Zitat von Martindas mit dem 'ins Ausland verschenken' hat eine emotionale Komponente. Nimmt man die EnBW als Beispiel, so betreibt sie das Pumpspeicherkraftwerk im Ausland (in Kooperation) selbst: http://root.riskommunal.net/gemeinde/gas...lder_2006_1.pdf
Als emotional wollte ich das eigentlich nicht verstanden wissen, lieber Martin. Soweit ich das System durchschaue, subventioniert der deutsche Stromkunde durch den nach Österreich verschenkten Strom den Strompreis in Österreich. (Einmal vom Wirkungsgrad der Pumpspeicherkraftwerke abgesehen).
Das finde ich ärgerlich. Es wäre genauso ärgerlich, wenn, sagen wir, die Rostocker auf einem solchen Weg den Strom subventionieren müßten, den die Passauer verbrauchen.
Also nichts gegen unsre österreichischen Freunde, die übrigens ziemlich genau 5 Prozent der Leser von ZR stellen.
Zitat Nähme man aber einen schmalbandigen optimalen LED-Strahler wäre der Wirkungsgrad darauf bezogen deutlich höher. -------------------------------------------------------------------------------- Aber wäre der Wirkungsgrad hoch genug, damit das Gesamtsystem rentabel wird?
Kann ich mir fast nicht vorstellen.
Das Verhältnis Einspeisevergütung zu gerwerblichem HT-Strompreis liegt bei ca. 3 zu 1. Natürlich kann man das System mit günstigem NT-Strom betreiben. Dann kommt man auf maximal 5 zu 1. Um wirtschaftlich zu werden, bräuchte die Anordnung also über 20% Wirkungsgrad (Investitionsaufwand nicht berücksichtigt).
Meine "konventionelle" Anordnung hat ja wie geschrieben nur rund 3% Wirkungsgrad. Selbst wenn man (was sicher utopisch ist) für die Solarzellen von 50% Wirkungsgrad ausgeht, kommt man für das Gesamtsystem nur auf 20%x50%=10% Wirkungsgrad. Also immer noch deutlich zu wenig.
Schade. Den von R.A. skizzierten politischen Effekt hätte ich schon witzig gefunden.
Zitat Ich stelle mir als Laie vor, daß man doch nur das Rad vom Dynamo abzukoppeln brauchte; dann würde es sich munter weiterdrehen, aber ohne Strom zu erzeugen? Oder würde man dann den mechanischen Widerstand so verändern, daß das Rad einem um die Ohren fliegt?
In der Tat, ohne Gegenmoment kann das schon passieren. Wie Calimero(?) schon angemerkt hat, verändert man den Anstellwinkel der Rotorblätter, stellt sie auf 'Durchzug'. Bei hohen Windgeschwindigkeiten kann man noch mechanisch bremsen und den Rotor ganz aus dem Wind schwenken. Mechanisch abkuppeln muß/sollte man nicht, das wird auf der elektrischen Seite abgewickelt ... aber Sie wollen vermutlich keinen Grundkurs zum Thema 'Elektrische Maschinen', oder?
Die WEA an- oder abzudrosseln ist also technisch möglich und mit den neuen Anschluß- und Nachrüstvereinbarungen für die bessere Netzintegration sogar aaRdT. Nur aufdrehen kann man die WEA nicht nach Belieben, denn es hängt vom Wind ab, ob da noch mehr zu holen ist. Allerdings kann es den Betreibern ja egal sein, ob da ein Bedarf besteht, weshalb sollten Sie Ihre Anlagen also überhaupt abregeln oder angedrosselt laufenlassen?
Doch mit starkem Ausbau der Offshorewindkraft wird der angedrosselte Betrieb wohl unvermeidbar werden und neue Regeln und Entschädigungen werden erforderlich. Der Hintergrund: Die Offshorestandorte haben typische Windgeschwindigkeiten um 8..11m/s, das liegt im steilsten Bereich der Anlagenkennlinie - geringe Windschwankungen produzieren dort die größten Leistungsschwankungen. Wegen der teuren Infrastruktur stehen da dann viele WEA auch räumlich konzentriert und produzieren nahezu synchron. Dh die Stromproduktion wird so richtig schön rechteckig werden, sagt meine Simulation (FINO-Winddaten). Hier kann man dann sehen, wie sich die Restlast entwickelt und welche Hydrospeicherkapazitäten wir bräuchten, um so einen Mix bedarfsgerecht auszugleichen.
