Beiträge von gunnar.kaestle

Zitat von remag

Das zum Beispiel Wallboxen (ob öffentlich oder privat) aber leistungsgeregelt angesteuert werden können, glaube ich dagegen schon.

Eine Wallbox ist eine recht dumme Kiste. Die eigentliche Arbeit macht der Lader an Bord des Autos. Die Wallbox leitet nur Kommunikationssignale weiter und überprüft, ob das Auto von der Schutztechnik sauber ist und gibt eine obere Grenze für die Belastbarkeit der Verkabelung (upstream) weiter, damit ein fetter Lader nicht ausversehen die Verkabelung in der Garage grillt. Eine Wallbox ist ein teurer Schalter: die kann auf oder zu machen - wenn ihr etwas komisch vorkommt, aber der Aktor ist das Auto mit seiner Ladeelektronik.

Gruß,

Gunnar

Zitat von Dachsfan

Zitat von remag

Und bis echte Börsenpreis Tarife massentauglich sind, wird es noch ein wenig dauern.

Keine Ahnung in welchen Zeitabschnitten Du denkst, aber es ist alles in der Mache, Beispiel Vattenfall

Ich denke, dass in jeder Milisekunde die Wirkleistungsbilanz und auch die Blindleistungsbilanz ausgeglichen sein muss, sonst kollabiert das Netz. Wenn jeder auf Preissignale im Stundentakt reagiert, darf man sich fragen, was in der Zeit dazwischen passiert.

Quintessenz: Auch mit einem stundenvariablen Tarif brauchen wir immernoch vernünftige Regelungstechnik, die sich drum kümmert, dass Frequenz und Spannung stabil gehalten wird. Große Sprünge, die kumuliert von Marktteilnehmern zur gleichen Zeit ausgeübt werden, sind da eher ein Problem als die Lösung. (Gleichzeitigkeit von Marktpreissignalen).

Gruß,

Gunnar

Zitat von Dachsfan

Ab 2025 sind die Preise für solche Smart Meter auf 20 Euro pro Jahr gedeckelt.

Meinst Du elektronische Zähler oder elektronische Zähler + Kommunikationseinheit. Was der Messstellenbetreiber in Rechnung stellen darf ist ein Sache, wieviel das ganze kostet ist die andere? Wie soll das fliegen, wenn der Messstellenbetreiber seine Kosten nicht weitergeben kann, wenn er zum Einbau verpflichtet ist?

Zitat von Dachsfan

Im übrigen vermag die Netzleittechnik nicht nur einen Tag vorher Lasten und Erzeuger sehr genau vorherzuplanen, sondern ganz besonders aktuell über die Leittechnik den Verbrauch auf die Erzeugung anzupassen.

Würde das nicht funktionieren säßen wir sehr oft ohne Strom da.

Spannung und Frequenz werden nicht durch Fernsteuerbefehle ausgeregelt - dazu ist die viel zu langsam und man beköme Probleme mit der Synchronisation verschiedener Erzeuger.

"Der Anbieter von Primärreserve misst die Netzfrequenz eigenständig am Ort der Erzeugung oder des Verbrauchs und reagiert unmittelbar auf die Änderung der Netzfrequenz." https://www.next-kraftwerke.de…erve-primaerregelleistung

Auch mit der Spannung funktioniert es ähnlich. Es gibt zwar die Spannungsregler in den Umspannwerken, aber deren Regler sind langsam eingestellt, damit diese Geräte nicht zu oft schalten und mechanisch verschleissen. Die primäre Spannungsregelung im Netz wird über Q(U)-Regler von Erzeugungsanlagen gemacht, und Synchronmaschinen (die gab es schon zur Anfangsphase der elektrischen Energieversorgung im 19. Jhdt) machen das automatisch, wenn die Netzspannung wackelt. Über die Erregung stellt man die Sollspannung ein und wenn die Netzspannung einsackt oder ansteigt, wird automatisch Blindleistung in der richtigen Sorte geliefert (übererregt und untererregt).

Gruß,

Gunnar

Zitat von remag

Und bis echte Börsenpreis Tarife massentauglich sind, wird es noch ein wenig dauern.

Auch der Smartmeter kann da aktuell nichts ändern, so wird z.B. bei Tibber (vermutlich bei awattar ähnlich) der Kunde immer noch im SLP bilanziert, weil es nicht anders sein darf.

Tibber rechnet aber dann mit den Endkunden mit SM schon stundengenau ab, muss aber im SLP bilanziell Strom einkaufen. Deshalb gab es auch vor kurzem erst eine Erhöhung der Abrechnungsgebühren bei Tibber.

Eine stundengenaue Abrechung bietet heute schon der EU-weite Börsenhandel. Dummerweise ist der Verbrauch kontinuierlich, und eine stufige Erzeugung produziert heute schon (eigentlich seit etwa 20 Jahren) Frequenzausschläge, die schädlich sind für alles rotierende Material und auch den Netzbetreiber Sorgen machen, weil 100 mHz Abweichung zur vollen Stunde bedeutet, dass die Primärregelreserve (3 GW für ganz Zentraleuropa) zur Hälfte aufgebraucht ist - für etwas, das eben kein stoachstischer, ungeplanter Vorgang ist (z.B. Kraftwerksausfall), sondern als deterministische Frequenzabweichung bezeichnet wird.

Das ist also nicht wirklich ein Modell, wie man 100 % seiner Verbraucher oder Erzeuger ansteuert.

Zitat von Kleine Anfrage

Die zu beobachtenden Frequenzschwankungen werden unter anderem auch durch Fahrplananpassungen ausgelöst, die – zumindest kurzfristig – nicht zur Lastsituation passen. Dies kann vor allem durch sehr schnelle Lastanpassungen beim Stundenwechsel durch Pumpspeicherkraftwerke oder durch Erzeugungsanlagen, die über eine Leistungselektronik an das Elektrizitätsversorgungssystem angeschlossen sind, verursacht werden. Die hieraus resultierenden Frequenzschwankungen nennt man „deterministische Frequenzabweichungen“. Dabei handelt es sich im Wesentlichen um typischerweise zum Stundenwechsel auftretende Frequenzsprünge insbesondere in den Morgen- und Abendstunden.

Die Frequenzsprünge werden z. B. durch die stufenförmige, mit hohen Leistungsgradienten („Rampen“) erfolgende Anpassung der Kraftwerkseinspeisung hervorgerufen. Sie sind zuvorderst das Ergebnis der Stundenproduktgranularität an den Strommärkten. Daher war die Einführung der 15-Minuten-Produkte in Deutschland in Bezug auf die deterministische Frequenzabweichung sehr hilfreich, da nunmehr Rampen kleinteiliger über die jeweiligen 15-Minuten gefahren werden können und Lastanpassungen nicht mehr gebündelt beim Stundenwechsel stattfinden. Da die Netzfrequenz kein nationales Thema ist, sondern eines des gesamten europäischen Synchrongebietes, wird die weitere Durchdringung der europäischen Märkte mit 15-Minuten-Produkten positive Auswirkungen auf die Netzfrequenz haben.

Mittlerweile haben 4 Länder 15-Min-Handelsprodukte eingeführt: DE, NL, BE, AT. Der Rest aber noch nicht, weil es extrem aufwendig ist, das landesweite, energiewirtschaftliche Abrechungssystem auf 15 min umzustellen (warum nicht gleich 5 min?) wenn die ganze Messinfrastruktur in 1 h oder 30 min Schritten arbeitet

Gruß,

Gunnar

Zitat von Dachsfan

Da die Gaspreise nie mehr so sein werden, wie sie mal waren und Heiz - und Warmwasserkosten in den nächsten Jahren reduziert werden müssen, haben wir uns für den Zubau einer Wärmepumpe entschieden.

Eine kleine WW-Wärmepumpe, die ihre Wärme aus der Umgebung zieht (=Klimaanlagenfunktion), wäre ggf. ein Lösung, allerdings muss man das einfach wollen und nicht jeden Pfennig zweimal umdrehen müssen. Finanziell ist der CAPEX höchstwahrscheinlich noch höher als der Einbau eines E-Heizers, welche von Überschüssen der PV-Anlage gespeist wird.

Wie schon geschrieben wurde, ist es fürs Gesamtsystem besser, die konventionellen Kraftwerke (nicht nur in DE sondern auch in Nachbarstaaten) zu ärgern, indem man PV-Strom ins Netz einspeist und deren Vollbenutzungsstunden reduziert. Auch ist der exergetische Wirkungsgrad eines E-Heizers mit rund 15 % (d.h. über 80 % Verluste des Arbeitswertes der Energie) recht schlecht. Sowas ist zulässig als Backup-Lösung für Notfälle und zur Spitzenabdeckung, aber ich würde es nicht dauerhaft betreiben.

Dann möchte ich noch auf die aktuellen Gaspreise verweisen: sie liegen momentan am Spotmarkt wieder unter 30 €/MWh (TTF), in der selben Höhe wie noch Mitte 2021. Ich möchte den Seitenhieb nicht verkneifen, dass der Krieg in der Ukraine noch immer tobt. Die simple These, dass der Ukrainekrieg Schuld an den hohen Gaspreisen sei, kann damit ins Reich der Mythen und Märchen verbannt werden.

Was höchstwahrscheinlich passiert ist, ist ein Auswirkung der COVID-Pandemie. Zum einen sieht man am Preisverlauf dass die rückläufigen Verbräuche 2020 dazu geführt haben, dass der TFF-Preis bis auf 5 €/MWh gefallen ist, der Ölpreis ist sogar kurzzeitig negativ geworden, weil die Speicher voll waren. Öl- und Gasfirmen hatten also mit rückläufigen Einnahmen zu kämpfen. Wie andere Firmen auch, werden in so einem Fall mögliche Ausgaben gekappt, um die Liquidität zu schonen. Die BGR Energiestudie 2021 zitiert Rystad Energy (S. 39), die von einem Rückgang (aufschiebbarer) Investitionen in 2020 von etwa einem Drittel berichten. Weiterhin gibt es die ASPO-Jünger, zu denen ich mich auch zähle, die erwarten, dass die 2020er-Jahre das Jahrzehnt der Maximalförderung von Öl, Gas und Kohle (angebots- nicht nachfragebedingt) sind. Wenn man also sowieso schon am Rande des Peaks ist und dann die Investitionen in die Erschließung und Erhaltung von Förderkapazitäten reduziert, dann sollte man sich nicht wundern, wenn mit dem Anziehen der Wirtschaft ab 2021 und damit der Nachfrage die Preise in die Höhe schießen, weil die Förderung nicht so schnell nachkommt. "The current energy crisis is in essence a gas price shock, which also impacts electricity prices. With the economic recovery in 2021, global gas demand bounced back to pre-pandemic levels and outstripped supply." ACER April 2022. Der Preisanstieg ging schon 2021 los (von ca. 20 €/MWh in Q1 auf ca. 100 €/MWh in Q4) und betraf auch Kohle sowie Erdöl.

Der Ukrainekrieg hat ohne Frage die Märkte beunruhigt, aber man muss zur Kenntnis nehmen, dass Gazprom immer noch über die Ukraine die Transgas-Trasse bedient. Direkt nach dem Einmarsch der Russen haben die Importeure im Westen sogar die Bestellungen erhöht, aktuell sind es ca. 400 GWh/d die am Grenzübergangspunkt Uzhgorod in die EU fließen. Weder die Ukrainer noch die Russen haben scheinbar ein Interesse daran, die Gaslieferungen zu beeinden. Und direkt nach dem Überfall auf die Ukraine wurde nicht NordStream I abgeschiebert, sondern der Krieg hatte nur mittelbar über die Sanktionspolitik einfluss auf die Gasversorgung. Erst Mitte Juni ging das Spiel "Wie du mir, so ich dir" los und die Flüsse durch die Ostsee wurden erst begrenzt und dann später ganz eingestellt - offiziell weil die Turbinen für die Kompresserstation Portovaya nicht normkonform gewartet werden konnten - mit normkonform meine ich juristische Normen, wie man trotz einer ausgesprochenen Sanktion die Ausnahmegenehmigungen gestaltet, dass beide Parteien nicht als Sanktionsbrecher gelten, die ggf. deswegen weitere Vergeltungsmaßnahmen zur Folge haben.

Schaut man sich die Preise für LNG auf dem Weltmarkt an, dann zeigt sich dass in der Regel der LNG-Preis über dem TTF-Preis liegt, d.h. LNG wurde in Europa im Sinne einer Merit-Order für Erdgas eher zur Deckung der Spitzenlast verwendet, zur Deckung der Grundlast/Mittellast hat man bevorzugt Pipelinegas aus den Niederlanden, von der Nordsee, aus Russland und Algerien bezogen. Schaut man sich die üblichen Vertragslaufzeiten für den LNG-Bezug an (Figur Contracts signed by Duration), dann sieht man, dass nur ein Bruchteil der Verträge Kurzläufer unter 5 Jahren sind. Meistens werden LNG-Lieferverträge so abgeschlossen, dass das finanzielle Risiko bei einem Neubau eines Verflüssigungsterminals minimiert wird. Erst wenn die Anlage abgeschrieben ist, tut man sich leichter, nur noch auf kurzfristige Preissignale am Spotmarkt zu achten, bzw. mit kurzfristigen Lieferbeziehungen als Swing Producer zu agieren.

Meine Interpretation ist die, dass die EU ihre LNG-Terminals bis 2019 nur zu etwa 30 % ausgenutzt hatte, danach waren günstige Mengen im kurzfristigen Handel verfügbar, die das Importvolumen erhöhten, und 2022 stieg die Auslastung auf über 60 %, aber bei sehr hohen Preisen. Die Importzunahme 2022 war vermutlich dadurch gekennzeichnet, dass die Mengen im kurzfristigen Handel bezogen wurde, d.h. man hat anderen Importländern gegen gutes Geld ihre reservierten Mengen weggekauft, die dann z.T. ihren Verbrauch gedrosselt haben oder auf einen anderen Energieträger umsteigen konnten (z.B. mehr Kohle verbrennen) und die freiwerdenen Mengen in die EU verschicken konnten. Indem nun auch die ausgefallenen Mengen aus Russland durch mittel- bis längerfristige LNG-Verträge gesichert werden konnten, hat das Chaos am Spotmarkt aufgehört, und die Preise sind gesunken.

Gruß,

Gunnar

Zitat von Dachsfan

Die Planspiele oder Denkspiele halte ich für absolut unrealistisch, warum sollte man das auch machen, dafür haben wir z.B. Internetverbindungen die das wesentlich besser steuern können.

Vielleicht habe ich noch ein anderes Preisgefüge im Kopf, aber damit der Traum vom Smart Meter funktioniert, braucht neben dem a) elektronischem Zähler ("modernes Messsystem") auch noch die b) Kommunikationseinheit ("Smart Meter Gateway"). Wieviel kostet (Anschaffungspreis) das eine und das andere Gerät. Ich dachte immer, die Kommunikation sei das teure und komplizierte, auch weil die Schlüsselverteilung zur kryptographischen Absicherung nicht ganz so simpel ist.

Zum anderen hilft die Fernsteuerung per Internet nicht wirklich, wenn es um die Grundlagen der Elektrotechnik geht. Ohmsches Gesetz: U = R * I. Weiterhin gilt für die Leistung P = U * I, nicht nur bei Gleichspannung, was man im Physikunterricht in der Mittelstufe durchnimmt, sondern auch in der komplexen Wechselstromrechnung, d.h. man kennzeichnet alle Variablen mit einem Unterstrich und dann funktioniert die Multipliziererrei nach wie vor auch mit R = komplexe Impedanz Z = R + jX oder P = komplexe Scheinleistung S = P + jQ.

Wenn elektronisch gesteuerte Lasten zwar per Fernsteuerung einen neuen, abgeregelten Sollwert erhalten, aber dieser nach wie vor als P=const verarbeitet wird, dann ist das aus Sicht der Netzstabilität problematisch. P=const heisst ja, dass bei einem (leichten) Spannungseinbruch einfach die Stromstärke erhöht wird, um den Leistungsbezug beim Sollwert zu belassen. Das wird in ohmsch dominierten Niederspannungsnetzen zu einem weiteren Spannungsrückgang führen - es ist also eine Mitkopplung (positive Rückkopplung). Der hyperbolische Zusammenhang von P=const (S. 7) entspricht einem negativen differentiellem Widerstand, der zu einer Reduzierung der effektiven Kurzschlussleistung im Verteilnetz führt: kleinere Laständerungen werden zu größeren Spannungsschwankungen führen, und es kann sein, dass sich leichter auch Ozillationen der Verteilnetzspannung ergeben. Es kommt ganz drauf an, wie sich die neuen elektronischen Lasten dynamisch bei schwankenden Netzparametern (f, U) verhalten.

Gruß,

Gunnar

Zitat von bluwi

Ja, das hört ich interessant an.

Stellt sich die Frage, was "preiswert" in konkreten Zahlen pro kWh Speicherkapazität kostet.

Das mir bekannte Minimum liegt bei etwa ein Euro pro Normkubikmeter (Gaskaverne). Da passen also 10 kWh CH4 oder gut 3 kWh H2 rein.

Gruß, Gunnar

Zitat von sailor773

Zitat von gunnar.kaestle

+115 % Un sofortige Trennung, +110 % Un 10-min-Mittelwert)

Un ist doch 230 V, richtig?

Ja, U_n steht für die Nennspannung: U ist das Symbol für die Spannung und der Index n wird üblicherweise für Nennwerte benutzt.

Zitat von sailor773

230 V mal 115% bzw. 110% bedeutet dann eine Spannungsspitze von 264,5 V bzw. 253 V, die als Signal zum Abschalten von PV- und ggf. auch KWK-Anlagen verwendet werden würde.

Nicht würde, sondern wird. Das ist schon relativ lange gang und gäbe, angefangen mit der

VDE 0126 bis zum Nachfolger VDE-AR-N 4105 sind Werte für den Frequenz- und Spannungsschutz vorgegeben, das war auch die Primärfunktion der VDE 0126 (Einrichtung zur Netzüberwachung mit zugeordneten Schaltorganen). Es war also eine Norm für die engl. Interface Protection, bei der VDE-AR-N 4105 ist das auch drin, aber noch vieles mehr.

Zur Spannung gibt die Schutzfunktionen

U>> schnelle Überspannung

U> Überspannung

U< Unterspannung

U<< schnelle Unterspannung

Es wird noch für Anlagen bis 50 kW und über 50 kW unterschieden, das hängt mit dem UVRT-Anforderungen zusammen, von denen die Mikros (bis 50 kW laut EED Art. 2-39 ) ausgenommen sind.

bis 50 kW: Grenzwert, maximale Zeit zum Trennen

U>> schnelle Überspannung 115 %, 200 ms

U> Überspannung 110 %, 10-Min-Mittelwert

U< Unterspannung 80 %, 200 ms

U<< schnelle Unterspannung entfällt

über 50 kW

U>> schnelle Überspannung 125 %, 200 ms

U> Überspannung 110 %, 10-Min-Mittelwert

U< Unterspannung 80 %, 1 s

U<< schnelle Unterspannung 45 %, 400 ms

Zitat von sailor773

So wie ich die Studie lese, kann es sich dabei nicht nur um seltene Notfälle handeln. Immerhin ist von "maximal 5% der Jahresproduktion" die Rede,

Praktischerweise macht man es heute so, dass man die leichter zu abregelnden Anlagen abregelt (auch aus regulatorischer Sicht "leichter", wegen Priorisierung oder auch Abrechnungsaufwand zur Ermittlung der Entschädigung) und die anderen Anlagen daneben in Ruhe lässt. Das wäre auch meine Empfehlung einer Größenstaffelung: das Kleinzeug kann man erstmal in Ruhe lassen, wenn ich mit wenigen Griffen die notwendige Menge mit größeren Anlagen, die auch direkt per SCADA-Box an die Netzleitzentrale angeschlossen sind, reduziert habe.

Zitat von sailor773

Aus Laiensicht (bin weder Elektriker noch Elektroniker) frage ich mich da schon, ob die am Netz angeschlossenen Verbraucher (z.B. Unterhaltungs- und Büroelektronik) das auf die Dauer überhaupt aushalten?

Ja. Auslegungsrelevant für Elektronik sind ja nicht nur die langsamen Vorgänge, über die wir uns hier austauschen, welche durch Lastflüsse (Einspeiser + Verbraucher) bedingt werden, sondern auch Schalthandlungen, Kurzschlüsse, Wanderwellen, atmosphärische Störungen = Blitzschlag, etc. Dafür hat sich ehemals CBEMA (Computer & Business Equipment Manufacturer’s Association), heute ITIC (Information Technology Industry Council) eine Robustheitskurve ausgedacht, welche übliche Geräte aushalten sollen. Die 125 % Überspannung im OVRT-Fall kommen da her, dass sowieso schon 115 % zulässig waren (für ein paar Minuten und Sekunden), d.h. Geräte am Netz waren auch darauf ausgelegt, ansonsten haben ihre Herrsteller Kunden verloren, weil diese sich schnell in Elektroschrott wandelten. Dann kam vor ein paar Jahren der Lerneffekt, dass dazu noch ein Hub von rund 10 % drauf kam, wenn bei einer Störungerzeuger abschalteten und dann Lastflüsse im HS / HöS sehr schnell abnahmen. Strom über eine induktive Freileitung zieht die Spannung etwas runter, d.h. plötzlich kleiner Stromflusse lassen die Spannung hochspringen. Innerhalb von ein paar Sekunden bis maximal einer Minute sind über die üblichen Spannungsregelkonzepte (Laststufenschalter am Leistungstrafo, Q(U)-Regelung der Erzeugungsanlagen) diese Überspannungen abgebaut, aber in dieser Zeit braucht man ein gewisses Maß an Robustheit.

Zitat von sailor773

Und das regelmäßige Inanspruchnehmen einer Sicherungseinrichtung (Überspannungsschutz) kann doch Geräten wie Wechselrichtern oder dem ENS beim BHKW auch nicht gut tun.

Einem Wechselrichter ist das mehr oder weniger egal, der schaltet mit einer Schaltfrequenz von mehreren Kilohertz. Das BHKW sollte natürlich nicht so häufig takten, aber wenn je nach Wetterlage sowieso 1-2 Zyklen pro Tag gefahren wird, dann geht es nicht darum, diesen Wert zu verdreifachen, sondern einfach die An- und Aussignale etwas nach früher oder später zu verschieben.

Zitat von sailor773

Davon ab ist das gleichzeitige Abschalten zahlreicher Erzeuger in einem Netz beim Erreichen eines bestimmten Trigger-Wertes doch auch nicht wünschenswert. Man müsste dann eher v.a. die PV-Wechselrichter (auch im Bestand) mit einer Elektronik ausrüsten, die beim Überschreiten bestimmter Spannungs- oder Frequenzwerte die Leistung allmählich runterfährt.

Das stimmt bei der Frequenz (vgl. 50,2 Hz Problem), die ja mehr oder weniger überall gleich ist in derselben Synchronzone, aber die Spannung ist vorne am Trafo, hinten am Strang und in der Mitte aufgrund der Lastflüsse auf der Leitung und dem damit verbundenen Spannungsabfall unterschiedlich. Kein Grund zur Beunruhigung. In Österreich gibt's die P(U)-Regelung schon (TOR Erzeuger, Seite 31: Spannungsgeführte Wirkleistungsabregelung), aber gemäß dem NSA-Prinzip Nutzen-statt-Abregeln wäre es besser, zuerstmal disponible Verbraucher zu einem höherem Leistungsbezug zu motivieren, bevor man die Erzeuger abregelt.

Zitat von sailor773

Die Netzstabilisierung über Verbrauchssenken lässt sich m.E. im Bereich der Privathaushalte nur über E-Autos erreichen. Wärmepumpen sind dafür gerade in den Sommermonaten mit hoher PV-Leistung mangels Wärmebedarf kaum geeignet.

Es stimmt, das Wärmepumpen eher im Winter in Betrieb sind, aber es gibt ja Wärmepumpen, die auch als ,Klimaanlagen laufen. Weiterhin kennt man in der Übergangszeit Tage mit blauem Himmel und kalten Außentemperaturen, die auch hohe PV-Spitzen erzeugen, wenn auch nicht so lang bis zum Sonnenuntergang. Dann sollte man nehmen, was man kriegen kann. Auch gibt es das Argument, dass die E-Autos während der Arbeitszeiten aus dem Wohngebiet verschwinden und ins Gewerbegebiet fahren. Das stimmt, aber es sind halt nicht alle. Ein paar bleiben auch da und auch im Gewerbebetrieb können sie, wenn beim Arbeitgeber geladen werden darf, das dortige Netz stützen. Als Ultima Ratio kann immer noch abgeregelt werden, aber das sollte eher nur noch selten geschehen.

