Vestas skal bygge australsk hybridanlæg i kraftværks-størrelse
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 du accepterer, at Teknologiens Mediehus og IDA-gruppen lejlighedsvis kan kontakte dig om arrangementer, analyser, nyheder, job og tilbud m.m. via telefon og e-mail. I nyhedsbreve, e-mails fra Teknologiens Mediehus kan der forefindes markedsføring fra samarbejdspartnere.

Vestas skal bygge australsk hybridanlæg i kraftværks-størrelse

Illustration: hpgruesen/Pixabay

Vestas har indgået aftale om at etablere et hybrid-energianlæg i kraftværksstørrelse i Kennedy Energy Park i det centrale nordlige Queensland i Australien.

Hybridanlægget, som får en effekt på 60,2 MW, skal bestå af 12 Vestasmøller på hver 3,6 MW, 15 MW solcellepaneler og et 2 MW / 4 MWh Lithium Ion-batterilager, der i øvrigt skal leveres af Tesla.

Læs også: Svensk by trækker stikket: Bliver fri fra nationalt elnet

Hele anlægget skal styres af et tilpasset Vestas-styresystem, skriver selskabet i en pressemeddelelse.

Skal imødekomme et behov

Ideen med projektet er at demonstrere et energianlæg, som døgnet rundt kan levere pålidelig og grøn elektricitet til 35.000 australske hjem.

Projektet skal dels imødekomme et behov for disse standalone-anlæg i Australien; dels vise vejen til, hvordan Australien og andre lande kan integrere mere vedvarende energi i deres energimix og samtidig undgå ustabilitet i elnettet, hedder det i pressemeddelelsen.

Læs også: Bedre styring af jævnstrømskabler skal give billigere strøm

For at understøtte kommende hybridprojekter i Australien vil Vestas og selskabets partner, det australske vedvarende energi-selskab, Windlab, dele deres viden og erfaringer fra projektet gennem det statslige Australian Renewable Energy Agency.

Johnny Thomsen, Senior Vice President Product Management for Vestas, vurderer, at projektet med Windlab placerer Vestas i front, når det gælder udvikling af bæredygtige energiløsninger:

Vi fører an med hybridløsninger

»Samarbejdsprojektet er et bevis på, at vi kan levere løsninger, der gør vedvarende energi mere konkurrencedygtig og kompatibel med nettet. 35 års erfaring med at opfylde komplekse behov i elnettet og udvikle avancerede kraftværkeregulatorer har givet Vestas grundlaget for også at føre an med hybridløsninger,« siger han .

Læs også: Forskere bag stort energiprojekt: Overset fleksibilitet kan sikre den grønne omstilling

Budgettet for projektet ligger på knap 800 mio. kroner, og hybridparken forventes årligt at kunne levere 210 GWh grøn strøm.

Vestas skal stå for service på anlægget i 15 år, hvilket indebærer en komplet servicepakke til vindmøller samt planlagt vedligeholdelse af solpaneler, batterilagring og elektriske systemer.

Læs også: Mega-batterier skyder op i Californien

Et konsortium mellem Vestas og amerikanske Quanta Services vil stå for projektering, indkøb og opførelse af projektet, som forventes at være i drift inden udgangen af ​​2018.

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Effekten på 60,2 MW lyder af lidt i underkanten til 35.000 australske hjem. Der er vel også aircondition der skal forsynes, og så bliver der ikke rigtigt noget til at oplade batteribilen med.

  • 1
  • 0

Hvorfor mener du det?
For mig at se er der flere gange et typisk dansk forbrug til rådighed.


hvis vi antager at vindmøllerne har en kapacitetsfaktor på 0,3 og solcellerne har en kapacitetsfaktor på 0,1, så giver det en samlet effekt på: (12x3,6x0,3)+(1x15x0,1) = 14,46 MW

ganger vi den værdi med 8.760 timer og dividerer med 35.000 boliger, får vi et middelforbrug på ca. 3.600 kWh/år

Batteriparken giver bare lidt mere tab, men medvirker ikke til nogen produktion... Den udligner kun forskellen på produktion og forbrug...

