Beiträge von gunnar.kaestle

Zitat von sailor773

Die Hoffnung bei der Brennstoffzelle war wohl, dass durch die Subventionen eine breite Markteinführung erreicht werden kann und dann bei höheren Stückzahlen die Kosten deutlich zurückgehen. Bei der Photovoltaik hat das geklappt, da sind die Kosten für das Gesamtsystem beispielsweise seit 2006 um 75% zurückgegangen (für die reinen Module um 90%).

Bei den Brennstoffzellenheizsystemen ist kaum etwas zu sehen, weil die Geräte erst seit wenigen Jahren am Markt verfügbar sind und die Umsätze eher bescheiden aussehen. Das Konzept der Lernrate (Kostenreduktion bei Verdoppelung der kumulierten Produktion) funktioniert aber nur durch Stückzahlen, das kann man nicht nur durch bessere Ergebnisse in der F+E-Abteilung erzieheln. Das sind auch Effizienzgewinne bei Produktion von Vertrieb.

Abb. 4: Das Uroborus-Prinzip als Hürde bei der Markteinführung neuer Technologien

Die Schlange, die sich selbst in den Schwanz beisst, bedeutet im BZ-Fall, dass man hohe Fertigungskosten mit hohem Vertriebsaufwand koppelt und deswegen auch nur wenige Stückzahlen realisieren kann, welche dann nicht das Uroborus-Rad zum Drehen beginnen. Zudem ist des dem technischen Fortschritt der Marke "Learning-by-Doing" egal, ob das mit Erdgas oder Wasserstoff als Brenngas geschieht. (H2 wäre insgesamt einfacher für die BZ-Typen, die heute einen Reformer brauchen.) Es ist doch närrisch, die gesamte (kleine) Branche vor die Hunde gehen zu lassen, nur ums sie dann in 10-15 Jahren wieder von Null aus zu beleben, wenn man merkt, dass sie ihre Vorzüge hat.

Gruß,

Gunnar

Wie soll unser zukünftiges Energieversorgungssystem organisiert sein? Welche Rollen werden flexible Erzeuger, Verbraucher und Speicher übernehmen, um die Versorgungssicherheit und die Systemsicherheit zu sichern? Welche Organisationsprinzipien, wie beispielsweise zellulare Energiesysteme, sollen zur Anwendung kommen?

Dazu werden ausgewiesene ReferentInnen am 7. und 8. November 2023 in Nürnberg auf der diesjährigen VDE ETG Fachtagung - Flexible Erzeuger, Verbraucher und Speicher Impulse geben, wir mit Ihnen aus verschiedenen Perspektiven diskutieren möchten.

*Themen*

- Der steuerbare Kraftwerkspark als Grundlage für die Residuallastdeckung
- Entwicklung der Flexibilitätspotentiale

- Anwendung und Kosten-Nutzen-Analyse von Flexibilität

- Erschließung von Flexibilität: Regulatorischer Rahmen und Anpassungsbedarf

- Zellulare Energiesysteme

- Anwendungsbeispiele für die Erschließung von Endkundenflexibilität

Flyer

https://www.vde.com/resource/b…0934853/programm-data.pdf

Anmeldung

https://www.vde.com/de/veranst…e?id=22063&type=vde%7Cvdb

Kosten je nach Rabattstufe: 60 € - 880 €

Hier ist die Aufzeichnung bei Youtube:

https://www.youtube.com/watch?v=hjRq37SGVBU

Wann: Mittwoch,11.10.2023

Wo: Evangelische Akademie zu Berlin,

Charlottenstraße 53/5, 10117 Berlin

Unkostenbeitrag: 50,- Euro

https://www.eaberlin.de/semina…10/rohstoffwende-metalle/

Moin,

der ganze Text der ersten Absätze von EEG §9 (Technische Vorgaben) lautet wie folgt:

(1) Vorbehaltlich abweichender Vorgaben in einer aufgrund des § 95 Nummer 2 erlassenen Verordnung müssen die Betreiber von Anlagen und KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 25 Kilowatt und die Betreiber von Anlagen, die hinter einem Netzanschluss mit mindestens einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes betrieben werden, sicherstellen, dass bei ihren Anlagen und KWK-Anlagen spätestens zusammen mit dem intelligenten Messsystem technische Einrichtungen eingebaut werden, die notwendig sind, damit über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes Netzbetreiber oder andere Berechtigte jederzeit entsprechend den Vorgaben in Schutzprofilen und in Technischen Richtlinien nach dem Messstellenbetriebsgesetz

1. die Ist-Einspeisung abrufen können und
2. die Einspeiseleistung stufenweise oder, sobald die technische Möglichkeit besteht, stufenlos ferngesteuert regeln können.

