Siemens bygger fuldskala ellager efter dansk idé
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.

Siemens bygger fuldskala ellager efter dansk idé

Tyske Siemens, Hamburg-Harburg Universitet samt et lokalt energiselskab, Hamburg Energie, vil nu bygge et fuldskala demonstrationsanlæg med termisk ellagring af vindmøllestrøm. Det skal ske med et nyt koncept, hvor vindmøllestrøm omdannes til varme, der lagres i sten – og trækkes ud igen som strøm via en dampturbine og en generator.

Anlægget forventes færdigt til næste år.

Lagrings-princippet er udtænkt af daværende teknologichef hos Siemens Wind Power Henrik Stiesdal i samarbejde med Siemens og blev omtalt i Ingeniøren i november 2014.

Læs også: Siemens vil lagre strøm i kæmpe sandbunker

Siemens kalder selv konceptet for 'Future Energy Solution' og fremhæver, at konceptet byder på lave omkostninger, og at lageret kan bygges i mange størrelser, uden at økonomien går fløjten.

Varm luft på 600 grader

Det nye termiske energilager, som skal placeres i Hamborg-bydelen Altenwerder syd for Elben, kommer til at bestå af et 2.000 kubikmeter stort stenlager, som vil kunne levere 36 MWh strøm, når det er fuldt opladet.

Vindmøllestrømmen opvarmer luft, der blæses ind mellem stenene og opvarmer dem - i praksis til 600 grader celsius.

Læs også: Solcellebatterier er stadig for dyre

Den ultra varme luft kan - via en kedel, en dampturbine og en generator - omsætte varmen til strøm, når der er brug for det.

Virkningsgrad på 50 procent.

Ifølge en pressemeddelelse fra Siemens regner forskerne bag projektet med en effektivitet på 25 pct. i lageret i starten, men at man vil kunne hæve virkningsgraden til 50 pct., når lageret er fuldt udviklet.

Læs også: Svinghjul gemmer på strømmen

Siemens har et stykke tid arbejdet med en mindre testopstilling, hvor man sammen med eksperter i fluid mekanik fra Hamborg-Harburg-universitetet har testet udformning og isolering af stenlageret samt den optimale måde at blæse luft igennem stenene på for at oplade og aflade lageret.

Nu vil man så sætte det sidste trin på – nemlig elproduktionen med kedel, turbine og generator – og forventer at være i gang med det i foråret 2017.

Læs også: Svensk regering investerer massivt i energilagring og solceller

Stiesdal ikke involveret

Ifølge projektleder Till Barmeier forventer man at være i stand til at tilbyde en gennemprøvet lager-løsning om få år.

Læs også: Statoil sætter batteri på verdens største flydende havvindmøllepark

Henrik Stiesdal, som i dag har forladt Siemens Wind Power, er ikke direkte involveret i Siemens’ projekt, men kalder det ’herligt’, at konceptet nu bliver til virkelighed:

»Konceptet skal nok virke, det er jeg slet ikke bekymret for. Men det bliver interessant at se, hvor det kommer til at drille i gennemførelsen. Det driller altid et eller andet sted, når man går fra koncept til implementering«, siger han.

Det tyske energi- og erhvervsministerium støtter projektet økonomisk.

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Når det skal bygges i Hamborg, bruges de øvrige 50% energi så til fjernvarme?

(jeg kan iøvrigt ikke se en større udgave af tegningen, kan I ?)

  • 0
  • 0

Er der nogen der ved hvorfor man benytter luft som medie mellem varmelegeme og sten, kan det ikke gøres direkte ?

  • 1
  • 1

gøres direkte

Du mener med en elektrisk modstand der er skruet på stenene? Det virker kun den ene vej - man kan ikke hente strøm ud igen. Luften giver en bevægelig grænse mellem "kold" og varm sektion og dermed state-of-charge. Det er beskrevet godt i de tidligere tråde.

  • 6
  • 0

Når jeg ser på den fysisk størrelse (2.000 m3) og lagerkapacitet (36Mvh), så er der vel næppe tale om den størrelse med forventer til endelige kommercielle anlæg, men vel mere tale om et forsøgsanlæg i lille skala?

