Am Anfang war das Feuer

Wärme ist die älteste von Menschen genutzte Energieform. Unsere Urahnen hielten einen natürlich entstandenen Brand als Lagerfeuer am Leben. Dieses Problem haben wir heutzutage zwar gelöst, doch es gibt neue Herausforderungen:

Wie erhalten wir überschüssige Elektrizität aus regenerativer Energie­erzeugung am Leben?

Zuerst muss man sich darüber im klaren sein, dass es überhaupt (überschüssige) Elektrizität gibt, die es zu speichern gilt. Wenn die Energie­wende gelingen soll, dann brauchen wir nicht nur unglaublich viel mehr Strom als jetzt, vielmehr brauchen wir diesen Strom gleichmässig und sicher verfügbar. Niemanden ist damit geholfen, wenn einfach die installierte Gesamt-Nennleistung erhöht wird. Die starke Volatilität der erneuerbaren Energien führt schlimmstenfalls zur sogenannten Dunkelflaute. Auch im großflächigen Verbund bei einer großen Zahl von Windkraft­anlagen entsteht ein Leistungs­verlauf mit extremen Schwankungen. Darum benötigen wir Energie­speicher zur Glättung der Leistung und zur bedarfs­gerechten Abgabe.

Die Notwendigkeit von Energiespeichern

Warum muss Elektrizität von Solar- und Windkraftanlagen gespeichert werden können, obwohl deren Anteil an der Gesamtenergieerzeugung noch vergleichsweise gering ist? Die starken Schwankungen der erneuerbaren Energie­erzeugung verursachen gleich mehrere Probleme:
  • Die falsche Energieform ist oft zur falschen Zeit am falschen Ort. Wozu brauchen wir im Sommer Heizenergie? Wie kommt die Wärme­energie vom Norden in den Süden? Wie kann man Gas durch Elektrizität ersetzen?
  • Erneuerbare Energie ist unzuverlässig. Die Leistung eines Windrads reagiert sehr empfindlich auf Änderungen der Wind­verhältnisse, sie ändert sich mit der 3. Potenz der Wind­geschwindigkeit. Bei einem Windkraftwerk stehen im Jahres­durchschnitt darum nur rund 15-20% der Nenn­leistung zur Verfügung. In rund zwei Drittel der Betriebszeit wird dieser Durchschnitts­wert nicht erreicht.



    Häufigkeitsverteilung Jahres-Stromproduktion eines 3000kW-Windrades:
    Anzahl Tage über der erzeugten Leistung in kW pro Tag (3000kW x 24h = 72000kWh)
  • Gleichzeitig laufen wir in die Gefahr einer massiven Überproduktion.
  • Woher kommt der Strom bei einer Dunkelflaute? Solarstrom und Windkraft steuern fast keine gesicherte Leistung bei. Für die Zeiten ohne Wind- und Solarstrom braucht man zusätzliche Kraftwerke, die einspringen, um die Lücke zu füllen. Hierzu sollen Gasturbinenkraftwerke dienen, die sehr schnell hochgefahren werden können, aber nur bis ca. 30% Wirkungsgrad haben.

    2030 brauchen wir in Deutschland ca. 80 GW gesicherte Leistung aus solchen Kraftwerken. Allein die Prozessemmissionen aus Stahl-, Chemie- und Zementindustrie erfordern nach Schätzungen der Industrie (www.in4climate.nrw) zusätzlich 600 TWh zu den bereits heute benötigten 600 TWh. Unter Berücksichtigung der vorhandenen, der aus Altersgründen demnächst abzuschaltenden und der in Bau befindlichen Gaskraftwerke, bleibt bis 2030 eine Lücke von ca. 50 GW. Diese Lücke lässt sich nicht schliessen:

