Frage zu Solaranlage

Emil Naepflein schrieb:

Soso, Batterien.

Zur Auflockerung könnten wir ja jetzt mal ein kleines Ökoquiz veranstalten:

Ordne folgende globalen Killer nach ihrem Blutzoll:

- Ziviler und militärischer Ge- und Missbrauch der Kernenergie

- Malaria

- Batterierecycling

Lennart Blume schrieb:

Meinst du Olkiluoto? Falls das Ding überhaupt je zum Laufen kommt. Der Starttermin kommt, wenn das so weiter geht, noch nach der Fusionsenergie... Ne andere Frage wäre, ob man den Reaktor bezahlen kann.

Welche Batterien (Akkus) meinst Du?

Wenn Die Bleiakkus meinst, dann ist das nicht relevant, da niemand im großen Stil Bleiakkus zur Zwischenspeicherung von Solarstorm verwenden will.

Rolf Bombach schrieb:

PV und Speicherwasser passt doch. Muss man nur tun und nicht lamentieren. Wieviel Speicherwasserleistung gibt's jetzt schon in der Schweiz und welchen Wert peilen die Ausbaupläne an? Pumpspeicher kranken manchmal daran, dass ein geeignetes Unterbecken fehlt.

Gruß, Gunnar

Helmut Hullen schrieb:

Funkstrom!

Ralf . K u s m i e r z schrieb:

Die Rampe beträgt wie oben geschrieben bis zu 6 GW/h, geteilt durch 1,5 Mio Anlagen sind das durchschnittlich 4 kW/h.

Bisher ist die Rampe bei konventionellen Kraftwerken mit den Frequenzabweichungen aufgrund des Stundenhandels eher frühmorgends und abends ausgeprägt. Die Mittagsdelle mag sich aber noch weiter ausweiten, d.h. dann sehen wir auch zur maximalen PV-Einspeisezeiten bei der Restlast erhöhte Rampenbewegungen und auch Frequenzabweichungen bis zu

ENTSO-E Working Group on System Protection & Dynamics: The Impact of Dispersed Generation on Continental Europe?s Security of Supply

Gruß, Gunnar

Emil Naepflein schrieb:

Dass der Erntefaktor (EROI = Energy Return on Energy Invested) eine wichtige Kenngröße ist, hat sich mittlerweile herumgesprochen. Aber das gleiche Prinzip nicht nur in Geld sondern vor allem in Energieeinheiten zu bilanzieren (vgl. mit Bruce Hannon's Energy Discounting) gilt auch für die in Zukunft notwendige Ausweitung der Speicherinfrastrukur.

ESOI-Werte (Energy Stored on Energy Invested = kumulierter Energiedurchsatz durch den Speicher pro kumulierten Energieeinsatz für den Speicherbau) haben Standforder Wissenschaftler zusammengetragen: Batterietechnik: 2-10 Pumpspeicher/Druckluftspeicher: ca 200

Zentrale Großspeicher sind daher nicht zu vernachlässigen und nach wie vor sexy, wenn man die Leitungsverstärkung dahin durchgesetzt bekommt.

Gruß, Gunnar

Emil Naepflein schrieb:

Jein.

Fallende Strompreise als Resultat des Merit-Order-Effekts sind ein Übergangsphänomen, ein sogenannter Anpassungsmangel der als Marktversagen zu werten ist. An sich haben wir momentan ein viel zu hohen Bestand an Grund- und Mittellasterzeugern.

Aufgrund der Hysteres beim Zubau von Kraftwerken und der Stilllegung (bedingt durch die einmalige Investitionsausgabe, die niedrige Grenzkosten ermöglicht) bewegt sich im Bestand aber erstmal nichts.

