdes.

Men det er et stadig spinklere grundlag: HVDC forbindelser isolerer forskellige afsnit af elnettet og stort set ingen andre end store turbogeneratorer deltager ikke aktivt i opretholdelsen af frekvensen som proxy-indikation for effektbalancen.

Derfor er den største udfordring for vores fremtidige elnet gamle garvede elfolk der har 50Hz i rygraden og slet ikke kan tænke på noget andet...

  • 0
  • 0

For Energinet.dk er det også vigtigt at se på nye muligheder i markedet for systemydelser – altså det at selskabet som ansvarlig for elsystemet køber et værk til at producere eller stå stand by i et bestemt tidsrum. Her vurderer Energinet.dk, at den nordiske elmarkedsmodel efterhånden bliver udbredt til store dele af Europa, og at også handel med systemydelser derfor vil blive et marked på europæisk plan hen over de kommende år.

Den løsning vil da i det mindste understøtte Energinet.dk's og andre TSO'eres position, så det kan de givetvis godt blive enige om. Gad vidst hvor mange millioner milliarder den tilhørende udbygning af transkontinentale højspændingsnet vil koste....

  • 0
  • 0

Jens Rasmussen skriver 12. okt 2012 kl 14:20:

Men hvilke spekulationer gør Energinet.dk sig mon om, hvad der skal ske i 2020, når Danmark står med en fuldlast kapacitet på 6800 MW vindmøller og et gennemsnitligt EL-forbrug på 3500 MW?

Men hvad vil man stille op med 6800 MW EL-produktion fra vindmøllerne i disse perioder?

  • Når forbruget i Danmark og udlandet er lavt - og nabolandendes vindmøller peaker på samme tid som de danske møller? Når behovet for EL er ned på 2000 MW og der ikke kan eksporteres EL

  • Når alle andre kraftværker i landet er standset og vindmøllerne producerer med 6800 MW effekt? Hvad vil man gøre med en produktion på 4800 MW over behovet?

Desværre, jeg er bange for, at man allerede har valgt at realisere discharge scenariet. Men måske kan man allerede nu pege på, hvor Danmark kan afsætte omkring 3000 MW per døgn i blæsende perioder? Men til hvilken pris?

Det kaldes og er OVERLÖB og er velkendt fra vandkraften.

Selv med ret store vandmagasiner har man årlige overlöb i f. eks. Sverige og Kina: http://en.wikipedia.org/wiki/File:Three_go... se diagrammet over den årlige produktion. Det på trods af at produktionen langtfra dägger det maksimale forbrug.

Med vandkraft har man vendt sig til rationering, når der mangler nedbör og til at lukke for värker ved overlöb.

Det må man også regne med for udbygget vindkraft, og de danske vindkraftvärker er aldeles udmärkede til lastfölge, når de ikke körer fuldlast. Til og med bedre end vandkraftvärker med lange tillöbsrör.

Med > 6000 vindkraftvärk i drift er det antagelig tilsträkkelig med on/off styring for frekvens- og spändingsholding.

Der behöves store magasiner for at dägge udbygget dansk vindkrafts behov, og for vandkraftens behov langt fra äkvatoren har man indset, at tilsträkkelige magasiner er urealistiske.

Mvh Tyge

  • 0
  • 0

Tak Erik N: Dit handikap er, at du er for dygtig til fysik. Så selvfølgelig skal netfrekvensen stabiliseres med mange stor roterende generatorer. Men det aner f.eks. energiministeren intet om, så vi ska da bare lukke for de store kraftværker, og så folde hænderne (i mørke?). Nej, objektivt set er der et par effektive alternative løsninger. Vi skal forhandle med vore nabolande - især Sv, No og Fi - om leveringsaftaler, så vi kan købe strømmen billigere og mere stabilt end fra vindmøller (vand- og kerne-). - I forgårs (11.10) leverede vores 5000 vindmøller 16 MW midt på dagen - og i fem timer mindre end 1% af elforbruget. Ingen andre lande vil drømme om at satse på noget, der er så "luftigt"!

