Auslegung einer solarthermischen Elektrizitaetsversorgung fuer Europa

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begin quoting, Wolfgang Draxinger schrieb:


Und deswegen ist der Strom umsonst? Das ist ja wohl eine Milchmädchenrechnung, die Anlagenkosten bezogen auf die Nennleistung zu vergleichen: Ein konventionelles Kraftwerk steht bis auf die Revisionszeiten im Prinzip ständig zut Verfügung, ein Solarkraftwerk nur nach Strahlungsdargebot (alternativ sind die Kosten entsprechender Wärmespeicher hinzuzurechnen, die schon für kurze Pufferzeiten die reinen Maschinekosten um ein Vielfaches überschreiten dürften).
Die Kosten ergeben sich natürlich aus der kalkulatorischen Verzinsung der Errichtungskosten (wenn auch der "Brennstoff" umsonst ist), und da zwischen fossiler Grundlast und Solarerzeugung locker ein Faktor 10 in der Benutzungsstundenzahl liegen dürfte, sind bei gleichen Errichtungskosten die Anlagenkosten sicher auch zehnmal so hoch - und nun rechne das auf die Stromgestehungskosten um.
Ok, die Frage wäre, wie hoch die Speicherkosten wirklich sind. Der Verbrauchsschwerpunkt liegt natürlich in den hellen Tageszeiten und ist mit dem Strahlungsdargebot korreliert. In geeigneten Gegenden - ich denke dabei an nordafrikanische Wüsten - kann man vielleicht mit einer zuverlässig vorhandenen Einstrahlung über 8 Tagesstunden rechnen, also 8 Vollaststunden irgendwann im Zeitraum zwischen 7 und 17 Uhr. [Bitte im folgenden auf Rechenfehler achten, die Zahlen wandern ein wenig in den Fantastillionen-Bereich.]
Netzlastspitzen mögen von 6-8, von 11-14 und von 17-20 Uhr auftreten, also fällt vielleicht die Hälfte der Last aus der Bestrahlungszeit heraus. Dann wäre der Absorber vielleicht auf 1 kW/m^2 Sammlerfläche (man verwendet natürlich Konzentratoren (Spiegelrinnen oder Heliostatenfelder bei Turmkollektoren)) auszulegen (10 MW_therm./ha), die Turbine auf ca. 20 MW_therm./ha, was bei ca. 40 % Wirkungsgrad dann etwa 8 MW_el./ha wären, und der Zwei-Tage-Speicher auf ca. 160 MWh_therm./(d*ha). Die Anlage könnte dann täglich durchschnittlich ca. 32 MWh_el./ha Spitzenlast frei disponibel ins Netz einspeisen.
Wirkungsgrad: Die Absorberausnutzung wird um so schlechter, je höher die Temperatur des Arbeitsmediums und demzufolge das erforderliche Konzentratorverhältnis ist, weil bei höheren Temperaturen die Absorber nach dem Stefan-Boltzmannschen Gesetz mit T^4 zunehmende IR-Abstrahlverluste haben. (Dem kann man in gewissem Maß mit selektiven Absorberflächen - optisch schwarz, langwellig möglichst "weiß" - entgegenwirken.) Dagegen verbessern hohe Medientemperaturen den Carnotwirkungsgrad. Bei einer Kaltseitentemperatur von 50 °C erfordert ein Wirkungsgrad von 40 % eine Medientemperatur von mindestens 266 °C, also Absorbertemperaturen um die 280 °C, die mittels Steuerung der Durchströmungsmenge zu regeln ist. Sinnvollerweise wird die Anlage mehrstufig mit Vorwärmstufen bei niedrigeren Temperaturen ausgeführt, um die Gesamtausnutzung zu verbessern.
Eine Zwei-Tage-Speicher-Kapazität von 160 MWh bzw. 5 MWh_therm/MWh_el entspräche etwa 8 t Dampf mit einem Materialwert von ca. 100 Euro für ca. 350 MWh Strom, also ungefähr 0,03 ct/kWh - das ist vernachlässigbar, die Behälterkosten dürften wesentlich höher sein, können aber ggf. durch Salzschmelzen als Wärmespeicher gesenkt werden.