  • 1
  • 3

210 GWh/år svarer til et gennemsnitligt forbrug på 24 MW året rundt.

Batteriet kan yde 2 MW - og måske også lade med 2 MW. Det vil sige +/- 8% af det gennemsnitlige forbrug.

Det lyder ikke som en tilstrækkelig effekt til at dække de øjeblikkelige forskelle mellem produktion og forbrug. Og det bliver ikke bedre af, at batteriet er tømt efter 2 timer ved fuld effekt.

  • 1
  • 1

3.600 kWh/år til teoretisk rådighed er jo ikke specielt meget, når solcellerne ikke producerer i mørke og vindmøllerne ikke producerer i vindstille. Så skal batterierne tage over, og her er 2MW/4MW batteri jo ikke meget til 35.000 boliger.

Der er sikkert effekt nok - sådan i gennemsnit, men nu skal et elnet jo ikke bare kunne levere i et teoretisk gennemsnit, men helt konkret være 100% til rådighed hele tiden.

Men på den anden side: Hvis prisen holder får de sikkert råd til en del flere batteripakker til at jævne produktionen ud.

  • 1
  • 3

Vestas’ egen pressemeddelse, som artiklen linker til, naevner ikke noget om hverken aarsproduktion fra dette anlaeg, som er fase 1 af et projekt med ialt 1200 MW og heller ikke noget om, hvor mange boligers elforbrug der kan daekkes. Det anfoeres, at lokaliteten, Flinders Shire, er ”...blessed with world-class wind and solar resources”, og at ”… the complimentary combination of wind and solar energy, Kennedy Phase I can deliver a more constant and demand-driven energy production and increased capacity factor. “

Lad mig komme med lidt information om Australiens samlede elforbrug. Det var i 2015 paa ialt 238 TWh, dvs. hver af de 24 millioner australiere brugte 9890 kWh. Elforbruget er hoejst i industrien, 77 TWh, mens privat og offentlig service stod for 67, og husholdningerne for 59 TWh. Dvs. elforbruget i husholdningerne udgjorde knap 2500 kWh/indbygger (1800 kWh i Danmark). (Kilde: IEA database).

Den nordligste del af den karakteristiske halvoe paa Queensland rager lidt op over Aekvator, og Flinders Shire ligger faktisk lige paa Aekvator, saa lad os bare sige elforbruget til airconditioning i boliger er noget hoejere i Queensland end gennemsnittet for det kaempestore land. Lad os haeve elforbruget/indbygger til 3000 kWh, og lad os sige, at husstandsstoerrelsen er 2, hvilket bringer elforbruget pr. bolig op paa 6000 kWh. Hvis vi holder fast i en kapacitetsfaktor for solpanelerne paa 0.1, betyder det, at man er noedt til at regne med en kapacitetsfaktor paa de 12 styks 3.6 MW moeller paa 0.5 for at komme op paa en aarsproduktion paa 210-211 GWh.

Virker det ikke som om, at det er Sanne Wittrup selv har vaeret igang med lommeregneren? Eller har Vestas virkelig fortalt hende, at disse 12 3.6 MW moeller paa en indlandsplacering kan praestere en kapacitetsfaktor paa 50%?

  • 1
  • 2

Eller har Vestas virkelig fortalt hende, at disse 12 3.6 MW moeller paa en indlandsplacering kan praestere en kapacitetsfaktor paa 50%?


Igen vil jeg pege på det meget lille batteri.

Møllerne er på i alt 43 MW. Batteriet er på 2 MW. Om natten er der kun møller+batteri til at dække elbehovet.

Jeg kan kun se tre måder, hvorpå det kan gå op:
1. Man forventer yderst små udsving i møllernes produktion.
2. Man har nogle meget forstående elforbrugere, som er villige til at tilpasse deres forbrug efter produktionen.
3. Mølleeffekten er voldsomt overdimensioneret, målt på gennemsnitligt produceret effekt i forhold til gennemsnitligt efterspurgt effekt.

Hvis 1) er forklaringen, kunne det måske forklare den høje kapacitetsfaktor. Jeg har dog svært ved at tro på det.