  • 0
  • 0

Tak Erik N: Dit handikap er, at du er for dygtig til fysik. Så selvfølgelig skal netfrekvensen stabiliseres med mange stor roterende generatorer. Men det aner f.eks. energiministeren intet om, så vi ska da bare lukke for de store kraftværker, og så folde hænderne (i mørke?). Nej, objektivt set er der et par effektive alternative løsninger. Vi skal forhandle med vore nabolande - især Sv, No og Fi - om leveringsaftaler, så vi kan købe strømmen billigere og mere stabilt end fra vindmøller (vand- og kerne-). - I forgårs (11.10) leverede vores 5000 vindmøller 16 MW midt på dagen - og i fem timer mindre end 1% af elforbruget. Ingen andre lande vil drømme om at satse på noget, der er så "luftigt"!

Holger

Jeg tror ikke helt du har forstået problematikken om stabilitet i el-nettet som Erik Nørgård igen og igen fremfører (og med rette). Det har ikke noget med energien eller mængden af energi til et el-net som det danske men kvaliteten af el-energien og evnen til at holde 'rygraden' i nettet som de store kraftværkers generatorer i dag er garant for som nok så mange HDVC forbindelser ikke umiddelbart kan.

  • 0
  • 0

Erik Nørgaard@

Der er ingen tvivl om af der er et stort arbejde med at fastholde frekvensen i et net der består primært af små decentrale enheder. Det samme gælder også spændingskvaliteten ved ind- og udkoblinger af både last og produktion. (og ikke at forglemme tilstrækkelig med energi til at leverer effekt til vores kortslutningsbeskyttelse). Et andet og mindst lige så vigtigt problem er de problemer der opstår med støj i form af interharmoniske og overharmoniske spændinger som følge af al vores effektelektronik (som der ikke bliver mindre af i fremtiden) både på last-siden og i den decentrale produktion.

Fasevinklen ser jeg ikke som det helt store problem, den kan mange små decentrale enheder forholdsvist nemt regulerer på. I tyskand kan mange af de nye solcelleinvertere arbejde i alle fire kvadrater (jeg kan ikke huske om det pt er et lovkrav at de kan dette?) og det samme gælder for de store vindmøller. fasevinklen kan heller ikke ændre sig momentant, så elektronikken kan godt nå at regerer inden for nogle bånd.

De inter- og overharmoniske spændinger medføre at vores net ikke kan overføre den samme effekt som under normale forhold og den vil derfor kræve en forstærkning af nettet, med mindre det lykkes at filtrerer den fra. Begge dele koster penge.

En løsning er at have store synkronmaskiner stående og roterer hele tiden, de kan formentlig udfør et arbejde, så man udnytter en del af energien og i det øjeblik der forekommer en spændingsvariation eller en frekvensvariation, vil de regulerer denne frekvens og spænding ind. En anden løsning er at tage konsekvensen af at et AC-net ikke er effektivt og gå tilbage til DC, der vil kapaciteten i kabelnettet være opladet og kunne give energi til f.eks. kortslutninger og det vil modvirke alle de andre støjkilder.

I princippet er det ikke noget problem at have nogle store svinghjul stående og køre rundt, selv om deres eneste opgave er at stabiliserer nettet. Det koster energi og det kan ses som "spildt" arbejde, men reelt vil det bare være et naturligt tab i driften af nettet.

  • 0
  • 0

Mon ikke alle disse vindkraftväkers rotorsystemer indeholder relativt mere inerti end de store dampkraftturbiners rotorer? Vingerne er i hvert fald en hel del längere end skovlene.

Men nu er vel inrtien mere til skade end til gavn, når det handler om lastfölge. Det som er nödvendigt, er tilsträkkelig hurtig og stor evne til laständring, og derfor er nogle generatorer nödt til at köre på dellast eller i tomgang også med 100% vindkraft.

Det er ikke for sjovs skyld at et 1300 MW Kkvärk ligger på 1000 MW, det er for at på s lede 300 MW yderligere ud på nettet.

Vindkraftparkerne udbygget til > 6000 MW i Danmark må regne med at köre en hel del på dellast ligesom anden produktion også vandkraften gör i dag.

Det bör väre en enkel opgave, hilser Tyge

  • 0
  • 0

@Erik Nørgaard:

FASEVINKLEN skal også styres med de nye 'GRØNNE' aktører, da der ellers vil optræde store strømme mellem 'generatorknudepunkterne. Strømmene nærmer sig ekstremt hurtigt KORTSLUTNINGSNIVEAUET hvilket medfører udkobling af effektafbrydere.