Gruß,

Gunnar

Zitat von gunnar.kaestle

"aufgeschoben ist nicht aufgehoben" – Bin Dabei.

Sehr schön, dass das Schmankerl nun mit 'Ende gut alles Gut' besichtigt werden kann.

Es ist ja nun nicht mehr lange hin, in zwei Wochen ist es soweit. Die Nachricht mit der Hotelempfehlung ist bei mir leider verschütt gegangen, sei es dass der SPAM-Filter sie gefressen hat oder dass ich sie unbewusst irgendwohin wegsortiert habe, dass ich sie nicht mehr finde.

Bitte noch mal schicken. Ich freu mich auf K.I.E.L.

Gruß,

Gunnar

Zitat von stephans-garage

Das ist richtig - ich würde ihn aber trotzdem im Sommer beladen wollen, um das Temperaturniveau im Boden anzuheben und den Wirkungsgrad im Winter zu verbessern

Das macht man gerne, wenn sowieso beladen wird, weil z.B. ein größeres Gebäude auch im Sommer klimatisiert wird. Dann ist dieses Wärmependelverfahren geeignet, den Carnotprozess zu optimieren. Das funktioniert nicht nur mit Erdsonden bis 100 km, sondern auch stationären Aquiversspeichern = stationär deswegen, weil das Wasser bleibt wo es ist und nicht wegdriftet.

Zitat

Wir haben im Winter genausoviel EE im Netz wie im Sommer.

Nach Radio Eriwan: das kommt drauf an. EE-Jahresproduktion hängt von der installierten Leistung ab. Hifreich ist die Kopplung von 1 GW PV-Leistung mit 1 GW Onshore-Leistung. Und dann muss man sich die Spektralanalysevon Wind + Solar anschauen. Solar hat einen verlässlichen 1-Tages-Zyklus. Wind ist stärker verrauscht, d.h. von Wind ist mehr da, aber mit einem 1 Tagsspeicher bekomme ich PV viel leichter vergleichmäßigt.

"aufgeschoben ist nicht aufgehoben" – Bin Dabei.

Sehr schön, dass das Schmankerl nun mit 'Ende gut alles Gut' besichtigt werden kann.

Dr. Teupen hatte 2015 mit besonderem Engagement von der Kampfmittelräumung des Bauplatzes berichtet. Ich bin heute gespannt, was von der Hochpreisphase ab Mitte 2021berichtet werden kann. War das Kieler Gasmotorenkraftwerk mit flexiblen Starts und Stopps im Vorteil gegenüber anderen Marktteilnehmern (andere Gas-KWK-Anlagen, Gaskraftwerke ohne Wärmeauskopplung, etc. )

Gruß,

Gunnar

Hannover Messe am Mo.-Fr.

17. - 21. April 2023 in Hannover

kostenloses Ticket

Fährt jemand hin? Ich bin wahrscheinlich am Donnerstag da.

Gruß,

Gunnar

Zitat von firestarter

Zitat von sailor773

Umbauen muss doch erst mal niemand was, jedenfalls nicht wegen des Gebäudeenergiegesetzes.

Es soll ja (von extrem alten Heizkesseln abgesehen, wo wir das auch bisher schon hatten) nach dem neuen Gesetz keinen Zwang geben eine Gasheizung auszubauen, so lang sie noch funktioniert bzw. repariert werden kann. Aber ein neues gasbetriebenes BHKW wird – so wie sich das liest – ab nächstem Jahr so gut wie niemand mehr einbauen können. Und weil sich das Aufrechterhalten einer Produktion für die paar Ausnahmen nicht lohnt, folgt daraus auch, dass (nach dem Abverkauf von Restbeständen) zukünftig keine BHKW's mehr am Markt angeboten werden. Die Hersteller werden auf andere Produkte ausweichen müssen oder insolvent gehen. Außer natürlich es gelingt (je nachdem wie die Formulierungen im Gesetz schlussendlich aussehen) stattdessen BHKW's als gesetzeskonforme "Notstromaggregate" (oder was auch immer) anzubieten. Aber wenn der Gesetzgeber neue BHKW's explizit nicht will (und im Moment sieht alles danach aus) dürften die Spielräume für solche Gesetzesumgehungen sehr gering werden.

So sehe ich es auch

und das macht mich schon traurig....

Was genau im Referenentenentwurf vom 03.04.2023 09:06 wäre das KO-Kriterium? Mir sind die 155 Seiten zwar auch ein wenig unübersichtlich, aber bis kurz nach Ostern gibt es ja noch Zeit, konstruktive Verbesserungsvorschläge einzureichen.

Gruß,

Gunnar

Zitat von ASeitzinger

Ein neues gasbetriebenes BHKW in Kombination mit Wärmepumpe (und ggf. Photovoltaik) ist - so wie ich die Erklärung lese - auch die nächsten Jahre noch für Bestandsgebäude möglich.

Genauso der Einsatz von BHKW in Wärmenetzen.

Bei neuen Gebäuden ist es unbedingt sinnvoll, sie so zu planen und zu bauen, dass sie keine 'Verbrennungsheizung' mehr benötigen. Denn sonst ist diese Chance für Jahrzehnte vertan.

So eine scharfe Grenze ist doch nie wirklich sinvoll. Angenommen Du hast ein Gebäude, darin arbeiten 2 Kessel a 500 kW. Jetzt wir dieses Bauwerk abgerissen und nach neuen Baustandards neu errichtet. Weniger Heizbedarf (kWh) pro Jahr, aber noch merkbaren Wärmeleistung, analog zu zwei Wärmeerzeugern von 200 oder 100 kW. Warum sollte man dafür nicht auch ein Mini-BHKW als Teil der Lösung einplanen sollen?

Du must wegkommen von den EFH-Träumereien. Auch wenn es in DE an die 20 Mio. Gebäude im Segment EFH/ZFH gibt, so müssen auch Lösungen gefinden werden, die ein wenig größer sind.

Gruß,

Gunnar

Zitat von remag

Wenn einer im Wohnbereich 75° Vorlauf braucht, würde ich erst am System oder der Substanz etwas ändern.

Wo soll denn der Vorteil einer hohen VL Temperatur liegen ?

Vergleichsweise kompakte Wärme-Transport-Infrastrukturen von A nach B und kleine Übergabeflächen in die zu beheizende Raumluft im Ziel gebiet. Die exergetischen Verluste sind allerding durchen Temperatursprung allerding recht groß, wenn man mit 75° anfängt und eigentlich nur rund 18-20 °C benötigt.

Bei 75 °C Wärmeenergie und angenommener 0°C Außentemperaturreferenz ist der Exergiegehalt 1-(273+0)/(273+75) = 0.2158 während dieser bei 20 °C Nutztemperatur 1-(273+0)/(273+20) = 0.0683 beträgt. Alleine das Runtermischen vernichtet also zwei Drittel der Nutzexergie in der Heizwärme. Wenn die Temperaturkasakade sowieso im Kessel bei über 1000°C Verbrennungstemperatur anfängt, dann schenkt sich ja nichts, wo man auf die 20 °C Nutztmperatur runterkühlt, aber wenn man einen KWK-Prozess dazwischen klemmt, dann schon.

Gruß,

Gunnar

Zitat von firestarter

gibt hier einige Enthusiasten, aber viele haben es wirklich auch als "Brückentechnologie" gesehen.

Doch das Ende der Brücke ist noch lange nicht erreicht.

Im Neubau und gern auch Ertüchtigung EFH/ZFH

dürfte WP wirklich mehr Sinn machen und soll gerne auch kommen.

KWK als Brückentechnologie? Nein, das ist keine Brückentechnlogie - der Brennstoff mag ein Brücken-Brennstoff sein (Kohle, Erdgas, etc.), weil der irgendwann mal aus Verfügbarkeitsgründen nicht mehr zur Verfügung steht (Kohle, Erdgas) oder aber aus GHG-Emissionsgründen nicht mehr gerne verbrannt wird. Aber die Kraft-Wärme-Kopplung ist ein Energiewandlungsprinzip, das hohe (exergetische) Effizienzen verspricht. Das Ende der Brücke für die Technologie wird nie erreicht werden, solange wir saisonale Energiespeicher auf Basis von chemischer Energien (Molekülen) brauchen.

Gruß,

Gunnar