Jump to content

Gazer75

Medlemmer
  • Content Count

    889
  • Joined

  • Last visited

Community Reputation

514 :)

Profile Information

  • Kjønn
    Mann

Recent Profile Visitors

The recent visitors block is disabled and is not being shown to other users.

  1. Utflagging er det du får med dette. Eit smelteverk vil ta månader å køyre ned og starte opp att. Gasskraft vil vere politisk sjølvmord i dag. Det vil også vere dyrt. Gasskraft er vel dyrare enn vatn og vind. Så kjem aukande CO2 avgifter i tida framover. Kan nok berre drøyme om å sjå prisar under krona då. Ser liksom ikkje for meg at dei vil klare å fange og lagre CO2 når dei ikkje klarte å få det til på Mongstad. Heilt einig i at elektrifiseringa av sokkelen må skje med vindkraft der ute der det som ikkje vert brukt kan sendast inn til land. Problemet er at slik lova er så kan dei ikkje nektast så lenge Statnett seier det er kapasitet i nettet. Selskapa betalar for utbygginga osv. Troll B og C elektrifiseringa som er i gang har vilkår om utkopling sidan ringen til Kollsnes ikkje er klar for 420kV endå. Noa og Krafla har fått positiv innstilling frå NVE med stasjon i Samnanger og 132kV linje/kabel til Fitjar. Der blir det stasjon for reaktiv kompensering før den går vidare ut til havs. Om ikkje OED stoppar dette så er det vel i gang med å byggje neste år tenker eg. Vindkraft på land er vel nesten dødt. Nord for Trondheim så har reindrift førsterett og då er det ikkje plass. Ser for meg mindre prosjekt med 1-3 mindre turbinar i landbruks- og industri områder. Kanskje litt langs vegar. Vasskraft kan verte vanskeleg utan å legge beslag på meir natur. Litt kan ein nok hente på oppgradering og fornying av eldre turbinar. Ser ikkje for meg at det blir bygd verken kjernekraft eller gasskraft i Norge før det eventuelt blir heilt krise. Og då er det vel også for seint. Solkraft kjem nok til å verte meir vanleg i sør framover.
  2. Så du vil heller ha rasjonering når vi har for lite vatn til å produsere? Om vi kuttar eksport så kan vi heller ikkje forvente å få importere når det er behov for det. Og det vil det bli i framtida når forbruket aukar meir enn produksjonen. Alternativet er at vi stoppar all industriutvikling. Då kan vi kanskje klare oss.
  3. Har aldri hatt problem her og bilen er no 10 år gammal. Har tilleggsvarmaren på auto og småkøyrer aldri på vinteren. Store delar av året så er det meir enn 5 grader og då er den ikkje i bruk. Hender den blir brukt manuelt om vinteren når eg er på besøk og bilen står ute. Bilen står til vanleg i ein felles garasje under blokka med port så det må bli veldig kaldt ute før det bli minusgrader der. Hadde nok kanskje brukt den oftare om vi hadde straum til kvar parkering (til å ladet batteriet), men det manglar enn så lenge(er snakk om løysing for elbil lading). Merkar at det går ut over batteriet ved hyppig bruk. Dei seier at den vil nekte å starte eller slå seg av om batterispenninga vert for låg. Garasjen har ventilator for eksosen så vil nok neppe vore problem å bruke den der inne.
  4. Kor har du det frå? Står ikkje eit pip om det i manualen til min Golf TDI som har tillegsvarmar/webasto frå fabrikk. Denne startar også automatisk om du slår dette på i menyen. Det skjer så lagt eg har funne ut om temperaturen ute er 5 grader eller lågare. Og slår seg vel av når kjølevatn når 60 eller 70 grader kan det virke som. Minuset med dieselvarmar er at den tappar batteriet. Vart anbefalt å køyre dobbelt så lenge som den har stått på før oppstart. Dette for å passe på at batteriet får lade seg opp. Sette på webastoen 5-10 minutt før kan vere nok om det ikkje er veldig kaldt ute. Heilt grei lunk i bilen etter 10 minutt i minus 10 til 15 grader. Men om køyreturen kun er 5-10 minutt så kan dette tappe batteriet over tid. Spesielt når det er kaldt ute. Om eg ikkje har på tilleggsvarmaren så tek det vel ein time før bilen min visar oljetemp på over 55 grader når det er kaldt ute.