Fluktationerne i nettets fasevinkler ved ind og udkobling af belastninger bliver langt større når man ikke har de roterende generatorers inerti til at optage disse fluktationer. At tro man kan ind/ud-koble/styre 'hurtigt regulerbare' værker er og bliver en TROssag som virkelighedens krav om handling i løbet af mikrosekunder nok skal skubbe seriøst til.

Der skal opstilles adskillige tomgangskørende STORE synkronmaskiner, hvis roterende inerti kan stabilisere netfluktationerne.

Må jeg lige gøre opmærksom på, at en inverter kan ændre (regulere eller korrigere) sin fasevinkel op til 60 grader (hvis det skulle være), indenfor 1/3 omdrejning - d.v.s. på 3,3 ms - eventuelt på signalet om målelig strøm, som løber fra en inverter til en anden, p.g.a. faseforskydning, eller ved direkte synkronisering.

Det kan en roterende generator ikke - netop p.g.a. dens inertimoment.

Du har nu i efterhånden mange indlæg påstået at elektroniske frekvensomformere/generatorer ikke kan sikre at frekvensen og fasevinklen opretholdes i et net, da det kræver inertimoment.

Men jeg er ikke bekendt med at du har underbygget det - og jeg finder påstanden på linje med at det ikke er muligt at få et ur til at gå præcis uden et pendul, ligesom i et gammelt bornholmerur.

Jeg har dog set masser af elektroniske ure, der går både præcis og synkront!

Lad os lave et tankeeksperiment:

Vi føder en ganske almindelig VLT (Danfoss inverter) #1 med jævnstrøm, og sætter den til at levere 50 Hz, for at føde en asynkron motor, der skal køre ca 2.950 rpm.

Her har vi allerede et 50 Hz elnet, med to "aktører", d.v.s. en producent og en forbruger.

Motoren udnytter ikke hele inverterens kapacitet, så vi tilføjer en lampe, en elradiator og en 50 Hz motor mere.

Uden egen frekvensomformer kan motoren kun kan køre synkront eller asynkront med vores lille net.

Til sammen, kan de 4 forbrugere i perioder trække mere end VLT'ens kapacitet, så vi tilføjer en VLT #2, med anden fødekilde, som vi synkroniserer elektronisk med VLT #1.

Sådan kan vi jo fortsætte med at udbygge dette vekselstrømsnet - udelukkende drevet af effektelektronik.

Hvornår mener du vi får brug for et roterende svinghjul, for at holde fasevinklen - og hvorfor?

  • 0
  • 0

Må jeg lige gøre opmærksom på, at en inverter kan ændre (regulere eller korrigere) sin fasevinkel op til 60 grader

  • for den sags skyld også mere.
  • 0
  • 0

Niels: Jamen vi er da helt enige, så jeg ved ikke hvad det er, du mener, jeg ikke har forstået? Netfrekvensen kan naturligvis ikke holdes udelukkende vha generatorernes store inertimoment. Men de stabiliserer den over kort tid (sekunder og få minutter). Det er indlysende, at hvis der ikke tilføres tilstrækkelig effekt i nogle sekunder, så vil frekvensen langsomt mindskes. Men det regulerer man ved at skrue lidt op for kraftværkernes ydelse (hurtigst vha vandkraft), og det foregår helt automatisk, når der er kraftværker nok! Også spændingen skal holdes indenfor et vist interval, og det reguleres på samme måde. Danmarks to vekselstrømsområder hænger jo sammen med henholdsvis Midteuropa og med Skandinavien, og det er de store lande, der styrer både frekvens og spænding. Og kan Danmark ikke "hænge på", så cuttes vi fra det store net, og må genoprette ballancen igen. Det sker meget sjældent nu, men kan vel forventes at ske oftere, når mere VE (=varierende energi) etableres.

  • 0
  • 0

Danmarks to vekselstrømsområder hænger jo sammen med henholdsvis Midteuropa og med Skandinavien, og det er de store lande, der styrer både frekvens og spænding. Og kan Danmark ikke "hænge på", så cuttes vi fra det store net, og må genoprette ballancen igen.

Jeg tror du lige du skal opdatere din viden omkring vores forbindelser til udlandet, se evt. http://energinet.dk/Flash/Forside/index.html Der er sgu ikke meget frekvens på vore jævnspændingsforbindelser.