  • 2
  • 1

gøres direkte

Du mener med en elektrisk modstand der er skruet på stenene? Det virker kun den ene vej - man kan ikke hente strøm ud igen. Luften giver en bevægelig grænse mellem "kold" og varm sektion og dermed state-of-charge. Det er beskrevet godt i de tidligere tråde.


Mon ikke Morten mener selve opvarmnings delen?
Dvs hele sekvens 1, om den ikke kan laves med stribe el-varmelegemer der ligger mellem stenene, selvfølgelig med behørig afstand så der stadigt kan opnåes en bevægelig opvarmnings/afkølings grænse, ved simpelt tænd/sluk for de varmelegemer der passer med den ønskede grænse.

Dertil tænker jeg, at det nok at billigere at flytte luften med sekvens 1 fremfor opsætning at et større antal varmelegemer for hver løbende meter lageret er langt.

  • 1
  • 0

Ud fra overskriften kunne men godt få indtrykket at der er tale om et fuldskala kommercielt anlæg.
Men det er altså et "complete experimental system". Altså et pilotanlæg.
Dette skal ses i forehold til at Siemens end til vider kun har haft et testanlæg af selve varmelageret. Altså en anlæg der ikke kunne generere elektricitet.

De skriver endvidere:
"Once the system is market-ready, it will aim to support the energy supply of a medium-sized city. Then the generation output will be 100 megawatts or more."

Jeg skulle forresten klikke to gange på linket for at få pressemeddelelsen. Første gang kom der kun reklame for Siemens.
Yderligt information kan findes her:
https://www.siemens.com/customer-magazine/...

  • 4
  • 0

Jeg finder Siemens udtagelse om effektiviteten lidt ulden: "In the future the concept has the potential for an effectiveness of around 50%."

De bedste termiske anlæg idag opnår "kun" en effektivitet på 45 til 48 %. Og det er ved væsentligt højere tryk og temperatur end Siemens snakker om.
I Siemens anlæg er der yderligt et varmetab fra lageret, og en varmeveksler imellem.
Jeg kan ikke se hvordan de nogensinde vil kunne opnå 50 % el til el effektivitet.
Tror der er lidt kreativ bogføring involveret i de tal.

  • 4
  • 2

Men intuitivt har jeg svært ved at forliges med de illustrationer der bliver lavet af anlægget.

I disse tegnes en meget skarp gradient mellem kold og varm side i lageret. Mit spørgsmål er:

1) Hvor mange grader pr. m. forventer man at kunne opnå?
2) Den nævnte kapacitet i lageret - hvor stor temperaturvariation af det samlede lager forudsætter det?

Jeg forestiller mig at man kun med meget hyppige op- og afladninger kan opretholde en skarp temperaturgradient, med det resultat at udgangstemperaturen falder ved afladning med deraf følgende reduktion af dampturbinens virkningsgrad.

Er der foretaget detaljerede simuleringer? Er disse offentliggjort? Eller er det noget som demonstrationsprojektet skal afklare?

  • 2
  • 0

Jeg finder Siemens udtagelse om effektiviteten lidt ulden: "In the future the concept has the potential for an effectiveness of around 50%."

De bedste termiske anlæg idag opnår "kun" en effektivitet på 45 til 48 %. Og det er ved væsentligt højere tryk og temperatur end Siemens snakker om.

Modsat et kraftværk er der ikke nogen skorstenstab i sådan et lager. De er typisk knap 10 % af den indfyrede energi i et kraftværk. Tabene fra lageret er ret begrænsede, særligt hvis der ikke går lang tid mellem op- og afladning.

  • 1
  • 0

Jeg kan ikke se hvordan de nogensinde vil kunne opnå 50 % el til el effektivitet.
Tror der er lidt kreativ bogføring involveret i de tal.