Eine Sammlerfläche von ca. 0,5 km^2 entsprechend einer Grundfläche von ca. 1 km^2 könnte eine Jahresstromerzeugung von ca. 500-600 GWh Strom liefern. Der Strombedarf in Deutschland liegt bei ca. 600 Mrd. kWh jährlich (600e3 GWh), könnte also mit 1000 km^2 Sahara (ca. 3 Promille der Fläche des Bundesgebiets) gedeckt werden, der Stromverbrauch Europas mit ca. 700 Mio. Einwohnern könnte insgesamt etwa zehnmal so hoch sein, wäre aber mit einer Fläche von lediglich 100 x 100 km vollständig abzudecken. Die erforderliche Übertragungsleistung (Leitungskapazität) betrüge ca. 5000 GW (eine 380-kV-Leitung hat eine Übertragungsleistung von ca. 0,4 GW (ein Doppelsystem kann ein übliches Kernkraftwerk ans Netz anbinden), es wären dafür also 10.000 Systeme oder die entsprechend leistungsfähigeren Leitungen mit höheren Betriebsspannungen erforderlich; eine 1-MV-Leitung könnte ca. 3 GW übertragen.
Die thermische Durchschnittsleistung der 10.000 km^2 Sahara läge bei 3500 GW, was einem Dampfstrom von 1500 t/s entspräche (150 kg/(km^2*s)). Man könnte sich ernsthaft überlegen, statt elektrischer Fernleitungen eine Dampfpipeline mit ca. 5000 km Länge zu bauen, die alleine wegen der Transportdauer (bei 10 m/s eine Transportzeit von 5-6 d) die Funktion des Pufferspeichers übernehmen könnte. Bei einer Dichte von 1 t/m^3 entspräche ein Strom von 1500 t/s bei 10 m/s einem Querschnitt von 150 m^2 bzw. einer lichten Weite von 14 m (Hochdruckleitung 200 bar), die Oberfläche der Pipeline also in etwa 220 Mio. m^2. Wenn der Transportverlust kleiner als 10 % sein soll, dann darf die durchgehende Verlustwärme nur 350 GW betragen, also höchstens 1,6 kW/m^2 - das sollte technisch leicht zu beherrschen sein, auch bei 300 K Temperaturunterschied.
Es könnte aber an der erforderlichen Pumpleistung scheitern - weiß jemand, wie hoch der Druckverlust in einem Wasserrohr mit 14 m Weite bei 10 m/s in etwa wäre?
Das System wäre relativ versorgungssicher: In Afrika befänden sich nur Dampf- bzw. Heißwassererzeuger und Pumpstationen, die Kraftwerke lägen relativ dezentral in Europa (Leitung z. B. bis Süddeutschland mit Abzweigen nach Italien, Österreich, Frankreich und die Schweiz, eine andere Leitung lediglich über die Gibraltar-Straße nach Spanien, vielleicht auch noch weiter nach Südfrankreich und eine weitere von Sizilien aus abzweigend nach Griechenland zur Versorgung des Balkans und der Türkei) und könnten für Krisenfälle mit konventionellen ölbefeuerten Kesseln hinterlegt werden - es wären dafür dann nationale Pflanzenölreserven für einige Monate vorzuhalten, wobei man annehmen kann, daß Pflanzenölester in großtechnischem Maßstab als Fahrzeugkraftstoff verarbeitet und gehandelt würden - es wären also lediglich größere Tanklager in Kraftwerksnähe einzurichten, und in Krisensituationen würde dann der Kraftstoff rationiert, weil der für die Stromerzeugung gebraucht wird.
Der Preis für die Stromversorgung aus Afrika würde wohl darin bestehen, daß die Anlagen in etwa drei- bis fünffacher Größe zu errichten wären und dann die entsprechende Energiemenge zur Stromversorgung der afrikanischen Länder eingesetzt würde. Die entsprechenden Handelsbeziehungen wären der politischen Stabilität und der Versorgungssicherheit durchaus förderlich - es ist nicht einzusehen, daß wir in so hohem Maß nur von russischen Erdgaslieferungen abhängig sein sollten, wir sollten durchaus in Richtung Afrika diversifizieren. (Schade, daß Europa keine Kolonien an der südlichen Mittelmeerküste mehr hat, das könnte die Sache politisch deutlich vereinfachen. Aber man könnte die Länder dort halt mal fragen, ob sie zur EU beigetreten werden wollen. Dafür gäb's ja eine Menge guter Argumente.
[F'up-to: angepaßt; Thema hat nichts mit Astronomie zu tun]
Gruß aus Bremen Ralf
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Ralf . K u s m i e r z wrote:
| [ Ein echtes Power-Posting ]
Danke!

