Teil 4 der Stromspeicher-Serie: Transformed Heat Energy Storage THES

Wochenserie: Neue Technologien für dezentrale Stromspeicher

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CleanTech & Energiespeicher News. In dieser Woche veröffentlicht CleanThinking.de täglich einen Beitrag zum Thema Energiespeicher. Den Anfang machten dezentrale Speicher-Technologien auf Basis der Schwerkraft (hier nachlesen). Danach ging es um neue Batterie-Technologien fernab der Lithium-Ionen-Varianten (hier nachlesen). Gestern wurde die Energiespeicherung in Seen und Gewässern genauer beleuchtet (hier nachlesen). Der Autor der Serie “Neue Technologien für dezentrale Stromspeicher” ist Christian Wiesner, Vertriebsleiter der ROTOKINETIK UG, aus Hamburg. Im heutigen vorletzten Teil beschäftigt er sich mit Transformed Heat Energy Storage.

PHES_SAIPEM

Zum Vergrößern bitte auf die Abbildung klicken!
Quelle: courtesy of SAIPEM, Frankreich

Kaum eine neue Stromspeicher-Technologie hat mein Interesse so stark erregt wie THES, oder voll ausgeschrieben Transformed Heat Energy Storage (DLR), bzw. Thermodynamic Electricity Storage (Saipem), in der Deutschen Literatur auch Thermopotentialspeicher genannt. Es besteht prinzipiell aus großen Wärmepumpen, in Verbindung mit thermischen Speichern für Hitze und Kälte, sowie einer Turbine für die Rückverstromung. Moderne thermische Speicher erlauben eine Speicherdauer von mehreren Tagen, und sogar einigen Wochen, ohne allzu große Verluste, speziell wenn sie groß genug ausgeführt werden. Hier das generelle Prinzip (siehe Abbildung: courtesy of SAIPEM, Frankreich).

Wichtig bei der Bewertung von THES ist Folgendes: Die allseits bekannten Gesetze des maximalen Wirkungsgrades eines reversiblen Carnot-Kreisprozesses gelten hier stellenweise nicht mehr, da die beiden Heiß- und Kaltstränge völlig voneinander entkoppelt sein und daher auch auf unterschiedlichen Thermopotentialen arbeiten können. Es handelt sich damit nicht mehr um einen konventionellen thermodynamischen Kreisprozess im Carnot’schen Sinne handelt.

So werden bei THES Wirkungsgrade von 75 bis  85 Prozent für den Gesamt-Prozess erwartet (Strom zu Strom, full roundtrip), bei Gestehungskosten von angeblich unter 100 Euro je Kilowattstunde Speicher-Kapazität. Die Anlagen benötigen keine Speicherbecken oder unterirdische Kavernen, sie können schlicht überall dort gebaut werden, wo sie gebraucht werden. Sie bestehen aus einfachen und völlig ungefährlichen Maschinenkomponenten. Im Folgenden werden einige bekannte Protagonisten des THES vorgestellt.

Isentropic Ltd., UK

Die englische Isentropic Ltd. scheint mit der kommerziellen Umsetzung von THES – unterstützt von der britischen Regierung – bisher am weitesten zu sein. Die Beschreibung des eigenen Verfahrens erweckt jedoch den Anschein, dass bei deren Prozess die Gesetze von Carnot sehr wohl gelten, jedoch möchte man wohl mit extrem effizienten (99 Prozent !), zudem reversiblen Wärmepumpen sehr nah an den theoretisch möglichen Wirkungsgrad herankommen. Die Unternehmenswebsite spricht von 72 bis 80 Prozent Gesamt-Wirkungsgrad.

Die thermischen Speicher werden auf der heissen Seite mit 500 Grad Celcius (773 Kelvin) betrieben, auf der kalten Seite mit etwa -160 Grad Celcius (113 Kelvin). Nach der  Formel n = 1 – (Tmin/Tmax) würde sich ein maximaler theoretischer Wirkungsgrad von 86,4 Prozent ergeben, da scheint es schon sehr optimistisch für die finale Anlage bei über 70 Prozent liegen zu wollen, da reale Anlagen doch in den meisten Fällen deutlich vom theoretischen Optimum abweichen?