Da de i opvarmnings fasen bruger en varmepumpe til at hente energi fra luften vil et regnskab se således ud:

2 Kwh el + 1 Kwh fra varmepumpen = 3Kwh ind i lageret
Hvis effektiviteten på at hive energien ud igen er 30% så kommer der 1 Kwh ud som strøm

Strøm ind = 2 Kwh -> strøm ud= 1 Kwh => 50% effektivitet.

Hvis varmepumpen er mindre effektiv mens effektiviteten på at hive energien ud af lageret er højere en 30% kan man stadigt ramme 50% elektrisk effektivitet.

  • 4
  • 1

Begyn fx her:
https://ing.dk/blog/energilagring-det-er-b...

Citat: "Ved at bruge en varmepumpe til at oplade systemet, kan man opnå en højere virkningsgrad, end det ellers er muligt, fordi varmepumpens effektfaktor er større end 1. Ved de temperaturområder, man opererer med for et termisk energilager (omgivelsestemperatur for den lave temperatur, 600 grader for den høje temperatur), kan man opnå en effektfaktor på 125%."

Om hvorfor at varmepumpen (måske) ikke er en god ide.

Citat: "Jeg tror, at sådanne simple systemer har fordele i form af lav investering og høj robusthed, som mere end opvejer tabet af effektfaktor."

Henrik Stiesdal har overvejet og beskrevet systemet. Så de fleste af de spørgsmål I har til Simens konkrete system er beskrevet på konceptniveau af Stiesdal i en række blogs her på sitet.

  • 7
  • 0

Måske ikke, men varmepumpen er en kompressor. Det var det i Stiesdals forslag.

Stiesdals koncept var baseret på gas (luft) turbiner og dermed et helt andet koncept end Siemens', der kører med luft ved atmosfærisk tryk, som driver en dampkreds.

En dampkreds kan isoleret set nå 55-60% virkningsgrad i konvertering fra termisk til mekanisk energi (USC-anlæg). Så er der fradrag til ventilering af lageret. Her må forventes et større tryktab end i en kedel, ikke mindst fordi luften skal løbe gennem en meget større hedeflade end der, hvor den opvarmes.

Når driftstiden formentlig bliver <24 h i de fleste tilfælde, betyder opvarmningstid af dampkredsen en del. Her er det en fordel, at luft/damp varmeveksleren kan laves mere kompakt end en kul/olie/gasfyret kedel, da der ikke er en kontinuerlig tilførsel af forureningsstoffer. Med passende filter på den kreds, der opvarmer lageret (filter på den kolde udblæsningsside), kan man opnå en temmelig ren luft som varmebærende medie til dampgeneratoren (kedlen).

Jeg tænker umiddelbart at Siemens vil bruge en dampkreds fra deres CCGT turnkey anlæg, hvis ellers størrelsen passer (har ikke lige tid til at vurdere i detaljer). Her taler jeg om de store, fuldt udviklede anlæg. Sådanne dampturbiner kan gå op til 580°C, hvilket må være passende til denne applikation.

  • 5
  • 1

...1,kubik sten i vand skal kunne lagre samme energi som 5 kubik vand. men blæse luft i stedet for at lave varme spiraler i vand.der må spildes enorme mængder energi med luft. opvarme til 600 grader med luft hvordan er det muligt lyder urealistisk

  • 0
  • 6

Det lyder særdeles fornuftigt at lagre energi via termisk lager.
Men at lagre i sten er jo blot at benytte termisk kapacitet.
Hvis man nu lagrede energien i griseører, ville man kunne opnå smelte-/størkningsomsætning.
Det vurderede vi hos Folmer Andersens konstruktionsafdeling allerede i 1974. (Jeg kan ikke huske navnet på den ingeniør, der dukkede op med denne geniale løsning).
Kan man sikre, at griseørerne ikke forrådner, så vil man have et rigtigt godt energilager.

  • 1
  • 1

Ved ikke om jeg den eneste som sidder m en følelse af, at der er at gå over åen efter vand.

Var det ikke nemmere at bruge de eksisterende vandkraft anlæg og så give dem en lille sø i bunden, hvor fra de kan tage vand og pumpe op igen?