  5. Fleire faktorar som speler inn her. Kablar krev kompensering for reaktiv effekt med vekselstraum Lang tid for reparasjon. Mykje dyrare per meter. Mindre overføringskapasitet om ein ikkje brukar dobbelt/trippel sett med kablar. Overgangar frå kabel til luft gir ekstra feilpunkt Alt dette gjer kablar dyrare, og minkar sikkerheita. Ei anna utfordring i Sognefjorden er at den er svært djup og bratt på begge sider.Det ville vore svært utfordrande å få master ned bratte fjellsider samt finne plass til muffehus. Desse krev faktisk stor plass på dette spenningsnivået. Fare for ras som kan øydeleggje muffehus er og så ein faktor. Kabel kunne fort bli svært lang for å finne plassar der ein kan gå frå luftlinje til sjøkabel. Noko som vil auke kravet til kompensering og gjev mindre overføringskapasitet. Sjå berre på dei tre kraftlinjene som er kabla over Oslofjorden. Store muffehus, og 3 kablar per fase. På dei nyaste ved Filtvedt så er det vel også ein kabel i reserve per linje om eg ikkje tek heilt feil. Dette er korte kabelstrekk, men dei krev kompensering. Det står SVC i Hasle og Sylling, ein reaktor i Tveiten og og Flesaker. Alle er fordyrande element. No er ikkje desse kun for kabel kompensering, det skal seiast. Ei anna utfordring er at det til no ikkje er lagt sjøkablar på dette nivået sjå djupt tidlegare. Ny rekord var kablane over Fensfjorden ved Mongstad der det også var utfordrande pga bratt terreng ned til botnen. Der ligg kablane på rundt 450m. I Sognefjorden snakkar vi om 800-1000m. Hugsar ikkje om det ein gong vart vurdert kabel i søknaden om oppgradering.
  6. Litt av grunnen til at det ser dårleg ut på Electricitymap er at dei tar med gasskraft som ikkje er til vanleg forbruk. Dei reknar også "unknown" som varmekraft(kol, gass osv) med 700g. Problemet er at det er data som er rapportert som "other renewable" frå ENTSO-E, så ikkje fossile kjelder. Same kategori i Sverige har berre 246g fordi dei rekar over 98% biomass i denne kategorien. I nord så er det eit på Melkøya ved Hammerfest som kun genererer kraft for gassproduksjonen frå Snøhvit og Goliat. Kraftverket kan sende kraft til nettet via ein 132kV kabel, men det er kun for beredskap. Det har så langt eg veit aldri skjedd. Tidlegare var også kraftverket på Mongstad utanfor Bergen i drift for å dekke behovet ved terminalen der. Men etter at det vart bygd nye kraftlinjer så er siste turbinen der no ute av drift og står i beredskap for Statnett. Hadde det vore råd å få med produksjon og utslepp frå all gasskraft offshore så hadde nok kartet sett mykje dårlegare ut for Norge sin del. Det er faktisk over 3000MW installert effekt ute på plattformar på norsk sokkel. Nokre hundre MW av desse er beredskap sidan plattforma er elektrifisert fult eller delvis. F.eks. Valhall som vist skal ha 110MW men får straum frå land via ein 150kV HVDC kabel. Edvard Grieg har 60MW men blir elektrifisert via Johan Sverdrup som får straum via to stk 80kV HVDC kablar. Gjøa har 96MW men er elektrifisert frå Mongstad. Trur også Troll B og C skal behalde gassturbinane når dei blir elektrifisert frå Kollsnes om ikkje så lenge. Dette fordi dei fekk konsesjon for landstraum på vilkår om utkopling. Nettet i vest har ikkje nok kapasitet ved eventuelle feil så lenge dei driftar på 300kV.
