Pilotanlæg skal teste sten som muligt energilager
more_vert
close

Få de daglige nyheder fra Version2 og Ingeniøren. Læs mere om nyhedsbrevene her.

close
Ved at tilmelde dig accepterer du vores Brugerbetingelser, og du accepterer, at Teknologiens Mediehus og IDA-gruppen lejlighedsvis kan kontakte dig om arrangementer, analyser, nyheder, job og tilbud m.m. via telefon og e-mail. I nyhedsbreve, e-mails fra Teknologiens Mediehus kan der forefindes markedsføring fra samarbejdspartnere.

Pilotanlæg skal teste sten som muligt energilager

Illustration: yanik88/Bigstock

Energilagring af elektricitet i varme sten er én af de lovende teknologier, som flere parter arbejder med til lagring i perioder på timer til uger.

Blandt dem er tidligere Siemens teknologichef og blogger her på sitet, Henrik Stiesdal, som tilbage i 2014 luftede ideen om et stenlager, og som nu også arbejder videre med ideen i eget regi.

Læs også: Siemens vil lagre strøm i kæmpe sandbunker

I stedet for et kæmpestort, nedgravet stenlager er hans koncept drejet hen mod et mere decentralt, modulopbygget design, hvor varme lagres i stenarten basalt i lukkede og indvendigt isolerede ståltanke.

Et tanksæt består af to tanke, en varm og en kold. Hver tank skal efter planen være 12 meter høj og have en diameter på 4.2 meter.

Læs også: Siemens bygger fuldskala ellager efter dansk idé

Virkningsgrad på 40-45 pct.

Tanksættet kan lagre 24 MWh termisk energi, og med en virkningsgrad i afladningen på 40-45 pct. vil anlægget typisk kunne levere 1 MW i 10 timer.

Da opladningen sker efter et varmepumpeprincip, ligger den samlede virkningsgrad i processen fra el til el på 55-60 pct.

Læs også: Nyt energilager skal opsamle grøn energi i varme sten

Et grundprincip i hele designet er, at der skal anvendes præfabrikerede standardkomponenter for at holde prisen nede og gøre el-lageret lige så nemt at transportere, samle og opstille som en moderne vindmølle, forklarer Henrik Stiesdal:

De centrale enheder i Stiesdals Gridscale Battery energilager er dels en integreret turbine-motor-kompressor-unit (tv) og de isolerede ståltanke, der indeholder sten. Illustration: MI Grafik & Stiesdal A/S

»Én af usikkerhederne omkring designet går på, hvorvidt stenbunken i tanken rent faktisk opfører sig sådan, som vi har beregnet os til. Det skal en prototype i skala 1:10 hjælpe os med at finde ud af,« forklarer han.

Læs også: Dansk firma kobler batterilagre i skyen

Prototypen skal bygges på DTU Risø Campus.

Opladning i varmepumpecyklus

Men lagertanken er blot den ene del af Stiesdals plug-and-play lagerprincip; den anden er selve op- og afladningsmaskineriet (se grafik), hvor luft under tryk cirkulerer rundt og skiftevis opvarmes og afkøles.

Læs også: Nyt koncept vil producere fremtidens fjernvarme uden ild

Der er tale om en unit, der består af en motor-generator, en kompressor og en turbine på samme aksel. Desuden har systemet en køler.

Hele processen kører under tryk. Opladningen sker i en varmepumpe-cyklus, som har en COP på 1,4, og afladningen sker i en såkaldt Brayton-cyklus, som har en virkningsgrad på ca. 45 pct.

Læs også: Overskudsstrøm fra danske vindmøller kan lagres i stål

»Turbomaskineriet bygges ind i en container, og ideen er, at vi i første omgang kun har én type, som nok kommer til at have en effekt på 1-5 MW. Kundens behov for effekt afgør, hvor mange systemer, man skal have, og kundens behov for energi afgør, hvor stort antallet af tanke skal være pr. system,« siger han.

Sigter på 10 dollar pr kWh

Hvad angår prisen, så sigter Stiesdal på en pris for selve lageret under 10 dollars pr. kWh – et batteri koster ca. 200 dollars pr. kWh – og anskaffelsesprisen for op- og afladesystemet skal ned under 1 mio. dollars euro pr MW.

Læs også: Google vil lagre strøm i salt og frostvæske

GridScale, som projektet hedder, omfatter - ud over den omtalte test - også et case-study af værdiskabelsen/forretningsmodellen ved termisk energilagring på basis af informationer fra en konkret vindmøllepark.

Ud over Stiesdal Storage Technologies deltager Frecon A/S, Blue Power Partners, Welcon, DTU og AAU i arbejdet, som er er faciliteret gennem innovationsnetværket og klyngeorganisationen Energy Innovation Cluster og løber frem til udgangen af marts 2020.

Læs også: Ørsted investerer i 20 MW batterilager til det britiske elnet

Udviklingsprojektet har et samlet budget på 2.6 mio. kr.

Principskitse af Gridscale Battery

Illustration: MI Grafik & Stiesdal A/S

Sådan virker systemet:

  • Ved opladning (tv) driver motoren kompressoren, der opvarmer kold luft fra den varme ende af kolde tank og sender den op i den øverste ende af den varme tank, hvor den opvarmer stenene i tanken.
  • Fra den kolde ende af samme tank køles luften ned med en køler og ekspanderes og nedkøles yderligere via turbinen.
  • Herfra ledes den kolde luft ind i den kolde ende af den kolde tank og skubber hermed den varme luft opad i tanken.
  • Ved afladning (th) har turbine og kompressor byttet plads i grafikken, og motoren fungerer som generator.
  • Her flyder den kolde luft fra den kolde tank ind i kompressoren, hvor den bliver opvarmet lidt ved kompressionen og ledes ind i den kolde ende af den varme tank.
  • Her optager luften gradvist varmen fra lageret, og fra toppen af den varme tank sendes varm luft ind i turbinen, der både driver kompressoren og trækker generatoren.
  • Luften afkøles ved ekspansionen og ledes ned i den varme ende af den kolde tank, hvor den gradvist afsætter varmen i tanken.
sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Ethvert kreativt forslag på lagring af elenergi må være velkomment.

Og så er virkningsgraden IKKE det afgørende - sådan indenfor et rimeligt interval.
Det handler om udjævning af produktion-forbrug.
Det kan være, at alene udjævning omkring “kogespidsen” kl.17-20 er fornødent rationale.

Enhver kan på Energinet.dk se elforbrugets døgnvariation. Nøgleordet er udjævning.

Bliver spændende.

  • 7
  • 3

Det vil være virkelig fedt at arbejde med, så hvis I står og mangler en software udvikler med fysiker baggrund så siger i bare til!

10$ per KWh lyder jo godt, hvis prisen kan komme derned.
Hvis vi antager at elpriserne fortsat varierer ca. mellem 10øre og 40øre alt efter om det er peek eller offpeek, vil et tænkt anlæg på 1KWh med 50% effektivitet efter 10.000 cykels have tjent 2.000kr. hjem til ejeren.
Med samme forudsætninger og ca. 90% effektivitet med ionlithium batterier vil overskudet være 575kr. (og her skal batterierne nok skrottes)

Et anlæg af denne slags vil vi gerne overleverer til vores børn, og det kan sikkert også blive en stor eksport forretning.

  • 5
  • 0

Sammenlignet med Stiesdals første varmelager, så er stenlageret tryksat og dermed væsentlig dyrere. Det fremgår ikke her om det kolde lager også er tryksat. Hvis det er, ville det gøre kompressoren billigere pga. den større massefylde af mediet.

Dette lager er nok ikke rettet mod sæsonlagring.

  • 1
  • 0

I forbindelse med talrige ændringer af reglerne for solceller - da det gik op for de berørte parter, at der var bundet tilskuds- og afgiftskroner i enden - så er det da spændende at overveje HVORDAN sådanne anlæg kan indpasses.

Her i min grundejerforening er vi 10 klyngehuse (indenfor 100 kabelmeter med to fælles elskabe)); hvis vi kollektivt ville opstille et sådant anlæg, så skal der jo findes en afregning som virker - dvs. hvis vi føder 2 MW tilbage mellem kl.1600 og 2100, så skal spidsprisen vi ellers ville betale jo reduceres.
Vi kan sagtens finde på en prorata fordeling baseret på timeaflæsning - men .......

Det vil, når der er tale om kollektive anlæg, blive en interessant diskussion.
For naturligvis bør en grundejerforening eller en boligblok kunne lave sådanne anlæg.

  • 4
  • 4

Spændende at der endelig kommer tal på :-) Jeg kiggede på en Brayton Carnotmaskine med figurens tal for temperaturer og fandt noget der undrer mig. Først alt det jeg godt kan få til at passe:

Når lageret opvarmes forslår artiklen en COP på 1,4. Jeg finder en teoretisk grænse på 1,627 så det passer fint. Når lageret aflades foreslås elvirkningsgrader på 40-45%, jeg finder en teoretisk grænse på 61,5%, så det passer også fint.

Antager man at luftens specifikke varmekapacitet ikke ændrer sig i temperaturintervallet (det er naturligvis ikke helt rigtigt), samt at systemet er lukket, så der er samme flow gennem hele systemet finder jeg en maksimal køleeffekt på 62,7% af den tilførte elektriske værdi. Men følger jeg energistrømmene med de valgte temperaturer, finder jeg et forhold mellem køleeffekt og varmeeffekt på 48,8%. Med en COP på opvarmningen på 1,4 svarer det til en køleeffekt på 68,4% af den tilførte elektriske effekt, altså mere end det man opnår med en Carnot proces.

Det synes jeg virker lidt mystisk? Jeg kan ikke afvise, at det kan være rigtigt, da der jo absolut ikke er tale om carnotvirkningsgrader på varmesiden og elvirkningsgraden, men jeg er skeptisk.....

  • 3
  • 0

Det hører med, at jeg sagtens kan finde temperaturkombinationer, så de viste virkningsgrader kan opnås i en Carnot maskine. Ændrer jeg eksempelvis de 75 grader til 55 grader bliver Carnot køleeffekten på 71,8% af den tilførte elektriske effekt, Carnot elvirkningsgraden på 58,2% og COP på varmeproduktionen på 1,718 :-) Men figurens tal undrer mig?

  • 3
  • 0

Det slår mig, at man måske har antaget, at der er vand i den indesluttede luft, så der skal medregnes smeltevarme og fordampningsvarme (som jo er mange gange større end smeltevarmen)?

Det kunne forklare det lidt underlige resultat. Men jeg kunne godt tænke mig at vide lidt mere om, hvilke antagelser der ligger bag figurens beregninger?

  • 3
  • 2

Nej, efter at have overvejet problematikkerne, er det usandsynligt at sådan et anlæg kan overleve vand pga frostfasen. Men der er virkeligt nogle underlige ting ved de temperaturvalg. Blandt andet synes der ikke at være samme kompressionsforhold/ekspansionsforhold i turbine og kompressor (hvis vi antager at Poissons forhold er nogenlunde konstant = 1,4), medmindre der regnes med seriøst store trykfald i dem. Alternativt, at man vurderer at der skal bruges ret store trykgradienter for at drive luftstrømmen gennem lageret.

Jeg har sat en lille model op, hvor jeg leget lidt med, hvad varme/kuldetab betyder for systemet, da temperaturændringerne som udgangspunkt styres af kompressionsforholdene. Dette er også væsentligt at forstå, hvis man vælger at udtage noget af den lagrede varme og kulde til andre formål.

Jeg synes det er en spændende model man har fundet på. Som udgangspunkt regner jeg med almindeligt tryk i kuldelageret og godt 3 atm tryk i varmelageret.

  • 3
  • 2

Det vil være virkelig fedt at arbejde med, så hvis I står og mangler en software udvikler med fysiker baggrund så siger i bare til!

10$ per KWh lyder jo godt, hvis prisen kan komme derned.
Hvis vi antager at elpriserne fortsat varierer ca. mellem 10øre og 40øre alt efter om det er peek eller offpeek, vil et tænkt anlæg på 1KWh med 50% effektivitet efter 10.000 cykels have tjent 2.000kr. hjem til ejeren.
Med samme forudsætninger og ca. 90% effektivitet med ionlithium batterier vil overskudet være 575kr. (og her skal batterierne nok skrottes)

Et anlæg af denne slags vil vi gerne overleverer til vores børn, og det kan sikkert også blive en stor eksport forretning.

Casper så vil jeg nok skrive til Ing.dk og bede dem om at sløjfe ovenstående indlæg.

Med 10$ per KWh, 90% effektivitet, 10.000 cycles og 30 øre i indtægt per cycle, altså samme forudsætninger, så ville et LION batteri have indtjent 2.635 kroner.

Med 10$ per KWh, 50% effektivitet, 10.000 cycles og 30 øre i indtægt per cycle, så vil et stenlager have indtjent 1.435 kroner.

Begge dele under forudsætning af man kan skrive algoritmer, der rammer bundpris hver gang batteriet lades og top priser hver gang det aflades.

  • 2
  • 3

Det er lidt svært at gennemskue om priserne er før eller efter tab, og om de er for input eller output. Jeg antager lidt optimistisk, at de 10$/kWh er prisen for den resulterende elektriske lagerkapacitet målt på output, og de 1 mio. $/MW også er for det resulterende elektriske output.

Det er sindssygt billigt, hvis priserne kommer til at holde. Et overslag på anlæg, der kan dække hele Danmarks spidsforbrug af el, og kan rumme den nødvendige energi til at levere hele Danmarks gennemsnitsforbrug af elektricitet i 1 uge:

Lager: 3500 MW * 168 timer * 65000 kr/MWh = 38,2 mia. kr.
Op- og afladesystem: 5500 MW * 6500000 kr/MW = 35,8 mia. kr.
Total: 74 mia. kr.

  • 4
  • 1

Lager: 3500 MW * 168 timer * 65000 kr/MWh = 38,2 mia. kr.
Op- og afladesystem: 5500 MW * 6500000 kr/MW = 35,8 mia. kr.
Total: 74 mia. kr.

Fedt du har tampet tallene ind. Så rundt regnet 20 USD/kWh inkl. oplade/aflade for en uge, og ca. 15 USD/kWh for to uger.

Li-ion-batterier er vist lidt over 100 USD/kWh i øjeblikket. Denne artikel postulerer 14% prisfald/år for tiden:

https://cleantechnica.com/2019/02/25/the-o...

Hvis det er rigtigt, så er der 10 år til en pris på 22 USD/kWh, hvis ikke det stopper inden. Og 15 år til 10 USD/kWh.

  • 2
  • 0

Vi venter spændt på at høre, om ideen er så god, at den kan udvikles ved hjælp af private investeringer, eller om der må hentes hjælp via statens voldsapparat

  • 3
  • 7

Så er det jo heldigt, at disse gerne vil forøge deres formuer, og at de har råd til at engagere eksperter til at vudere investeringsforslag, når nu Henrik Stiesdal har fremlagt en god ide.
Iøvrigt er det ikke ukendt at gemme varme i industriel målestok i et stenlage. Metoden er beskrevet i "Opfindelsernes Bog", Gyldendal 1923, bind 1 side 362-64, og bruges fortsat indenfor glas- og stålindustrien.
Jeg vil tro, at der må kunne fremskaffes erfaringstal for omkostningerne ved anvendelse af metoden.

  • 4
  • 0

Nogle få kommentarer:
1. Det viste billede af en "stensætning" er misvisende. Der skal være plads til at sende en luftstrøm mellem stenene.
2. Som varmelager blev det allerede testet for 40 år siden i et af "nulenergihusene" ved Hjortekær. Vi hørte aldrig om resultatet!!! - Og jeg har ikke hørt, om det er etableret i et eneste enfamiliehus her i landet.
3. Fint at bygge et testlager, men systemet er så let at modellere og regne på, at virkningsgrad m.v. let kan beregnes. Og opnår man en virkninggad på de nævnte 65 % fra "el til el" er jeg imponeret. For så kan det jo komme på tale, når de mange vindmøller (forventeligt!) stadig kun leverer el, når det blæser!
4. Vi (REO) har lææææænge sagt, at hvis vi finder acceptable måder at "gemme" el-energi på, så kan det redde den komplet umulige situation, vi er på vej til, når politikerne bygger endnu flere vindmøller - uden at vide, at de ca. 100 dage hvert år stort set ikke leverer el.
5. Men det rejser spørgsmålet: Er det samfundet, der skal investere milliarder kr i f.eks. disse stenlagre, - eller er det stor-forbrugerne (de kommende datalagre), der selv skal sikre stabil elforsyning til deres anlæg. De må sikkert ikke benytte dieseldrevne generatorer i vores kommende fossilfri Danmark?
6. Osv. osv......!

  • 8
  • 6

Jeg anerkender fuldt ud behovet for at vi på et eller andet tidspunkt for storskala ellager. Når det så er sagt syntes jeg faktisk at det mest interessante ved dette koncept er den højtemperatur varmepumpe der er en del af systemet.

Der findes i dag en del industrielle processer der kræver højere temperaturer end de ca. 75C de traditionelle varmepumper der bliver snakket om ifbm. fjernvarmeproduktion kan levere. Disse højtemperatur energiforbrug baserer sig i høj grad på gas, men hvis vi kan elektrificere disse processer med en fornuftig COP faktor og en god fleksibilitet ifht. hvornår strømmen bruges kommer vi altså temmeligt langt. Fordi det er alt andet lige sjovere at have et fleksibelt forbrug med en COP faktor på 1,5 - 3 end et ellager med en roundtrip efficiency på 55 - 60%.

For lige at perspektivere lidt så er havmølleparken Hornsea 2 som jeg har forstået det bygget inkl. ilandføring af strømmen til 65 EUR/MWh eller 484 DKK/MWh produceret strøm. Hvis man "oversætter" det til DKK/GJ energi ved COP 1,5, 2 og 3 svarer det til energiomkostninger på 90, 67 og 45 DKK/GJ. I praksis må man forvente at man med et fleksibelt el/energiforbrug vil kunne realiserer signifikant lavere el købspriser end 65 EUR/MWh, særligt hvis fleksibliteten også kan aktiveres i intraday og regulerkraft markederne. Så samlet set tænker jeg at en højtemperatur varmepumpe vil være særdeles konkurrencedygtigt sammenlignet med energi fra en gaskedel.

Noget der vil være med til at skubbe COP faktoren op er at der i og omkring et industrielt anlæg bør være masser af relativt let tilgængelig spildvarme, som højtemperatur varmepumpen bør være temmelig god til at "samle op".

  • 6
  • 0

Sådan som jeg har forstået nogle af de tidligere beskrivelser af konceptet er basalt specielt velegnet fordi det kan holde til at blive varmet til høje temperaturer uden at gå i stykker. Mon ikke det er derfor at der vises basalt søjler.

  • 3
  • 0

Beskrivelsen fokuserer udelukkende på temperaturforskellene i tankene, men de må jo hænge sammen med trykforskelle. Så opladningen foregår ved at man pumper luft fra lavtryksbeholderen op i højtryksbeholderen, hvorved temperaturen stiger her, og afladning / elproduktion foregår ved at man ekspanderer luften fra tryktanken ned i lavtrykstanken, hvorfor temperaturen falder. I modsatte side af anlægget foregår den modsatte proces, ved meget lavere temperatur, men med samme trykforhold. Så den hjælper motoren, og stjæler energi fra generatoren. Men hvilke tryk er der tale om? Da der er tale om et helt lukket kredsløb, luftmæssigt, må det jo også betyde at hele systemet skal være helt lufttæt, og i stand til at bære de tryk der er tale om, hvilket ikke er nemt i et så stort system.
Kunne man opnå det samme med varmepumper, hvor det varmebærende / kuldebærende system ikke behøver være tryksat, og derfor uden problemer kan gøres både meget større, og laves meget billigere, men hvor der selvfølgelig er en udgift til varmepumpen. Eller en serie varmepumper, fordi den enkelte varmepumpe ikke kan opbygge tilstrækkelig temperaturforskel?
Og jeg ved så ikke om det er bedst når energien skal hentes ud, at bruge en Sterlingmotor eller reversere varmepumpen.
Der er jo tydeligt fordele og ulemper ved begge systemer, men (for mig) er det svært at kvantificere dem, både energieffektivitetsmæssigt og økonomisk. Nogen der har kvalificerede bud?

  • 1
  • 1

En rigtig ingeniørløsning!
Da jeg i 1980 flyttede til København, boede jeg med petroleumsovn ved siden af Kofods Skole i Holmbladsgade. Men petroleum er noget skidt at fyre med, så jeg pillede brænderen ud og begyndte at fyre med træ.
Desværre var det pivkoldt om morgenen, så jeg lånte ca 200 kg granitbrosten og stablede dem ovenpå ovnen. Dét ku' holde varmen natten over.
I øvrigt undrer det mig, at der ikke synes at være projekter, hvor man satser på lagring af kinetisk energi. Hvorfor ikke?

  • 2
  • 4

Trykforskellene opstår naturligt på grund af sammenhængene mellem tryk og temperatur i "maskinen". Helt basalt set har siden med en maksimal temperatur på ca 600 grader et højere tryk end siden med den laveste temperatur på -30 grader.

Med de temperaturer der er vist på figuren vil trykket ca være 3 gange højere på højtemperatursiden end på lavtemperatursiden. Trykforskellene opbygges naturligt, når luftstrømmen strømmen igennem kompressor og turbine....

  • 2
  • 0

Tanken er rigtig. Dog synes jeg umiddelbart, at det ville være mere logisk, hvis man placerede kontravægte på vindmølletårne, så møllerne kunne opspare kinetisk energi in situ ... Er det ikke en tanke værd?


Du bliver ved med at skrive kinetisk energi. Er det virkelig kinetisk energi, du mener? Altså den energi, der "opspares" i et legeme ved at bringe det op i en højere hastighed.

Eller er det potentiel energi, du mener? Altså den energi, der "opspares" i et legeme ved at bringe det op i en højere højde.

  • 5
  • 0

Efter at have kigget lidt mere på Brayton-processen (og endda været ude i overvejelser om regenerator, genhedning og intercooler, som alle er velkendte tilføjelser til processen) er jeg nået frem til, at de lidt underlige tal nok især skyldes:

  • Varmeudveksling med omgivelserne samt internt i lagrene
  • Tryktab ved at presse luften gennem lagrene

De 600 grader er formentligt valgt, fordi jern "kun" kan tåle omkring 650 grader før det begynder at give problemer. Omvendt giver det mulighed for at presse temperaturen op over de viste 600 grader under opladningen. Det tror jeg man påtænker at gøre, så de 600 grader først er temperaturen efter diverse varmetab

Tilsvarende tror jeg de -30 grader er efter varmetilførsel fra omgivelserne, ligesom jeg tror de 75 grader er væsentligt lavere under afladningen (formentligt omkring 20 grader lavere) og de 385 grader er tilsvarende højere under afladningen. Dette svarer også til almindelig logik: Udover udveksling med omgivelserne, vil man ikke kunne holde en perfekt lagdeling uden temperaturudveksling i lagrene.

Ved således at antage en større trykforskel på de to sider af kompressor og turbine giver det pludselig mening med den for kraftige "køling" i turbinen under opladningen. Samtidigt kan man opnå, at trykforholdene mellem forside og bagside af turbine og kompressor. Varmeveksleren (6 på figuren) bør ideelt set kun være i funktion under afladningen, hvor den kan levere noget fjernvarme....

Øges kompressionen yderligere, vil der også være mulighed for at udtage køling fra den kolde side. Derved fås et mere fleksibelt system, som kan levere flere ydelser til lokalsamfundet.

  • 1
  • 0

Men hvad med tanken?


Tjoh, den kan vi da godt tage een gang til.

Lad os sige, at vi har 10 MW mølle med en tårnhøjde på 150 meter. Vi ønsker at lagre 1 times produktion ved at hejse en vægtklods op i tårnet.

10 MW i 1 time svarer til 10 * 1.000.000 * 3.600 = 36.000.000.000 Joule.
Ved at løfte 1 kg 1 meter kan du lagre knap 10 Joule.
Ved at løfte 1 kg 150 meter kan du lagre knap 1500 Joule.
Du har altså brug for en vægtklods på 36.000.000.000 / 1500 = 24.000.000 kg.
Stål har en vægtfylde på knap 8000 kg/m³.
Vægtklodsens volumen bliver dermed 24.000.000 / 8000 = 3000 m³.

Det svarer nok cirka til hele det indvendige rumfang af tårnet. Men hvis klodsen fylder hele det indvendige rumfang, er der jo ikke plads til at bevæge den op og ned. For slet ikke at snakke om, hvordan tårnet ville have det med at skulle bære en klods på 24000 tons.

  • 14
  • 0

Tak, Allan! - Det er tankevækkende, at 10 MW i en time svarer til så meget potentiel energi. - Det viser også, hvor enormt store vandmængder, der i vandkraftværker skal rasle ned gennem turbinerne for at levere strøm til Norge (og Sverige). - Og hvor hurtigt, det vil synke i reservoiret, hvis der ikke tilføres nyt!

  • 5
  • 0

  1. Det viste billede af en "stensætning" er misvisende. Der skal være plads til at sende en luftstrøm mellem stenene.

Ja, hvor langtidsholdbart lageret er er vel det mest centrale spørgsmål. At udsætte sten (grundfjeld) for skiftevis varme og kulde har jo historisk været en effektiv måde at nedbrude sten på, men artiklen siger ikke noget om hvilke temperaturgradienter man har testet disse stembumlinger på mht holdbarhed?

John Larsson

  • 1
  • 1