  • 1
  • 0

  1. Man forventer yderst små udsving i møllernes produktion.
    2. Man har nogle meget forstående elforbrugere, som er villige til at tilpasse deres forbrug efter produktionen.
    3. Mølleeffekten er voldsomt overdimensioneret, målt på gennemsnitligt produceret effekt i forhold til gennemsnitligt efterspurgt effekt.


Nok nærmere: anlægget skal kun være en del af et større net og ikke have balanceansvaret for et område i ø-drift... Batteriet er stort nok til at der er tid til at starte anden produktion op, hvis møller og solceller ikke producerer...

  • 6
  • 0

Nok nærmere: anlægget skal kun være en del af et større net og ikke have balanceansvaret for et område i ø-drift...


Fint nok. Men så er nyhedsværdien vel ikke så stor.

(Selv om jeg har set tilstrækkeligt mange episoder med fejlet ødrift, til at jeg har en vis beundring over for anlæg, der på kommando kan hoppe ud og ind af ødrift.)

Batteriet er stort nok til at der er tid til at starte anden produktion op, hvis møller og solceller ikke producerer...


Det var batteriets effekt, jeg kommenterede på, ikke mængden af lagret energi.

Effekten i sig selv kan vel kun købe tid, hvis møllerne og solceller ramper produktionen stille og roligt ned, ikke hvis de stopper brat.

  • 0
  • 0

Hvis vi holder fast i en kapacitetsfaktor for solpanelerne paa 0.1, betyder det, at man er noedt til at regne med en kapacitetsfaktor paa de 12 styks 3.6 MW moeller paa 0.5 for at komme op paa en aarsproduktion paa 210-211 GWh.

Virker det ikke som om, at det er Sanne Wittrup selv har vaeret igang med lommeregneren? Eller har Vestas virkelig fortalt hende, at disse 12 3.6 MW moeller paa en indlandsplacering kan praestere en kapacitetsfaktor paa 50%?


CF 0,1 er ringere end hvad selv danske solceller præsterer. På gode placeringer i Australien, skal du regne med mindst det dobbelte, og hvis DC-kapaciteten er f.eks. 25% højere end AC-kapaciteten, er CF 0,26-0,27 på AC siden slet ikke urealistisk.

Så hvis det er 35 GWh/y, så skal vindmøllerne jo klare de sidste 175 GWh, svarende til CF 0,46.

V136-3,45 MW klarer iflg. databladet de 0,46 ved en middelvind på 7,2 m/s, hvilket nok er 7,3 - 7,4 m/s, når du medregner 2% nedetid.

3,6 MW kan jeg ikke finde datablade på, men den har jo nok en anelse lavere CF end 3,45 MW - så jeg antager at de regner med en middelvindhastighed på 7,5 - 7,8 m/s for placeringen.

Denne middelvindhastighed, og mere til, kan findes i det meste af området fra Australiens syd- og vestkyst, til flere hundrede km ind i landet, og såmænd også pletvis i det centrale Queensland.

http://www.renewablessa.sa.gov.au/files/12...

  • 4
  • 0

CF 0,1 er ringere end hvad selv danske solceller præsterer

Jah, men det er faktisk ikke, hvad Energistyrelsens aarlige energistatistik fortaeller. Der kan selvfoelgelig vaere lidt slinger i synkroniseringen mellem data for installeret kapacitet og aarsproduktion. Naar jeg sammenholder disse aarsdata, har CF for solcellestroem i Danmark svinget mellem 0.13 i 2000, og 0.03 i 2012. Middel for 2010-2015 er 0.09.

Det er klart, at hvis man i Queensland kan regne med, at en CF paa 0.26-0.27 paa sol, saa kan man noejes med en lidt lavere CF paa vind end 0.50. Jeg faar den til 0.46-0.47. Det er stadigvaek hoejt. Og de orange-roede pletter inde i Queensland fylder altsa ikke meget i forhold til de blaa og groenne farvekoder for lavere middelvind i den kaempestore delstat, 17 mio. km2 land, som beboes af knap 5 mio. mennesker. De har god plads.

