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Dänemark erprobt Speichertechnik mit Basaltgranulat
Ab 2022 soll die Demonstrationsanlage nachts Strom aus Wärmeenergie liefern

Dänemark ist bei der Energiewende in vielerlei Hinsicht ein Vorreiter – auch bei der Nutzung von thermalen Energiespeichern. Zum Beispiel sind sogenannte saisonale Erdbeckenspeicher dort bereits relativ verbreitet. In ihnen wird Wasser den Sommer über erhitzt, um die Wärme im Winter zu nutzen – etwa zum Heizen.  Nun wollen die beiden dänischen Unternehmen Andel und Stiesdal unter dem Projektnamen „GridScale“ einen thermischen Stromspeicher ans Netz bringen.

Bekannte Idee, neue Technologie

Die Idee an sich, Strom als Wärmeenergie zu speichern, um daraus bei Bedarf Strom zu erzeugen, ist nicht neu. In Deutschland etwa gibt es verschiedene Projekte, in denen zum Beispiel Vulkanstein mithilfe von überschüssigem Strom aus Erneuerbaren Energien erhitzt werden. Zur Rückgewinnung wird dann mithilfe der Wärmeenergie Wasser verdampft, das über eine herkömmliche Kombination aus Dampfturbine und Generator Strom erzeugt.

Bei GridScale dagegen wird die thermische Energie sozusagen aufgespalten in Wärme und Kälte, die jeweils in einem Tank mit Basaltgranulat gespeichert wird: Beim Laden treibt der Strom einen Kreislauf an, in dem eine Wärmepumpe Luft erhitzt und damit den Wärmetank aufheizt. Auf der anderen Seite lädt eine Kältemaschine den zweiten Basalttank mit kalter Luft auf.

So funktioniert der GridScale Kreislauf

Blick ins Innere des Sytems

Beim Laden wird das GridScale-System mit überschüssigem Strom aus dem Netz angetrieben. Dabei drückt ein Kompressor bereits vorgeheizte Luft zusammen und leitet sie in den Wärmetank. Durch die Kompression wird die Luft auf eine Temperatur von 600 Grad Celsius erhitzt. Das physikalische Gesetz dahinter kennt jeder, der schon einmal einen Fahrradreifen oder einen Ball aufgepumpt hat: Pumpe und Ventil können dabei richtig heiß werden.

Die heiße Luft strömt durch den Wärmetank und gibt ihre Wärmeenergie an das darin befindliche Basaltgranulat  ab. Am anderen Ende verlässt die deutlich abgekühlte Luft den Wärmetank wieder,  strömt mit etwa 75 Grad durch einen Wärmetauscher und gibt weitere Wärme ab. Die kann beispielsweise in ein Fernwärmenetz eingespeist oder als Prozesswärme für einen Industriebetrieb genutzt werden.

Die Luft strömt dann mit Umgebungstemperatur weiter in eine Turbine, die den  Elektromotor über dieselbe Welle antreibt wie den Kompressor. Auch das physikalische Gesetz ist dasselbe, es wird nur umgekehrt genutzt: Die Turbine dehnt die Luft aus, wodurch ihre Temperatur in einem geschlossenen System sinkt. Im Kältetank entzieht die -30 Grad kalte Luft dem Gestein die Wärmeenergie und kühlt es entsprechend ab. Am anderen, dem warmen Ende des Kältetanks strömt es bereits wieder mit etwa 385 Grad aus und wieder in Richtung Kompressor. Der Kreislauf beginnt von vorne.

Entladen

Beim Entladen vollzieht sich der gleiche Kreislauf in entgegengesetzter Richtung. Die heiße Luft aus dem Wärmetank treibt eine Turbine an, indem sie sich beim Abkühlen ausdehnt. Die kalte Luft aus dem Kältetank wird im Kompressor vorkomprimiert, um später mehr Leistung abzugeben. Auch hier sitzen Kompressor und Turbine auf derselben Welle, die einen Generator antreibt, der Strom erzeugt. Die Differenz zwischen der Leistung von Turbine und Kompressors fließt als elektrische Energie ins Netz.