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Zudem lassen die Engländer offen, wie sich diese Wirkungsgrade mit zunehmender Entleerung der Speicher entwickeln, also wenn die Temperaturen in beiden Speichern zu- bzw. abnehmen. Was jedoch wirklich höchst interessant ist, sind die prognostizierten Kosten von nur etwa 50 Euro pro Kilowattstunde Kapazität, angeblich mit der Aussicht diese Kosten auf unter 10 Euro je Kilowattstunde drücken zu können! Einen großen Anteil daran sollen die sehr einfachen thermischen Speicher haben, die mit „Gravel“ (=Kieselsteinen) realisiert werden sollen.

Die Fragen zur Machbarkeit, dem tatsächlich erreichbaren Wirkungsgrad und den realen Kosten sollte die Versuchsanlage mit rund 1,5 Megawatt Leistung teilweise beantworten können, die momentan aufgebaut wird.

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8 Kommentare

  • NACHTRAG zu dem Artikel :

    1. Die ISENTROPIC Ltd. ist mittlerweile leider insolvent und unter Administration.

    2. Die geplante THES-Konferenz in Hamburg musste, obwohl Wirtschaftssenator Frank Horch als Schirmherr gewonnen werden konnte, aus organisatorischen Gründen bis auf weiteres verschoben werden.

  • Nachtrag 2 :

    Bei ABB Renewables in der Schweiz gibt es wohl Überlegungen und wissenschaftliche Arbeiten zu einem ähnlichen Verfahren, auf der Basis von superkritischem CO2, mit dem Namen TEES – Thermoelectric Energy Storage :
    http://www.sco2powercyclesymposium.org/resource_center/other_topics/thermoelectric-energy-storage-based-on-transcritical-co2-cycle

    Leider sind alle Veröffentlichungen dazu bisher noch unter starkem Copyright, ich werde aber weiter dazu recherchieren.

  • I think that, perhaps, you did not read our FAQ:

    „The Carnot efficiency is really an availability ratio, not an efficiency, that is, heat pump COP of an ideal engine is the inverse of its engine availability.“

    • Dear Jonathan,

      we all hope that your demo site will work, and that you will achieve the expected efficiencies. PHES / THES is a great technology, and could solve a lot of problems, especially for Germany.

      Best Regards

      Christian

      Anmerkung : Jonathan Howes arbeitet für ISENTROPIC Ltd.

  • I want to thank a lot Christian Wiesner for his article. This is a great opportunity to trigger a discussion about this topic in Germany.

    Christian Wiesner mentions I speak German. This is true in some extent, but I would surely not dare to write this comment in German. So, please excuse me for doing it in English. I would like to take advantage of this opportunity to make some general comments :

    We are all embarked on board of the same boat, facing an energy revolution, with a lot of uncertainties. We need to find new solutions to new problems, and short term improvements will not prove sufficient. It is easily accepted that energy storage will be a key component of the future energy landscape. Indeed, it is so true that many different solutions will have to be combined in order to provide a secured system.

    A storage system, whatever it is, must first be considered according to the service it can bring. Why store energy ? How much ? What are the alternatives to energy storage (e.g. flexible gas turbines – demand management – etc. ) ? The economical aspect is also important. Who should pay for storage ? Why pay for storage instead of alternative solutions ?

    Most of the answers are on a political ground. How sure are political decisions for the future ? Of course, looking at the future mix of energy, it is felt that grid-scale storage facilities will be required, to compensate the lack of wind or solar energy. Even before looking at the technologies, we have to answer two basic questions:

    – Storage unloading power (for example, how much wind power do we need to compensate) ?

    – Storage duration (do we need to compensate a lack of wind during one day, one week, more ?)