  • 1
  • 1

Der kan selvfoelgelig vaere lidt slinger i synkroniseringen mellem data for installeret kapacitet og aarsproduktion. Naar jeg sammenholder disse aarsdata, har CF for solcellestroem i Danmark svinget mellem 0.13 i 2000, og 0.03 i 2012. Middel for 2010-2015 er 0.09.


Der er ikke lidt, men meget, slinger her, men det er heldigvis let at forklare.

Som du sikkert husker, så havde vi et kæmpe solcelleboom i slutningen af 2012, fordi Lidegaard med relativt kort frist gjorde op med den gamle ordning, så langt de fleste af disse anlæg, nåede kun at producere i November-December, hvor vi jo næsten ingen solenergi har.

Derfor kan du slet ikke regne med CF for året 2012.

Fatisk kan man generelt ikke regne med årlige CF på voksende kapaciteter, uden at indregne præcist hvornår på året de installerede hvor meget.

Du kan til nøds regne med 2014-2015, hvor kapaciteten kun voksede langsomt, men selv der skal du jo regne med et efterslæb.

Hvis du regner med produktion (2014+2015)/2 pr kapacitet ultimo 2014, bliver det nok nogenlunde retvisende, fordi du måler kapaciteten midt i stigningen i stedet for sidst i stigningen.

Mit bud er at dansk solenergi ligger på 0,11-0,12..

Det nordlige Australien ligger nærmere på 0,21-0,22, men i begge tilfælde kan du øge CF, ved at øge DC kapaciteten (solcellerne) ift AC kapaciteten (inverteren), også kaldet "inverter rate", og det gør de en del i i Australien.

Derfor er det realistisk at regne med 0,26-0,27.

  • 5
  • 1

Det nordlige Australien ligger nærmere på 0,21-0,22, men i begge tilfælde kan du øge CF, ved at øge DC kapaciteten (solcellerne) ift AC kapaciteten (inverteren), også kaldet "inverter rate", og det gør de en del i i Australien.

Derfor er det realistisk at regne med 0,26-0,27.


Er idéen med at overdimensionere solcellerne, i forhold til inverterkapaciteten spekulation eller viden, Søren?

Da der er tale om en hybridpark, virker det umiddelbart logisk, at der er en eller anden form for genbrug af inverterkapaciteten og anden kapacitet fra vinddelen?

Hvis det er tilfældet bortfalder behovet for at spare på inverterkapacitet!

Tracking derimod forklarer nemt den øgede kapacitetsfaktor.

  • 0
  • 0

Er idéen med at overdimensionere solcellerne, i forhold til inverterkapaciteten spekulation eller viden, Søren?


Ikke viden, men som jeg skrev; realistisk at regne med.

Husk nu at solcelleeffekten er angivet til 15 MWp.

Hvis der er tale om 15 MW DC kapacitet, og ikke AC kapacitet med høj inverterrate, så skal vindmøllerne jo yde et pænt stykke over CF 0,50, for at hybridanlægget kan levere de 210 GWh.

Det anser jeg som ligeså urealistisk som at få et 15 MW solcelleanlæg i Queensland til at yde over 30 GWh, uden en inverter rate på langt over 1.

  • 2
  • 1

Hvis der er tale om 15 MW DC kapacitet, og ikke AC kapacitet med høj inverterrate, så skal vindmøllerne jo yde et pænt stykke over CF 0,50, for at hybridanlægget kan levere de 210 GWh.


Der er tale om solceller med tracking og 15 MW AC kapacitet , ifølge Kennnedy Energyparks egen hjemmeside.
Der er ikke tilkendegivet en speciel inverterrate.

Kapacitetsfaktor på 0.28 er normalt i Quensland, for largescale solar, ifølge mit tidligere link, om det inkluderer over- eller underdimensionering af dele af anlæggene traditionelt fremgår ikke.

Har du nogle link, Søren, der dokumenterer traditionel inverterrate i Australien generelt, og specifikt i Queensland?

  • 0
  • 0

Kapacitetsfaktor på 0.28 er normalt i Quensland, for largescale solar, ifølge mit tidligere link, om det inkluderer over- eller underdimensionering af dele af anlæggene traditionelt fremgår ikke.