    • Der Bau eines Kraftwerkes dauert -ohne Genehmigungsverfahren- ca. 4 ... 7 Jahre
    • Für solche gigantischen Bauvorhaben gibt es zur Zeit keine materiellen, organisatorischen und personellen Kapazitäten
    • Die Baukosten betragen ca. 400 ... 700 EUR/kW. Da diese Anlagen nur die Lücken der Dunkelflauten füllen sollen, sind sie hochgradig unrentabel. Wer würde hier investieren?
  • Es ist ein fataler Irrtum, zu glauben, man könne auf Speicher noch warten, weil andere Flexibilitätsoptionen (Lastmanagement, flexible Kraftwerke) noch günstiger seien. Das Problem hat uns mit einem EE-Stromanteil von über 40% bereits eingeholt. Es erscheint nur noch nicht akut, da es zurzeit noch genügend (fossile) Backup-Optionen gibt und der wenig technologie­offene Fokus bislang auf teure Speicher­möglichkeiten (Power-To-Gas, Batterien) gerichtet war. Gegenteilige Standpunkte basieren auf alten Annahmen, etwa, dass Gas billig sei.
  • Wenn man Strom speichern könnte, hätte man zwar auch hohe Investitionskosten, aber man erspart sich den Kauf und die Abhängigkeit von Brennstoff.
  • Überschüssige Energie aus Spitzenleistungen muss zurzeit abgeregelt oder verklappt werden. 36% des Stromes können direkt verbraucht werden, 12% werden abgeregelt, 52% müssten gespeichert werden. Die Betreiber der Anlagen werden für die Abregelung. entschädigt.
    An gewissen Tagen mit sehr hoher Energie­erzeugung führt die Abregelung an der Strombörse zu Negativ­preisen, mit denen der Strom exportiert wird, alleine in 2020 waren es über 300 Stunden. Wir zahlen also dafür, dass im Ausland Stauseen gefüllt werden und kaufen den Strom dann auch noch teuer zurück. Es wäre besser, diesen Strom speichern zu können.

    Den Eindruck, den man beim Anblick von Windrädern oft hat, täuscht also nicht: Sie stehen tatsächlich still.

Fazit 1: Um Stromüberschüssen entgegenwirken zu können, gibt es drei mögliche Szenarien:
  • Extremfall 1: Keine Speicher verfügbar. In diesem Fall müsste ein Grossteil der fluktuierenden EE-Erzeugung abgeregelt werden.
  • Extremfall 2: Keine Abregelung erlaubt. Der Anteil der fluktuierenden EE-Erzeugung könnte dann ohne Speicher maximal ca. 30% betragen. Darüber­hinaus wären enorme Speicher­kapazitäten von ca. 15 ... 17 TWh zur Aufnahme temporärer Stromüberschüsse erforderlich.
  • Eine Kombination aus Speicherausbau, flexibles Lastmanagement, Abregelung, Erzeugung von H2 und Methan(ol) sowie flexibler Nutzung von Strom im Wärmebereich. Dies wäre der ökonomisch beste Kompromiss.
Um einer Strommangellage bei Dunkelflauten entgegen zu wirken, gibt es ebenfalls drei Szenarien:
  • Extremfall 1: Es sind Back-Up Kraftwerke erforderlich, die die gesamte ausfallende volatile EE-Erzeugung ausgleicht.
  • Extremfall 2: Es sind Stromspeicheranlagen erforderlich, die die gesamte ausfallende volatile EE-Erzeugung für die Dauer der Dunkelflaute ausgleicht.
  • Eine Kombination aus flexiblen Kraftwerken, flexibles Lastmanagement und Speicherung. Dies wäre der ökonomisch beste Kompromiss.