Der ganze Kram ist einfach ein Faß ohne Boden, eine unendliche Aufwandgenerierungsmaschinerie.
diese Studie finde ich auch interessant. Ist wohl eher eine Warnung, es uns Deutschen nicht nachzumachen und kommt wohl etwas zu spät. Die Engländer legen gerade ihre eigen Version des EEG ihren bürgern auf.
Zitat von wflammeaber Sie wollen vermutlich keinen Grundkurs zum Thema 'Elektrische Maschinen', oder?
Einen Grundkurs nicht, lieber WFlamme; den zu verfolgen würde meine Zeit leider nicht reichen.
Aber über kompetente Auskünfte freue ich mich wie immer; vielen Dank dafür! Es ist ja bei den Zimmerleuten überhaupt viel Kompetenz konzentriert.
Zitat von wflammeDie WEA an- oder abzudrosseln ist also technisch möglich und mit den neuen Anschluß- und Nachrüstvereinbarungen für die bessere Netzintegration sogar aaRdT. Nur aufdrehen kann man die WEA nicht nach Belieben, denn es hängt vom Wind ab, ob da noch mehr zu holen ist. Allerdings kann es den Betreibern ja egal sein, ob da ein Bedarf besteht, weshalb sollten Sie Ihre Anlagen also überhaupt abregeln oder angedrosselt laufenlassen?
"aaRdT"? - Ja, daß man keinen Wind herbeizaubern kann, habe ich befürchtet. Aber daß es technisch so einfach ist - wie Sie und Calimero es schildern -, den Output zu drosseln, wußte ich nicht. Dann ist es ja wirklich unverständlich, daß die WEAs ohne Rücksicht auf den Bedarf ins Netz einspeisen dürfen, was sie nur können.
Zitat von wflamme ganze Kram ist einfach ein Faß ohne Boden, eine unendliche Aufwandgenerierungsmaschinerie.
Ja, das scheint mir auch so. Ich denke, es wird dazu in ZR noch weitere Artikel geben.
So, ein erstes vorläufiges Ergebnis windstrombedingter Exporte aus Deutschland für 2009; der Einfachheit halber alles lfd. durchnumeriert. Bitte den Telegrammstil zu verzeihen.
Datenquellen und -aufbereitung:
1) etsovista.org (kostenlose Registrierung erf.) XML-Datei der stündlichen Netzknotenbilanz aller Cross-Border-Flows von/nach DE exportiert und std. Gesamtbilanz der Ex-/Importe erstellt.
2) Excel-Tabelle Ist-Werte der Windenergie-Einspeisung 2009 im 1/4h-Raster hier. Fehlende Einzelwerte (0,3% der Viertelstundenwerte) mit linearer Interpolation eingeflickt. Jeweils aus vier 15-Min-Mittelwerten Stundenmittelwerte erstellt um dasselbe Zeitraster zu erhalten wie bei (1).
Analyse der Zeitreihen:
3) Netzknotenbilanz weist deutliches saisonales Signal auf. Spektumanalyse zeigt zudem deutliche Peaks bei 7*24h, 24h, 12h, 8h.
4) Windstromeinspeisung hat ebenfalls deutliches saisonales Signal.
Probleme:
5) Die Korrelation zwischen Windeinspeisung und Stromexport wird durch die Saisonalität beider Signale vermutlich deutlich beeinflußt. DE exportiert vor allem in der kalten Jahreszeit, wo auch die Windstromproduktion größer ist.
6) Der Tagesgang der Windstromeispeisung ist zwar nicht groß, hier besteht aber dieselbe Gefahr einer Scheinkorrelation.
Lösung:
7) Bereinigung der Exportzeitreihe, Subtraktion von periodischen Signalen und Drift.
10) Das vorläufige Resultat deutet darauf hin, daß 2009 möglicherweise etwa ein Viertel unserer Windstromeinspeisung ins benachbarte Ausland exportiert wurde.
Residual standard error: 1449 on 8588 degrees of freedom (146 observations deleted due to missingness) Multiple R-squared: 0.2801, Adjusted R-squared: 0.28 F-statistic: 3342 on 1 and 8588 DF, p-value: < 2.2e-16
-- La sabiduría se reduce a no olvidar jamás, ni la nada que es el hombre, ni la belleza que nace a veces en sus manos. - Nicolás Gómez Dávila, Escolios a un Texto Implícito
Zitat von wflammeHat das jetzt jemand verstanden? Nö, oder?
Doch Aber inwieweit ich der Analyse vertraue, da bin ich mir noch nicht sicher. Ist aber kein Vorwurf, ich verstehe schon, dass das eine vorläufige und vielleicht noch nicht komplett publikationsfertige Analyse ist.
Drei spontane Kommentare, ohne dass ich wüsste, inwieweit das etwas an den Ergebnissen ändern würde: 1) Klassische additive Zerlegung - ich persönlich finde STL-Zerlegung stabiler. Gibt's in R mit stl(). 2) Passen die Verteilungshypothesen für die Regression? 3) In die gleiche Kerbe schlagend: wären Konfidenzintervalle für den geschätzten Koeffizienten und das R^2 möglich? Parametrischen KIs glaube ich persönlich ja nicht, aber hier müsste ein simpler nichtparametrischer Bootstrap machbar sein, oder?
Aber grundsätzlich: schöne Herangehensweise
-- La sabiduría se reduce a no olvidar jamás, ni la nada que es el hombre, ni la belleza que nace a veces en sus manos. - Nicolás Gómez Dávila, Escolios a un Texto Implícito
in der Normierungswelt gibt es den 'agreed state of the art', der dürfte dem aaRdT etwas näherkommen. Wenn Normen zur Gesetzeskonformität herangezogen werden wollen, verstecken sich die Autoren lieber hinter einem Konsens.
- keine grundsätzlichen Differenzen zwischen beiden Methoden - saisonaler Einfluß scheint gut bereinigt, Effekt unabh. von der Jahreszeit immer ähnlich
Nächste Tests/Ideen:
- grundsätzliche Plausibilität: Die Windeinspeisung eines anderen Jahres sollte diesen Zusammenhang mit der Exportzeitreihe 2009 nicht zeigen
- r2 legt nahe, daß etwa 3/4 der Schwankungen eine 'zufällige' Ursache haben sollten ('zufällig' im Sinne dieser Untersuchung). Und zwar 'zufällig' nach Abzug aller Tages- und Wochengänge sowie des saisonalen Offsets des Exports. Was, wenn es kein reiner Zufall wäre? Wir suchen also nach einer möglichen weiteren Variablen, die ähnlich bedeutende 'Erklärkraft' für den Export/Import besitzen sollte wie die Windstromeinspeisung, aber dennoch wie zufällig wirkt. Dh, sie muß mal nach der einen, mal nach der anderen Richtung wirken können. Da wir aus der Exportzeitreihe alle Schwankungen eliminiert haben, die sich auf Zeitskalen größer ~ 7*24h abspielen (die haben wir nämlich unter saisonalem Trend verbucht und im 'random'-Signal einfach unterschlagen), muß sich dieses Signal kurzfristiger ändern können.
Spontan fällt mir da der Prognosefehler ein. Der kann sowohl zu hoch wie auch zu niedrig ausfallen und wird nicht ohne Grund nur für den Vortag erhoben.
In Fachkreisen wird er zwar mit etwa 5% bagatellisiert, schamvoll beiseiteerklärt wird allerdings, daß es sich bei der Bezugsgröße um die installierte WEA-Leistung handelt. Bei einer mittleren Auslastung der WEA von nur etwa 20% bewegt sich der Prognosefehler etwa bei 1/4 der tatsächlichen WEA-Produktion. Vom Potential her könnte er ähnlich viel des Exports erklären wie die Windstromeinspeisung.
Der Lackmustest lautet also folgendermaßen: Wir haben vom Export bereits das mittlere Exportniveau der Woche abgezogen. Wir haben davon auch die uns bekannten wöchentlichen und täglichen Schwankungen abgezogen. Von dem Export, der verbleibt, 'erklärt' die Windstromeinspeisung in etwa ein Viertel. Aber wenn wir nun auch den Windstrom-Prognosefehler zur Erklärung mit hinzunehmen - denn der bestimmt die Schieflage bei der Kraftwerseinsatzplanung mit - dann könnte sich das Modell deutlich verbessern, mit dem wir den Exportanteil des Windstrom abzuschätzen versuchen.