Jeg overså dine links, men hvis det er dette link du mener, så fremgår inverter raten lige præcis af den højre skala på grafen.

Så du har jo allerede selv leveret det link, du efterspørger.

Som du ser, har de anlæg i Queensland, som yder CF 0,28, hele 1,34 inverter rate, svarende til 34% "overdimensionering" solcelleareal, og de er desuden forsynet med trackere og hele piwtøjet.

Med inverter rate 1,0, ville de kun yde CF 0,22 med trackere, hvilket fremgår af den blå prik.

Faktisk synes jeg det bekræfter min antagelse om 0,26-0,27 med inverter rate 1,25 inverter rate ganske præcist, men hvis de installerer det med 1,34, så kan vindmøllerne jo nøjes med CF 45,7.

Det betyder i så fald at der skal installeres 20,1 MW solceller og 15 MW inverter, samt trackers.

  • 2
  • 0

Så du har jo allerede selv leveret det link, du efterspørger.


Ja, det havde jeg overset - selvom det logisk set giver mening, at optimere solceller og inverter, for at få den bedste kapitaludnyttelse, var jeg ikke opmærksom på inverterraten, som en normal opgivelse på linie med andre data.

Jeg læser nu ikke grafen, som du gør - såvidt jeg kan se, er den højeste inverterrate 1.28 (den røde linie), hvilket for QLD tracking giver 0.28 i CF (den grønne firkant).

og de er desuden forsynet med trackere og hele piwtøjet.

Projektet både Kennedy Energypark og Barcaldine (grafen) er single axis tracking, hvilket dårligt kan betegnes som "hele piwtøjet".
Det er åbenbart billigere at hæve inverterrate end at lave doble axis tracking i QLD. Faldende priser på paneler forstærker efter alt at dømme den udvikling.

Det der forekommer mig mest interessant, er, om der er mulighed for at genbruge inverterkapacitet fra vinddelen - ved du noget om det, Søren?

I QLD er vinden kraftig, om eftermiddagen og natten, hvor solen er aftagende eller slet ikke skinner, vinden aftager når solen tager til om morgenen og formiddagen.
Ideelt for det påtænkte hybridanlæg.

  • 0
  • 0

Nok nærmere: anlægget skal kun være en del af et større net og ikke have balanceansvaret for et område i ø-drift... Batteriet er stort nok til at der er tid til at starte anden produktion op, hvis møller og solceller ikke producerer...

Og flere andre om batterierne!

Hvis man placerer batterierne før inverterne, kan man principielt sænke inverterraten og mindske tabene, hvilket gør batterierne til en aktiv del, der øger effektiviteten af anlægget, og mindsker udgifter til paneler.

En skam at man ikke er mere specifik omkring anvendelsen af det forholdsvist lille batteri.
Måske en eller anden fra Vestas kan løfte sløret?

  • 0
  • 0

Jeg læser nu ikke grafen, som du gør - såvidt jeg kan se, er den højeste inverterrate 1.28 (den røde linie), hvilket for QLD tracking giver 0.28 i CF (den grønne firkant).


Du har ret. Den grønne prik viser CF, ikke IR, og den blå viser hvad CF ville have været, hvis IR var 1,0.

DC kapaciteten må jo så være 19,2 MW, hvis inverter raten svarer til gennemsnittet i QLD.
.

Projektet både Kennedy Energypark og Barcaldine (grafen) er single axis tracking, hvilket dårligt kan betegnes som "hele piwtøjet".


Med "hele piwtøjet", mener jeg det faktum at de både har tracking og høj inverter rate.

Når man befinder sig på 20. breddegrad, så giver N/S tracking ikke meget udbytte.
Iflg NREL's PV calculator, opnår du teoretisk en CF på 0,23 med en placering ved Hughenden, QLD, uden tracking og panelerne placeret helt vandret.

Vandret er således tæt på en optimal tilt-vinkel for en fixed array på placeringen.

Med 1-axis tracking opnår du 27% mere end fixed, og med 2-axis opnår du 12% mere end 1-axis.