Zwei kleine Spanische gibt es sogar noch, wird aber flächenmäßig nicht ausreichen ;-) http://de.wikipedia.org/wiki/Ceuta http://de.wikipedia.org/wiki/Melilla
Ich hätte das jetzt allerdings auch nicht gewusset, wenn ich nicht vorgestern auf Arte "Zoom Europa" angeschaut hätte.
Wolfgang
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Ralf . K u s m i e r z wrote:

Sinnvollerweise steckt man den Absorber ohnehin in eine Vakuumkammer, damit die Wärme nicht durch Konvektion flöten geht. Das Eintrittsfenster macht man möglichst transparent und entspiegelt es auf der Eintrittsseite. Auf der Innenseite bringt man eine hochwertige dielektrische Verspiegelung auf, die die IR-Strahlung im Arbeitstemperaturbereich im Absorberraum hält.
Letzlich ist das genau so eine selektive Absorberfläche, nur halt mit dem Zusatzeffekt, dass sie die Verluste durch Konvektion mit verhindert.
Wolfgang
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Hallo,
"Ralf . K u s m i e r z" schrieb: ...
und die Betriebs- und Instandhaltungskosten sind auch sehr unterschiedlich.
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Viele Gruesse Klaus-Holger Trappe
(E-Mail hierauf verbleibt unbeachtet)
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begin quoting, "Ralf . K u s m i e r z" schrieb:
(Vormerkung: Als ich das VP verfaßte, wußte ich noch nichts von der gestern (16. 6.) veröffentlichten Meldung über ähnliche Pläne eines internationalen Konsortiums. Ich gehe auch von etwas anderen Annahmen aus.)

Anmerkung am Rande: Es scheinen wohl irgendwelche Rechnungen umzulaufen, nach denen der Weltenergiebedarf mit der Sonneneinstrahlung auf eine Fläche von der Größe des Saarlands gedeckt werden könnte. Das Saarland hat eine Fläche von ca. 2.500 km^2 - wie soll das funktionieren?

Eine Tagesreserve wären 130 Mio. m^3, ein Würfel mit der Kantenlänge von 500 m. Das müßte ein Druckspeicher sein!