Die Preisdauerlinie im "eingeschwungenen" Zustand entspricht aber genau der Ableitung der Hüllkurve einer optimalen Gesamtkostenschar K_ges = K_fix * k_var * T_b. Der jeweilige Anteil des Erzeugertyps (Grund, Mittel, Spitzenlast und Abstufungen) ergeben sich aus der Häufigkeitsverteilung der Restlast. Die Hüllkurve ist aber unabhängig von der Restlast, allerdings technologie- (Wirkungsgrad) und brennstoffpreisabhängig.

Mit zunehmenden Brennstoffpreisen ist also eher mit zunehmenden Strompreisen am Markt zu rechnen. Die EEG-Umlage wird weiter steigen, auf ein Nievau von ca 10 ct/kWh, wenn ein immer größerer Anteil der Stromerzeugung über das EEG generiert wird ist das auch nicht verwunderlich, wenn die Umlage sich den Kosten eines Mix von Wind- und PV-Strom annähert. Biogas gibt's auch für 9 ct/kWh, d.h. bei einem differntiellen Wirkungsgrad von 90% lässt sich damit auch Strom für ca

Gruß, Gunnar

Joerg Bradel schrieb:

Die GWh im hohen zweistelligen Bereich werden bei der Solarenergie vor allem durch die peanuts im zweistelligen kW-Bereich erzeugt. Rund 70% der PV-Leistung stammt aus Anlagen kleiner 100 kW. Daher glaube ich schon, dass in zukunft auch dezentrale Speicher das Potential haben werden, die 12-Stundenperiode auszubalancieren, insbesondere die Sodaspeicher aus der E-Mobilität.

Bei der Kurzschlussleistung gebe ich Dir recht. PV-Anlagen sind auf einen I_max von kurz über dem Nennstrom ausgelegt. Das sieht aber bei Batteriewechselrichter anders aus. Die können zumindest für ein paar Sekunden durchaus den doppelten Strom vertragen. Das ist eine Dimensionierungsfrage vor allem der Kühlkörper und der kurzfristigen Überlastbarkeit in kleinen Inselnetzen. Wenn der Kühlschrank anspringt, soll nicht das Licht flackern.

Blindleistung können Umrichter genauso wie Synchronmaschinen bereitstellen. Das ist nur eine Frage der Regelung, die in der Mittelspannung seit 2009 gefordert wird. Q(U) ist allerdings erst bei einigen süddeutschen VNBs im Einsatz, die anderen haben noch etwas Schiss vor dem Gedanken, dass eine vielzahl von verteilten Einheiten die Spannungsregelung besorgen und nicht mehr einer zentral am Regeltrafo.

Ein Differentialschutz ist im Übertragungsnetz aus Kostengesichtpunkten keine Frage, aber im Verteilnetz muss man sich noch was einfallen lassen, wenn die Kurzschlussströme abnehmen. Wobei die These steht, dass Kurzschlussleistung nach wie vor im Verteilnetz über den Leistungstrafo aus der HöS-Ebene bereitgestellt werden kann. So hat das ja auch vor 20 Jahren gut funktioniert.

Gruß, Gunnar

Emil Naepflein schrieb:

Dem Netzbetreiber wird vorgerechnet, was er am Ende des Tages behalten darf (Eigenkapitalverzinsung rund 8%, wenn er sich nicht doof anstellt) und auf diesen Überschuss werden die Netzentgelte ausgelegt.

Ja das ist der Fall, und es ist kein Betrug am Verbraucher, sondern der Status Quo, nach dem das System funktioniert. Redispatchingkosten betragen übrigends einen niedrigen zweistelligen Mio-Betrag. Das wären ein paar wenige km HöS-Leitung. Als Mechanismus zur Stabilisierung des Netzbetriebs ist das IMHO eine kosteneffiziente Lösung.

Gruß, Gunnar

Emil Naepflein schrieb:

Rotierene Massen lassen sich relativ einfach emulieren. Das nennt sich dann "virtual inertia" oder auch "virtuelle Synchronmaschine".