Når vandret er en tæt på optimal fixed vinkel, betyder det at du kan installere rækkerne på langs af længdegraden, så du kan lave 1-axis tracking, blot ved at dreje hele rækken på én gang, og dermed både opnå 27% højere AEP og mere energi i morgen- og aftentimerne, hvor energiforbruget er typisk højest.

Den næste akse ville kræve at rækkerne splittes op i mindre paneler, som skal fordeles ud på et større areal, for ikke at skygge for hinanden, når de tiltes, hvilket giver en markant forøgelse i omkostninger, som næppe kan oppebæres af de 12% forbedring af AEP - og da slet ikke hvis forbruget følger sæsonudsvinget, eller møllernes sæsonvariation kompenserer for dette.

Uden at have undersøgt det, kan jeg forestille mig at elforbruget (med stort behov for køling) er højest i Oktober-Januar, og forholdsvis lavest i Juni, og således matcher solcellernes profil.

Det understreger også fordelene ved at installere solceller på disse breddegrader:

  • Højere og jævnere solindstråling
  • Høj korrelation med elforbruget
  • Stort udbud af ørkenarealer og halvgolde grasslands uden skygge
  • Langt billigere og mere simpelt at installere 1-axis tracking.

Til sammenligning, er vi jo nødt til at placere rækkerne øst-vest, her på vore breddegrader, for at kunne lave hældning mod syd, så vi kan jo ikke engang lave 1-axis tracking, uden at splitte rækkerne op, og øge forbruget af dyr mekanik og frugtbare jordarealer.
.

Det der forekommer mig mest interessant, er, om der er mulighed for at genbruge inverterkapacitet fra vinddelen - ved du noget om det, Søren?


Det har jeg ikke hørt om. Jeg har ikke selv flere informationer, end der er udkommet via Vestas pressemeddelelse og findes på Windlabs hjemmeside.

Men hvis solcellerne leverer både via deres egne 15 MW invertere, samt via vindmøllernes invertere, så er det jo forkert at oplyse solcelleeffekten til 15 MW.

Jeg opfatter meddelelsen sådan, at V136-3,6 MW skal anvendes som standard-model, inklusiv de invertere, de normalt er forsynet med, og at Vestas derudover skal levere et "Vestas customised control system that will operate the hybrid power plant" - så det er alt hvad jeg ved.

Derefter kan jeg blot beregne ud fra databladet (som godt nok kun findes for V136-3,45 MW), hvor stor middelvindhastighed der behøves, for at levere en AEP på GWh, som behøves når solcellerne har leveret deres 37-38 GWh, og derefter konstatere via wind-maps, at disse vindforhold så rigeligt er tilstede på sletten vest for Hughenden - så de behøver jo ikke at føde den "overskydende" solenergi ud vindmøllerne, for at nå de 210 GWh.

Idéen med kun at forsyne møllerne med ensrettere i stedet for invertere, og så lade både batterier, solceller og vindmøller forsyne en (eller flere) fælles inverter med DC, er da ellers så nærliggende at det næsten er utænkeligt at de ikke har tænkt tanken.

Men udbyttet er næppe stort nok til at det kan betale sig ift at anvende masseproducerede standardenheder, eller at trække kabler fra solcellerne op i alle vindmøllerne.

Vi kan jo beregne, ud fra din graf, at:

  • 15,0 MW med IR 1,28 = CF 0,28 = 36.817 MWh
  • 19,2 MW med IR 1,00 = CF 0,22 = 37.028 MWh
  • Overskud fra inverter rate = 210 MWh

Så de vil er kun få 1 promille højere AEP ud af det samlede system, ved at trække alle disse kabler.

Der kan måske findes en faktor 10-20 i grafens unøjagtigheder (f.eks hvis IR 1,28 = CF 0,29 og IR 1,00 = CF 0,21), men det giver stadig kun 1-2% ekstra at udnytte overskuddet fra inverter raten.

  • 1
  • 0

I QLD er vinden kraftig, om eftermiddagen og natten....


Hvor ser du at dette er tilfældet?

Det forekommer mig noget ulogisk, efter som vinden generelt er soldrevet.

I Danmark har vi klart mest vind i dagtimerne om sommeren.