  7. Vi kan faktisk miste både effekt og produksjon frå vasskraft framover om naturvernarane får vilja si. Fleire av kraftstasjonane våre som kan gi effektstøtte lagar problem for fisk i vassdraget når det blir store variasjonar. Samtidig så blir det strengare krav til vassføring i elvar som igjen betyr at meir vatn må gå forbi, og difor blir det mindre vatn i magasina til å produsere straum. Ser ikkje for meg noko meir vind på land i nord etter dommen frå høgsterett. Reindrifta er vist meir verdt. Samtidig så ser ein bilete av rein som beitar rett ved vindturbinane. Trur faktisk at om få år så er dei så vande med turbinane at dei ikkje bryr seg. Når det gjeld nett så er det minimalt med inngrep i forhold til resten. Det er snakk om kortare produksjonsradialar. Største inngrepa kjem nok i form av nytt nett generelt, og eventuelt ved større utbygging av havvind som skal til land og ut på nettet. Inngrepa er også delvis mellombels pga oppgradering som krev ny linje parallelt før gamle kan rivast. Litt større ryddebelte vil det vere, spesielt ved overgang frå 66 til 132kV, som er det meste vanlege på regionalt nivå i dag.
  8. Om du er villig til å ta i bruk moderne slavearbeid og full flyt av korrupsjon... Å bruke golfstatar som eksempel er ikkje akkurat smart
  9. Dei fekk bytta ut den gamle 66kV linja frå Finnfjordbotn til Silsand med ei ny 132kV. Utruleg om denne auken alt er brukt opp... Veit det vart lagt ein ny 22kV kabel frå Silsand til fabrikken. Det er også eit arbeid på gang med å få tosidig forsyning på 132kV via Brensholmen i nord. Men dette er vel meir for forsyningstryggleik og ikkje kapasitet. Det er jo kun den eine linja til fastlandet. Ikkje ein gong 22kV reserve så langt eg veit. Senja har kun tre kraftstasjonar. Bergsbotn (7,9MW), Lysbotn (5,35MW) og Osteren (2,5MW). Så ikkje all verden... Magasina er heller ikkje så veldig store.
  10. Dei kunne i det minste gå til vekesnitt... Etter at vi fekk 90% dekning over 70 øre, så har snittprisen før mva i NO2 (sør) variert frå 93 til 124 øre.
  11. Poenget er at om ein har meir uregulert vasskraft (elvekraftverk) så kan ikkje desse dei berre stoppe produksjonen utan at dei kastar bort vatnet ved å la det renne over dammen. Vil nok tru at dagens 300kV linje vil verte oppgradert når den går ut på dato eller at forbruket aukar. Samtidig så kan ein også oppgradere dagens 220kV over grensa frå Korgen (Nedre Røssåga). Dette vart gjort med linja over grensa i Trøndelag frå Nea/Tya i Tydal. Der starta linja som 220kV og vart så oppgradert til 300kV og 420kV. Effektkøyring i nord vil ha liten effekt for Sør-Norge uansett pga avstand. Det heller ikkje bra for fisk og natur med for mykje slikt. Går ikkje vatnet rett i sjøen eller store innsjøar som kan ta imot så kan det gjere mykje skade. Ei anna utfordring er jo at revisjon av konsesjonar fører til redusert produksjon totalt pga auka krav til minste vassføring. Mykje av krafta i nord blir nok verande der. Dei skal jo bygge 420kV til Hammerfest slik at Melkøya kan slutte å brenne gass i kraftverket, og for å drive olje og gass installasjonar ute i havet der. Jo mindre kraft som går sørover jo lågare pris og meir industri kan dei få i nord. Kortreist kraft er det beste pga mindre overføringstap/kostnad. Statnett ser at det er sør for Trondheim største utfordringa ligg. Dvs fullføre ringen over Fosen mellom Åfjord og Snilldal. Og oppgradere 300kV Orkdal-Aura slik at den kan koplast til mellom Viklandet og Surna. Og så er dei i gang med fjordspenna over Sognefjorden til Aurland og Vik slik at ein får eit samanhengande 420kV nett. Samtidig så skal dei også vidare oppgradere 300kV linja utover til Modalen. Dagens linje frå Steinsland i Modalen og heilt til Kollsnes er klar for 420kV. 300kV Nedre Røssåga-Tunnsjødal ser dei for seg er oppgradert før 2040. Meiner det vil auke kapasiteten mellom NO3 og NO4, men hugsar ikkje i farten kor grensa går her. Vil tippe denne oppgraderinga vil gi 500-1000MW ekstra kapasitet.
  12. Du misforsto meg litt. Dei har mindre vassmagasin enn vi har. Så dei må produsere oftare for at magasina ikkje skal bli fulle. Tal frå Nord Pool: NO4 hadde per 1.1.2017 20824 GWh magasin kapasitet. SE1 hadde per 2.1.2012: 14810 GWh, og SE2 hadde 15730 GWh. Problemet er at det er nesten all kapasitet sidan SE3 og SE4 hadde per 2.1.2012 rundt 3135 GWh til saman. Det er godt under NO1 som er austlandet der vi har over 5500 GWh. NO3 og NO4 har omlag like mykje kapasitet som totalen i Sverige. Faktisk så har NO2 åleine omlag like mykje kapasitet som hele Sverige totalt. 3/4 av installert effekt frå vasskraft er i SE1 og SE2, og samtidig så har SE2 åleine meir installert vindkraft enn heile Norge. Alt dette må dei få sørover til SE3 der du har dei store byane som Stockholm og Göteborg osv. Ein kan samanlikne kapasiteten frå SE2 til SE3 med det vi har her i Norge med NO2+NO5 til NO1. Sidan det meste av installert effekt er i vest saman med det meste av magasin kapasitet så er samla overføringskapasitet på 7,4TW som er rett over SE2-SE3 på 7,3TW.
  13. Svenskane har større ubalanse i kvar produksjon og forbruk er enn vi har. I nord (SE1 og SE2) er det lite folk og forbruk samtidig som dei har større produksjon av både vind- og vasskraft enn vi har i NO4. SE1 heilt i nord har nesten 2GW installert vind og 5,3GW vasskraft. Så har du SE2 som har 5,3GW vind og 8GW vasskraft. Dette er langt meir enn NO4 som har 1,1GW vind og 5,3GW vasskraft. Vasskrafta der borte er også mykje mindre regulerbar enn den vi har her. Mellom SE2 og SE3 er det vel 8 stk 420kV linjer. Desse brukar også vi for å få kraft ut frå NO4 i dag. Mykje av ny kraft i nord vil bli nytta i nord ifbm næringsutvikling, så det vil nok neppe flyte så mykje sørover. Eventuell vind kan sendast over grensa og sørover rimelegare. Skal nok mykje til at det bles mykje både aust og vest for fjella. Dagens kapasitet over grensa er 1,2GW NO4-SE1 og 700MW NO4-SE2. Ser ikkje for meg at det blir aktuelt å byggje 30GW flytande vind i nord dei neste hundre år. Blir rett og slett for dyr straum. Kanskje om leiarane i verden av ein eller anna grunn får slutt på fossil kraft og prisane går til himmels.
  14. HVDC sjøkabel med konvertering i begge endar er sikkert ti gongar dyrare så det blir nok neppe aktuelt. Då må det kome enorme mengder med vindkraft eller liknande i nord. HVDC må også vere svært lang for å lønne seg. Usikker på om ein treng så mykje meir enn dei 1000-1200MW som dagens linjer overfører. Om 300kV linja også vert oppgradert nord til Mosjøen/Mo i Rana så vil det nok vere plenty. Bøygen i dag er Trøndelag og sørover. Kabelen til Shetland er for forsyningstryggleik heilt klart. Dei har vore heilt isolert.
  15. https://www.nrk.no/rogaland/helge-andersen-har-varslet-om-feil-med-bremsekontroll-i-over-20-ar-1.16014547 https://tv.nrk.no/se?v=MDDP11000322 Faktisk litt skremmande å lese og sjå dette 😮
×
×
  • Create New...