Und hier würde mich mal wegen des soeben veröffentlichten Plans zur Solarstromerzeugung in Nordafrika und dem beabsichtigten Transport über Hochspannungsleitungen der Aufwand für so eine Leitung im Vergleich zu Hochspannungsleitungen interessieren. Nehmen wir mal an, das Wandmaterial könnte mit 1000 N/mm^2 (00 MPa = 10000 bar) beansprucht werden, dann würde man für für die 14-m-Leitung bei 200 bar Betriebsdruck eine Wandstärke von 140 mm benötigen, ein Stahlvolumen von 6,15 m^3/m oder knapp 50 t/m, 5000 km wiegen dann 250 Mio. t bzw. 50.000 t/km (Weltrohstahlproduktion ca. 1,3 Mrd. t jährlich, also etwa 20 % einer Weltjahresproduktion)). Wenn die Leitung ca. 10.000 EUR/t kostet, sind das 500 Mio. EUR/km, Gesamtvolumen 2.500 Mrd. EUR, etwas mehr als das deutsche Nationaleinkommen, aber verteilt auf die zehnfache Bevölkerung eben nur ein Zehntel davon.
Bei einer Transportleistung von 3,5 TW_therm sind das dann 145 TEur/(km*GW_therm) oder 360 TEur/(km*GW_el) bei eta = 40 %.
360 TEur/(km*GW_el) entsprechen bei einer zehnprozentigen Annuität Transportkosten von 4 EUR/(GWh*km) oder 0,4 ct/(kWh*1000 km) - das klingt akzeptabel.
Was kosten Hochspannungsleitungen, wie weit sind die angenommenen Zahlen von der Realität entfernt?
(Der relative Materialaufwand bleibt bei kleineren Kalibern gleich, aber die Wärmeverluste verhalten sich reziprok zum Durchmesser: Halber Durchmesser, halbe Oberfläche, Leistung/4 => doppelte Oberfläche/Übertragungsleistung. Welche Wärmedurchgangszahlen sind bei vernünftiger Isolierung bei 200 °C Medientemperatur realistisch, macht man die Isolierung innen (um die Rohrtemperatur zu senken) oder außen oder beides? Möglicherweise ist Außenisolation gar nicht so sehr teuer, erstens kann man bei hohen Leistungen schon einigen Aufwand treiben, und zweitens dürfte eine dicke Erdschicht auch schon ganz gut isolieren.)
Ein druckloses Wärmetransportmedium würde die Leitungskosten natürlich drastisch reduzieren, aber was käme dafür in dem entsprechenden Temperaturbereich in Frage? Zudem müßte ein anderes Medium als Wasser wohl auch zurücktransportiert werden. Die Alternative wäre natürlich ein chemischer Energietransport (etwa Wasserstoff), aber der würde eine mehrfache Umsetzung bedeuten, denn zunächst müßte mittels Solarenergie Strom erzeugt werden, was zusätzlich zu den Konzentratoren und Wärmetauschern auch noch Kraftwerke erfordert, dann muß Wasser zerlegt werden, und der tansportierte Wasserstoff wird dann unter erneuten Verlusten verbrannt, kann allerdings auch in bestehenden Gasnetzen verteilt werden.
Wenn eine Druckleitung in größerer Tiefe verlegt würde, könnte der statische Außendruck die Rohrwand entlasten, so daß sie relativ dünn und damit vergleichsweise billig ausgeführt werden könnte. 2 km Wassertiefe liefern die angedachten 200 bar. Das Mittelmeer ist dafür in weiten Bereichen tief genug, man käme praktisch mit drucklosen Leitungen aus bzw. brauchte nur für die vertikalen Leitungsstücke in die entsprechende Tiefe druckfeste Rohre. Das erfordert aber je eine Pumpstation in 2 km Tiefe.

Weiß es jemand?

Transportierter Wasserstoff kann natürlich auch gespeichert werden.
Gruß aus Bremen Ralf
--
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Ralf . K u s m i e r z wrote:

Gar nicht. Auf http://www.desertec.org/ wird eine Fläche von der Größe ~1/4 Spaniens angegeben. Ich glaube da sind jemandem irgendwo ein paar Zehnerpotenzen abhanden gekommen und der Plausibilitätsfilter ist nicht angesprungen.

Für eine HGÜ mit mehreren Trassen durch das Mittelmeer von Nordafrika bis zur Nordsee habe ich einen Kostenvoranschlag von 45G€ gelesen.
Wolfgang
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On Wed, 17 Jun 2009 00:40:16 +0200, "Ralf . K u s m i e r z"

Unter http://www.dlr.de/tt/desktopdefault.aspx/tabid-2885/4422_read-6562 / findest Du eine ausführliche Studie zu diesem Thema.

Unter http://www.dlr.de/tt/desktopdefault.aspx/tabid-2885/4422_read-6588 / findest Du Infos zum HVDC Übertragungsnetz.

Dein Überschlag zeigt schon dass sich sowas nicht rentieren würde. Hinzu kommt wohl noch der Verlust an Energie durch die Abkühlung. Dies Problem hat man ja auch bei den Druckluftspeichern.

Zahlen findest Du in obiger Referenz.
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begin quoting, Emil Naepflein schrieb:

Ähm - das ist derselbe Link. Da findet sich nichts dergleichen, sondern eine unnütze längliche List.

Da die Warmwasserleitungen billiger als Hochspannungsleitungen sind, lohnen die sich dann auch nicht.
Nicht so schludrig, bitte!

Lern lesen! Dazu hatte ich was geschrieben.

Verarsch jemand anderen.
Gruß aus Bremen Ralf
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On Wed, 17 Jun 2009 13:07:08 +0200, "Ralf . K u s m i e r z"

Lies nochmals genauer.

Vielleicht klickst Du einfach die Dokumente an.

Warum sollen die Warmwasserleitungen billiger als die Hochspannungsleitungen sein.

Auch wenn Du dazu was geschrieben hast ändert das nichts an meiner Aussage.