Vor- und Nachteile von Energiespeichern

Klassische Speichertechnologien sind oft für viele Anwendungen zu kosten- oder rohstoff­intensiv oder im grossen Massstab nicht umsetzbar. Die gängigsten Speicher­technologien:

Pumpkraftspeicherwerke

In Deutschland sind über 30 Pumpspeicher­kraftwerke mit einer Gesamtkapazität von ca. 7 GW vorhanden. Die Leerlauf­zeiten liegen meist zwischen 5 bis 7 Stunden.
  • Als Langfrist­speicher geeignet
  • Hohe Effizienz, Wirkungsgrad 70 .... 80 Prozent.
  • Kaum noch geeignete Standorte verfügbar, Ein PSKW bedeutet einen massiven, irre­parablen Eingriff in die Land­schaft. Für eine einwöchige Flaute wären aber größen­ordnungs­mäßig 1500 Pump­speicher­kraft­werke der Goldisthal-Klasse von 8 GWh erforderlich, um den Strom­bedarf in Deutsch­land zu decken.

Batterien

  • Einige Typen als Langfrist­speicher geeignet
  • Hohe Effizienz
  • Begrenzte Lebens­dauer
  • Hohe Leistungs­änderungs­geschwindig­keiten
  • Kapazität begrenzt
  • Sehr teuer im grossen Mass­stab oder als dezentrale Lösung (Schwarm­kraftwerke)

Power-to-Gas

Mittels Elektrolyse wird H2 oder Methan erzeugt.
  • Als Langfrist­speicher geeignet. Das vorhandene Erdgas­netz kann hier erhebliche Mengen speichern.
  • Kosten je nach Anlagengröße zwischen 2.500 und 3.500 Euro pro Kilowatt elektrischer Leistung.
  • Sehr geringe Effizienz, hohe Verluste bei der Herstellung. Für jede rück­verstromte Kilowatt­stunde müssen ca. 3,5kWh Strom in den Methanisierungs­prozeß eingespeist werden.

Schwungradspeicher

Mit Schwungrädern speichert man überschüssige elektrische Energie als Rotations­energie
  • Als Langfrist­speicher ungeeignet, Ruhe­verluste von ca. 20% pro Stunde
  • Sehr hohe Effizienz
  • Sehr kurze Reaktionszeit
  • Wenn ein konventionelles Kraftwerk abgeschaltet wird, sind deren Turbinen- und Generator­läufer die ersten Schwung­speicher im Netz.

Welche Art von Energiespeicher brauchen wir wirklich?

In der Diskussion zur Energiewende und zu Speicher­technolgien geht es meist um Puffer- (beziehungs­weise Kurzfrist)speicher und um Langfrist­speicherung, sogenannte saisonale Speicher.

Aus Mangel an Stromspeichern bemüht man notgedrungen die KWK (Kraft-Wärme-Kopplung). Es herrscht kaum Technologie­offenheit vor und dabei wird so getan, als ob der Erfolg der Energie­wende in erster Linie von der Verfügbarkeit von Batterie- und Methan­speichern abhängt. Ist das wirklich so?

Die goldene Mitte

Die folgenden Grafiken verdeutlichen, dass wir in erster Linie keine Langzeit­speicher, sondern Mittelfristspeicher benötigen:



Erneuerbare Stromerzeugung und Verbrauch für 2021 zur Veranschaulichung wöchentlicher und saisonaler Schwankungen.


Erneuerbare Stromerzeugung und Verbrauch über 10 Tage, beispielhaft im April 2022, zur Veranschaulichung tageszeitlicher Schwankungen.


Wasser­kraft  Photo­voltaik  Bio­masse 
Wind Onshore  Wind Offshore  Lastverlauf

Die waagerechten gestrichelten Linien zeigen von oben nach unten:
1. Maximalleistung, 2. Durchschnittsleistung, 3. Grundlast (gesicherte Mindestleistung).

Quelle: https://www.agora-energiewende.de/

Die Abbildungen verdeutlichen folgendes:
  • Die EE-Stromproduktionen aus Solarenergie und Windkraft schwanken stark das ganze Jahr über. Im Sommer dominiert Solar­energie, im Winter Windkraft, so dass sich die kumulierten Schwankungen der EE-Stromerzeugung relativ gleich­mässig über das ganze Jahr verteilen. Sie weisen haupt­sächlich einen wöchentlichen (entsprechend der typischen Dauer einer Hochdruck- oder Tiefdruck­wetterlage) und einen täglichen Rhythmus (entsprechend der Sonnen­einstrahlung) auf.
  • Der Strombedarf ("Last") weist die grössten Schwankungen im wöchentlichen und im tages­zeitlichen Rhythmus auf. Diese sind unverkennbar grösser als die jahres­zeitlichen. Glücklicherweise fallen die Peaks der Solarstrom­erzeugung zu Zeiten an, wenn der Bedarf besonders hoch ist.
  • Die Differenz zwischen der im Stromnetz nachgefragten Leistung ("Last") und der fluktuierenden Einspeisung von wetter­abhängigen Erzeugern wie Windkraft- oder Photovoltaik­anlagen (der weisse Bereich unterhalb der Lastkurve) wird als Residual­last bezeichnet, die durch konventionelle Anlagen oder Neubau von Windrädern und Photovoltaik­anlagen bereitgestellt werden müsste.

    Wenn eines Tages ausreichend Windkraft- oder Photovoltaik­anlagen zur Verfügung stehen, könnte der heute noch weiss dargestellte Bereich durch geglättete, das heisst zwischen­gespeicherte, Energie ausgefüllt werden. Dies betrifft vor allem die Minima-Bereiche zwischen den Spitzen.

    Bis dato ist geplant, diese Lücke durch Gaskraftwerke zu füllen. Gaskraftwerke würden nach Beendigung des Ausbaus von Windkraft- und Solaranlagen nur bei Dunkelflauten einspringen. Sie müssten daher aber so gross dimensioniert sein, dass sie die geamte EE-Erzeugung ersetzten könnten.

  • Das heisst aber auch, man sollte sich nicht mit der installierten Gesamtleistung brüsten. Alles was oberhalb der Durchschnitts­leistung erzeugt wird, gehört in einen Speicher zur Sicherstellung einer Grundlast. Der einzige relevante Wert ist daher die Durchschnitts­leistung.

    Einwand: Ist es nicht günstiger, den kompletten Strom aus EE-Erzeugung direkt zu verbrauchen, anstatt ihn zum Teil zu speichern und mit Verlusten zurück zu verstromen?
    Antwort: Nein! Denn im Falle einer Dunkelflaute oder bei Zeiten mit wenig Stromproduktion, müssten andere Kraftwerke einspringen. Diese müssten also für sehr hohe Leistungen ausgelegt sein und man würde die Umwandlungs­verluste nur verschieben von der EE-Rückverstromung zu den Gaskraftwerken. Man muss die Speicher immer geladen halten. Wenn sie leer sind, wäre der Bedarf an Gas und Gaskraftwerks­kapazitäten bei Dunkel­flauten sehr hoch.

    Es wäre insgesamt besser, wirkungsgrad­optimierte Grundlast­kraftwerke zu haben, darüberhinaus EE-Stromproduktion, die durch Glättung und Zwischen­speicherung auch Grundlast­charakter hat, und schliesslich, für Spitzen­leistung nur vergleichsweise geringe Grundlastkraftwerks­kapazitäten. Diese könnten dann kontinuierlich betrieben werden und während Zeiten mit gleichzeitig ausreichender EE-Erzeugung Methan oder Wasserstoff erzeugen, um auf diese Weise Stillstands­zeiten zu vermeiden.

Zur Information: Grundlastkraftwerke (z.B. Gas und Dampfkraftwerke, "GuD") für höchste Leistungen aus Kernkraft oder Kohle erzielen Wirkungsgrade um die 50%. Schnellstartende Spitzenlastkraftwerke mit Gasturbinen erreichen nur 35 ...40% Wirkungsgrad. Neuartige Mehrzylinder-Heissgasmotoranlagen mit bis zu 15 000 kW erreichen um die 50% Wirkungsgrad.

Fazit 2: Wir brauchen keine Speicher, um den Strom von Juli bis Januar zu retten. Wir brauchen Speicher, um den Strom von Montag bis Sonntag und von Nachmittags bis Morgens zu retten.

Eine Zwischenspeicherung/Glättung von Energie hat zum Ziel, dass die gesicherte Mindest­leistung auf das Niveau der Durchschnitts­leistung angehoben wird und die eingespeisten Spitzen­leistungen entsprechend reduziert werden.

Power-To-Gas ist keine Lösung

Warum die vielfach favorisierte Methanisierung vollkommen ungeeignet zur Zwischen­speicherung und Glättung von Energie ist, zeigen die nachfolgenden Erwägungen.
  • Wenn man die Leistung oberhalb der Durchschnittsleistung zur Erzeugung von Methan verwenden möchte, bedeutete dies, dass diese Anlagen hohe Stillstands­zeiten haben und ein Investment lohnt sich nicht. Man müsste sie aber dennoch für grosse Leistungen auslegen oder die Peaks der Strom­erzeugung verwerfen.
  • Die Mehrfachumwandlung beim Power-to-Gas Verfahren führt zusätzlich zu hohen Verlusten beim ursprünglich eingesetzten Strom. Es verbleibt ein Gesamt­wirkungsgrad von unter 30%. Oft wird suggeriert, man könne die schlechten Wirkungs­grade im „Power-To-Gas-To-Power“ Prozess durch Abwärme­nutzung verbessern. Es wird dabei unter­schlagen, dass diese Abwärme einen Grossteil des Jahres nicht zur Verfügung steht, weil diese Anlagen mangels über­flüssigen Windes still stehen.


    Erneuerbare Energien
    100%
     
    Transformator und Gleichricher (η = 95%)  
    95%
    Elekrolyse (η = ca. 75%)
    70 ... 72%
    Methanisierung (η = 80%)  
    56 ... 60%
    Verdichter, Speicher (η = 98%)  
    55 ... 58%
    Transport (η = 99%)  
    55 ... 57%


    Gas To Power: GuD, Brennstoffzelle (η = 50%)
    Verbleibende Energie 28 ... 29%
    Gas To Power: Gasmotor, Gasturbine (η = 35%)
    Verbleibende Energie 19 ... 20%
  • Eine Kraft-Wärme-Kopplung zur Steigerung des Wirkungsgrades macht überwiegend im Winter Sinn. Sonst eher nicht. Es ist allgemein problematisch, Abnehmer für Wärme in Anlagennähe zu finden. Wir brauchen darum in erster Linie Speicher für Strom.
  • Eine Verarbeitung zu nutzbarem Methanol oder Methan direkt bei der Wind- oder Solar­anlage ist wegen der hohen Kosten und Kompliziertheit der Produktions­anlagen so gut wie ausgeschlossen. Man müsste das Methan auch vorort einsammeln, das heisst, Gasnetze zu jeder Erzeugungs­stätte legen. Dezentrale, regenerative Erzeugung benötigt langfristig auch dezentrale Strukturen zur Speicherung und Netzstabilisierung.
  • Selbst Befürworter der Power-To-Gas-Technologie sehen frühestens ab 2030 die Möglichkeit, dass Power-To-Gas wettbewerbs­fähig wird.
  • Woher kommt all das für den Methanisierungsprozess benötigte CO2, wenn die fossilen Kraftwerke abgeschaltet werden? Dies muss zusätzlich in die Kosten-, Energie- und Wirkungsgrad­bilanz mit eingerechnet werden.
  • Darüber hinaus sind die Power-to-Gas-Anlagen weder klima­freundlich noch nachhaltig. Methan hat eine deutlich stärkere klima­schädigende Wirkung als Kohlenstoff­dioxid.
Fazit 3: Wir brauchen "Power-To-Gas" nur für langanhaltende Dunkelflauten. Wollte man eine Grundlast mittels Methanisierung sicherstellen, bräuchte man Anlagen, die die Differenz von der Grundlast bis Spitzenleistung der EE-Energiequelle überbrücken müssten (vorausgesetzt, das vorhandene Gasnetz kann alle erzeugten Reserven aufnehmen).

So funktioniert "Power-To-Heat-To-Power"

Eine Solar- oder Windkraftanlage erzeugt Elektrizität. Leistung oberhalb einer zu definierenden Grundlast wird durch eine Widerstandsheizung in Wärme umgewandelt ("Power To Heat") und auf einen Luftstrom übertragen. Diese Wärme wird in einen Speicher eingeleitet und dort zeitversetzt und bedarfsgerecht wieder entnommen. Die entnommene Wärme dient zum Betrieb einer Wärmekraftmaschine ("Heat To Power") und wird zurück in Elektrizität verwandelt.


Eine andere Option besteht in der Speicherung von industrieller Abwärme. Diese fällt oft nur zyklisch oder schwankend an und war bislang daher für eine Rückverstromung nur bedingt geeignet.

Warum "Power-To-Heat-To-Power"?

Wie oben beschrieben, ist die Methanisierung von elektrischem Strom vielfach kritisch zu betrachten. Methanisierung wird für die Energie­wende nicht nur nicht benötigt, sie ist auch hochgradig ineffizient. Egal, wieviel Überschuss­leistung erzeugt wird: Nur mit "Power to Heat to Power"-Wärme­speichern wird es gelingen, überschüssigen Strom nicht zu verklappen, sondern ihn bedarfs­gerecht in der Folgezeit wieder nutzbar zu machen.
  • Die vorhandenen Techniken zur Stromspeicherung sind insgesamt zu teuer, zu ineffizient, rohstoffintensiv und/oder im grossen Massstab nicht zu realisieren.
  • Mit "Power To Heat To Power" lassen sich Wirkungsgrade der Rückverstromung in einer Wärme­kraft­maschine von bis zu 50% erzielen.
  • Wärmespeicher zeichnen sich zwar nicht durch eine besonders hohe Energiespeicherdichte aus. Ihre wichtigsten Vorzüge sind vielmehr ihr niedriger Preis, Speicher­wirkungsgrade um die 90%, hohe Zyklen­festigkeit und Ressourcen­genügsamkeit.
  • Interessant an der Technologie ist, dass bestehende Solar(thermische) Kraftwerke oder Windkraft­anlagen mit überschaubarem Aufwand mit Wärme­speichern für "Power-To-Heat-To-Power" nachgerüstet werden können.
  • Hochtemperaturspeicher sind kostengünstig skalierbar.
  • Die Netze sind nicht für die starken Schwankungen der volatilen Energie­erzeugung geeignet. Je weniger dezentrale Speicher­möglichkeiten vorhanden sind, desto mehr muss in die Netze investiert werden. Dies ist nur kosten­günstiger, wenn man sich auf Power-To-Gas und Batteriespeicher fixiert.
"Power-to-Heat" war bislang ein Synonym für die Nutzbarmachung elektrischer Energie im Wärme­bereich. Durch die Nutzung von Strom aus Erneuerbaren Energien stellen "Power-To-Heat"-Anlagen einen wichtigen Baustein zur Dekarbonisierung des Wärme­sektors dar.
Nun geht es aber darum, Wärme wieder zurück in Strom zu verwandeln: Power to Heat to Power.

Fazit 4: Um langanhaltenden Dunkelflauten entgegen zu wirken, brauchen wir Speicher, die mehrere Tage lang die Durchschnitts­leistung (Grundlast) speichern können, bei einem Wirkungs­grad der Rück­verstromung von 50% also für 10 Tage bis zu 20x das Äquivalent der Durchschnitts­leistung einer EE-Stromquelle.

Ein 1.000 kW-Windrad (24.000 kWh pro Tag) hat eine Durchschnitts­leistung von ca. 150 kW (3.600 kWh pro Tag). Pro 1.000 kW installierter Leistung brauchen wir darum einen Speicher von 7.200 kWh pro zu überbrückenden Tag. Bei 5.000 kW Nennleistung wären das also rund 36.000 kWh pro Tag.

Faustformel: 1 kW installierte Nennleistung x 7 = erforderliche Speicher­grösse in abrufbare kWh pro Tag

Fazit 5: Die Rück­verstromung erfolgt am besten in einer Anlage, die sowohl von Thermospeichern gespeist, als auch mit Gas betrieben werden kann.


Sollten Thermospeicher in Privathaushalten zur Stromerzeugung verwendet werden?

Nein. Privathaushalte werden in Zukunft Strom mittels Batterien oder H2 speichern. Warmwasser­speicher sind dagegen zur Strom­erzeugung nicht geeignet. Die Neue Thermospeicher Technologie ist für wesentlich grössere Leistungen, zur Sicherung der Grundlast der öffentlichen Netze, vorgesehen.

Was sind die Anwendungsfelder der Neuen Thermospeicher-Technologie?

  • Spitzenleistung aus regenerativer Energieerzeugung muss nicht mehr verworfen werden und kann zur Grundsicherung beitragen.
  • Aber auch die Nutzung von bislang ungenutzter Abwärme muss vorangetrieben werden. Diese fallen beispielsweise in grossen Mengen in Zement-, Glas- und Stahlwerken an. Diese muss im Sinne des Klimaschutzes und im Angesicht des zukünftig enorm steigenden Strombedarfs in Form von Elektrizität genutzt werden. Da diese Wärme oft nur zyklisch anfällt, stellt die Neue Thermospeicher-Technologie eine adäquate Lösung zur Glättung dar.

Was ist das besondere an der Neuen Thermospeicher Technologie?

  • Die Neue Thermospeicher-Technologie beseitigt diverse Nachteile vorhandener Wärmespeicher, deren Funktionalität sich auf "Wärme rein - Wärme raus" beschränkt.
  • Die Neue Thermospeicher-Technologie eröffnet die Option, die Energiewende komplett neu zu denken. Wir sind weder auf Batterien, Wasserstoff oder Metan angewiesen und können mit überschaubarem Aufwand und Kosten Energiesicherheit auch bei Dunkelflauten gewährleisten.

"Bei sensiblen Hochtemperaturspeichern muss die Entladedynamik und der Temperaturbereich durch ein angepasstes Speicherdesign an die Erfordernisse der Anwendungen angepasst werden. Darüber hinaus sind die Kosten weiter zu senken und hohe Lebensdauern sicherzustellen. Dabei sind sowohl der Einsatz von kostengünstigen Speichermaterialien oder Materialien für einen breiteren Temperaturbereich als auch neue Speicherkonzepte zu untersuchen."

(Technologiebericht Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V., v2 vom 29. März 2018, S.52, gefördert durch Bundesministerium für Wirtschaft und Energie)

Die Prinzipien der Neuen Thermospeicher Technologie

"Wenn eine Idee am Anfang nicht absurd klingt, dann gibt es keine Hoffnung für sie" (A. Einstein)

Die Neue Thermospeicher Technologie folgt dem gleichen Prinzip wie herkömmliche Speicher, die Konfiguration der Gesamtanlage wurde jedoch drastisch geändert. Es basiert auf folgenden Grundzügen:

  • Nicht das hochwertigste Speichermaterial ist Ausgangspunkt des Designs und dann wird die Anlage drumherum konstruiert. Die Gesamtkonfiguration und Funktionalität ist Basis für das auszuwählende Speichermaterial. Demzufolge wird erst danach ein geeignetes Speichermaterial gewählt, dann die Abmessungen bestimmt.
  • Beladung und Entladung sind entkoppelt und stellen jedes für sich unabhängig operierende Systeme dar.
  • Die Anlage lässt sich nur thermodynamisch und strömungstechnisch optimieren, wenn sie wie ein Gegenstrom-Wärmetauscher funktioniert.

Features und Details zur Neuen Termospeicher-Technologie

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  • Dipl. Ing. Thomas Seidenschnur
  • info@heat2power.com

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