    Delivering a given quantity of electricity per year is not the same problem if the storage unit is loaded/unloaded once a day or once a fortnight. The quantity of energy depends on the product of the power by the duration. The economics of the storage facility is also affected by the answer to these questions.

    Several options are already under development now, but none of them are able to deliver the TWhs needed in the future, especially if it appears the storage time must be counted in days, or weeks. The energy density of the storage “tanks” and the cost of these tanks will be essential features for long term storage systems.

    THES has the potential advantage that the energy density is good, and the cost of the storage medium low. Storage systems able to store tens of GWhs for long periods can be built with civil works technique, with underground reservoirs.
    Allow me to build a mountain, and I can store enough energy for all of Europe.

    This is the theoretical side of the THES solution, with very bright aspects.
    However, we have to accept several facts:

    – Only the theory and the overall feasibility have been demonstrated. Nothing has been built so far.

    – The bigger it is, the better it works.

    – Therefore, a full size demonstration represents a large development cost.

    The last point is the most problematic : Who should pay for the development of a new technology ? Normally, the one having the biggest interest in the future commercialisation. The logical industry players should be the machinery suppliers (turbines and compressors)

    However :

    – The goal is still far and uncertain

    – A lot of money is required to develop brand new machines

    – The return on investment is not clear in the present situation

    In such a situation, there is no chance to see a single industrial actor take the decision to go ahead. The only possible way forward is to setup a group of actors which will have the role to scout the path, with incentives from the policy makers.

    Germany is the unique land where this might be possible, because the policy is there, as well as the industrial capabilities. The original idea is not from Germany, but this is a minor problem. I would personally enjoy a lot the opportunity to collaborate with Germany on this field.

    For the good of all of us.

    Jacques Ruer, SAIPEM S.A., France

  • Langzeitspeicher werden definiert ab einen Tag bis 1 Monat sowie > 5 GWh bis max 20 TWh. Sowohl in der Zeit als auch in der Menge kommen hierfür nur Wasserstoff und aus regenerative Energien gewonnenes Methan in Frage.
    Wir benötigen spätestens in 10 Jahren wirtschaftlich arbeitende, technisch ausgereifte und ökologisch sinnvolle Wasserstoff/Methanisierungsanlagen.
    (Fraunhofer-Institut, Bundesforschungsministerium und Umweltbundesamt).
    Bereits in 7 Jahren, also 2020, ermittelt die BMU-Leitstudie 2011 einen Speicherbedarf von 1,5 TWh, das hessische Umweltministerium 2025 sogar über 8 TWh, also mehr, als Photovoltaik und Windenergie in einem Monat 2011 als Spitzenleistung hatten.
    Konsequenz: Wenn wir jetzt nicht die Langzeitspeicher aufbauen, beschleunigen und endlich die Diskussion begnnen, besteht bereits 2020 die Möglichkeit von flächendeckenden Versorgungsengpässe beim Strom.

    Ausführliche analytische Betrachtung unter:

    http://www.oekostromagentur.de/index.php?g=energiewende_konzepte-langzeitspeicher

    • Guten Abend Herr Eiselt,

      ich habe die Angaben auf der website von oekostromagentur.de eingehend studiert, und Ihr Buch in meinen Einkaufskorb bei Amazon gelegt. Grundsätzlich gebe ich Ihnen in folgenden Punkten völlig Recht :

      1. Der Versuch über Batterien, besonders über kleine Heimspeicher, eine stabile Stromversorgung nur aus Erneuerbaren Energien realisieren zu wollen, und das über mehrere Tage, ist ein teurer Irrweg. Unter dem Eindruck der drohenden Förderung von Heimspeichern habe ich damals auf die Schnelle ein Papier verfasst, dieses ist unter diesem Link hier abrufbar:
      http://download.rotokinetik.com/ROTOKINETIK%20-%20Betrachtungen%20zur%20Foerderung%20von%20Solarstromspeichern%20-%20C.%20Wiesner%20-%202013.pdf