Füllstand

Beide Tanks mit Basaltgranulat haben ein warmes und ein kaltes Ende. Irgendwo zwischen diesen beiden Enden verläuft jeweils eine sogenannte Thermokline. Das ist eine schmale Übergangszone zwischen unterschiedlichen Temperaturbereichen. Wer schon einmal in einem See geschwommen ist, kennt das Phänomen, dass das Wasser plötzlich spürbar kälter wird.

Die Position der Thermokline in den Tanks entspricht dem Füllstand des Energiespeichers: Je näher sie im Kältetank am warmen Ende liegt und am kalten Ende des Wärmetanks, umso voller ist der Speicher – und umgekehrt. Beide Thermoklinen verschieben sich im Gleichtakt.

Wenn dann Strom erzeugt werden soll, wird dieser Kreislauf umgekehrt und erzeugt über den Elektromotor, der nun als Generator fungiert, Strom. Die Temperaturen in beiden Tanks nähern sich dabei wieder einander an.

„Das Speicher von Wärme und Kälte hebt die erreichbare Round-Trip-Effizienz von etwa 40 auf rund 60 Prozent“, sagt der Erfinder und Firmengründer Henrik Stiesdal dem en:former. Das bedeutet, dass bis zu 60 Prozent der Energie, die als Strom zum Aufladen verwendet wurde, auch wieder als Strom wieder ins Netz gespeist werden kann.

Unkompliziert und sicher

GridScale ist eines dieser Projekte, bei denen die Entwickler altbewährte Technologien intelligent verknüpft haben, um etwas Neues zu schaffen: Ein Elektromotor arbeitet zusammen mit einer Wärmepumpe und einer Kältemaschine. Dazwischen befinden sich zwei Behälter mit Steingranulat.

Eine Anlage kann eine Leistung von zwei Megawatt ins Netz speisen. Jedes Paar von zwei Tanks speichert genug Energie, um diese Leistung fünf Stunden bereitzustellen. Mit vier Tanks lässt sich also bei voller Leistung beispielsweise eine Nacht überbrücken, etwa um einen Photovoltaik-Park zu ergänzen.

Laut Entwickler speichert der Basalt die Temperatur aber auch lang genug, um mehrtägige Flauten zu überbrücken, in denen kein Windstrom produziert werden kann. Um die Speicherkapazität zu erhöhen, könne ein GridScale-Speicherkraftwerk einfach mit mehreren Tankpaaren ausgestattet werden: „Die modulare Bauweise dient der Kostenreduzierung, die wir durch Massenproduktion erzielen können“, erklärt Stiesdal.

Wirtschaftlich und flexibel

Anders als Kühlschränke und Klimaanlagen arbeitet GridScale ohne umwelttechnisch bedenkliche Kühlmittel, sondern mit Luft. Seltene Rohstoffe würden nicht benötigt, sagen die Entwickler, Explosionsgefahr bestehe auch nicht.

Entsprechend preiswert soll die Technologie  werden. Ihr Wirkungsgrad von 55 bis 60 Prozent liegt zwar recht deutlich unter dem von Redox-Flow-Speichern (75 bis 80 Prozent) und Lithium-Ionen-Batterien (über 95 Prozent).

Von der Wirtschaftlichkeit des Produkts sind die Hersteller dennoch überzeugt, weil die niedrigen Bau-, Material- und Wartungskosten, die modulare Bauweise sowie die stabile Speicherkapazität über die Jahre ein äußerst günstiges Kostenprofil ergäben.

Nach Unternehmens-Schätzungen würden im Falle einer Serienproduktion die Kosten einer Kilowattstunde rückgewonnenen Stroms bei etwa zehn Euro liegen. Bei großen Batteriespeichern liegen sie laut GridScale derzeit beim 20-Fachen.

Die dänische Regierung ist dabei

Das innovative Projekt soll zunächst drei Jahre laufen und ist mit einem Budget von 35 Millionen Dänischem Kronen, rund 4,7 Millionen Euro, ausgestattet. Gut die Hälfte davon ist Fördergeld der dänischen Regierung.

Die nun geplante Demonstrationsanlage soll nach Angaben von Stiesdal eine elektrische Erzeugungsleistung von zwei Megawatt (MW) und eine Kapazität von 20 Megawattstunden haben. Im Laufe des kommenden Jahres soll sie ans Netz gehen und im normalen Betrieb eingesetzt werden. Die Abwärme soll ins lokale Fernwärmenetz eingespeist werden.

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