(1a) Vorbehaltlich abweichender Vorgaben in einer aufgrund des § 95 Nummer 2 erlassenen Verordnung müssen die Betreiber von Anlagen und KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 7 Kilowatt und höchstens 25 Kilowatt, die nicht hinter einem Netzanschluss mit mindestens einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes betrieben werden, sicherstellen, dass bei ihren Anlagen spätestens zusammen mit dem intelligenten Messsystem technische Einrichtungen eingebaut werden, die notwendig sind, damit über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes Netzbetreiber oder andere Berechtigte jederzeit entsprechend den Vorgaben in Schutzprofilen und Technischen Richtlinien nach dem Messstellenbetriebsgesetz die Ist-Einspeisung abrufen können.

(1b) [..]

(2) Bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und technischen Einrichtungen im Sinne der Absätze 1 und 1a und unbeschadet weiterer Vorgaben im Zusammenhang mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes müssen Betreiber von

1. Anlagen und KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt sicherstellen, dass ihre Anlagen mit technischen Einrichtungen ausgestattet sind, mit denen der Netzbetreiber jederzeit die Ist-Einspeisung abrufen und die Einspeiseleistung ganz oder teilweise ferngesteuert reduzieren kann, oder
2. Anlagen und KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 25 Kilowatt und höchstens 100 Kilowatt sicherstellen, dass ihre Anlagen mit technischen Einrichtungen ausgestattet sind, mit denen der Netzbetreiber jederzeit die Einspeiseleistung ganz oder teilweise ferngesteuert reduzieren kann.

Zu (2)

Will Dein Netzbetreiber deine Doppel-Kleinstanlage wirklich fernsteuern oder muss er nur eine gesetzliche Pflicht formal erfüllen? Ich hab mir vor einigen Jahren sagen lassen, dass eine parallele Anforderung im Network Code 'Requirements for Generators', Verordnung (EU) 2016/631, im Artikel 13(6) auch so interpretiert werden kann, dass die in der englischen Sprachfassung "logic interface (input port)" genannte Schnittstelle auch in Form eines Überspannungsschutzes ausgestaltet werden kann. Diese P(U)-Funktion des Überspannungsschutzes kann durch eine U(P)-Funktion am Spannungsregler des Regeltrafos in Notfällen fernwirktechnisch ausgelöst werden.

Die Stromerzeugungsanlage muss über eine fernwirktechnische Schnittstelle (Eingangsport) verfügen, die es ermöglicht, die Wirkleistungsabgabe innerhalb von fünf Sekunden zu beenden, nachdem dort eine entsprechende Anweisung eingegangen ist. Der relevante Netzbetreiber kann Anforderungen an Betriebsmittel zur Fernbedienung dieser Vorrichtung festlegen.

Wegen des letzten Satzes kommt es stark darauf an, ob Dein Netzbetreiber nur eine lästige Pflicht erfüllen muss oder ob er ein intrinsisches Bedürfnis hat, Kleinstanlagen am Niederspannungsnetz fernzusteuern - oder ob er aufgrund einfacherer Verwaltungsvorgänge sowieso lieber die größeren Einspeiser über 100 kW abregelt, von denen er das aktuelle Einspeisezeitreihe kennt. Die Clearingstelle könnte hier ggf. mit Rat und Tat unterstützen, wenn man sie bittet, den gesetzlichen Sachverhalt zu analysieren. Sie könnte auch eine Auslegung anbieten, ob das "und" in "müssen Betreiber von Anlagen und KWK-Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 25 Kilowatt und höchstens 100 Kilowatt sicherstellen" so zu verstehen ist, je nach Interpretation der Verklammerung über das Inbetriebnahmedatum so zu veerstehen ist, dass sich das Schema

müssen Betreiber von (EEG-)Anlagen und Betreiber von KWK-Anlagen mit (jeweils) einer installierten Leistung von mehr als 25 Kilowatt und höchstens 100 Kilowatt sicherstellen

oder

müssen Betreiber von Anlagen aus dem Segment EEG und KWK mit einer kumulierten installierten Leistung von mehr als 25 Kilowatt und höchstens 100 Kilowatt sicherstellen

ergibt. Wie ist der Anlagenbegriff im EEG definiert? Sind EEG-Anlagen unterschiedliche Anlagen also KWK-Anlagen?

Gruß,

Gunnar

Zitat von Neuendorfer

Nicht schon wieder

https://www.bhkw-infothek.de/n…ells-beantragt-insolvenz/

https://www.bhkw-infothek.de/n…em-wolf-gtk-4-von-kirsch/

Schitt.

Ich kann mich noch an eine Konferenz erinnern, wo ich Karl Föger über den Weg gelaufen bin, und er mir voller Stolz erzählt hat, dass er gegenüber den Geldgebern es durchgedrückt hat, die effizientere Dampfreformierung zu entwickeln und nicht die verfahrenstechnisch einfachere POX. Hoffentlich findet sich jemand, der die Technologie am Laufen hält und in der Lage ist, das Produkt perspektivisch weiterzuentwickeln.

Gruß,

Gunnar

Zitat von remag

Für die betroffenen Besitzer tut es mir ebenso leid, hier wurde wieder einmal mit falscher Subventionspolitik ein halbtotes Pferd an den Kunden gebracht

Das sehe ich nichtso. Der Hinweis auf den Wirkungsgrad von > 55% (ja, ja, Stackdegradation etc. aber es geht hier erstmal nur ums Prinzip und die Signalwirkung) lässt doch jeden intelligenten Frager verstummen, warum man unbedingt zur Rückverstromung der Speichergase bei negativer Restlast offene Gasturbinen auf der grünen Wiese braucht. Die haben maximal einen elektrischen Wirkungsgrad von 40 %. Und klar weiss ich, dass SOFC etwas träge zu regeln sind, aber das spielt doch keine Rolle, wenn in Zukunft die schnellen Hübe zum Ausregeln der Systembilanz innerhalb von Sekundenbruchteilen von zig Millionen von Elektroautos übernommen werden.

Zitat von KaJu74

Warum ist ein bezahlter Wartungsvertrag plötzlich wertlos und man soll bereits bezahlten Service bezahlen?

Weil ein Wartungsvertrag meist mit einer Rückstellung verbunden wird. Die ist bei Insolvenz perdu. Dabei geht man davon aus, dass z.B. über 10 Jahre Wartungsvertrag mit konstanten Kosten die effektiven Wartungskosten eher am Ende auftreten und nicht am Anfang. Darum muss eine sauber kalkulierende Service-Abteilung am Anfang der Laufzeit den Überschuss von Einnahmen zu Ausgaben nicht als Gewinn verbuchen, sondern für die größeren Schäden zurücklegen, die wahrscheinlich noch kommen.

Gruß,

Gunnar

Zitat von Smeerlap

Zitat von remag

Fracking Gas hat die Brennstoffzelle ruiniert

Zitat von BHKWFiasko

Ist keine Überraschung, das gute US Frackinggas hat reihenweise die Stacks erledigt, die Garantieleistungen sind sauteuer.

wilde Spekulation und nicht zielführend!

Das das Fracking Gas die Brennstoffzelle ruiniert hat, ist kein technischer Vorgang gewesen, sondern ein sozio-politischer Vorgang. Mit der Russen- und Erdgasphobie in 2022 hat man notgedrungen das Fracking-Gas von den Amerikanern genommen, aber jeden Verbraucher dieses Gases rausgeekelt. Und scheinbar erst recht die Brennstoffzellenförderung gestrichen, die - wen wunderts - heute auch noch mit Erdgas laufen.

Ich kann mir beim besten Willen nicht vorstellen, dass verflüssigtes Methan, das wieder verdampft wurde, technische Schwierigkeiten bei Gasverbrauchern verursachen sollte. Da ist doch eher ein Reinigungsschritt / Destillation. Das Erdgas aus LNG-Importen ist eher einen Tick zu rein (zuviel Methangehalt), vgl. L-Gas.

Gruß,

Gunnar

Für alle die Online sind und in einer 3/4 Stunde noch nichts vor haben:

Vortrag zum Thema Kernfusion – Wo stehen wir und was können wir erwarten?

Beginn um 20:00, Mittwoch, 2023-08-16

Die Veranstaltung findet im BigBlueButton statt:

https://bbb.piratensommer.de/b/gui-j2e-jh1-sbw

Erzeugung von elektrischem Strom, Industriewärme, Fernwärme, Nutzung als Raumschiffantrieb?

Gut 100 Jahre nach der Entdeckung der Kernfusion als Energiequelle der Sterne schickt sich eine neue Fusionsindustrie an, erste technisch nutzbare Fusionssysteme zu bauen und so die reine Experimentierphase der Plasmaphysik hinter sich zu lassen. Wie weit sind diese Firmen wirklich? Welche Rolle spielt die staatliche Forschung in diesem Zusammenhang, die seit den 50er-Jahren ernsthaft an dem Thema arbeitet?

Am 16. August 2023 ab 20:00 wollen wir diesen Fragen in einer Onlineveranstaltung nachgehen. Stefan Urbat bringt uns auf den aktuellen Stand und wird dann mit uns diskutieren über die Machbarkeit und den Stellenwert der Kernfusion.

Ich bin gespannt, ob die Fusionskonstante sich merklich verkürzt hat

Gruß,

Gunnar

Zitat von bluwi

Aber die Irrationalität der Regeln bringt völlig unsinnige Möglichkeiten mit sich. So darf man Wärmepumpen ja mit rein fossil erzeugtem Strom betreiben, weil die Wärme ja zu 2/3 nachhaltig ist. Man darf auch Verbrennungsmotoren zur Stromerzeugung nutzen.

Es wird Zeit, dass die Energieflussdiagramme durch Exergieflussdiagramme abgelöst werden.

Umweltwärme: 100 kWh Energie, 0 kWh Exergie

Antriebsstrom: 100 kWh Energie, 100 kWh Exergie

Brennstoff (z.B Gas): 100 kWh Energie, 100 kWh Exergie

Wärmemenge (ca 70 °C bei 0 °C Außentemperatur 100 kWh Energie, 20 kWh Exergie

Ein BHKW mit eta_el=30 %, eta_th= 60 % braucht 100 kWh Exergieinput (BS) und liefert 30 kWh + 0,2*60 kWh = 42 kWh Exergie; eine Brennstoffzelle fürs EFH nehme ich mit eta_el=40 % und eta_th = 50 % an, sie hat dann einen Exergieoutput von 40 kWh + 0,2 * 50 kWh = 50 kWh

Eine Wärmepumpe hat also 100 kWh Exergieinput per Elektroenergie und liefert bei einem COP=3 in obigen Annahme (ja, VL-Temperatur ist zu hoch und der COP müsste in diesem Beispiel dann niedriger liegen, bzw. man müsste nicht mit Wärme auf 70 °C für WW und RW-Bestand annehmen, sondern bei A2/W35 mit nur 11 % Exergiegehalt in der Wärme rechnen) 60 kWh Exergie als Nutzwärme bzw. 4 * 100 kWh * 0,12 % = 48 % bei 35 °C Vorlauf und 2 °C Außentemperatur.

Eine elektrisch betriebene Wärmepumpe läuft also nicht mit grüner Umweltwärme, sondern mit elektrischer Energie, die ggf. aus einem Windpark kommt (grüner Überschussstrom, der abgeregelt werden müsste siehe auch NSA – ansonsten könnten durch den Windstrom speicherbare Brennstoffe verdrängt werden) oder von einem Kohle- bzw. Gaskraftwerk. Die Wärmepumpe ist also nicht grün wegen der Umweltwärme (mit Arbeitswert = 0, da 100 % Anergie), sondern grün, weil die Wärmepumpe perspektivisch aus grünem Überschussstrom gespeist wird.

Wenn grünes Überschussgas zur Verfügung steht, warum sollte man dieses nicht auch im selben Sinne nutzen können? Für die Langfristspeicherung ist Gas sehr gut geeignet, weil die Investausgabe für einen großen Gasbehälter spezifisch sehr niedrig sind. Das heisst, wir werden Speichergase nutzen - die Frage ist in welchem Umfang und wie der Weg der Rückverstromung aussieht.

Gruß,

Gunnar

Zitat von bluwi

Zitat von gunnar.kaestle

Tera = 10 * Giga

1.000 Giga?

Ja, 1 Tera = 10^3 Giga.

Zitat von bkohl

Die Schaffung der Infrastruktur zur netzdienlichen Selbststeuerung via Börsenstrompreis werden echte Profis schon hinkriegen, sofern die Politik nichts Unmögliches verlangt.

Eine netzdienliche Selbststeuerung via Börsenpreis ist unmöglich. Netz ist Netz und Markt ist Markt. Der Börsenpreis geht von der Annahme eines 1-Knoten-Netzmodells aus, der sog. Kupferplatte. Wenn man sich also nur nach zentral ermittelten Börsenpreissignalen der EPEXspot richtet, dann kann man im Marktgebiet DE/LU zwar einen Ausgleich anstreben, aber ein niedriger Preis sagt nichts darüber aus, ob Leitungen in Schleswig-Holstein wegen reichlicher Windernte überlastet sind, oder im Allgäu das Netz wegen sonniger Tage mit wenig Last voll ist, oder ob in irgendeinem Dorf mit großen Scheunen und vielen EFH mit großen Dächern Spannungsprobleme auftreten, weil die NS-Leitungen (noch) relativ lang sind.

Gruß, Gunnar

Zitat von ASeitzinger

Zitat von Dachsfan

10 x 1 Millionen Wärmepumpen x 3 kW = 30 TW

Giga, nicht Terra...

Aber - bitte korrigiert mich

Gerne

Terra = Erde

Tera = 10 * Giga

gr. gígas = Riese

gr. téras = Ungeheuer

(nach Wikipedia)

SCNR, Gunnar

Zitat von remag

Das Problem von Langzeitspeichern ist einfach daß sie im Verhältnis zu teuer sind. Weil der Invest sich auf wenig "Umschläge" verteilen muss. Das würde nur bei ganz günstigen Möglichkeiten funktionieren.

Aber nichtmal Pumpspeicher waren als Langzeitspeicher gedacht, sondern einfach als Ausgleich von Erzeugung und Verbrauch. Und nachdem die EE Erzeugung relativ gleichmäßig über das Jahr vorhanden ist, ist es auch sinnvoll nur die kurzfristigen Schwankungen auszugleichen.

Ja, saisonale Speicher (vgl. mit dem Speicherzyklus von Erdgas-Speichern) haben einen Speicherzyklus pro Jahr, das bedeutet die Fixkosten sind die Investitionssumme geteilt durch Anlagenlaufzeit. Der muss also superbillig sein.

Es gibt Pumpspeicher mit natürlichem, großen Becken (Tal abregielt) die auch zum saisonalen Ausgleich genutzt werden können. Norwegen ist ein Beispiel: ~25 GW Leistung bei einem Speichervolumen von ca. 75 TWh ergibt 3.000 h. Das sind aber nicht die Pumpsspeicher in Deutschland, die ein künstliches kleines Oberbecken haben und bei denen die Pumpen-Turbinen-Gruppe auf eine Speicherzeitkonstante T=E/P= 8 h hin dimensioniert wurden, weil man damit einen täglichen Zyklus mit billigem Nachstrom fahren konnte. Tageszyklus heisst in etwa 8 h einspeichern, 4 h warten, 8 h ausspeichern und dann noch mal 4 h warten, bis der neue Tag anfängt. Dann hat man das Potential, 365 Zyklen im Jahr zu fahren.

Die EE-Erzeugung ist nur dann gleichmäßig über das Jahr vorhanden, wenn man sie im richtigen Verhältnis ausbaut. Wenn man zuviel Windturbinen baut, hat man eine Erzeugungsspitze im Winter, wenn zu viel PV installiert wird, wird man eine Erzeugungsspitze in Sommer beobachten. Im Verhältnis 1 GW PV : 1 GW Wind (an Land) gleichen sich die saisonalen Schwankungen in etwa aus.

Auch bei Wärmespeichern ist die saisonale Speicherung eine wirtschaftliche Herausforderung. Aquiferspeicher oder auch große Kiesbettspeicher sind günstig zu bauen, auch weil sie unisoliert sind und sich erst nach einer Einschwingphase im Gleichgewicht mit der Umgebung befinden. Soweit ich weiss, sind diese Speicher aber selbst heute nicht ohne Fördermittel zu betreiben.

Gruß,

Gunnar

Hallo,

ein schöne Übersicht liefert die Prognose-Studie im Auftrag des Weltenergierat "The significance of international hydropower storage for the energy transition", wieviel Wasserkraft (Leistung in GW) und insbesondere gespeicherte Energie (Wasserreservoirs in TWh) in Norwegen, Schweden und auch zum Vergleich in D-A-CH. Alternativ gibt es auch die Möglichkeit, das Übertragungsnetz zu verstärken, d.h. statt einem Ausgleich über der Zeit einen Ausgleich über den Ort anzustreben.

Untersuchungen zur Integration der fluktuierenden Windenergie in das System der Elektroenergieversorgung hat zum Beispiel René Pforte (Diss. 2010) vorgenommen. Ein Ausgleich zwischen Portugal und Polen ist möglich, weil das die Ausdehnung von üblichen Großwetterlagen ist, dazu muss aber das dazwischenliegende Übertragungsnetz (Frankreich, Deutschland) auf den Transport dieser Mengen ertüchtigt werden. Ich kenne Zahlen, das die durchschnittliche Transportentfernung von der Quelle zur Senke in DE rund 100 km beträgt. Wenn man also in Zukunft die Hälfte des Bedarfs an elektrischen Energiebedarfs aus 500 km (Nord- vs Süddeutschland) Entfernung oder gar 2000 km (Südeuropa und Nordafrika) Entfernung bezieht, muss das Übertragungsnetz deutlich ausbauen. Üblicherweise sind in Rechtsstaaten mit Klagemöglichkeit dafür etwa 20 Jahre von der ersten Idee bis zur Inbetriebnahme anzusetzen.

Gruß,

Gunnar

Hallo,

Neben dem Kernbereich eines BHKWs zeichnet sich das KWK-System dadurch aus dass es durch weitere Elemente der Energiewandlung und -speicherung ergänzt wird. Die ETH Zürich hat vor gut 10 Jahren dazu auch das Konzept des Energy-Hub entwickelt. Der Trick ist dabei die Sektorenkopplung zwischen Gas-, Wärme- und Stromnetz, so dass man insbesondere einen Wärmspeicher für die Flexibilisierung des Ganzen nutzen kann, der vergleichsweise günstig ist (funktionaler Stromspeichr).

Von daher möchte ich dafür plädieren, den Anwendungsbereich des Forum - wie schon in der Praxis gestehen - ganz offiziell von der KWK-Anlage auf das KWK-System auszuweiten, um auch als Flexibilierungsoption sich ins übergeordnete Gesamt-Energiesystem (= Markt + Netz) nutzbringend einzufinden.

Gruß,

Gunnar

Zitat von Dachsfan

Zitat von gunnar.kaestle

Finanziell ist der CAPEX [einer kleinen WW-Wärmepumpe] höchstwahrscheinlich noch höher als der Einbau eines E-Heizers, welche von Überschüssen der PV-Anlage gespeist wird.

Unsere Wärmepumpen werden aktuell, d.h. bis auf weiteres auch nur mit Eigenstrom aus PV und KWK betrieben, der ansonsten eingespeist worden wäre.

Ja, genau. Und wenn der PV-Strom eingespeist worden wäre, dann hätte er wahrscheinlich gemöß der Merit-Oder ein Kraftwerk im Bereich des Grenzkraftwerks verdrängt. Und es ist nach wie vor noch viel zu verdrängen, wenn man auf die CO2-Emissionen wert legt, selbst bei dem schönen Wetter der letzten Woche.

Der Wärmepumpenstrom ist also mit dem Bezugsmix zu bewerten, auch wenn man für sich eine besondere vertragliche Lösung gefunden hat. Nach wie vor fahren disponible Kraftwerke hoch, um die Last zu decken. Dass wir Überschussstrom haben, ist eher ein lokales Phänomen und noch kein globales, was im ganzen Land gilt, sondern eher durch Netzengpässe bedingt wird (Einspeisemanagement im Verteilnetz + Redispatch im vermaschtem Übertragungsnetz, was jetzt beides in RD 2.0 zusammengefasst wurde). Und in der Heizperiode ist der PV-Ertrag eher schmal, d.h. mit dem eigenem Dach im Winter die Wärmepumpe zu beheizen, klappt meist nicht schon alleine wegen dem Mengengerüst. Die Kombination von KWK mit WP ist schon eher zu empfehlen, auch weil 3 Luft-Wasser-WP mit einem COP von 3 durch eine zukünftige Brennstoffzelle (ca s=1) zu versorgen ist. Ein 150.000 Kellerprogramm würde also helfen, die 500.000 Wärmepumpen zu kompensieren. Dann hätte man eine außentemperaturunabhängige Systemlast, und nicht wie in Frankreich einen Gradienten von 2,4 GW pro Grad Abnahme der Außentemperatur und Zunahme der Heizlast.

Zitat von Dachsfan

Was den CapEx betrifft muss man das auf mind. 20 Jahre sehen, auch unter Umweltaspekt und das auch wir vermutlich in wenigen Jahren einen dynamischer Strompreis haben werden, der uns mit günstigem Windstrom unsere Wärmepumpen dann mit Netzstrom betreiben läßt. Dann wäre der Dachs nur noch zu Strom - Hochpreiszeiten aktiv.

Heute haben wir einen Primärenergieverbrauch von ca 3600 TWh, den kann man sicherlich aufgrund der heutigen Verlusten von Wärmekraftmaschinen und schlechten exergetischen Wirkungsgraden bei der Erzeugung von niederkalorischer Wärme auf die Hälfte senken. Das sind dann aber immer noch rund 1800 TWh pro Jahr. Ich mache dann eine Milchmädchenrechnung auf, die ganz grob die Systemverluste beinhaltet und eine komplette Sektorenkopplung beinhaltet. 600 GW PV + 600 GW Wind (Onshore), wobei beim Mengengerüst man 2 GW Onshore mit 1 GW Offshore tauschen kann. Vollbenutzungstunden PV:1000 h, Wind an Land: 2000+ h, Wind auf See: 4000+ h. Somit besteht die Ernte aus 600 TWh Sonnen- und 1200 TWh Windenergie. 600 GW ist eine Menge, in einem System, das heute auf vielleicht 80-100 GW ausgelegt ist, und dabei ist heute die durchschnittliche Transportentfernung von der Quelle zur Senke nur etwas über 100 km.

Voltage Dependent Power Consumption (S. 11) - Die Photovoltaik ist vor allem im Verteilnetz zu Haus. Ich stelle mir das sehr schwierig vor, im Tageswechsel die Solarerträge quer durch die Republik zu transportieren, selbst wenn das am Ende nur 400 GW werden. In der Nieder- und auch in der Mittelspannung hat man aufgrund des vergleichbar großen R-Anteils in der Impedanz der Leitungen (=Freileitungen + Kabel) eine Reaktion der Spannung bei Wirkleistungsflüssen. Damit ist es ein No-Brainer, die Kleinstanlagen im NS-Netz auf die Spannung reagieren zu lassen, genauso wie eine P(f)-Statik bei den Erzeugungsanlagen gemäß VDE-AR-4105 ab 2011 Standard wurde, und in der Mittelspannungsrichtlinie schon 2008 eingeführt wurde. Das ist super simpel, ergibt eine robuste Funktion ohne übergelagerte Steuerung und ist vor allem günstig zu implementieren. Niedrige Transaktionskosten sind sehr wichtig bei Kleinstanlagen von ein paar kW Leistung, sonst wird das nichts, sondern nur eine Selbstbeschäftigung. Wenn der dynamische Strompreis im Stundentakt zur Verfügung steht, dann wundere ich mich, ob dies das Problem von den deterministischen Frequenzabweichungen schlimmer macht.

Gruß,

Gunnar

Zitat von firestarter

das mit der Hotelbuchung hat erst nicht so richtig geklappt.....ist ja noch Zeit

Und seit dieser Woche ist es ausgebucht. Lt. telefoischer Auskunft nur 2 ??? Kontingente durch uns gebucht.

Wo nächtigt ihr denn alle? und was ist in Kiel gerade los, dass es kaum noch Hotelzimmer gibt?

Ich habe vor 2 Wochen gebucht, da gab es nur noch ein Zimmer von Sa auf So, für den Fr abend muss ich mir auch noch etwas einfallen lassen.

Gruß, Gunnar

Zitat von Neuendorfer

Aber wenn schönes Wetter ist, ist an der Ostsee i.d.R. kurzfristig alles voll, das ist normal.

Am Sonntag soll es sonnig und windig werden. Sind hier Segler an Bord?

Gruß, Gunnar