Du hast Dich gerade selbst verarscht.
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On Wed, 17 Jun 2009 00:40:16 +0200, "Ralf . K u s m i e r z"
Und die Verluste bei der Erzeugung, dem Transport und der Verstromung?
Da beleibt dann weniger als die Hälfte der Energie über.
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begin quoting, Emil Naepflein schrieb:

Kerlchen, Du nervst. Ich schrieb:
"Die Alternative wäre natürlich ein chemischer Energietransport (etwa Wasserstoff), aber der würde eine mehrfache Umsetzung bedeuten, denn zunächst müßte mittels Solarenergie Strom erzeugt werden, was zusätzlich zu den Konzentratoren und Wärmetauschern auch noch Kraftwerke erfordert, dann muß Wasser zerlegt werden, und der tansportierte Wasserstoff wird dann unter erneuten Verlusten verbrannt, kann allerdings auch in bestehenden Gasnetzen verteilt werden."
Nun rate mal, ob ich die Möglichkeit, daß dabei Verluste auftreten könnten, in Erwägung gezogen habe.
Ach nochwas: Bitte verrate, aus welcher Kaderschmiede /Parteihochschule /sonstiger ideologischen Schulungseinrichtung diese pickelerregende totalitäre überhebliche Dumm-Rhetorik stammt. Man möchte doch wissen, aus welcher Quelle der nächste Faschismus stammt.
Gruß aus Bremen Ralf
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Hallo, Ralf,
Du meintest am 17.06.09:

Das ist natürlich ein sehr überzeugendes Argument! Insbesondere in "sci"-Newsgroups.
Viele Gruesse! Helmut
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On Wed, 17 Jun 2009 15:08:29 +0200, "Ralf . K u s m i e r z"

Du solltest mal deinen Diskussionsstil überprüfen.
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begin quoting, Emil Naepflein schrieb:

Das verkennst Du: Du bist derjenige, der das tun sollte. Im übrigen hätte ich o. a. Frage gerne beantwortet.
Gruß aus Bremen Ralf
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Emil Naepflein schrieb:

Und nicht zu vergessen, Wasserstoff diffundiert durch die meisten Materialien, mal stärker mal schwächer, aber kaum ein Material ist wirklich wasserstoffdicht. Da ist der Dampftransport schon realistischer, mein Vater hat mal Anfang der 80er ausgerechnet, dass man Berlin wirtschaftlich mit Fernwärme von der Ostseeküste versorgen kann, mit Rohren ab 2,5m Durchmesser.
MfG, André
--
André Grafe
01239Dresden 51°00'27.10 N 13°47'43.02 E
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begin quoting, "Ralf . K u s m i e r z" schrieb:
Rechnet denn hier keiner mit? :-(

Die Einstrahlung schätze ich mal grob zu 5 kWh_therm/(m^2*d) ab, das gibt dann rund 2 kWh_el/(m^2*d), also knapp 750 kWh_el/(m^2*a), mal 1e6 m^2/km^2 gibt dann tatsächlich zwischen 0,5 und 1 TWh_el/(km^2*a), das stimmt also.

Paßt auch noch.

Aber hier wird's leider falsch: Ein Jahr hat ca. 1e5 h, also 5 PWh durch 1e5 h gibt 500 GW und nicht 5000 GW.

Es wären also weit über 100 1-MV-Leitungen erforderlich. (Die Belastbarkeit einer HGÜ-Leitung hängt von der möglichen Stromdichte bzw. den Wärmeverlusten ab; Kupfer als Leiter hat pro 1000 km bei Betriebsspannung von 1 MV und einer Stromdichte von 1 A/mm^2 ca. 20 kW/A (20 W/(A*km)) oder 2 % Verlust, wobei die Stromwärmeverluste quadratisch mit der Stromdichte zunehmen und sich relativ umgekehrt proportional zur Betriebsspannung verhalten. Wenn die Gesamtverluste bei 1 MV auf 5000 km Länge 10 % nicht überschreiten sollen, darf die Stromdichte also ca. 1 A/mm^2 nicht überschreiten. Eine Leistung von 100 GW erfordert damit einen Leiterquerschnitt von 1000 cm^2 (Durchmesser etwa 35 cm bzw. wegen der Kühlung eine Reihe von Einzelleitern). AlSt-Leiter brauchen entsprechend größere Querschnitte.)