      2. Wir benötigen für ein Gelingen der Energiewende dringend ein Konzept für den Zubau von Langzeitspeichern in ausreichender Höhe. Dazu muss IMO ein neues Marktmodell für Strom etabliert werden, das dessen ständige Verfügbarkeit bei der Bewertung des Energiepreises berücksichtigt, um endlich die Anreize für den Zubau dieser Speicher zu schaffen.
      Unsere Politik dagegen verteilt Wahlgeschenke an deren konservative Wählerschaft (Heimspeicher), und will die eigentlichen Probleme nicht angehen, schon gar nicht vor der Bundestagswahl.

      3. Die Energiewende und das Lösen der Speocherfrage kann sehr wahrscheinlich nur gelingen, wenn wir die Bereiche Stromenergie und Wärmeenergie gemeinsam betrachten, und diese stark miteinander verknüpfen. So können große Mengen Überschußstrom, z.B. in einer sehr windreichen Nacht, auch über einfache und billige Heizelemente (sehr große ‚Tauchsieder‘) in das Fernwärmenetz eingespeist werden, oder in großen thermischen Speichern als Hitzeenergie gelagert werden.

      Wo ich Ihnen allerdings nicht zustimmen kann, das ist wie diese Probleme zu lösen sind, speziell

      – Gibt es wirklich keine geeigneten, bezahlbaren Langzeitspeicher für Strom ?
      – wie hoch ist der Speicherbedarf wirklich, und wann benötigen wir wieviel Speicher ?
      – ist ‚Power-to-Gas‘ wirklich ein sinnvolles Vorgehen, insbesondere unter wirtschaftlichen Aspekten ?

      Zunächst ist ein Pumpspeicherwerk sicher kein ‚Kurzzeitspeicher‘, im Gegenteil, sie stellen wohl so ziemlich das beste derzeit bekannten Langzeitspeicherverfahren für Stromenergie dar, in regenreichen Jahreszeiten ist die Selbstentladung sogar negativ ! 😉
      Dass die Pumpspeicherwerke nur einen begrenzten weiteren Zubau in diesem Land erlauben werden, speziell auch wegen der NIMBY-Mentalität der Deutschen (siehe Atdorf), ist aber bekannt, sie können mit absoluter Sicherheit unser Speicherproblem nicht alleine lösen. Zudem bedingen sie auch höhere Kosten durch weiteren Leitungsbau, da sie ja keine dezentralen Speicher sind, sondern meist weit weg von den großen Verbrauchern.

      Das hier vorgestellte THES-Verfahren hat alle diese Nachteile von PSP nicht, und das bei absolut vergleichbaren Kosten, und es hat den großen Vorteil dass es perfekt für Punkt 3. oben geeignet ist, also die Vernetzung von Stromenergie und Wärmeenergie. Noch besser, es kann sogar ‚Restenergien‘ gewinnbringend nutzen, z.B. Industrieabwässer mit 60 – 80° C, und die darin enthaltene Energie gewinnbringend in Strom verwandeln !

      Power-to-Gas muss natürlich unterschieden werden nach

      – Strom zu Wasserstoff (H2)
      – Strom zu Methan

      Ersteres kann ich noch ganz klar für sinnvoll halten, H2 ist ein wertvolles Produkt und kann in die verschiedensten Produkte weiterveredelt werden, aber so soll der Sinn sein daraus billiges Methan herzustellen ? Das soll sich wirtschaftlich rechnen, nur weil die Speicher bereits vorhanden sind ? Verzeihung, aber bis mir jemand das Gegenteil beweist, muss ich das anzweifeln.

      Dazu sollte man sich nur die gesamte Prozesskette einmal auf ein DIN A4 Blatt aufzeichnen, beginnend mit Strom oben, H2 darunter, und dann Methan, in zwei Spalten :

      Links die Energiemenge. Sie nimmt natürlich im Verlauf der Veredelung ab, wegen der Wirkungsgrade der Umwandlungsprozesse.

      In die rechte Spalte schreiben Sie dann einfach mal den Wert des so hergestellten Produktes, in €. Während der Wert von Strom zu H2 noch zunimmt, so wie man das bei einem Veredelungsschritt erwarten möchte, nimmt er von H2 zu Methan extrem ab, wegen des deutlich geringeren Wertes von Methan, und dem Energieverlust während der Umwandlung. Ich kann nicht glauben dass sich das für unsere Volkswirtschaft rechnen kann, selbst unter dem Aspekt der bereits vorhandenen Speicher. Der Erdgaspeicher alleine macht ja zudem noch keinen Strom, die Kosten für alle die vielen GuD-Kraftwerke um in der Spitze 100 GW Leistung für Deutschland bereit stellen zu könne, muss in diese Rechnung ja hineingehen.

      Ich werde Ihr Buch aber sicher lesen, ich freue mich schon darauf !

      mfG

      C. Wiesner
      ROTOKINETIK UG (in Gründung)

  • Nachträge zu dem Artikel :

    1. Mir liegt eine Diplomarbeit von Herrn Frederick Jahns zum Thema PHES (THES) vor, heute bei 50 Hertz in Berlin beschäftigt, die Arbeit wurde damals von VATTENFALL AB und der TU Berlin betreut. Sie erklärt nochmal sehr genau, warum so hohe Wirkungsgrade möglich sind.

    2. Mich hat eine Nachricht von Dr. Ing. Wolf-Dieter Steinmann vom DLR zu dem Artikel erreicht, er kommentiert ihn wie folgt :
    – Das DLR hält THES für machbar, und für sehr interessant. Die hauptsächlichen Vorteile sind die Ortsunabhängigkeit, keine ökologisch bedenklichen Eingriffe in die Umwelt, die lange Lebensdauer, die Option zur Einbindung von Niedertemperaturwärme, und der breite mögliche Leistungsbereich von 1-500 MW.
    – Bei den Angaben zu Kosten und Wirkungsgrad muss klar sein, dass es sich hierbei bisher nur um Abschätzungen handelt, es liegen noch keine Praxiswerte vor. Jedoch sind diese beastabr genug, um sicher begründen zu können dass es diese Technologie wert ist, näher erforscht zu werden. Kritisch sieht man das Vorhaben der Isentropic Ltd., deren Konzept ist wohl zu einfach, mit sehr vielen Fragezeichen behaftet und es besteht das Risiko dass deren Versagen die gesamte Technologie in Verruf bringt.
    – Das von der DLR bevorzugte Verfahren wird bei den Wirkungsgraden wohl eher bei ca. 70% angesiedelt sein, full troundtrip, jedoch kann dieser über einen sehr langen Zeitraum erreicht werden. Das lässt sich noch verbessern, über das ‚Anzapfen‘ von anderen, leicht verfügbaren Wärmeenergien.
    – Das DLR plant nun weitreichende Simulationen in den nächsten Wochen und Monaten, um die Auswirkungen von Effizienzeinbußen in den Speichern, Verdichtern und Wärmeübertragern untersuchen, und daraus Anforderungen und genauere Wirkungsgradabschätzungen abzuleiten. Auch bei den Kosten will man zunächst auf Basis von Kostenvariationen den Bereich genauer abzuschätzen, der zu erwarten ist. Ziel ist die zeitnahe Veröffentlichung in einer internationalen Fachzeitschrift.

    3. Mr. Jacques Ruer von SAIPEM wurde von mir über den Artikel informiert. Er spricht exzellent Deutsch, ich hoffe daher dass er selbst einen Kommentar abgeben wird.

    4. Wir planen eine Fach-Konferenz zum Thema THES hier in Hamburg, evtl. unter Mitwirkung der Technischen Universität Hamburg-Harburg (TUHH), zusammen mit dem Lehrstuhl für Thermofluiddynamik, hoffentlich noch in diesem Jahr.

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