Auweia, es ist wieder spät! Teppfuler korrigiere ich ein anderes mal.
Die Hoffnung, hier die benötigten Daten von Hochrechnung und Vortagsprognose für 2009 für alle ÜNB zusammengefaßt herunterladen zu können, hat sich zerschlagen. Bis zum 1.1.2009 reicht die Transparenz nicht zurück. Stattdessen darf man sich die Daten einzeln von den ÜNB zusammenklauben. Amprion (vormals RWE Transportnetz GmbH) überrascht trotz Flashoptik positiv mit einer einzigen Datei für's ganze Jahr, die tatsächlich 8760*4 Viertelstundenwerte enthält. Hingegen zeigen sich die Schwaben in einer kreativen Sturheit: Sie heißen als einzige immer noch so wie vor Jahren, aber sie stellen Ihre Datenformate und Verdichtungsstandards von einem auf den anderen Monat komplett um (*.CSV steht nicht nur im Schwäbischen für cemicolon-seperated values). Auch sind alle Daten verwirrungsoptimiert mit dem Zeitstempel der mitteleuropäischen Sommerzeit statt mit UTC versehen. Mein subkreativer Code weist demzufolge für das schwäbische Jahr zunächst 8734 Stunden aus. Möglicherweise steht 'MESZ' auch für 'Maximal-Enigmatisierter Schwäbischer Zeitbegriff'?
(1.Update)Auch Transpower (vormals E.ON) überrascht uns mit 104 statt 96 Viertelstundenwerten am 31.7.2009. Im Oktober gewinnt Transpower dann aus der Sommerzeitrückstellung vier Viertelstunden zurück, die sie im März allerdings nicht verloren hatten. Insgesamt war das Jahr bei Transpower 3h länger als erwartet.(/1.Update)
(2.Update - 50Hertz, Auszug aus meinem Postausgang)ich habe die Daten jetzt mal in eine Datenbank eingelesen und ausgewertet:
Anscheinend wird die erste Viertelstunde des neuen Tages bei einigen Monaten mal dem neuen Tag zugeschlagen und mal noch dem alten. Ich tippe mal, daß sich da bei der Konvertierung UTC->MEZ/MESZ ein Rundungsfehler in der Programmierung bemerkbar macht, der die grenzwertigen Stunden vom Datum unregelmäßig verortet. Die Werte der Zeitumstellung MEZ->MESZ (29.03.2009 02:00-03:00) sind mit n.v. gekennzeichnet.Damit liegen dann 35044 - 4 Werte für 2009 vor=365 Tage.
Jedenfalls weckt der Begriff 'Transparenz' bei mir überraschende Assoziationen. Beispielsweise verspüre ich gerade ein heftiges Verlangen, bestimmte Angestellte deutscher Konzerne aufsuchen, sie zu würgen und mich an ihrem erstickten Gekeuche zu delektieren.
Zitat »Aber Mr. Dent, die Pläne lagen die letzten neun Monate im Planungsbüro aus.«
»O ja. Als ich davon hörte, bin ich gestern nachmittag gleich rübergegangen, um sie mir anzusehen. Man hatte sich nicht gerade viel Mühe gemacht die Aufmerksamkeit darauf zu lenken. Ich meine, daß man's jemandem gesagt hätte oder so.«
»Aber die Pläne lagen aus ...«
»Lagen aus? Ich mußte schließlich erst in den Keller runter ...«
»Da werden sie immer ausgehängt.«
»Mit einer Taschenlampe.«
»Tja, das Licht war wohl kaputt.«
»Die Treppe auch.«
»Aber die Bekanntmachung haben Sie doch gefunden, oder?«
»Jaja«, sagte Arthur, »ja, das habe ich. Ganz zuunterst in einem verschlossenen Aktenschrank in einem unbenutzten Klo, an dessen Tür stand: Vorsichtl Bissiger Leopard!«
Also ich habe die offensichtlichen und die weniger offensichtlichen Fehler/Fehlzuordnungen in den Datenbeständen von Transpower und 50Hertz manuell korrigiert und ausgeflickt und mehr als nach bestem Wissen, Gewissen und Erfahrung vorgegangen zu sein kann ich hier nicht versprechen - die Details wären in vertretbarer Zeit nicht zu begründen. EnBW habe ich wegen des Umfangs der Inkonsistenzen und des geringen Windstrombeitrags außen vor gelassen.
