oysteink

Gassturbiner til havs er nettopp dét; gassturbiner, og ikke CCGT-gasskraftverk (som det bygges mest av på land). Dvs. gassturbinen er ikke kombinert med en dampturbin på samme aksel. I en CCGT kan elektrisk virkningsgrad komme opp i nærmere 60 % istedet for mellom 20 og 40 %, men begge kan selvsagt gi fra seg restvarme som kan utnyttes i den grad det er mulig.

Med andre ord; er det i det hele tatt mulig å følge opp elektrifisering BÅDE til land og til havs med nok ny produksjon uten å ta i bruk mye havvind ?

Er litt ambivalent mhp. elektrifisering selv om man får mer elektrisk energi ut av gassen ved å føre den til lands enten brukt til direkte oppvarming eller i et gasskraftverk (et moderne CCGT-gasskraftverk opp mot 60 % ELEKTRISK virkningsgrad mot en gassturbin med 20-30%). Dersom en elektrifisering som krever opp mot 15 TWh fører til at Norge må importere kraft er jeg i tvil om nytteverdien når vi vet at strømmiksen i Europa p.t. ikke er spesielt god mhp. "grønn" energi og at man også må beregne nett-tap. Da bedre å satse på elektrifisering av industriprosesser (i mange tilfeller betyr elektrifisering mindre tilført energi totalt). Man må ha nok is i magen til å vente på havvind og et fungerende havnett som tjener både det og elektrifisering (p.t ikke mye til standardisering mellom leverandørene mhp. konverteranlegg, spenningsnivåer, brytere/koblingsanlegg mm.) Ingenting som sier at dagens energisituasjon med europeisk stort gassbehov ikke kommer til å vedvare.

Trenger ikke berøre de store delårs-/helårs-/flerårsmagasineneda mange (dels elve-)kraftverk har døgnmagasiner som gjør at det kan samles opp vann på natt/ kjøres ut på dag.

Du har rett, men SN gikk inn etter at NorGer allerede var etablert av rene kraftprodusenter. Nok det jeg husker. I mediene ellers er jeg ikke alltid sikker på om det menes SN eller SK (men skillet har kanskje blitt tydeligere nå i våre dager).

Tapene er større i kroner, men neppe i GWh enn de ellers ville vært. Priselastisiteten er vel iķke så stor i Norge men er vel noe økende i Norges mest befolkningstette områder hvor bla. elbilandelen er høy.

Altså frivillig reduksjon i produksjonen (1), eller tvungen reduksjon (2).

"Put the mask on your own face before you help others"

For ikke å snakke om at lite vann i elvene truer med å stoppe skipstrafikken. Deriblant lekterne på Rhinen med kull til kullkraftverkene. For varmt kjølevann til kjernekraftverkene i Frankrike er et annet problem.

Kloke ord fra Doorman (som jeg skulle ønske flere tok ad notam). En (iht. avtaler ved fare for energiknapphet) eksportgrense på f.eks 70 % for hver kabel, er usikkert mhp. nytte (i den situasjonen man står i). En lavere grense vil ganske sikkert straffe seg mhp. mulighet for å få import Ja, dette må løses i produksjonsleddet, med gulrot/pisk til det enkelte kraftverk.

Stemmer ikke ! En kabel kan ha en leder (enfase). Kabler er ledninger med ulike typer isolasjon og har vanligvis ikke styrke for luftstrekk (det finnes for distribusjonsnett (22kV og lavere) isolerte ledninger som tillater nærføring, og disse betegnes hengeledning eller -kabel).

I alminnelig bruk innen elkraftteknikken er det viktig med et skille mellom kabel og luftledninger. Luftledninger er utformet spesielt for kontinuerlig strekk og har derfor mye armering. Kabler har mye tung isolasjon og tilgodeser det ledende tverrsnitt fremfor armering. Det er i hvertfall "normalen". Kabler utformes spesielt for strekk dersom de f.eks må tåle å henge flere hundre meter ifm forlegging på sjøbunnen (og bevegelige kabler ifm flytende vindkraft er en egen sak).

Hvilke kabler skal i så fall kobles ut først ? Og hvordan få en rettferdig fordeling mellom ulike land ? Nei, måten dette gjøres på er å stille inn maks. overført effekt på omformeren til den enkelte kabel. Ikke noe problem å ha en effektbegrenser stilt på feks. 70 % Som jeg nevner ovenfor er ikke dét det største problemet.

Det spørs hvordan dette skal gjøres og det vil uansett ikke bli enkelt å få til en retferdig fordelig fordi de ulike kablene til enhver tid er ulikt belastet. Jeg er skeptisk til at energiministeren har instruert NVE på et såvidt komplisert teknisk spørsmål når ekspertene så tydelig har vært negative. For meg synes dette som et panikktiltak. 1. Å sette ned handelskapasiteten gjøres normalt bare når det er tekniske begrensninger, men kan selvsagt også gjøres ved driftsforstyrrelser o.a. som setter leveringssikkerheten i fare. Den retten må ethvert land ha. 2. Har vanskelig for å se for meg en teknisk begrenser i likeretterstasjonene som reduserer eksport som allerede er avtalt. Dette vil i så fall øke frekvensen i det norske/nordiske nettet før produksjonen dras ned på det enkelte kraftverk av turbin- regulatorene. Mengde avkortet energi da bli ulikt fordelt pga ulike regulatorinstillinger. Avkortningen blir i forhold til de kraftavtaler som er inngått, og noen må dekke dette ! Er usikker på om AP/SP har kontroll på dette, for de har tydeligvis sagt at de vil kontrollere eksporten og ikke produksjonen !

Unødvendig kommentar ! Hva har det si hva ytelsen er nå ? De fleste er vel enige om det, som flere har nevnt.. Når det gjelder dimensjonerende utfall er det faktisk noe som vi i bransjen dimensjonerer etter (regulérreserver). 1600 MW er ny rekord, og ja det har skjedd utfall av store kjernekraftblokker eller HVDC-forbindelser ved full import (her var grensen til nå 1400 MW).