Ein Testsystem zum Ausprobieren kann man hier bestellen:

Gruß, Gunnar

Volker Staben schrieb:

Virtuelle Trägheit im Netz braucht natürlich zur Emulation der Schwungradspeicher reale Speicher für den Wirkleistungsabruf nach df/dt Schema. Das können z.B. Batteriespeicher sein. Die sind prinzipiell genauso schwarzstartfähig wie Wasserkraftwerke oder GT-Kraftwerke, wo man nur ein Ventil aufdrehen muss (bzw. Zündenergie und Energie für die Anlagensteuerung aufbringen muss).

Schwarzstartfähigkeit hat im übrigen nichts mit der Synthetic Inertia tun (die bei Hydro Quebec schon seit ein paar Jahren im Grid Code steht). Genausowenig haben rotierende Massen nichts mit Kurzschlussleistung zu tun. Rotierende Massen sind Wirkleistungsspeicher, Kurzschlussleistung ist aber Blindleistung, die aus den Magnetfeldern der Synchronmaschinen kommt.

Natrium-Schwefel-Batterien haben ein festes Leistungs-Energieinhalt verhältnis, ich glaube das war eine 6 h Speicherzeitkonstante. Jedenfalls hält es der (einzige kommerzielle) Hersteller so.

Gruß, Gunnar

Volker Staben schrieb:

Da Kurzschlussleistung in der Regel Blindleistung ist, hat das Anbieten von Kurzschlussleistung keine Konsequenzen auf die Kapazität zur Speicherung von Wirkenergie. Selbst wenn man Wirkleistung in einen Kurzschluss einspeisen könnte, wäre das nur für einen Bruchteil einer Sekunde gefordert, bis der Schutz den Fehler als solchen erkannt hat. Das ist ein Zeitbereich von bis zu 150 ms.

Der Wechselrichter müsste allerdings eine höhere Stromtragfähigkeit aufweisen. Hier stellt sich die Frage, wieviel Kurzschlussstrom mit angepassten Schutzkonzepten benötigt wird. Aus der Historie heraus ist man an einen ca 8 fachen Kurzschlussstrom aus einer Synchronmaschine gewohnt, aber lassen sich Fehler im Netz auch mit niedrigeren Kurzschlussströmen erkennen. Was passiert im Verteilnetz, reicht die Kurzschlussleistung vom Trafo aus? Reicht es im Übertragungsnetz an kritischen Stellen ähnlich wie in Biblis die alten Generatoren als Phasenschieber weiterlaufen zu lassen? Wozu wird eine hohe Kurzschlussleistung noch benötigt?

Gruß, Gunnar

Gernot Griese schrieb:

So stimmt das aber nicht. Wenn in Norddeutschland viel Wind weht und tagsüber auch noch ein paar GW Solarstrom zusammen kommen, dann reduziert sich die Restlast auf einen niedrigen Wert. Die Gaskraftwerke (einige stehen in Süddeutschland) werden gemäß der Merit Oder arbeitslos und einige Kohlekraftwerke auch.

Weil aber gerade Tag und Peak-Load-Zeit ist, hat man sich im Ausland an hohe Preise gewohnt, die von preissetzenden Kraftwerken der Spitzenlastklasse bestimmt waren. Nun sieht man in Deutschland Preise im Grund- bis Mittellastbereich und kauft ein, bis die Kuppelkapazitäten voll sind. Daher werden ein Teil der Kohlekraftwerke doch am kommenden Tag angefahren, weil die Kunden im Ausland hocken. Unter anderem in Österreich und in der Schweiz, weil der Energiehändler seine kostbare Speicherwasserreserve tagsüber schonen kann, die nach der Schneeschmelze noch ein dreiviertel Jahr reichen muss.

Die vertraglich gebundenen Kunden von deutschen Kraftwerken (die auf Jahre im Vorraus per Future den Strom gekauft haben) lassen sich im übringen durch den Eigentümer einer Realoption (selig ist der, der ein Kraftwerk hat, den er kann es abschalten) auch so versorgen, dass er bei deutlich niedrigerem Preis unter seinen variablen Kosten sein Kraftwerk runterfährt und die Lieferverpflichtung über einen Stromeinkauf an der Börse - die ÜNBs verkaufen günstigen EE-Strom - abdeckt. Damit kann er seinen Betriebsgewinn optimieren.

Wenn also an einem Tag viel Wind in Norddeutschland weht, dann sind die Süddeutschen Gaskraftwerke in der Regel aus und die alpenländischen Nachbarn importieren zusätzlich gerne den billigen Peak-Strom. In diesem Fall sind die Nord-Süd-Trassen überlastet und zum Redispatch bracht man nicht nur die Kraftwerke in Süddeutschland, sondern auch ggf. eines in Österreich, weil wir mit Österreich eine gemeinsame Preiszone bilden. Der Schweizer Strommarkt kann notfalls deutlich unterschiedliche Strompreise vom deutschen Markt aufweisen und so den Grenzfluss steuern. Das nennt sich implizite Auktionierung der Kuppelkapazitäten, ist aber nicht mein Spezialgebiet.

Gruß, Gunnar

Emil Naepflein schrieb:

Naja, es geht doch im Wesentlich darum, dass das Netz nur von den Stromverbrauchern bezahlt wird, obwohl auch Stromeinspeisern Netzkunden und Netznutzer sind. Über diesen Paradigmenwechsel, die Finanzierung des Netzes in etwa halbe-halbe auf Verbrauch und Erzeuger aufzuteilen, auch wenn der Einspeiser das dann einpreist, müsste stark nachgedacht werden. Über Netznutzungsentgelte müsste viel stärker einer örtliche Allokation der Erzeugerstandorte verfolgen und auch eine zeitliche Allokation des Einspeiselastganges optimiert werden.

Gruß, Gunnar

Am 04.05.13 21.02, schrieb Gunnar Kaestle:

Im Falle eines konstant anstehenden idealen Kurzschlusses. Ein Netz im Schwarzzustand stellt jedoch vermutlich keinen konstant anstehenden idealen Kurzschluss dar. Es wird den Einspeisern wohl kaum eine andere Wahl bleiben, als im Schwarzstartfall Wirkleistung einzuspeisen.

Vermutlich. Und die Frage bleibt offen: welcher Aufwand ist dafür nötig? Und welche Kosten fallen dafür an?

Gruß, V.

Joerg Bradel schrieb:

Es ist auch nicht angekommen, dass HöS-DC-Kabeltrassen ganz schon breit sind und auch Schneisen durch Wälder bedeuten. Sie sind bezogen auf die übertragene Leistung auch breiter und trocknen zudem den Boden aus, was manchen Landwirt abschreckt, wenn sowas in seinem Acker verbuddelt werden soll.

Gruß, Gunnar

Joerg Bradel schrieb:

Ehrlich? Das kleine Ost-Dänemark bringt die Nordel-Zone zum Absturz? Kannst Du mir dazu eine Veröffentlichung empfehlen?

Gruß, Gunnar

Rolf Bombach schrieb:

Olkiluoto ist doch schon bezahlt. Da hat vor allem Areva draufgelegt um mit einem Fixpreisangebot einen Referenzkunden vorweisen zu können. Viel entscheidener ist die Frage, wer sich nach Abschluss von Flamanville einen EPR oder etwas ähnliches leisten will.

Ich halte es da mit der Citibank: New Nuclear ? The Economics Say No "Government policy remains that the private sector takes full exposure to the three main risks; Construction, Power Price and Operational. Nowhere in the world have nuclear power stations been built on this basis."

In Großbritannien wird wohl ein Einspeisetarif für Kernkraftwerke bevorzugt. Bin gespannt, in welcher Größenordnung der ausfallen wird.

Gruß, Gunnar