Also der von mir stark vermutete Effekt des Prognosefehlers auf den Export existiert anscheinend im Sinne einer statistischen 'Signifikanz'. Aber das heißt nur, daß der Effekt kaum durch reinen Zufall erklärbar ist; es sagt nichts über die Stärke des Effekts und seine 'Erklärkraft' für die beobachteten Schwankungen aus. Und die sind zu gering, als daß es sich lohnen würde, sich damit weiter zu beschäftigen. Wie das in Naturwissenschaft, Technik und Statistik eben üblich ist: Man hat eine Vermutung, stellt Hypothesen auf, ersinnt Testmethoden und hat sich dann eben dem Resultat zu fügen, auch wenn es ein negatives ist.
Das Ergebnis ist näher besehen aber trotzdem recht interessant.
Zum einen bestätigt sich auch für 2009 die Standardabweichung des Prognosefehlers von etwa 5% der installierten WEA-Leistung (sd=~1,1 GW). Im Mittel liegt die Vortagsprognose für eine bestimmte Tagesstunde also um gut 1 GW neben den auf den Verbund hochgerechneten Beobachtungen (drüber oder drunter). Diese 5% habe ich im Hinterkopf, seit das (ehem.) ISET sich amtlich mit dem WEA-Monitoring befaßt. Es konnte also seither keine substanzielle Verbesserung der Vortagesprognose realisiert werden.
Weiterhin deutet die vernachlässigbare Einflußnahme des Prognosefehlers auf den Export darauf hin, daß der Prognosefehler weitestgehend durch Kraftwerkzu- und -abschaltungen im Inland kompensiert wird.
Aus den beiden vorgenannten Punkten folgt, daß in Deutschland umgerechnet so ein bis zwei konventionelle Kraftwerksblocks nur für dem Ausgleich des Prognosefehlers betrieben werden müssen. IM MITTEL ein bis zwei solcher Blocks. Denn wenn etwa 95% der Prognoseschwankungen im Inland aufgefangen werden sollen (und ungefähr in diese Größenordnung deutet meine Analyse), dann sind im Schnitt 2...4 solcher Blocks mit dem Windenergieausgleich beschäftigt. Aber um welche Art von Kraftwerken handelt es sich dabei?
Für diesen letzten Punkt muß ich etwas weiter ausholen: Es steht ja zu erwarten, daß eine Vortagsprognose, die für eine bestimmte Tagesstunde zu hoch (oder zu niedrig) ausgefallen ist, diese Über- oder Unterschätzung auch auf die darauf folgende Stunde bzw. Stunden ausdehnt ... man hat eben die bevorstehende Windsituation generell über- oder unterschätzt. Über längere Zeiträume hinweg kommen solche Über- bzw. Unterschätzungen etwa gleich häufig vor und der Zusammenhang zwischen weit auseinanderliegenden Zeitpunkten verliert sich. Wir sollten also beobachten, daß die Fehleinschätzung unmittelbar aufeinanderfolgender Tagesstunden einander ähnlicher ist als die zeitlich weit auseinanderliegender, letztere werden mit wachsendem zeitlichen Abstand immer zufälliger.
Diese tendenzielle Ähnlichkeit eng benachbarter Zeitpunkte bezeichnet man als Autokorrelation. In meinen Zeitreihen klingt der Prognosefehler ungefähr mit einer Halbwertszeit von 5...10h ab - die typische Zeitkonstante für Mittellast-(Steinkohle-)kraftwerke. Damit bestätigt diese Analyse empirisch, was auch schon viele Kraftwerkspark-Simulationen ergeben haben: Der Wind/die Windkraft und Steinkohlekraftwerke weisen vergleichbare Dynamik auf. Womit sich auch empirisch bestätigt, daß die Windkraft zwar vornehmlich Steinkohle aus Steinkohlekraftwerken verdrängen kann aber nicht Steinkohlekraftwerke aus dem Netz.
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