Uff, hier stimmt's wohl wieder.
Gruß aus Bremen Ralf
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On Wed, 17 Jun 2009 23:22:44 +0200, "Ralf . K u s m i e r z"
Nein, warum soll jemand Deine Milchmädchenrechnungen nachvollziehen. Kein Mensch käme auf die Idee die gesamte Leistung durch eine Leistung durch eine Leitung zu schicken, egal welche Art Leitung das ist.

Warum liest Du nicht einfach mal die Studie zu den HVDC-Leitungen des Desertec-Projektes durch. Dann musst Du Dir nicht irgendwelche Zahlen aus den Fingern saugen.
Die Randdaten für eine Leitung sehen dort so aus: .. Voltage ± 800 kV, Unit Capacity 5 GW .. Overhead Line Investment 350 M¤/1000 km .. Sea Cable Investment 2500 M¤/1000 km .. Converter Stations Investment 350 M¤/Station .. Overhead Line and Cable Losses 2.5 %/1000 km, Stations 0.9 %/Station .. Economic Lifetime 40 years
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begin quoting, Emil Naepflein schrieb:

Ich verbitte mir Dein ideologisch geprägtes "Milchmädchenrechnungen".

Das ist völlig egal, wenn man die Größenordnungen, um die es geht, abschätzen will. Natürlich wird man sowas aufteilen, aber auch nicht auf hunderte, sondern höchtesn auf eine paar, maximal vielleicht ein Dutzend Trassen.

Weil das Medium nicht dafür da ist, mit Links herumzuwerfen. Hier wird Roß und Reiter genannt.

Na also, geht doch.

Das wären dann 3,13 kA.

70 Mio/(GW*1000 km)

500 Mio/(GW*1000 km)

So, bei (z. B.) 2000 km Seestrecke (ja, gut, die haben wir zwischen Afrika und Europa nicht) und 3000 km Landstrecke wären das dann für die Leitungen 1,21 Mrd. + 140 Mio. für die Kopfstationen, zusammen also 1,25 Mrd./GW oder 1250 EUR/kW, bei Gesamtverlusten von 15 %. Na, das ist erst einmal auch nicht billiger als die Rohrleitungslösung, würde ich mal grob schätzen. Zudem hätte die Rohrleitung den Vorteil, daß man irgendwo offshore sehr einfach Tagesspeicher (im Prinzip Kugeln mit einigen hundert Metern Durchmesser) einschalten kann, die vergleichsweise billig sind, aber einen Lastausgleich über den Tag ermöglichen.
Die andere Frage ist natürlich, wie belastbar o. a. Zahlen sind. Für eine sinnvolle Kostenabschätzung müßte man sich daher die Kosten bereits realisierter Projekte (Hochspannungsfernleitungstrassen zu Lande oder Seekabel wie das Baltic Cable) ansehen und mit realisierten Pipelineprojekten zu Land und im Meer vergleichen, und zwar möglichst aufgeschlüsselt in Materialkosten, Energieverbrauch und Lohnkosten, damit man die Abhängigkeit von Preisentwicklung beurteilen kann.
Gruß aus Bremen Ralf
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On Thu, 18 Jun 2009 15:21:28 +0200, "Ralf . K u s m i e r z"

Das Problem dabei ist, dass mehrere Leitungen viel teuerer werden als eine Einzige weil der Materialaufwand udn auch der Bauaufwand größer ist. Deine Kostenabschätzung für den m Leitung enthält riesige Unsicherheiten.

Aber auf den Trassen wird man auch nicht unbedingt nur eine Leitung legen sondern mehrere.

Warum baust Du dann Deine Berechnung darauf auf?

Eine grobe Abschätzung mit einer Unsicherheit von mindestens einer Größenordnung an möglichem Fehler ist keine Grundlage eine solche Aussage zu treffen.

Die Zahlen wurden nicht einfach so da hin geschrieben sondern wurden in einer Studie von einem ABB-Mitarbeiter ermittelt.
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Hallo,
Emil Naepflein schrieb:

es gibt je nach bedingungen ein optimum irgendwo zwischendrin.
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Viele Gruesse Klaus-Holger Trappe
(E-Mail hierauf verbleibt unbeachtet)
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