Det ser således ud: https://www.dropbox.com/s/uggi8ivb8zgrrde/...

Om vinteren er det polarfrontens dynamik, der driver vinden. Til gengæld er solen så svag om vinteren, at vinden knapt kan kende forskel på dag og nat.

I Queensland har solen stor magt, hver dag, året rundt, så jeg antager (uden at have undersøgt det) at denne effekt på årsbasis er mere udtalt i Queensland end i Danmark.

  • 0
  • 0

Med 1-axis tracking opnår du 27% mere end fixed, og med 2-axis opnår du 12% mere end 1-axis.


Jo. men det er alligevel 15% mere end på det oprindelige udbytte uden tracking.
Man har selvfølgelig regnet på om det kan betale sig - og det kan det altså ikke - ekstra paneler er billigere.

Men udbyttet er næppe stort nok til at det kan betale sig ift at anvende masseproducerede standardenheder, eller at trække kabler fra solcellerne op i alle vindmøllerne.

Her skal man nok være opmærksom på, at det er et pilotprojekt, for et 10 gange større anlæg+hvad der ellers måtte være af synergieffekt på verdensplan.
En del udvikling kan forsvares.
Der er ganske meget vundet for mølleindustrien, hvis man kan tilbyde hybride anlæg (hydro, sol, vind etc.)

Konkurrencen er dog stor - man har netop tilbudt rentefrie lån til rooftop solar i Australien - og rooftop er i forvejen billigere mange steder på grund af lange afstande og høje finansieringsomkostninger for large scale anlæg.

  • 0
  • 0

Hvor ser du at dette er tilfældet?


På forsiden af dette link:
http://www.kennedyenergypark.com.au/
Citerer:

The location for Kennedy Energy Park was selected by Windlab as the region has the one of the highest levels of solar irradiance that can be connected into electricity network and possesses a world class complementary wind resource. What makes it so complementary is that on a typical day the solar resource ramps up in the morning as the wind slows down, and in the evening as the sun is setting the wind picks up and continues to generate steady power throughout the night.

  • 1
  • 0

Omkostninger til opførelse af anlæggene
Vedligehold, reparationer service tilsyn.


Det fremgår mere eller mindre af mit tidligere link:
http://reneweconomy.com.au/large-scale-sol...
Se 2. graf "Total capital costs per Watt"
Overraskende er det måske, at trods næsten ideelle forhold er energien dyrere end andre steder i Australien.
Høje finansieringsomkostninger og lange afstande synes at være hovedårsagen.

Gad vide hvad der kan forklare denne effekt?

Her skulle der kunne findes en forklaring:
https://www.mla.com.au/globalassets/mla-co...

  • 0
  • 0

Gad vide hvad der kan forklare denne effekt?

Her skulle der kunne findes en forklaring:
https://www.mla.com.au/globalassets/mla-co...


Ikke så vidt jeg kan se. Hvis der er en generel tendens til at det blæser mere om dagen end om natten, eller omvendt, har det intet med hverken tradewinds, El Nino, tropiske storme, frontsystemer, lavtryk eller monsunvinde at gøre.

Det nærmeste vi kommer daglige vind-oscillationer, er beskrivelsen af "the inland through":

"As the temperature rises during the day, the trough deepens and moves towards the coast, of ten causing showers and thunderstorms to form in the moist unstable air to its east. Rainfall can be particularly heavy when the trough interacts with other features, such as a cold front or a mid- or upper-level trough in the atmosphere."

Men den giver jo dynamik om dagen, jfr beskrivelsen. Vi mangler jo en forklaring på det modsatte.

  • 2
  • 0

Men den giver jo dynamik om dagen, jfr beskrivelsen. Vi mangler jo en forklaring på det modsatte.


Selv om jeg har en mindre meteorologisk uddannelse, kan jeg ikke gøre rede for de lokale forhold udover, hvad jeg har fundet på hjemmesiden for energiparken, og selve oversigten over klimaforholdene.

Måske overdriver Windlab fortræffelighederne, for at sælge projektet?

Men hvor ser du at dynamikken (vinden), er fremherskende om dagen?

  • 0
  • 1
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten