Die beteiligten Partner sprechen von einer Weltpremiere: Am Mittwoch hat Siemens Gamesa Renewable Energy einen elektrothermischen Energiespeicher offiziell in Hamburg in Betrieb genommen. Mit dabei waren neben Unternehmensvertretern der für die Energiepolitik zuständige Staatssekretär im Bundeswirtschaftsministerium, Andreas Feicht, und Hamburgs Erster Bürgermeister Peter Tschentscher sowie die Projektpartner Hamburg Energie und die Technische Universität Hamburg. Der eröffnete Wärmespeicher fasse rund 1000 Tonnen Vulkangestein als Energiespeichermedium. Damit ließen sich 130 Megawattstunden thermische Energie für bis zu eine Woche Speichern. Daher sind die Partner überzeugt, dass die neuartige Speichertechnologie ein Meilenstein ist, da sie eine Entkoppelung von Stromerzeugung und -verbrauch ermöglicht.
In dem Wärmespeicher wird der eingespeiste Strom mittels Widerstandsheizung und eines Gebläses in einen Heißluftstrom umgewandelt, der das Vulkangestein auf 750 Grad Celsius aufheizt. Bei Nachfragespitzen könne die gespeicherte Energie mit einer Dampfturbine rückverstromt werden. Die Speicherkapazität des Systems bleibe über die Ladezyklen konstant, hieß es von Siemens Gamesa weiter. Mit der Pilotanlage solle nun der Systembeweis des Speichers am Netz erbracht werden. Zugleich könne der Wärmespeicher für den Einsatz in kommerziellen Projekten ausgiebig getestet werden.
Erklärtes Ziel von Siemens Gamesa ist es, dass in solchen Anlagen in naher Zukunft Energie im Bereich mehrerer Gigawattstunden gespeichert werden könne. Eine Gigawattstunde entspreche dem täglichen Stromverbrauch von rund 50.000 Haushalten. „Wir brauchen daher kostengünstige, effiziente und skalierbare Energiespeicher“, erklärte Feicht mit Blick auf die Umsetzung der Energiewende.
Angaben zu den Kosten und Wirkungsgrad des Wärmespeichers machte Siemens Gamesa nicht. Allerdings erklärte CEO Markus Tacke: „Unsere Technologie ermöglicht es, Strom für viele tausend Haushalte kostengünstig zu speichern.“ Er zeigte sich überzeugt, dass die eingesetzte Technologie die Kosten für größere Speicherkapazitäten auf einen Bruchteil des üblichen Niveaus von Batteriespeichern senke. Durch die Nutzung serienmäßiger Komponenten könnten auch stillgelegte konventionelle Kraftwerke umfunktioniert und in grüne Speicher verwandelt werden.
Der Energieversorger Hamburg Energie verantwortet bei dem „Future-Energy-Solutions-Projekt“, das vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert wird, den Handel mit der Speicherenergie an den Strommärkten. Dabei geht es auch um die Entwicklung flexibler digitaler Leitsystem-Plattformen für virtuelle Kraftwerke, bei denen ein angeschlossener Wärmespeicher die Erneuerbaren zwischenspeichert, um den maximalen Ertrag zu erzielen. Die TU Hamburg ihrerseits erforscht die thermodynamischen Grundlagen der verwendeten Schüttgut-Technologie, wie es weiter hieß.
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Super Sache
von wegen speichern geht nicht
nun ist mal wieder die Politik gefragt speichertechnologie nicht zu benachteiligen
aber ich denke das interresse ist nicht wirklich vorhanden !!!!
Schade, dass nichts über den Wirkungsgrad mitgeteilt wird. Das ist ja die entscheidende Größe für die Speichertechnologie. Können Sie Frau Enkhardt für das PV-Magazin das in Erfahrung bringen?
Mit freundlichen Grüßen
Heidjer Reetz
HH-Harburg
Ich kann es gern versuchen!
Mit etwas Physik und Technik kann man das auch selbst abschätzen: Einspeicherung hat man die Leitungsverluste, Lagerungsverluste sind bei dieser Größe vernachlässigbar, Rückverstromung der übliche Wirkungsgrad eines Wärmekraftwerks. Der hängt vor allem davon ab, wie weit der Speicher abgekühlt wird. Das werden die aber selber noch nicht wissen. Abwärmenutzung wird wenig möglich sein, weil sie vor allem den Wiederaufheizbedarf erhöht. Über den Daumen gepeilt also 30-40%.
etwa 150-205€/kWh_thermisch an Investmentkosten,
damit je 2.7-3.25kWh aus eingesetzten ca. 10.5kWh Strom für 12000 Haushalte für einen Tag,
sinnvollerweise vorbehaltlich eines Fernwärmenetzes im Nahbereich des umzurüstenden Großkraftwerkes?
Heidjer, mal ganz grob:
1. Eine kleine Dampfturbine mit 1,5 MW, wie sie in diesem Projekt verwendet wird, hat ca. 25-30% Wirkungsgrad. Sein wir mal großzügig – 30%.
2. Luft durch Widerstandsheizung zu erwärmen, um damit Steine aufzuheizen ist bereits uneffektiv und diese Problem wird dann verdoppelt, weil man bei der Rückgewinnung mit der von den Steinen aufgeheizten Luft wiederum einen Boiler beheizen muss (Wirkungsgrad des Boilers??). Wenn da 40% der eingespeisten elektrischen Energie effektiv in den Boiler gelangen, ist das schon sehr großzügig gedachtr.
D.h. Wenn man mit den 40% dann eine Dampfturbine mit 30% Wirkungsgrad betreibt, bleibt man bei 10-15% Gesamtwirkungsgrad („roundtrip efficiency“) hängen. Mehr wird es sicherlich nicht sein. Alles andere ist „schöngerechnet“.
Das Ganze ist zwar relativ billig (Steine), aber wenn man den Verlust an elektrischer Energie berücksichtigt, ein totgeborenes Kind, wenn man nicht gerade eine sehr gute Lösung für die Verwendung der thermischen Energie hat. Restkraftwerke damit zu betreiben kann man wohl ganz vergessen.
Zum Vergleich Metallspeicher: Euro 20/kWh Speicherkapazität. Bei 130 MWh Euro 2,6 Millionen. Induktionsheizung hat vom Hersteller garantierte 98% Wirkungsgrad. Bei Verwendung eines Kombikraftwerks 60-70% Gesamteffektivität. Statt Euro 27 Millionen so 6-8 Millionen. Ist das ein Deal?
Die Luft des Wärmespeichers bleibt im geschlossenen System mit dem Speichergestein?
„Finally, the study acknowledged how technology for CSP was improving and how this would result in a drastic price decrease by 2050. It predicted a drop from the current range of €0.23–0.15/kWh to €0.14–0.10/kWh.“
„Sonnenwärmekraftwerke hatten zunächst niedrigere spezifische Investitionskosten pro installiertes Kilowatt als Photovoltaikanlagen; durch den sehr starken Preisrückgang bei Solarmodulen ab 2011 haben mittlerweile aber Photovoltaikanlagen niedrigere Stromgestehungskosten. Da sich bei Sonnenwärmekraftwerken aber leicht günstige Wärmespeicher oder auch Brenner für chemische Brennstoffe installieren lassen, die diese Kraftwerke grundlastfähig machen, werden ihre Systemkosten langfristig geringer als bei Photovoltaikanlagen eingeschätzt, womit sie in späteren Phasen der Energiewende eine wichtige Rolle spielen könnten. Auch der umgekehrte Weg, die Einkopplung von Solarenergie in ein Gas-und-Dampf-Kombikraftwerk, ist möglich und wurde erstmals 2011 im algerischen Kraftwerk Hassi R’Mel realisiert.“
https://de.wikipedia.org/wiki/Sonnenw%C3%A4rmekraftwerk
Da der Wirkungsgrad auf durchschnittlichen Systemkosten und Energierücklaufzeit weiterleitet, sollte bei sehr niedrigen Stromkosten aus Erneuerbaren Energien die Systemintegration für verstetigtes Leistungsangebot und der Wirkungsgrad dabei größere Bedeutung erhalten?
Ohne die Angaben über den Wirkungsgrad kann man mit dem Begriff „kostengünstig“ nicht viel anfangen. Würde mich wundern, wenn der Wirkungsgrad besser wie 35-40 % ist. Also beim Rückverstromen wird der größte Teil der Energie wieder verheizt, und erwärmt wohl unsere Flüsse, falls nicht anderweitig genutzt. Und das soll das gelbe vom Ei sein ?
Dies ist schon heute ein alter Hut. Ich habe bereits 2018 auf dem Asian Clean Energy Forum ACEF 2018 der Asian Development Bank in Manila und auf dem Indian Energy Storage Forum im Januar diesen Jahres ein System vorgestellt, das mit Induktionsheizung eine Metalllegierung bei 1850 Grad Celsius verflüssigt, und auf zehn Quadratmetern innerhalb einer Stunde 32 Megawattstunden speichern kann. Die Rückgewinnung erfolgt mit einem Kombikraftwerk, d.h. einer Gasturbine, die ohne Treibstoff nur über einen Wärmetauscher mit Hitze (950 Grad Celsius) betrieben wird, also keine schädlichen Abgase erzeugt, und mit der heißen Abluft einen Boiler mit einer Dampfturbine betreibt. Damit erzielt man ohne größere „Klimmzüge“ einen Gesamtwirkungsgrad von über 60%. Wenn man direkt aus der thermischen Batterie dem Boiler auf Super kritischen bzw. über kritischen Bereich aufheizt lassen sich auch noch größere Wirkungsgrade erzielen. Wenn man dann noch die Abwärme der Dampfturbine thermisch für Bezirks-Heizung oder -Kühlung nutzt, sind Wirkungsgrade von über 90% möglich. Mit diesen Systemen den Gigawatt Bereich kommen ist kein Problem. Ich stelle nächste Woche auf dem ACEF 2019 die Idee vor, die Turbinen des nie in Betrieb genommenen Kernkraftwerks Bataan auf den Philippinen mit erneuerbarer Energie und diesen Carnot Batterien zu betreiben. Das geht natürlich auch mit deutschen Kernkraft- und Kohlekraftwerken und reduziert die „stranded Assets“ deutlich. Trotz Vorstellung wurde dieses System von der deutschen Energieindustrie noch nicht angenommen. Stattdessen steckt man Millionen in so uneffektive Projekte.