  • 0
  • 0

Mon ikke alle disse vindkraftväkers rotorsystemer indeholder relativt mere inerti end de store dampkraftturbiners rotorer? Vingerne er i hvert fald en hel del längere end skovlene.

Det er meget almindeligt at de store vindmøller ensretter strømmen inden den bliver vekselrettet og lagt ud på nettet... Derved forsvinder inertien, det gøres for at gear og generater kan køre optimalt i forhold til vinden og ikke i forhold til nettet... Dette er så også grunden til at vindmøller ikke bidrager til den transiente kortslutningsstrøm, de kan sjældent leverer mere energi end 2x fuld last.

  • 0
  • 0

Danmarks to vekselstrømsområder hænger jo sammen med henholdsvis Midteuropa og med Skandinavien, og det er de store lande, der styrer både frekvens og spænding. Og kan Danmark ikke "hænge på", så cuttes vi fra det store net, og må genoprette ballancen igen. Det sker meget sjældent nu, men kan vel forventes at ske oftere, når mere VE (=varierende energi) etableres.

Impedansen mellem den generator der opretholder spændingen/frekvensen og forbrugeren er ret vigtig i det spil, hvis kraftværkerne ligger for langt væk, vil spændingen svinge op og ned afhængig af hvordan der lige kobles i nettet. vi kan derfor ikke bruge de franske a-kraftværker til noget særligt i forbindelse med stabiliseringen af det danske net. Et kraftværk i Danmark er lige så meget med til at styre frekvensen, som et kraftværk i Tyskland...

Jeg kan ikke forestille mig at vi oftere bliver nød til at klippe forbindelsen til udlandet, pga. vores decentrale produktion. Det er nok mere sandsynligt at der bliver lukket for nogle producenter hvis de ikke kan følge med spændingen/frekvensen, eller at der bliver afbrudt for nogle forbruger hvis vi ikke kan leverer energi nok. Vores udlandsforbindelser er tros alt meget kraftige...

  • 0
  • 0

Tak Michael Rangård for forklaringer, som jeg mener at forstå. Men for tydelighed ber jeg om yderligere:

"Vores udlandsforbindelser er tros alt meget kraftige..." - Det er vel "kun" AC forbindelser, der bidrager til frekvensholdningen? - Kan HVDC alene opretholde frekvens og spänding på et net med variabelt forbrug?

" Et kraftværk i Danmark er lige så meget med til at styre frekvensen, som et kraftværk i Tyskland..." - Vel under forudsætningerne at begge kan styre frekvens (synkront), og at begge er koblet til samme AC-net? - Både vand- og vindkraftværk kan udrustes med med asynkrongeneratorer og kræver tilslutning til et net med frekvensholdning.

Holger Skjerning skriver: " Men det regulerer man ved at skrue lidt op for kraftværkernes ydelse (hurtigst vha vandkraft), og det foregår helt automatisk, når der er kraftværker nok!" - Mon ikke vandkraft er blandt de mere stabile værker og dermed relativt langsomme? - "Min" hurtigste dampturbine var en modtrykkere på 100 MW med en tidskonstant på ~1 s. - En Kkraft turbine kan have > 10 s. - Et vandkraftværk med 400 m tillöb tror jeg har nogenlunde samme tidskontant (tid fra 0 til fuld last/fart) som et lige så langt godstog. - Det er ikke antal men regulerstyrke, der er afgörende for netstabiliteten. - Hvis alle værker körer på fuld effekt og forbruget stiger vil netfrekvensen falde. - Hvis et net kun drives af vindkraft med fuld effekt, vil et öget forbrug kræve flere værker i drift.

Mvh Tyge

  • 0
  • 0

"Vores udlandsforbindelser er tros alt meget kraftige..." - Det er vel "kun" AC forbindelser, der bidrager til frekvensholdningen? - Kan HVDC alene opretholde frekvens og spänding på et net med variabelt forbrug?

Ja, mig bekendt det er kun AC-forbindelserne der bidrager til at stabiliserer nettet. DC-forbindelser udligner kun effektbalancen. For meget eller for lidt effekt i et net vil dog også påvirke frekvensen til man får effektbalancen til at gå op... Jeg har ikke kendskab til om man har lavet en HVDC station der er i stand til at stabiliserer nettet, men i teorien er det vel muligt at dimensionerer en stor frekvensomformer...

" Et kraftværk i Danmark er lige så meget med til at styre frekvensen, som et kraftværk i Tyskland..." - Vel under forudsætningerne at begge kan styre frekvens (synkront), og at begge er koblet til samme AC-net? - Både vand- og vindkraftværk kan udrustes med med asynkrongeneratorer og kræver tilslutning til et net med frekvensholdning.

Hvis et kraftværk skal være med til at styre frekvensen, så skal det være en synkrongenerator der er installeret og ja, den skal være tilsluttet nettet.Ellers vil det jo være HVDC stationen der har betydning for det andet net.

Mellem Jylland og Tyskland har vi AC-forbindelser og mellem Sjælland og Sverige har vi AC-forbindelser. Mellem Fyn og Sjælland har vi en DC-forbindelse.

  • 0
  • 0

Niels: Jamen vi er da helt enige, så jeg ved ikke hvad det er, du mener, jeg ikke har forstået?

@Holger

ET el-net skal være i Balance så der tilføres lige så meget energi som der forbruges. som i daglig tale kaldes balanceregulering og jo altså i bund og grund for at holde de 50 Hz..

Men det vi her taler om og det Erik Nørgård påpeger er kvaliteten af frekvensen og herunder problemstillingen mangel på 'roterende jern'. .

Hvis man betragter nordjyllandsværket og Studstrupværket og højspændingsforbindelsen mellem disse så er forbindelsen af betragte som en aksel hvor rotorene mellem de to værks dampturbiner får turbinerne til at følge hinanden slavisk..

Og hvis der i praksis sker det at den ene rotor flytter sig bare få grader i forhold til den anden så faseviklen flyttes til det kritiske, så sker der er kortslutning, som der så via forskellige sikkerhedsanordninger er taget højde for.. Men det sikre resultat er at forbindelsen den afbrydes...

I el-nettet er der til stadighed forhold som kan og vil flytte fasevinklen op i mod de store kraftværkers generatorer, og det typisk store forbrugere som ind og udkobles, kontaktorer som trækker meget strøm i slutteøjeblikket, induktion i store motorer osv... Hertil alt det Junk-strøm fra frevensomformere, invertorer og moderne elektronik i det heletaget det virker til at forstærke skævvridning eller forringe kvaliteten af frekvensen...

Hvis man nu når f.eks. møllerne i Nordjylland de yder meget effekt at man stopper Nordjyllandsværket, hvorefter Studstrup forsat yder effekt til Midtjylland og danner ryggrad via højspændingsforbindelsen til nordjylland når møllerne i nordjylland varetager forsyningen og herunder at der overføres energien til Midtjylland.

Hvis systemet i NOrdjylland er i balance og driften er normal via af den store produktion fra møllerne, men hvis en eller anden markant hændelse f.eks. en kortslutning med udfald af en transformator bevirker en resolut og markant hændelse som forskyder fasevinklen. NU er der ikke noget 'buffer-jern' til optagelse at energien i forskydningen via induktion og herunder at indfase energi i 'bølgedalen´ så fasevinklen holdes eller den overskydende energi som er på galde veje den kan ikke afsættes og korrigeres og den eneste betydelige reference er Studstrupværkets generator som simpelthen er for 'langt bort' i nettet så fasevinklen får love at forskydes og der sker kortslutning og højspændingen til Århus afbrydes.

  • 0
  • 0

En løsning er at have store synkronmaskiner stående og roterer hele tiden, de kan formentlig udfør et arbejde, så man udnytter en del af energien og i det øjeblik der forekommer en spændingsvariation eller en frekvensvariation, vil de regulerer denne frekvens og spænding ind. En anden løsning er at tage konsekvensen af at et AC-net ikke er effektivt og gå tilbage til DC, der vil kapaciteten i kabelnettet være opladet og kunne give energi til f.eks. kortslutninger og det vil modvirke alle de andre støjkilder.

Skulle et stort svinghjul med rotor/stator, med den nødvendige kapacitet til at stabilisere det lokale net, forbruge særlige meget effekt til bare at 'løbe med' frekvensen i nettet!

Større kvalitets el-motorer de bruger næsten ingen strøm i tomgang!

  • 0
  • 0

HVDC forbindelser kan uden problem deltage i frekvensreguleringen forudsat at de ikke er fuldt belastede. HVDC forbindelserne i Danmark har indbygget et "nød effekt" indgreb hvorved der ydes frekvensstøtte hvis frekvensafvigelsen bliver større end +/-500 mHz. Da disse forbindelser er bygget med netkommuterede tyristorer kan de kun yde aktiv effekt regulering og ikke deltage i spændingsreguleringen. Den nye Skagerak 4 forbindelse bliver bygget med en anden type halvleder komponenter(IGBT). Denne type konvertere arbejder med PWM(puls width modulation) og kan regulere både aktiv og reaktiv effekt uafhængig af hinanden. Det betyder at forbindelsen kan deltage i både frekvensregulering og spændingsregulering. Dog har sådanne forbindelser ikke de samme dynamiske egenskaber som synkronmaskiner.

  • 0
  • 0

I et tidligere indlæg er der angivet at "det er de store lande der styre både frekvens og spænding". Dette er ikke helt korrekt !. Spændingsregulering er noget der foregår lokalt. I Jylland såvel som på Sjælland er der altid krav om at der skal være 3 generatorer på enten 132/150/400 kV niveau som foretager spændingsregulering. En synkrongenerator kan kun regulere spændingen på dens egne klemmer(I praksis er det dog i maskintransformerens stjernepunkt). For at undgå for store spændingsvariationer på de lavere spændingsniveauer er det derfor også nødvendigt med mulighed for spændingsregulering i nettet.

Frekvensreguleringen i et sammenhængende synkron område er en fælles sag. I det central Europæiske net skal der hele tiden være en primærreguleringsreserve på 3000 MW som skal kunne leveres inden for 30 sek. De 3000 MW fordeles mellem landende i afhængighed af deres "elektriske størrelse". Jylland skal i den sammenhæng levere 1% af primærregulering svarende til 30 MW.

Det er også anført at frekvensregulering " foregår automatisk når der er kraftværker nok". Dette er ikke helt korrekt. Jo færre anlæg der er tilkoblet det samme synkrone område jo større bliver kravene til at de idriftværende anlæg er i stand til at foretage frekvensregulering tilstrækkeligt hurtigt. Dette skyldes at der er færre anlæg til at udkompensere belastningsvariationer og evt. udfald af produktionsenheder samtidig med at den synkroniserede inertimasse er mindre.

  • 0
  • 0

HVDC forbindelser kan uden problem deltage i frekvensreguleringen forudsat at de ikke er fuldt belastede. HVDC forbindelserne i Danmark har indbygget et "nød effekt" indgreb hvorved der ydes frekvensstøtte hvis frekvensafvigelsen bliver større end +/-500 mHz. Da disse forbindelser er bygget med netkommuterede tyristorer kan de kun yde aktiv effekt regulering og ikke deltage i spændingsreguleringen. Den nye Skagerak 4 forbindelse bliver bygget med en anden type halvleder komponenter(IGBT). Denne type konvertere arbejder med PWM(puls width modulation) og kan regulere både aktiv og reaktiv effekt uafhængig af hinanden. Det betyder at forbindelsen kan deltage i både frekvensregulering og spændingsregulering. Dog har sådanne forbindelser ikke de samme dynamiske egenskaber som synkronmaskiner.

Tak for indsigtsfuld beskrivelse, som stemmer meget overens med min opfattelse af Energinets og Ens' betragtninger.

Overordnet er der ingen af disse der ser nævneværdige problemer i at integrere den målsatte VE-kapacitet i 2050, med udfasning af de store kraftværker undervejs, men nogle af HVDC-forbindelserne skal nok have SVC-funktion og der skal installeres synkronkompensatorer - formentligt 3 stk i 300 Mvar-klassen, på hver side af storebælt.

Den første er på vej til at blive installeret i Bjæverskov. Det er en sprit ny 400 kV maskine fra Siemens, til en samlet anlægspris af 175 mio kr.

Alternativt overvejes det at ombygge nogle af de udfasede generatorer, ved at installere et nyt 132 kV felt, en startmotor og et hus omkring. Her har jeg set estimater på bare 15-20 mio kr plus skrotprisen for generatoren.

Det er da yderst overkommelige omkostninger i den sammenhæng.

  • 0
  • 0

Den første er på vej til at blive installeret i Bjæverskov. Det er en sprit ny 400 kV maskine fra Siemens, til en samlet anlægspris af 175 mio kr.

Ved man noget om drifteffekten for denne maskine, eller hvor meget effekt medgår til at holde den igang!

  • 0
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten