Am Sat, 05 Feb 2011 12:49:26 +0100 schrieb Bodo Mysliwietz:
Elektrisch durch Induktion beispielsweise. Oder, je nach Konstruktion, durch Wolfram-Heizwendeln. Beides sind bestens erprobte, massentaugliche und in Massen angewandte Technologien.
Über keine konkreten bisher. Die Idee der noch höheren Temperaturen war ja nur so eine eingeworfene Idee, deren naheliegendsten Probleme ich hier nur kurz angesprochen habe, ohne Lösungen dafür bereit zu haben.
Wegen des Dampfdrucks des Metalls, natürlich. Über dem flüssigen Metall wird sich immer auch eine Metalldampfphase ausbilden, die meines Wissens beispielsweise bei Aluminium besonders hoch ist. Das verdampfende Metall wird sich deshalb im Lauf der Zeit überall im Speicherraum niederschlagen, und zwar auch dort, wo Du es nicht haben willst.
Auch im folgendem riskiere ich wegen bisherigem "nicht-lesen-können" essentielle Informationen Ansätze nicht zu kennen. Ich bitte um Nachsicht und gegebenfalls Verweis zur betreffenden MID.
Wir reden von möglichen überproduktionen in Spitzenzeiten z.B. bei Windenergie/PV? Wenn man als Stromproduzent die Wahl hat diese Anlagen wegen nicht verwendbarer Überlast abzuschalten, muß aus meiner Sicht der Speicheranlagen keinen Strom Ankaufen. Imho bietet er die Dienstleistung an, Überkapazitäten auszuschöpfen und "einlagern" zu lassen...
... weswegen also aus meiner Sicht als Dienstleistung Speicherkosten "ab Speicher" in Rechnung gestellt werden. ....
...diese damit im Preis "ab Speicher" liegen...
....und diese im beim Stromhersteller (Primaärproduzent)/Provider liegen.
Der Primarproduzent muß dann für sich die Rechnung machen, ob es sich lohnt 1,5kWh Strom los zu schicken um anschl. 1,0 kWh Strom "ab speicher) zu einem Preis xx zurück zu kaufen.
Bei dem Ansatz den Du aufgeführt hast - über den Ankauf der Speicherbetriebers - sehe ich allerdings einen anderen Vorteil. Die Speicher-kWh könnte an jeden verkauft werden, denn nicht überall ist gerade gleich flaute.
Beides Verfahren die ich aus einigen technischen Prozessen heraus auch kenne. Aber zeichnet sich gerade die induktive Wärmeherstellung bei solchen Angedachten Anlagen und Größenordnungen auch durch einen entsprechenden Wirkungsgrad aus? Existieren Anlagen in angedachten Dimensionen schon in anderen industriellen Prozessen? (Ich habe keinen Überblick welche Leistungen z.B. bei induktiven Reinigungsprozeßen für Metalle und Si aufweisen)
Der Gedankenansatz war mir grundlegen klar. Ich sehe aber gerade das konstruktive Problem bei einem hermitschen Speicher nicht wo sich kondensierende Metalldämpfe als Falle erweisen. Vielleicht fehlt mir einfach das Bild das Du vom Wärmespeicher im Kopf hast.
Am Sat, 05 Feb 2011 13:38:28 +0100 schrieb Bodo Mysliwietz:
Keine Ahnung. Wenn Induktion zuviel Verluste hat, dann nimm' eine Heizwendel aus wolframdraht. Die hat keinen Verlust.
Ja, bei der Stahlproduktion beispielsweise.
Ich hab' da kein konkretes Bild im Kopf, aber ich stelle mir gerade vor, was wohl passiert, wenn das verdampfte Metall Dir die Induktionsspulen oder Heizdrähte kurzschließt.
Am Sat, 05 Feb 2011 13:12:04 +0100 schrieb Bodo Mysliwietz:
Nein, das ist so nicht finanzierbar. Wir reden hier von einer Situation, in der es sehr häufig vorkommt, dass weitaus mehr Windstrom produziert wird, als zeitgleich abgenommen werden kann. Wenn das einzelne Windrad seinen Stromertrag durch Lastabwurf verringert, dann werden die gleichbleibenden Kosten aber auf die geringere Stromeinspeisung umgelegt. Die Folge ist, dass Windstrom doppelt so teuer wäre wie heute.
Da der hohe Windstromanteil aufgrund des gesellschaftlichen Wunsches nach einer 100% Versorgung aus EE erwünscht ist, wird man die Windanlagenbetreiber nur zum Aufbau dieser Überkapazitäten bewegen können, wenn man ihnen den überschüssigen Windstrom auch kostendeckend abkauft.
Es gibt manche optimistische Kalkulation wie beispielsweise die der IWES, die für 2050 von nur 3,5 Ct/kWh Windstrom ausgeht. Ich denke, dass die Kosten nicht so dramatisch unter den heutigen Gestehungskosten von 6 Ct/kWh liegen werden, weil so große Windstromanteile (die Rede ist von 50% am gesamten Stromverbrauch und mehr) nur offshore erzeugt werden können.
Das lässt sich, wie z.B. beim Pumpspeicherkraftwerk, nicht immer trennen.
Nein, denn der Stromhersteller hätte von sich aus absolut gar kein Interesse, Strom nach Norwegen und wieder zruück zu leiten. Wenn wir das aus gesellschaftlichen Gründen für notwendig erachten, dann müssen wir diese Kostenanteile auch umlegen.
Hier werden keine Marktpreise errechnet (die bildet der Markt alleine), sondern Stromgestehungskosten. Und da müssen alle Kostenanteile rein, die mit der Stromerzeugung zu tun haben.
Das geht innerhalb des europäischen Verbundnetzes und des freien Marktes innerhalb der EU sowieso. Entgegen stehen allerhöchstens noch spezielle Schutzgesetze für die deutschen Stromoligopole, oder deren Tricksereien, um fremden Strom aus den von ihnen kontrollierten Netzen draussen zu halten.
Ich ging hier ja von einem Szenario aus, in dem die Hälfte des erzeugten Windstroms nicht unmittelbar abgenommen werden kann. Das ist natürlich eine pessimistsiche Annahme, denn es gibt ja die Möglichkeit, regionale Stromüberschüsse mit Defiziten andernorts auszugleichen. Wenn so ein Tiefdruckgebiet über Europa wandert, dann gibt's zuerst Windstromüberschuss in Schottland, mit dem die uns versorgen können, und 5 Stunden später, wenn in Schottland schon wieder Flaute herrscht, rotieren die nordeutschen Windräder mit Vollast und zahlen den Schotten den Strom zurück.
Wandlungswirkungsgrad bis Netz Deutschland Pumpspeicher (Norwegen): eta_w = 0,9 (Leitungsverluste 0,5% je 100km, je 1000km hin und zurück) Thermischer Speicher: eta_w = 0,55 (Wirkungsgrad Kreisprozess, Leitungsverluste)
Dabei schlägt der kostensteigernde Effekt des eta_w im Nenner um so stärker zu, je höher P_e ist. Bei steigendem Fotovoltaikanteil wird das wohl der Fall sein.
In dieser Rechnung sind einige Zahlenwerte möglicherweise zu günstig für den Thermischen Speicher abgeschätzt. Oder generell falsch - wäre in erster Näherung egal, es geht um den Vergleich. Ob der Wirkungsgrad eta_s des thermischen Speichers tatsächlich 90% erreicht, ist offen. Ob die Kapitalkosten für den thermischen Speicher, die sich ja im Laufe der Diskussion von Bruchteilen von ct/kWh um einen Faktor 5 erhöht haben, irgendwie realistisch sind, ist mehr als fraglich. Mal ganz abgesehen von der Frage, ob das großtechnisch bei 1300°C überhaupt funktioniert oder ob das jemand anpacken mag. Was natürlich genauso für die Pumpspeicher in Norwegen gilt.
Hinzu kommen noch die Haltekosten der Speicherung. Wenn man davon ausgeht, dass der volatile EE-Strom kurzfristig schwankt, aber langfristig gespeichert werden soll, dann wird der thermische Speicher ein Drittel des Jahres von 550°C auf 1300°C aufgeladen, ein Drittel zwischen 1300°C und 1200°C herumpendeln und ein weiteres Drittel langsam auf 550°C entladen. Das wird möglicherweise die Rechnung mit den Verlusten verändern.
Im Prinzip zielt natürlich das "Festbeißen" an Wirkungsgraden etc. am Hauptproblem vorbei. Viele Veröffentlichungen zum Thema Langzeitspeicher klammern ja auch das Thema Kosten eher aus. Gelegentlich wird unverblümt gesagt, dass mangels Alternative die Speicherkosten oder schlechte Wirkungsgrade irrelevant sind. Damit ist die zentrale Aufgabe eine politische: wann wollen oder können wir uns wieviel Speicher zu welchen Kosten leisten. Ob wir das Geld dann für Methan, Druckluft oder thermisch ausgeben, wird eher unerheblich sein.
Hm, das einzige, was gegen den Dampfwärmespeicher spricht, ist der schlechte Wirkungsgrad, denn von direkter Beheizung bekommt man nur knapp 40 % zurück. Aber das Speichervolumen ist eigentlich kein Argument (es geht um ca. 1 m^3/s, also 100.000 t/a) - sowas gehört in unterirdische Kavernen, für die ein Durchmesser von 100 m ok ist, und Wasser kostet erst einmal "nichts". So ein Siedewasserreaktor läuft mit ca. 80 bar - ich würde aber nicht den radioaktiven Frischdampf einspeichern, sondern über einen Wärmetauscher gehen, und da kann man dann den Druck durchaus erhöhen (bringt das was?).
Würde übrigens folgendes funktionieren:
Es wird im Wärmetauscher Frischdampf von ca. 280 °C bei niedrigem Druck erzeugt und der dann anschließend in elektrisch angetriebenen Turbo- oder Kolbenkompressoren verdichtet und damit die Temperatur erhöht - damit käme man dann in wirkungsgradmäßig attraktive Druck- und Temperaturbereiche.
Da man ohnehin eine entsprechend geeignete Wärmekraftmaschine für die Entspeicherung eines Hochtemperaturspeichers benötigt, könnte die auch einfach vorwärts und rückwärts laufen, also sowohl verdichten als auch entspannen.
Die Vorerwärmung über Kernreaktoren ist aber uninteressant, da das eine Auslauftechnologie ist.
Temperaturen über 1000 °C dürften technisch nicht nutzbar sein, dafür gibt es keine WKM.
Schon falsch: Der einzulagernde Strom ist "umsonst", kostet also quasi "nichts". Das liegt daran, daß ein regeneratives Energieversorgungssystem zur Bedarfsdeckung gegenüber der Last leistungsmäßig um einen hohen Faktor (5-10) überdimensioniert sein muß, und jedesmal, wenn die angebotene Leistung die nachgefragte Leistung übersteigt, fallen die Börsenpreise auf die Grenzkosten der Einspeiser, und die sind nunmal bei Regenerativen annähernd Null.
Der Strompreis (der auch die Erlöse der Regenerativen generiert, jedenfalls unter unsubventionierten Marktbedingungen) steigt nur dann in sinnvolle Regionen, wenn über das Angebot der Regenerativen noch zusätzlich Leistung nachgefragt wird, also genau dann, wenn der Überschuß bzw. die Unterdeckung von den Speicher geliefert wird.
Auch dabei gilt, daß es keine Alternative gibt. Wir brauchen regenerative Energien, weil wir nichts anderes haben (das man guten Gewissens nutzen könnte), und also brauchen wir Lastausgleich und Speicher.
Am Sat, 05 Feb 2011 16:38:22 +0100 schrieb Ralf . K u s m i e r z:
Klar, aber man käme dann bei Dampfentnahme aus dem Speicher auch sehr rasch wieder in sehr unattraktive Wirkungsgradbereiche, weil Druck und damit Temperatur schnell einbrechen.
IMO geht bei so niedrigen Temperaturen, in denen der Speicher sinnvoll nur in einem engen Fenster von gut 100K bewegt werden kann, an einem Latentwärmespeicher nix vorbei.
Man kann problemlos mit einem 2200°C heissen Wärmespeicher reichlich 550°C heissen Dampf erzeugen, mit dem man derzeit verfügbare Dampfturbinen mit höchstem Wirkungsgrad betreiben kann.
Dabei fällt mir auch noch eine Frage ein: mit welchen Maximaltemperaturen kann man Stirlingmotoren betreiben?
Am Sat, 05 Feb 2011 16:36:45 +0100 schrieb Volker Staben:
Insgesamt liegst Du wohl grob richtig, obwohl ich einige Details anders ansetze. Die Durchleitungskosten werden für die Norwegen-Lösuzng ganz extrem viel höher liegen, denn die von mir angesetzten 2 Ct/kWh gelten nur ab und bis Brückenkopf Deutschland. Dorthin bzw von da müssen die bis zu 40 GW Leistung auch noch bewegt werden, was erhebliche Netzumbauten zufolge hat. Thermische Speicher hingegen können problemlos dezentral gebaut in in das vorhandene Netz integriert werden. Da werden nur für die Zuleitung des Offshore-Windstroms neue Leitungen nötig.
Schön, dass Du das jetzt auch bemerkst. Ich habe nicht ohne Grund mit Stromeinkaufskosten von 6 Ct/kWh kalkuliert - würde ich mit der aktuellen Einspeisevergütung für Binnen-Windstrom von 9,2 Ct rechnen, dann wäre das schon nicht mehr attraktiv.
Weshalb der auch gar nicht erwähnt wurde. Photovoltaikstrom ist nur sinnvoll zur Selbstversorgung.
Das sehe ich nicht so. Im Gegenteil hast Du wie ich auch die durchaus geldwerten wesentlichen Vorteile der thermischen Speicherung noch gar in Ansatz gebracht. Diese Speicher können mit herkömmlichen fossilen Kraftwerken betrieben werden, die bei extremen Wetterverhältnissen oder sonstigen Havarien den Netzbetrieb sicher aufrecht erhalten können. Für die Lösung mit den norwegischen Pumpspeichern würden für dieselbe Netzsicherheit erhebliche Kosten für Backup-Kraftwerke anfallen.
Dazu kommt die Möglichkeit der thermischen Speicherung, einen Teil der Wirkungsgradverluste als Wärme verkaufen zu können. Da die Speicher fast beliebig skalierbar sind, können sie problemlos in die KWK-Heizungsanlagen von Industriebetrieben und Geschäfts- und Wohngebäuden integriert werden. Fernwärme wird je nach Region mit 5 bis 8 Ct/kWh vergütet, was die Wirkungsgradverluste schon vollständig kompensieren würde.
Am Sat, 05 Feb 2011 16:55:22 +0100 schrieb Ralf . K u s m i e r z:
So kannst Du aber nicht rechnen, denn irgend jemand muss ja ein pekuniäres Interesse daran haben, dieses überdimensionierte regenerative Energieversorgungssystem zu bauen und zu betreiben. Das geht nur, wenn die Kosten des Baus und des Betriebs gedeckt werden, und diesen Deckungsbeitrag habe ich hier in Höähe von 6 Ct/kWh für Windstrom angesetzt. Andere Autoren gehen für 2050 von Deckungskosten für Windstrom von 3,5 Ct/kWh aus, aber das halte ich doch für sehr optimistisch.
Aus marktwirtschaftlicher Sicht ist es so, dass der überschüssige Strom in so einer Zukunft ja nicht mehr überschüssig wäre, sondern auf rege Nachfrage der Speicherbetreiber stoßen würde. Und da würde sich dann auch ein Marktpreis einpendeln, der im Durchschnitt eben mindestens in Höhe der Gestehungskosten liegen muss.
Aber es ist gut, dass Du daran erinnerst, dass es ja auch noch eine betriebswirtschaftliche Rechnung gibt, und die sieht derzeit und noch auf die absehbare Zukunft so aus, dass der Marktpreis für Strom während Niedrigstlastzeiten unter 1 Ct/kWh liegt. Ich habe deshalb schon ganz am Anfang des Threads die Frage gestellt, warum dann überhaupt Pumpspeicherkraftwerke gebaut werden, denn bei unter 1 Ct/kWh spielen auch
50% Wirkungsgradverlust keine Rolle mehr, wenn der Speicherpreis nur niedrig genug ist. Pumpspeicherkraftwerke aber sind sehr teuer und Speicherstrom daraus ohne Berücksichtigung der bei diesem niedrigen Stromankaufspreis irrelevanten Wirkungsgradverluste weitaus teurer als Strom aus Wärmespeichern.
Unter den heutigen Marktbedingungen wären Wärmespeicherkraftwerke also sehr viel rentabler als Pumpspeicherkraftwerke. Und da ist meine Frage: habe ich etwas übersehen, oder haben die Betreiber der Pumpspeicherbetreiber was übersehen?
Am 05.02.11 16.55, schrieb Ralf . K u s m i e r z:
Sobald die Nachfrage der Speicherbetreiber einsetzt, bleibt der Preis aber nicht bei den Grenzkosten, sondern dürfte empfindlich ansteigen.
Ich hatte Tom so verstanden, dass er einen Schätzpreis irgendwo zwischen Grenzkosten und derzeitiger Windvergütung ansetzt. Für Vergleichszwecke wäre das ja nicht unvernünftig.
Am Sat, 05 Feb 2011 17:50:01 +0100 schrieb Volker Staben:
Ja, aber ich habe die Stromgestehungskosten für heutigen Binnenwindstrom angesetzt, die das ISET mit 5,5 bis 6,5 Ct/kWh ansetzt. Die EEG-Vergütung enthält ja auch noch einen vom Gesetzgeber für angemessen erachteten Gewinn des Betreibers.
Bei 50% Windstromanteil am Stromverbrauch, wie die diversen Szenarien einer
80% bis 100%-EE-Zukunft für 2050 mindestens vorsehen, wird aber natürlich Windstrom ganz überwiegend aus Offshore-Anlagen stammen. Wie hoch die durchschnittlichen Gestehungskosten daraus heute oder gar in 40 Jahren sind, kann aber niemand sagen.
Am 05.02.2011 16:38, schrieb Ralf . K u s m i e r z:
Natürlich gibt es die. Jeder Otto- und Dieselmotor und jede Flugzeugturbine arbeitet mit höheren Temperaturen. Allerdings nicht direkt in den Werkstoffen, sondern im Flammenbereich. Es wird einfach dafür gesorgt, dass die Werkstoffe nicht diesen hohen Temperaturen ausgesetzt werden. Das erreicht man mit Kühlung und mit wärmedämmenden Gasschichten, die allerdings den Wirkungsgrad verringern. Deshalb kommt man trotz der hohen Temperaturen nicht auf den idealen Carnot'schen Wirkungsgrad, sondern halt nur auf rund die Hälfte.
Will man mit Gasen oberhalb 1000°C Strom produzieren, dann stehen außer den Carnot'schen Prozessen auch noch therm- und magnetionische Wandler als Alternativen ohne bewegte mechanische Teile zur Verfügung. Und nicht nur die.
seltsam, dass Andere so exakt über meine Hirnaktivitäten informiert zu sein scheinen. Genau das ist doch immer der Knackpunkt bei allen Speichern für Regenerative Energie: dass die edelste Energieform auf höchstem Kostenniveau durch Verluste zu relativ hohen Anteilen wieder in Wärme umgewandelt wird.
Klar.
Wenn überhaupt in unseren Breiten.
Ich denke, an dieser Stelle haben wir tatsächlich unterschiedliche Einschätzungen zu Aufwand und Realisierung der thermischen Speicher auf Hochtemperaturniveau.
Lassen wir die Diskussion und warten ab, wann und mit welcher Technologie die ersten thermischen Speicher im GW-Bereich realisiert werden. Und was uns die Sache realiter kostet.
Mit Diesel- oder Ottoprozessen bekommt man auch keinen Carnot-Wirkungsgrad hin, das geht mit den klassischen thermodynamischen Prozessen nur mit dem Carnot- und dem Stirlingprozess.
Vielleicht meint Christoph magnetohydrodynamische Wandler? Die benötigen Temperaturen ab 3000°C. Die Wirkungsgrade liegen AFAIR bei ca. 20%, aber das Temperaturniveau am Ausgang ist ja noch ziemlich hoch. Wohl punktuell im Versuchsbetrieb in der Energietechnik eingesetzt, aber wegen Standzeitproblemen und der nötigen supraleitenden Spulen für die Erzeugung des Magnetfelds letztlich wirtschaftlich uninteressant.
Wohl ein typischer Fall, in dem sich eine gute theoretische Idee - Erweiterung des Temperaturbereichs nach oben - nicht so recht umsetzen lassen wollte.
Am Sat, 05 Feb 2011 18:30:14 +0100 schrieb Volker Staben:
Volker, daramn ist gar nichts seltsam, denn Deine Beiträge stellen ein sehr präzises Messinstrument für Deine Hirnaktivitäten dar.
Aber ich will nicht mehr mäkeln, denn ich sehe, dass sich Dein Diskussionsstil hier im Thread dann doch sehr zum Positiven entwickelt hat.
Ich habe diesen Thread genau mit der Hoffnung eröffnet, hierzu zusätzliche Informationen und fundierte Kritik zu erhalten. Ich hätte übrigens auch gar nichts gegen einen Hinweis gehabt, der mir sagt "das geht aus diesem und jenem Grund prinzipiell nicht".
Naja, die einen warten ab, die anderen bauen Experimente und testen und messen. Im GWh-Bereich braucht man das auch gar nicht erst zu testen, denn wenn es sich im 100-kW-Bereich lohnt, dann ganz sicher auch im GW-Bereich.
Selbst unter wirklich pessimistischen Annahmen müsste sich ein thermischer Speicher heute betriebswirtschaftlich rechnen, denn heute wird er ja nicht mit teurem Windstrom, sondern mit fast geschenktem (manchmal gibt's sogar Geld drauf!) Niedriglaststrom beschickt.
Aus dem Gedächtnis geht schneller als nach Links suchen.
Magnetionische Wandler: man nehme ein Magnetfeld und jage ionisiertes Gas hindurch. Durch das Magnetfeld kommt es per Lorenzkraft zur Ladungstrennung, die man mit geeigneten Elektroden abgreifen kann. Man hat dann also eine Gleichstromquelle. Supraleiter und ähnlich exotisches Zeug ist dabei nicht zwingend erforderlich. Ionen dagegen schon.
Thermionische Wandler: Funktionieren ähnlich. Nur, dass man statt Magnetfeld ein elektrisches Feld anlegt. Eine spezielle Variante wurde mal als Ersatz für die Lichtmaschinen im Auto erprobt. Sie entsprach eher einer Brownschen Röhre. Aufbau: Inneres Rohr aus einem Werkstoff mit niedriger Austrittsarbeit für Elektronen. Durch dieses Rohr wurden die Auspuffgase geschickt. Um dieses Rohr herum war nochmal ein Rohr mit einem Abstand von nur wenigen Millimetern. Der Zwischenraum wurde evakuiert, so dass die ausgetretenen Elektronen zur gegenüberliegenden Wand fliegen konnten. Vorteil: Die Konstruktion war im Vergleich zu einer konventionellen Lichtmaschine sehr leicht. Nachteil: Es treten nicht nur Elektronen, sondern leider auch ganze Atome aus dem inneren Rohr aus. Dummerweise setzen sie sich auch auf den Dichtungen ab, die damit elektrisch leitend werden, was nach viel zu wenigen Betriebsstunden einen Kurzschluss innerhalb des Elements erzeugt. Wieso man die Arbeiten daran eingestellt hat, weiß ich nicht. Einen der Entwickler hatte ich mal am Telefon. Er wusste es auch nicht und hat sich selbst als Rentner noch darüber aufgeregt. Ich denke, dass das Kurzschlussproblem mit geeigneter Geometrie der Dichtung lösbar sein sollte. Alternativ könnte man die Dichtungen von Zeit zu Zeit auch ordentlich aufheizen, so dass sich die leitenden Atome wieder davon entfernen.
Weitere Wandler: Seebeck-Effekt und was man sonst noch so alles in Physikbüchern findet. Schlechter Wirkungsgrad alleine ist noch kein Kritierum, ob etwas sinnvoll ist noch nicht.
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