Hvis det er designet rigtig, så burde generator og turbine, vel næsten kunne bruges som motor og pumpe. Men så går effektivitet måske fløjten.

Men inden man begynder at investere alt for meget i energilagring, så burde politikerne komme på banen, og lave nogen initiativer for at flytte forbruget.
Det fint nok med tarif måler og markeds-elpris, men det hjælper bare ikke noget, når afgiften er fast. En elpris som går fra 0-45 øre/Kwt og 2 kr afgift. De 45 øre forskel er ikke nok til at få folk til at vente med at starte deres (op)vaskemaskiner til om natten og sikre ladning af elbilen kun sker der.

Men hvis man f.eks. satte afgiften ned til det halve fra 0:00-04:00 på nætter m overskud af vind strøm, så ville sikkert ske noget. Og så snakker vi lige pludselig 100% effektivitet.
Og det begynder virkelig at flytte noget, hvis noget af de helt energi tunge industrier, begynder at flytte produktion til den billigere strøm.

Penge kunne man passende få, ved at hæve afgift i peak hour eller mere simpelt bare resten af døgnet. Hvis der er nemmere at håndtere, kunne man også bare lave (en del af) afgiften en %sats i stedet.

  • 3
  • 0

Var det ikke nemmere at bruge de eksisterende vandkraft anlæg og så give dem en lille sø i bunden, hvor fra de kan tage vand og pumpe op igen?

Hvis det er designet rigtig, så burde generator og turbine, vel næsten kunne bruges som motor og pumpe. Men så går effektivitet måske fløjten.

Det hedder pumped storage og har en effektivitet på omkring 80%, så det er noget der benyttes...men ikke i Danmark. Problemet er, at det endnu ikke er lykkedes for nogen at lokaliserer de danske alper.

  • 4
  • 1

Modsat et kraftværk er der ikke nogen skorstenstab i sådan et lager. De er typisk knap 10 % af den indfyrede energi i et kraftværk. Tabene fra lageret er ret begrænsede, særligt hvis der ikke går lang tid mellem op- og afladning.

Karsten.
Glem ikke gode gamle Carnot.

Jeg gætter på at Siemens taler om el-virkningsgraden.

Jo lavere temperatur, der tilføres fordamperen, jo lavere elvirkningsgrad får kraftværket.
Resten skal bortkøles fra condenseren. Eller bruges til fjernvarme - hvilket også nedsætter el-virkningsgraden.

Det ville øge værdien af artiklen, hvis det kunne præciseres hvilken virkningsgrad, der omtales.

  • 3
  • 0

Uanset om effektiviteten kommer til at ligge på 30 eller 50 %, så finder jeg teknologien meget interessante.

Kræver ikke specielle geografiske forehold.
Bruger ikke dyre eller begrænsede resurser.
Kræver et minimum af ny teknologi.
Den er billig at etablere og drive.

Den største ulempe jeg kan se er at den kommer til at slås med effektivitets problemer.
Det alene vil nok øge prisen af den producerede el med en faktor 2,5.
Dertil skal så lægges afskrivning, vedligehold og profit.
Ouch.

Men da ideen er at flytte elproduktion fra høj produktion/lav pris til lav produktion/høj pris, så kan vi nok leve med det.
Og da anlægget ser ud til at få lave etablerings og drift omkostninger, så er det nok det bedste forslag jeg endnu har set til at løse problemerne med sol og vinds varierende produktion.

Der kan stadig komme et problem med langtids variationer i produktionen fra sol og vind.
Men her giver denne teknologi muligvis også en økonomisk overkommelig muglighed.
Da det jo grundlæggende drejer sig om et termisk kraftværk kan man eventuelt tilføje en kedel og et brandstof der kan langtidslageres. Så kan man "fyre op" hvis der kommer et år med mange skyer og lav vind.
Det skal ses i forehold til den udvikling vi har idag, hvor gamle kulværker opkøbes og ombygges til sådanne formål.

Alt i alt gør det prisen på el højre, men vi skal løse problemet med varierende produktion på en eller anden måde som er økonomisk overkommelig. Og det her ligner, for mig, det bedste bud nogen endnu er kommet med.

  • 3
  • 0

Med cop 1,2 vil 2 Kwh strøm ind -> give 2.4 Kwh varme


Ideen med varmepumper til af forbedre effektiviteten er oplagt. Men det er endnu en ny teknologi der skal udvikles. (Ellers henvis mig lige til en producent af højeffektive varmepumper med en udgangstemperatur på 600C!)
Og den vil nok også fordyre hele anlægget væsentligt.
Med en max teoretisk COP på 1,4 er det nok tvivlsomt om det økonomisks kan betale sig.

En af de store fordele ved dette anlæg er at det er simpel og billigt teknologi. Her har 600C varmepumper nok ikke så meget at bidrage med. Desværre.

  • 0
  • 1

Umiddelbart tror jeg, at det er mere interessant at finde ud af, hvordan ellers overskydende el fra vind og sol bedst anvendes til produktion af brændstof til de vanskeligst elektrificerbare transportformer.

Alternativt kunne højtemperatur-stenlager-ideen eller et lignede el-opvarmet højtemperaturvarmelager tænkes sammen med et trykluftlager med en (yderligere) overskuds-el-drevet kompressor og trykluftdrevet gasturbine til tidsmæssig snævrere men meget potent produktion af mere værdifuld spidslast-el. - Gerne inkl. brug af en koldeste del af varmelageret til afkøling/genopvarmning af trykluft og med mulighed for supplerende gasfyring foran gasturbinen.

Der bør kunne afses en kaverne eller to til dette, når tilførslen af naturgas svinder ind og hvor en forholdsvis beskeden mængde tilført opgraderet biogas næppe behøver (/”kan bære et pristillæg for”) hele den frigjorte lagerkapacitet.

Det synes problematisk, hvis også den mere basale el- og varmeforsyning i for høj grad bliver afhængig af uforudseelig vind og sol (stenene kan bliver kolde), ligesom det foreslåede damp-kraftvarmeværk vil være oppe imod samme økonomiske problem, som traditionelle (fyrede) værker, nemlig begrænset driftstid.

Ved i stedet primært at dække hovedparten af det af vind og sol udækkede behov for el- og varme vha. on-demand regulerbar biomassefyret kraftvarme opnås et mere robust flerstrenget system uden samme behov for dyr overdimensionering af sol og vind med tilhørende stort omfang af dyr og tabsbehæftet energilagring.

Det er så bare mit gætværk, og man bør selvfølgelig ikke dømme noget nyt ude, uden at regne på tingene.

  • 0
  • 0

Desuden: Der er ikke plads til nok hydro energi i Europa til at løse vores langsigtede lagerproblemer.
Og at bruge hydro energi til lager har også nogle rimelig store påvirkninger af miljøet.


Det kommer helt an på om vi snakker døgnvariation eller årsvariation... Et lager på 36 MWh lugter ikke af et sæsonlager... Og naturligvis er dette et demonstrationsanlæg i fuld størrelse, men der er stadig lang vej op til noget der bare ligner et sæsonlager... Det har til gængæld en fin størrelse til at udligne døgnvariationer, fjerne kogespids m.m. og til den opgave er der rigeligt med plads i det eksisterende vandkraftsystem hvis man ønsker at udnytte det og evt. investerer i de få ekstra pumper hvor det er nødvendigt...

  • 0
  • 0

Og naturligvis er dette et demonstrationsanlæg i fuld størrelse


Som nævnt tidligere, så skriver Siemens selv:
"Then the generation output will be 100 megawatts or more."

Så der er altså ikke tale om "fuld størrelse" noget som helst.

De skriver også: "believes that the innovative storage unit can keep the energy stored for an entire week"
Altså mere end døgnvariation, men bestemt ikke sæson variation.

er der rigeligt med plads i det eksisterende vandkraftsystem hvis man ønsker at udnytte det og evt. investerer i de få ekstra pumper hvor det er nødvendigt

At Europa allerede har vandkraft til, pålideligt, at håndtere alle sæson variationer uden nogensomhelst hjælp fra kul, olie eller gas, det tvivler jeg på.
Og for at opgradere de eksisterende vandkraftværker til "pumped storage" skal der nok lige lidt mere end et par pumper til.

  • 0
  • 0

Jeg tænker umiddelbart at Siemens vil bruge en dampkreds fra deres CCGT turnkey anlæg, hvis ellers størrelsen passer (har ikke lige tid til at vurdere i detaljer). Her taler jeg om de store, fuldt udviklede anlæg. Sådanne dampturbiner kan gå op til 580°C, hvilket må være passende til denne applikation.


Der er et sted, hvor kæden hopper af for mig:

Når man bruger luft til opvarmning i dampkredsen, siger det sig selv, at temperaturerne for de to medier ikke må krydse hinanden, hvis man tegner dem op i et Q,t-diagram.

Men det vil de jo netop have en kraftig tendens til, eftersom luft har en nogenlunde lineær sammenhæng mellem temperatur og entalpi, mens vand/damp har nogle gevaldige knæk på kurven.

Så for at få energioverførslen til at gå op uden krydsende temperaturer, må man vælge mellem 3 onder:

  • Lade være med at køle luften helt ned. I praksis vil den så nok ikke komme meget under dampens mætningstemperatur. Det medfører, at stenlageret skal være meget større, og at det vil stå og miste energi til omgivelserne, selv når det er helt "afladet".

  • Lade være med at varme dampen helt op. I praksis vil den så nok ikke komme meget over 300 °C ved f.eks. 100 bar. Det giver dårlig elvirkningsgrad.

  • Bruge superkritisk damp for at få en mere lineær kurve i Q,t-diagrammet. Men så er man jo på vej ud i en hundedyr løsning. Desuden bliver kurven aldrig helt lineær, og dermed kommer man alligevel til at skulle acceptere et af de to førstnævnte onder, bare ikke helt så grelt.

Men det er vel et problem, man også løber ind i på et CCGT-anlæg, hvor man netop også starter med en begrænset gastemperatur. Så hvordan er det løst der?

(Det er nok bare min forestillingsevne som kedelmand, den er gal med. Vi er jo vant til at starte med en røggastemperatur, der er 700-1000 °C højere end dampens ønskede sluttemperatur. Det betyder, at vi kan tillade os at svine mere med temperaturdifferensen mellem røggas og vand/damp. Men den luksus kan jeg ikke se, at der er plads til her.)

  • 1
  • 0

Men det vil de jo netop have en kraftig tendens til, eftersom luft har en nogenlunde lineær sammenhæng mellem temperatur og entalpi, mens vand/damp har nogle gevaldige knæk på kurven.

Siemens CCGT anlæg (for de meste sub-kritiske) har op til 3 tryk for at udnytte varmen bedre og minimere arealet mellem de 2 kurver på T-Q diagrammet.

Eneste problem med at ikke komme længere ned i temperatur end 300 °C er, at det halverer lagerets effektive kapacitet, og øger varmetabet.

På normale kedler er vandtemperaturen ind i kedlen ret høj pga. dampforvarmning. Det gør man af 3 årsager, i nogenlunde prioriteret rækkefølge:

  • Det reducerer de termodynamiske tab i dampkredsen (mindre kondensation)
  • Den varme røggas kan bruges til at forvarme forbrændingsluften (ikke muligt i dette koncept)
  • Røggassen indeholder "trælse" stoffer, der giver anledning til korrosion, hvis man køler den for meget ned. (ikke et issue i sten-lageret)

Man kan overveje at sætte en ORC kreds på til at tage de nederste 200 K afkøling. Det har lidt højere virkningsgrad og giver en meget mindre dampturbine, men øger også kompleksiteten af anlægget.

Men alle disse faktorer er "business as usual" at lave teknisk-økonomisk optimering på :-)

Det har jeg tillid til at Siemens har styr på!

  • 2
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten