henrik stiesdal bloghoved blog

Den sidste krølle på energilagringen - the hot stuff

Først og fremmest: Godt nytår!

Nu er vi ved at nå vejs ende med det, der endte med at blive en ret lang historie om termisk energilagring. Det greb lidt mere om sig, end jeg havde regnet med ;-) Men med så mange gode kommentarer fra læserne kunne det ligesom ikke være anderledes.

Undervejs har vi været om ad mange facetter af arrangementet, herunder motivationen for det hele, de systemmæssige forhold, og de sandsynlige konsekvenser på elprisen, hvis energilagring skal spille en væsentlig rolle til stabilisering af forsyning og priser. Vi slutter af med teknikken – sidst (17.12.15) var det systemerne til op- og afladning, og som rosinen i pølseenden kommer her lidt om selve lageret.

For nye læsere er her et kort resume af princippet i termisk energilagring

  • Når der er høj produktion af vedvarende energi, anvendes den del af produktionen, som ikke kan forbruges her og nu, til at opvarme en stor masse af sand, sten, aske eller lignende

  • Når der er lav produktion af vedvarende energi, bruges den oplagrede varme til at producere el med normale, termiske kraftværkssystemer

  • Man kan med fordel genbruge et dekomissioneret kulkraftværk til afladningen af lageret.

  • Hvis man ikke lige har et gammelt kulkraftværk ved hånden, kan man anvende en luftturbine som beskrevet i sidste blog.

Varmen flyttes til og fra lageret i form af varm luft. Når vi varmer på lageret, opvarmer vi luften med en varmepumpe og/eller en elvarmeblæser. Når vi aflader, gør vi det gennem en varmeveksler til enten damp (til det gamle kulkraftværk) eller komprimeret luft (til luftturbinen).

Indledningsvist kan vi lige se på energiindholdet i lageret.

Relevante fast stoffer, som f.eks. stenmaterialer, sand, beton, kulaske m.v., har alle stort set den samme varmekapacitet, 0.8 kJ/kg/grad.

I varmelageret vil man typisk operere med en temperaturgradient på 400 grader. Med afladning i et kulkraftværk er temperaturområdet 600-200 grader, og med en luftturbine 800-400 grader (eller 900-500 grader, hvis man går til grænsen for de almindelige materialer).

Relevante faste stoffer som basalt, sand, beton m.v. har typisk en nettomassefylde på 2000–2500 kg/m3. I lageret skal materialet være granuleret, og så falder den gennemsnitlige massefylde på grund af luftlommerne i granulatet. Vi kan, måske lidt konservativt, sætte den til 1500 kg/m3.

Energiindholdet i en kubikmeter af vores lagermateriale bliver således

E = C m ΔT = 0.8 kJ/kg/grad • 1500 kg/m3 •400 grader = 480.000 kJ/m3 = 133 kWh/m3

Nu kan man ikke aflade lageret helt, for så bliver temperaturen i den varme ende for lav. I runde tal kan vi derfor regne med at have et termisk energiindhold på 100 kWh/m3.

Man kan med rimelighed regne med at have lagermaterialet i en dynge på 10 m højde. Vi får derfor på et givet areal en termisk lagerkapacitet på 1000 kWh/m2 = 1 MWh/m2.

Vi kan af gode grunde ikke konvertere hele det termiske energiindhold tilbage til elektricitet. Afhængig af konfigurationen af afladesystemet kan man opnå virkningsgrader på 40-55%. Resten går bort som varme. Den kan vi heldigvis gøre god brug af her i Danmark, hvor vi har et udbredt fjernvarmesystem, så varmen har værdi, men mange andre steder er man ikke så heldig, og der er det alene nettoudbyttet af el, som har værdi.

Hvis vi lidt konservativt regner med en nettovirkningsgrad på 40% i konverteringen fra varme til el, kan vi opbevare 4000 MWh pr. hektar.

Blot for at sætte dette tal lidt i perspektiv –

  • Jeg bor lige i nærheden af Fynsværket, som ligger i den nordlige del af Odense. Der er der en oplagsplads til kul, som har et areal på noget over 5 hektar.

  • Med 4000 MWh pr. hektar kan vi gemme 20.000 MWh el i et lager på 5 hektar

  • Det årlige forbrug af el i Odense, som har 185.000 indbyggere, er af størrelsesordenen 600 millioner kWh = 600.000 MWh

  • Vores lager kan altså gemme 1/30 af årsforbruget i Odense, svarende til knap to ugers elforbrug

Hvordan gør man så det i praksis? Ja, det er der, vi har udfordringen!

Et termisk energilager skal opfylde en række krav. Lageret skal

  1. Kunne optage og afgive varmen, så den luft, der kommer ud, har den rette temperatur

  2. Kunne gennemstrømmes med luft uden for stort tryktab (helst væsentligt under 0.1 Bar)

  3. Være skalerbart fra små til store volumina (op til en million kubikmeter, og mere)

  4. Kunne holde til mange op- og afladninger ved de relevante maksimaltemperaturer (600 – 900 grader)

  5. Ikke have for store eksterne isolationstab (helst væsentligt under 1% i døgnet)

  6. Ikke have væsentlig intern lækage

Punkterne 1 og 2 medfører tilsammen, at materialet skal være passende granuleret – ikke for store klumper (for så bliver der for stor temperaturgradient i den enkelte klump, og så kan varmen ikke optages og afgives tilstrækkelig hurtigt) og ikke for små (for så bliver trykfaldet for stort).

Jeg vurderer, at ”passende granuleret”, set i sammenhæng med punkt 6, som behandles nedenfor, nok indebærer klumper af ærte- eller hasselnøddestørrelse.

Punkt 3 er ligetil, og det er heldigvis let at opfylde med et termisk lager. Det kan laves så småt eller så stort, som man vil.

Punkt 4 er straks mere vanskeligt. Vi skal helst have et materiale, som kan bevare sin granulering uden at smuldre, selv ved gentagne opvarmninger op til 600 grader (for kulkraftværket) eller 800-900 grader (for luftturbinen). Det udelukker umiddelbart kvartsholdige materialer som sand og granit, fordi kvartsen omkrystalliseres ved høje temperaturer, hvilket medfører rumfangsændringer og smuldring.

En oplagt mulighed kunne være at anvende et mineral af vulkansk oprindelse, som oftest vil være stabilt ved høj temperatur, eksempelvis basalt. En anden oplagt mulighed kunne være at anvende et affaldsprodukt som kulaske sammen med en højtemperatur-cement, eventuelt forstærket med basaltfibre.

Alternativt kunne man vælge at leve med smuldring og så blot lade luften gennemstrømme materialet i stålrør. Det går ved 600 grader, men ikke ved 8-900 grader, hvor almindeligt stål helt mister sin styrke. Desuden vil en rørløsning altid være dyrere end blot at blæse luften gennem et granulat.

Punkt 5 er til gengæld ligetil. Det drejer sig blot om at have en tilstrækkelig tykkelse af isoleringen. Med 2 m mineraluld på lagerets varme side og 1 m på den kolde side bliver energitabet væsentligt under 1% i døgnet.

Endelig har vi punkt 6, den interne lækage. Her er det vigtigt at holde sig for øje, at legeret ikke må blive ensartet varmt. Det skal have en varm og en kold ende, og den varme ende skal helst være på samme, høje temperatur, uanset hvor meget lageret er op- eller afladet. Den høje temperatur er en forudsætning for en ordentlig virkningsgrad i afladningssystemet.

Resultatet af kravet til, at der er en varm ende og en kold ende er, at vi skal have en intern temperaturgradient i lageret. Denne gradient skal helst være så stejl som muligt, for så kan vi have en høj temperatur på den varme ende, selv når lageret er næsten helt afladet.

Hvis vi lader luften gennemstrømme lageret i vandret retning, vil konvektionen give anledning til intern lækage, fordi der på ethvert sted ned gennem lageret vil ske en lagdeling, selv når der er et væsentligt luftflow. Dette problem kan løses ved i stedet at lade luften gennemstrømme lageret i lodret retning, hvor man selvfølgelig har den varme ende øverst. Her vil konvektionen assistere opretholdelsen af den interne gradient, og den øvre ende vil generelt altid være på den høje temperatur.

Med udgangspunkt i eksemplet ovenfor fra Fynsværket kan vi lave et hurtigt overslag over lufthastigheden i lageret, når strømningen sker i lodret retning.

Vi kom frem til, at den termiske kapacitet var 1 MWh/m2, og at det ville række til 1/30 af et års forbrug, svarende til 290 timer. Lad os sige 250 timer. Så skal vi have en specifik effekt på 1 MWh/m2 / 250 h = 0.004 MW/m2 = 4 kW/m2.

Fynsværket er et gammelt kulkraftværk, så her opererer vi i temperaturområdet 600-200 grader C, dvs. med en temperaturforskel på 400 grader C. og en middeltemperatur på 400 grader C.

Luft har en varmekapacitet ved konstant tryk på 1 kJ/kg/grad, og ved 400 grader C. har luft en massefylde på 0.5 kg/m3. Vi får således en gennemsnitlig lufthastighed på

v = p / (Cp ρ ΔT) = 4 kW/m2 / (1 kJ/kg/grad • 0.5 kg/m3 •400 grader) = 0.02 m/s

Hvis vi antager, at luftpassagerne i granulatet udgør 20% af et givet tværsnit, får vi en faktisk lufthastighed på 0.1 m/s.

Når lageret er 10 m højt, bliver passagetiden således 100 s.

Her har vi baggrunden for dimensioneringen af granulatet. Fint nok til at give en god varmeovergang i løbet af de 100 s, luften tilbringer i lageret, og groft nok til ikke at give for stort trykfald ved 0.1 m/s. Det er på den baggrund, jeg skønner, at granulatet nok bør bestå af klumper af ærte- eller hasselnøddestørrelse.

Altså

  • Et granulat af temperaturstabilt materiale i klumper af ærte- eller hasselnøddestørrelse, stablet i 10 m højde, isoleret med 1-2 m mineraluld, og gennemstrømmet af luft i lodret retning

  • En temperaturgradient på 400 grader C., med en højeste temperatur på 600 grader, når vi genbruger et kulkraftværk, og en højeste temperatur på 800-900 grader, når vi anvender en luftturbine

  • Et termisk energiindhold på 1 MWh/m2, svarende til et elektrisk energiindhold på 0.4 MWh/m2

Det er da helt ligetil … ;-)

I praksis er det naturligvis ikke så ligetil. Der er masser af gode spørgsmål, med rige muligheder for gode studenterprojekter.

Ser vi ud af øjenkrogen oprakte hænder fra universiteterne?

Og så skal vi gerne have lavet et demoprojekt med virkelig-livs efektniveauer, dvs. helst i en klasse med snese af MWh og effektniveauer, som måles i hele MW.

Kommentarer er naturligvis velkomne, som altid. Men herefter vil jeg i denne blog vende mig mod diverse andre emner, i hvert fald for en tid.

Tilføjelse 07.01.16

Jeg kan se af debatten nedenfor, at det nok giver mening at tilføje nogle skitser til yderligere forklaring af, hvordan man kan arrangere et lager i praksis.

Jeg vedhæfter to skitser, en for et stort, relativt enkelt lager, som nok er bedst egnet til ikke for høje temperaturer (op til de 600 grader, der er relevant ved genanvendelse af et kulkraftværk), og et mere avanceret, der dels kan håndtere også de højere temperaturer (nok op til 900 grader), som er nødvendige ved luftturbiner, dels kan tænkes at være mere attraktivt for en bruger, som er vant til systemer, der virker færdige. Prisen pr. lagret energi er lavere for det simple system, men forskellen betyder ikke rigtig noget, fordi lageret under alle omstændigheder er billigt i frohold til de samlede omkostninger.

For en ordens skyld - dette er IKKE færdige konstruktioner, men skitser, som angiver det nuværende stadium af konceptudviklingen. Der kan og skal naturligvis udvikles videre på ideerne.

Først det enkle lager. Her taler vi et modul på 100 x 250 m, dvs. 2.5 Ha. :

Illustration: Privatfoto

Lagermaterialet 1 er udlagt i et 250 m langt U, hvor hvert "ben" har 10 m højde og 45 m bredde. Det samlede volumen er ca. 175.000 m3, svarende til et energiindhold på 17.5 mio.kWh. Lagermaterialet kan eksempelvis være basalt, knust til knolde af størrelse som valnødder.

Materialet er udlagt på et isoleringsmateriale 2, som f.eks. Leca, i 1 m tykkelse. Ovenpå er materialet isoleret med mineraluld 3, også med 1 m tykkelse, og ovenpå igen er der udlagt et jordlag 4 på 1 m tykkelse. Jorden kommer fra afgravningen til isolationsmaterialet nederst. Både nederst mod jorden og øverst lidt under græslaget skal der være en plastmembran, ikke vist på tegningen,

I lagermaterialet er der med jævne mellemrun indlagt skillevægge på skrå, vist som nr. 5 på tegningen. Disse skillevægge tjener to formål. Dels angiver de flader til skridning ved længdeudvidelse, dels tvinger de, ved skiftevis at gå mod bund og mod top, luftstrømmen til at passere i zig-zag ned gennem lageret. Virkningen af zig-zag-bevægelsen er, at vandret lækage ved konvention forebygges, fordi den varme luft ender med at være "indespærret mellem de øverste skillevægge.

Lufthastigheden i lageret er brutto ca. 1.2 m/s ved 50 MW. Med en fyldfaktor på 70% og lidt zog-zag, bliver lufthastigheden i mellemrummene mellem stenene nok af størrelsesordenen 5 m/s. Passagetiden er rundt regnet 4 min.

Så det mere indviklede arrangement. Her taler vi et modul på 24 x 50 m:

Lagermaterialet 1 er anbragt i et bassin 2 med skrå sider. Bassinet er udført af ildfaste sten og støttes af spanter 3 udført i stål. Forneden hviler bassinet på et system af langsgående vægge 4, der er udført i gasbeton eller ildfaste sten. De langsgående vægge bærer også et risteværk, som lagermaterialet er anbragt på.

Oven på lagermaterialets top er der et stykke ind anbragt et "låg" 5 af mineraluld. Det tjener dels til at styre luftstrømmen, dels til at sikre, at lagermaterialet ikke begynder at "drysse" ud over kanten af basinet, når det udvider sig og trækker sig sammen.

Hele systemet hviler på et almindeligt betonfundament 6 og omsluttes af en konventionel stålhal med spær 7 og beklædning 8. Isolationsmaterialet 9 er øverst og på siderne ophængt på indersiden af stålhallen, og i bunden hviler det bare på betonfundamentet. Isolationsmaterialet har en tykkelse på 2 m omkring den varme del øverst, 1 m omkring den kolde del nederst.

Mellem den varme og den kolde del er der en vandret skillevæg 10 udført i isolationslateriale med 2 m tykkelse.

Luften strømmer ind forneden, bevæger sig ind mellem de langsgående vægge nederst, op gennem lagermaterialet og ud foroven. Lufthastigheden i lageret er brutto ca. 0.6 m/s ved 50 MW. Med en fyldfaktor på 70% og lidt zog-zag, bliver lufthastigheden i mellemrummene mellem stenene nok af størrelsesordenen 2.5 m/s. Passagetiden er rundt regnet 1 min. På grund af den lavere lufthastighed er det nok her mere realistisk at bruge et lagermateriale, som er knust til ærte- eller valnøddestørrelse.

Kommentarer er velkomne, som altid!

Henrik Stiesdal byggede sin første vindmølle i 1976 på forældrenes gård i Vestjylland. Siden tilbragte han 28 år i toppen af Siemens Wind Power og blev indehaver af 200 patenter inden for vindmølleteknologi. Henrik Stiesdal har studeret medicin, biologi og fysik.
sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

Tak for endnu et godt og inspirerende blogindlæg. Konstruktivt og ikke for teknisk langhåret så alle kan følge med. Nu mangler vi bare alle de sædvanlige trolde der popper op og sabler ting med - Det virker ikke. Det er for dyrt osv.

  • 14
  • 3

Hej Lars

Tak for de venlige ord!

Jeg synes egentlig, at det i denne stribe om energilagring er gået udmærket med at holde dialogen på et sagligt niveau. Jeg er i hvert fald imponeret over, så mange af læserne der har haft gode og velfunderede kommentarer.

Det passer mig generelt godt at lade det faktuelle indhold dominere. Så kommer eventuelle rent ideologiske indvendinger gerne til at stå lidt afklædt.

Mvh. Henrik

  • 12
  • 0

Hvis vi lader luften gennemstrømme lageret i vandret retning, vil konvektionen give anledning til intern lækage, fordi der på ethvert sted ned gennem lageret vil ske en lagdeling, selv når der er et væsentligt luftflow. Dette problem kan løses ved i stedet at lade luften gennemstrømme lageret i lodret retning, hvor man selvfølgelig har den varme ende øverst. Her vil konvektionen assistere opretholdelsen af den interne gradient, og den øvre ende vil generelt altid være på den høje temperatur.

Der er noget ved den geometri jeg ikke kan faa til at passe. Indblaesning og opsamling af luft over et 5ha areal virker ikke praktisk for et 10m hoejt lager.

Vil det give mening at lade luften passere meanderformede forhindringer igennem lageret hvor passagen gennem gruset sker lodret og passagen ned til naeste segment sker mellem hulrum?

  • 3
  • 0

Der er noget ved den geometri jeg ikke kan faa til at passe. Indblaesning og opsamling af luft over et 5ha areal virker ikke praktisk for et 10m hoejt lager.

Hej Oluf

Nej, det kan jeg såmænd godt forstå kan lyde lidt underligt ;-)

I praksis er det nu ikke så underligt. Man laver lageret i moduler, hvor der støbes et betondæk mod jorden. På betondækket anbringes 3 m søjler af beton eller stål i et fast mønster med passende mellemrum (måske en søjle for hver meter). Der isoleres med 1 m mineraluld mellem søjlerne, og oven på anbringes riste, som bærer det 10 m tykke lag af lagermaterialet. Der isoleres udenom med 2 m mineraluld, og øverst laves en lysning på 2 m i højden. Lysningen foroven og forneden tjener til at få luften ind og ud. Det hele omsluttes i en let stålbygning, og den øverste isolering ophænges under taget, så der ikke er søjler øverst.

Dette er et arrangement, hvor strukturen kun ser lav varme, resten er indenfor en isolering, som kan fastgøres på dem omgivende bygning.

Det har den fordel, at det er et "industrielt arrangement", som ligner det, kraftværksfolk er vant til at se.

Vil det give mening at lade luften passere meanderformede forhindringer igennem lageret hvor passagen gennem gruset sker lodret og passagen ned til naeste segment sker mellem hulrum?

Ja, man kan som alternativ udlægge 2 m Leca, lægge selve lagermaterialet direkte ovenpå, og så dække det hele med 2 m mineraluld. Man er så nødt til at lade luften have et "meanderforløb" gennem lageret, hvor den skiftevis bevæger sig op og ned. Det udføres i praksis ved at opdele lageret i segmenter, som adskilles af isolerende skillevægge med huller skiftevis foroven og forneden.

Dette arrangement er billigere, men i realiteten er forskellen ikke så stor. Begge arrangementer kan nok holdes indenfor 1 EUR/kWh. Til sammenligning koster lithiumbatterier i stor skala af størrelsesordenen 250 EUR/kWh.

Ulempen ved arrangementet med vandret flow er, at strukturen (hvilket i praksis vil sige Leca-underlaget) også skal bære lagermaterialet ved maksimaltemperaturen. Det går nok ved 600 grader, men jeg ved ikke, om det går ved 8-900 grader.

  • 8
  • 0

Man kan med fordel genbruge et dekomissioneret kulkraftværk til afladningen af lageret

  • hvad bruges værket til, når der ikke er noget 'afladningsbehov', og hvor hyppige (/hvor lange) forestiller du dig typisk 'afladningsperioderne' (dit bud på 'brugsmønsteret' med andre ord)?
  • 0
  • 0

Ulempen ved arrangementet med vandret flow er, at strukturen (hvilket i praksis vil sige Leca-underlaget) også skal bære lagermaterialet ved maksimaltemperaturen. Det går nok ved 600 grader, men jeg ved ikke, om det går ved 8-900 grader.

Jeg checkede lige med Leca. Hvis man isolerer det ind mod lagermaterialet med et lag ildfaste klinker, så kan det såmænd nok godt holde til, at lageret kommer op på i hvert fald 800 grader.

På den baggrund er det absolut en mulighed at lave lageret med horisontalt flow og et meander-system.

  • 6
  • 0

Man kan med fordel genbruge et dekomissioneret kulkraftværk til afladningen af lageret

hvad bruges værket til, når der ikke er noget 'afladningsbehov', og hvor hyppige (/hvor lange) forestiller du dig typisk 'afladningsperioderne' (dit bud på 'brugsmønsteret' med andre ord)?

Hej Hans Henrik

Ja, det er jo et godt spørgsmål, som i sidste ende vil blive besvaret at økonomien.

Når man taler energilagring i stor skala (dvs. ikke på husholdningsniveau) taler man ofte om flere forskellige "use cases" -

  • Transmissionsniveau, hvor lageret primært hjælper med integration af vedvarende energi ved at udglatte variationer fra dag til dag
  • Peaker replacement, hvor lageret primært leverer spidslast
  • Balance og frekvensregulering, hvor lageret primært hjælper med at opretholde stabilitet

Når vi taler kulkraftværker, er de ikke egnede til de to sidstnævnte formål, da deres reguleringshastighed er langsom. Vi taler altså udglatning fra dag til dag.

Kraftværket må dermed forventes at køre i cykler af dages varighed afløst af tilsvarende perioder med opladning.

Kraftværket skal dog køre kontant. I perioder med opladning skal der stadig ske en lille afladning. Formålet med dette er at holde anlægget varmt og at holde generatoren på synkron hastighed. Sidstnævnte har betydning for netstabiliteten. Et af problemerne med stor integration af vedvarende energi er, at de enkelte anlæg tilsluttes med frekvensomformere, der set fra nettet er "bløde". I fejlsituationer har nettet brug for "stive" generatorer, og ved at holde de store generatorer på kulkraftværkerne kørende, bevarer vi det, man kalder "spinning reserve".

Mvh. Henrik

  • 6
  • 0

Mangler du ikke at forklare, hvordan man udtager fjernvarme, idet jeg antager at du finder et dekommissioneret kraftværk, der også er på fjernvarmenettet. Fidusen med din teknologi er at du jo også kan trække varme ud uden at producere elektricitet og dit lager derfor bliver til en varmepumpe tilkoblet fjernvarmenettet. Når det blæser meget er der jo ofte ikke nogen pointe i at producere yderligere elektricitet, men derimod tit større behov for fjernvarme.

  • 2
  • 0

Mangler du ikke at forklare, hvordan man udtager fjernvarme, idet jeg antager at du finder et dekommissioneret kraftværk, der også er på fjernvarmenettet. Fidusen med din teknologi er at du jo også kan trække varme ud uden at producere elektricitet og dit lager derfor bliver til en varmepumpe tilkoblet fjernvarmenettet. Når det blæser meget er der jo ofte ikke nogen pointe i at producere yderligere elektricitet, men derimod tit større behov for fjernvarme.

Systemet kan kun afgive spildvarme til fjernvarme når lagret aflades. I givet fald må det udtjente kraftværks fjernvarmenet forsynes med fjernvarme på en anden måde, som vil være behovet når der er overskud af strøm i nettet. Og varmeforsyningen kunne jo være varmepumper som bruger overskuddet af strøm i nettet.

  • 3
  • 1

Hej Henrik,

Tak for nogle gode indlæg på din blog...

Du skriver:

"Når vi taler kulkraftværker, er de ikke egnede til de to sidstnævnte formål, da deres reguleringshastighed er langsom. Vi taler altså udglatning fra dag til dag."

Det er jeg ikke enig i - kraftværkerne vi har i DK i dag leverer til hele paletten af de mange produkter der er i elmarkedet i dag inklusiv peak, balance og frekvensregulering. Hvis du med kulkraftværker oven i købet mener turbine/generator fra et kulfyret kraftværk tilkoblet "dit" varmelager vil kunne opnå endnu højere gradienter (hvis ellers dit lager kan følge med). Nogle af vores værker kan flytte sig med +30 MW/minut.

  • 1
  • 0

Kraftværket skal dog køre kontant. I perioder med opladning skal der stadig ske en lille afladning. Formålet med dette er at holde anlægget varmt og at holde generatoren på synkron hastighed. Sidstnævnte har betydning for netstabiliteten. Et af problemerne med stor integration af vedvarende energi er, at de enkelte anlæg tilsluttes med frekvensomformere, der set fra nettet er "bløde". I fejlsituationer har nettet brug for "stive" generatorer, og ved at holde de store generatorer på kulkraftværkerne kørende, bevarer vi det, man kalder "spinning reserve".

Hej Henrik,

Det mener jeg nu ikke er helt rigtig. I forhold til at holde nettet 'stiv' så skal generatoren bare 'løbe med'. Der er ikke nogen grund til at turbinen tilfører effekt til generatorakslen. Og turbinen må også gerne aftage effekt fra generatoren.

Når de store kulkraftværker er meget langtsomme til op- og neddrosling, så er det ikke turbinen men selve kedlerne, som ikke kan tåle store effektvariationer.

Det er rigtig at turbinen skal være varm for at den er driftsklar. Det vil være muligt at ventilere (turbinen trækkes af nettet og virker som ventilator) overhedet damp fordi turbinen. Ikke nødvendigvis tryksat men bare damp som har den temperatur som turbinen skal have når den skal i drift.

  • 3
  • 0

Det er vel næsten et must at placere et sådan varmelager i et fjernvarmeområde - og det vil give god mening hvis vi skal have mest mulig værdi ud af investeringen i et varmelager.

  • Når varmelageret opladdes kan den sidste varme hives ud af luften der forlader lageret vha. fjernvarmevand. Dvs. der produceres varme og totalvirkningsgraden øges.
  • Når der produceres el fra varmelageret, kan den produceres som kraftvarme. Dvs. der produceres varme og totalvirkningsgraden øges.
  • Hvis det hverken kan betale sig at op eller aflade lageret med elforbrug/produktion for øje kan der stadig produceres varme, gerne på en måde som "skærper" temperaturgradienten i varmelageret.
  • Endeligt kunne man lade være med at skrotte den gamle kedel der tidligere forsynede turbine/generator med damp, således at hvis elprisen generelt bliver så høj at det primært kan betale sig at aflade varmelageret (f.eks. tørår i norden, kombineret med højt varmebehov), så vil man kunne starte den gamle kedel og producere kraftvarme i længere perioder af gangen. Derved vil varmekunden stadig beholde den høje forsyningssikkerhed, ligesom de vil have et "loft" på varmeprisen, og der vil kunne tjenes gode penge i elmarkedet.

Samlet set er synergimulighederne med et fjernvarmeområde altså så store at jeg ikke syntes de kan udelades. Udfordringen er selvfølgelig at varmelageret her skal konkurrere med andre teknologier som kraftvarmeværker med turbinebypass, varmepumper, elkedler, gasturbiner etc.

  • 5
  • 1

Når varmelageret opladdes kan den sidste varme hives ud af luften der forlader lageret vha. fjernvarmevand. Dvs. der produceres varme og totalvirkningsgraden øges.

Nej! Hvis det er Stiedals første omstilling hvor luft komprimeres og luften sendes over en ekspander, så bliver afgangsluften meget kold og der optages reelt energi fra naturen som ender inde i de varme sten.. Der er altså ikke energi til fjernvarmevand. Den anden løsning med el-patroner som opvarmer de varme sten er der ej heller noget overskud til fjernvarme..

Der er kun spildvarme til fjernvarme når lagret aflades, så når anlægget ikke yder strøm er der ingen fjernvarme

  • 1
  • 0

Systemet kan kun afgive spildvarme til fjernvarme når lagret aflades. I givet fald må det udtjente kraftværks fjernvarmenet forsynes med fjernvarme på en anden måde, som vil være behovet når der er overskud af strøm i nettet. Og varmeforsyningen kunne jo være varmepumper som bruger overskuddet af strøm i nettet.

Det er faktisk kun delvist korrekt.

Som du helt korrekt er inde på, er svaret på Jens Stubbes spørgsmål om, hvordan der laves fjernvarme, at man bruger returvandet fra fjernvarmen som kølemiddel i kondensatoren i kraftværket. Der skal bruges koldt vand til at fortætte dampen, og det giver anledning til opvarmning af kølevandet.

Så langt så godt.

Det er imidlertid ikke korrekt, at energien til fjernvarme må komme andetsteds fra, når der er overskud på nettet. Man kan simpelthen foretage den afladning af lageret gennem kraftværket, der er nødvendig for at levere den ønskede fjernvarme. Der er intet til hinder for, at man både lader og aflader på samme tid.

Det vil naturligvis være bedre at bruge varmepumper. Men som erfaringen desværre siger, er det virkelig svært at få ændret på vores uhensigtsmæssige afgiftssystem.

  • 4
  • 0

Hej Hans Henrik

Nej, jeg tror ikke, at vi taler ret meget forøget udgift for at have en "trickle discharge" hele tiden. Energimængderne er små, og kraftværket skal alligevel være bemandet hele tiden, fordi det skal være klar til at rampe op og ned.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Det er jeg ikke enig i - kraftværkerne vi har i DK i dag leverer til hele paletten af de mange produkter der er i elmarkedet i dag inklusiv peak, balance og frekvensregulering. Hvis du med kulkraftværker oven i købet mener turbine/generator fra et kulfyret kraftværk tilkoblet "dit" varmelager vil kunne opnå endnu højere gradienter (hvis ellers dit lager kan følge med). Nogle af vores værker kan flytte sig med +30 MW/minut.

Hej Niels

Tak for indsparket. Det lyder godt, hvis vi kan rampe hurtigt. Min erfaring fra drøftelser andre steder er dog, at man generelt har bekymringer for, om store dampanlæg kan følge med. Det samme gælder også store gasturbiner, som jo ikke har et langsomt kedelanlæg, og det er blandt andet af den årsag, at både GE og Siemens i de senere år har udviklet nye, mindre gasturbiner, som har meget høje ramp rates.

Det hører også med til historien, at vi i lagersystemet nødvendigvis har en kedelsubstitut i form af HRSG'en, som jo også har tidskonstanter af en vis længde.

Når det er sagt, så er det da en god nyhed, hvis jeg er for konservativ på ramp rates for dampanlæg ;-)

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Det mener jeg nu ikke er helt rigtig. I forhold til at holde nettet 'stiv' så skal generatoren bare 'løbe med'. Der er ikke nogen grund til at turbinen tilfører effekt til generatorakslen. Og turbinen må også gerne aftage effekt fra generatoren.

Når de store kulkraftværker er meget langtsomme til op- og neddrosling, så er det ikke turbinen men selve kedlerne, som ikke kan tåle store effektvariationer.

Det er rigtig at turbinen skal være varm for at den er driftsklar. Det vil være muligt at ventilere (turbinen trækkes af nettet og virker som ventilator) overhedet damp fordi turbinen. Ikke nødvendigvis tryksat men bare damp som har den temperatur som turbinen skal have når den skal i drift.

Hej Niels

Ja, man kan sagtens lade generatoren løbe i "friløb". Det kendes jo fra synkronkompensatorer. Der var vist noget med, at Energinet.dk for nogle år siden købte nogle stykker på hver (som jeg husker det) 200 MW. De drives af nettet og har således ikke nogen turbine tilkoblet.

Jeg tror dog stadig, at det mest enkle er simpelthen at lade hele anlægget køre med "trickle discharge". Så er alting i driftstilstand, det oplever ikke væsentlige trykvariationer, som kan slide på hele systemet, og der vil altid i fjernvarmesystemet være brug for den spildvarme, der bliver konsekvensen.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Det er vel næsten et must at placere et sådan varmelager i et fjernvarmeområde - og det vil give god mening hvis vi skal have mest mulig værdi ud af investeringen i et varmelager.

[..]

Samlet set er synergimulighederne med et fjernvarmeområde altså så store at jeg ikke syntes de kan udelades. Udfordringen er selvfølgelig at varmelageret her skal konkurrere med andre teknologier som kraftvarmeværker med turbinebypass, varmepumper, elkedler, gasturbiner etc.

Hej Jan

Jeg er for så vidt enig i, at det eneste rimelige er at kombinere energilageret med et fjernvarmesystem. Sådan vil det uden tvivl også gå her i Danmark hvis vi kommer så langt, at energilagring realiseres. Problemet er bare, at vi indtager en særstilling på dette område. Bortset fra nogle få af vores nabolande og nogle få lande i andre regioner er der generelt ikke stor udbredelse af fjernvarme. Det er årsagen til, at jeg i de økonomiberegninger, der blev fremlagt i oktober, ikke tillagde varme nogen værdi.

Man kan altid diskutere, om en teknologi som den, jeg beskriver her, skal betragtes og vurderes fra en dansk synsvinkel, eller om man skal have hele spektret af mulige aftagerlande med. Her har jeg valgt en slags blød mellemvare, hvor økonomien er beregnet uden fjernvarme-gevinsten, men hvor det naturligvis vil være urimeligt ikke at medtage mulighederne for anlæg her i Danmark.

Mvh. Henrik

  • 3
  • 0

Hej Henrik,

Jeg kan godt se pointen med at tage fjernvarmen ud af "ligningen" i dit varmelager - det reducerer trods alt kompleksiteten. Men lige som vindmøller er godt på vej ud i verden er fjernvarme og energieffektivitet det også.

Dertil kommer at der i DK er pænt langt til store og hyppige sving i elprisen pga. Vores stærke elektriske forbindelser til især Norge og Sverige - så hvis man skal have en dansk showcase slipper du nok ikke for at øge kompleksiteten og tage fjernvarmen eller anden procesenergi med i betragtningerne.

  • 1
  • 0

Der vil jo være et temperatur fald på udgangstemperaturen - Og jeg tvivler på at du kan holde ihvertfald en damp cyklus kørende til et sted hvor du tager 100kWh af en 133 kapacitet (75%).

I damp turbiner (kraftværker) - Er det ikke normalt masseflowet man regulere på og så forsøger man at holde de samme temperatur (indenfor et spænd selvfølgelig)? Det vil man jo ikke helt nemt kunne gøre med det her lager.

  • 0
  • 0

Ahee!

Hej Niels

God "der fik jeg dig" lyd!

Nej, det rykker faktisk ikke rigtig noget på noget som helst mht. kapacitet og økonomi.

Forklaringen er den enkle, at energien til fjernvarmen i et rent varmeværk koster af størrelsesordenen 20 øre pr. kWh, hvis man regner med en rimelig blanding af gas og træflis som brændstof.

Når jeg regner på et lagringsanlæg, sættes det til at købe strøm, når vindkraftandelen er over en vis procentdel af forbruget. Denne andel sætter jeg normalt til 80%, for det er det højeste, Energinet.dk normalt lader vindkraftandelen blive. Ved 80% vindkraftandel var prisen i 2014 18 øre pr. kWh. Om vindkraftleverandøren får disse 18 øre pr. kWh for at lade på lageret eller for at levere varme, gør nok ikke den store forskel.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

I damp turbiner (kraftværker) - Er det ikke normalt masseflowet man regulere på og så forsøger man at holde de samme temperatur (indenfor et spænd selvfølgelig)? Det vil man jo ikke helt nemt kunne gøre med det her lager.

Hej Lars

Jo, vi skal helst holde den samme indgangstemperatur til dampgeneratoren (HRSG'en).

Der er her, fidusen med den interne temperaturgradient i lageret kommer ind. Lageret konfigureres sådan, at den varme ende altid har den samme temperatur, og så den kolde ende i øvrigt også har den samme temperatur. Graden af opladning viser sig ikke ved endetemperaturen, men alene ved, hvor gradienten rent fysisk befinder sig inde i lageret.

Det er vigtigt, at man ikke forestiller sig lageret som et stor bassin med væske, hvor man i det store og hele vil have den samme temperatur over det hele.

Forstil dig i stedet en RIGTIG stor dynge af småsten, måske af form som en roekule (vi har jo alle vores yndlings-sammenligninger ... ), godt isoleret udenpå. For at varme den op, sender vi varm luft ind fra den ene ende. Så længe stenene er kolde, afsætter luften sin varme i de første sten, den møder. Derved afkøles luften selv, og resten af vejen ned gennem kulen er den af samme temperatur som de kolde sten. Efterhånden som vi tilfører mere energi, udgør de varme sten en stadig større del af kulen, men så længe der endnu er kolde sten i den fjernere ende, er det stadig kold luft, som kommer ud. Først når gradienten når helt ned til enden, begynder udblæsningsluften at blive varmere.

Det samme gør sig gældende, når vi aflader. Luften varmes op ved at passere forbi varme sten, og længe før den når den varme ende, er luften i ligevægt med stenene. Derved køler den slet ikke på den varme ende, og udblæsningsluften er på maksimum helt indtil, at lageret er næsten helt afladet.

Jeg tror slet ikke, at det er for optimistisk at regne med, at man kan udtrække 100 kWh af 133 kWh kapacitet.

Mvh. henrik

  • 3
  • 0

God "der fik jeg dig" lyd!

Nej, det rykker faktisk ikke rigtig noget på noget som helst mht. kapacitet og økonomi.

Forklaringen er den enkle, at energien til fjernvarmen i et rent varmeværk koster af størrelsesordenen 20 øre pr. kWh, hvis man regner med en rimelig blanding af gas og træflis som brændstof.

Når jeg regner på et lagringsanlæg, sættes det til at købe strøm, når vindkraftandelen er over en vis procentdel af forbruget. Denne andel sætter jeg normalt til 80%, for det er det højeste, Energinet.dk normalt lader vindkraftandelen blive. Ved 80% vindkraftandel var prisen i 2014 18 øre pr. kWh. Om vindkraftleverandøren får disse 18 øre pr. kWh for at lade på lageret eller for at levere varme, gør nok ikke den store forskel.

Hej Henrik

Men nu alligevel en lidt gal tankegang. Er det ikke 30 og 60 øre/kwh strøm fra henholdsvis land- og havvindmøller koster.

Selv om der er andre 'prisdannende parametre' (PSO-støtten)i markedet, så er den reelle kostpris for et kvalitetsprodukt som strøm langt højere end 18 øre, til at man kan begynde at brænde den af, ved at lave fjernvarme.

Iøvrigt for at omgå afgiftssystemet kan man lade den turbine, som skal yde el-effekt for at holde dampsystemet i drift, den kan man lade trække direkte på en varmepumpekompressor uden strøm, som gir' go mening sammen med den varmebalance der er med kondensateffekten fra kraftværket, som nu aflader lagret med de varme sten (imens der fyldes el på lagret) når varmepumpen den virker, og man udnytter den varme energis 'arbejdsevne via dampturbinen'. Når der så ikke umiddelbart er overskud af strøm i nettet, og der er heller ikke behov for strøm til nettet: ja så kan man via dampturbinen og kompressoren yde fjernvarme ved at mangedoble energien i lagret til fjernvarme. Det ville være en effektiv måde at bruge lagret på til fjernvarmeproduktion..

  • 0
  • 0

Men nu alligevel en lidt gal tankegang. Er det ikke 30 og 60 øre/kwh strøm fra henholdsvis land- og havvindmøller koster.

Hej Niels

Her må jeg give dig ret, i hvert fald delvist.

I min fremskrivning af elpriserne (beskrevet i en tidligere blog) kom jeg til 29 øre/kWh for landvind og 50 øre/kWh for havvind i 2025. Det er, hvad strømmen koster.

Strømmens værdi er imidlertid noget andet. Den er, hvad markedet sætter den til, dvs. 18 øre/kWh, når der er 80% vindkraftandel. Forskellen betales (op til en vis grænse) af PSO.

Du har naturligvis ret i, at brændslet rent faktisk koster mindre end møllestrømmen, Men for samfundet er det sådan set ligemeget - hvis ikke vi aftager den til de 18 øre/kWh til lageret / fjernvarmen, stiger vindkraftandelen, og så falder markedsprisen, og så skal vi betale mere i PSO.

Men principielt har du ret i det hele. Og hvis afgiftssystemet ville tillade det, er varmepumper naturligvis en bedre løsning.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Hvorfor ikke bare lave nogle batterier i samme skala? Jeg mener 5 Ha batterier giver da også nogle MWh. Eller lave brint ved elektrolyse? Den samlede virkningsgrad er formentlig ikke så meget forskellig. PS: Det smarteste er vel at bygge en stærk forbindelse til Norge / Sverige der er så stor at vi kan bruge deres naturlige vand energi lagre (pumpe vand op og omvendt).

  • 1
  • 4

"luften gennemstrømme lageret i lodret retning... Her vil konvektionen assistere opretholdelsen af den interne gradient" Jeg tror også at lagdelingen er selv-udjævnende, men varmestrålingen er ret høj ved 600 grader - Stefan–Boltzmanns lov siger vist temperaturen i fjerde potens! Det er en form for lækage, og det bør computersimuleringen medregne. Det kunne trække den optimale granulatstørrelse lidt nedad fordi det mindsker strålingens rækkevidde.

Jeg har ikke forstået hvad I mener med snoninger (skitser ville hjælpe på forståelsen), men en løsning kunne være at lageret er opdelt i 10 segmenter, alle med nedadgående varme, hvor en smal gang fører varmen fra det nederste af et varmt segment til toppen af et koldt. Dermed sker varmestrømmen også vandret fra segment til segment, og strømmen kan dirigeres når et segment skal vedligeholdes. Lagdelingen kan også opretholdes hvis man er så heldig at have en skrånende grund - så sørger tyngdekraften selv for at den varme luft holder sig i starten af lageret.

Batterier er fine til milisekund-regulering (frekvens), men alt for dyre til storlager, også i fremtiden. Elkabler til Norge koster også penge, både i indkøb og drift i form af prisforskelle mellem prisområderne, men er den eneste der kombinerer høj effektivitet og meget stor lagerstørrelse. Det er også derfor vi bruger den nu med 1.700 MW, som er det foreløbigt økonomisk optimale. Med et 1.800MW kabel fra Jylland til England kan det sikkert betale sig at lave et 600MW kabel mere til Norge og tjene penge på prisforskellen mellem Norge og England. Også selvom Norge selv laver kabel direkte til England, for det engelske marked er meget større end kablerne. Stenlageret er beregnet til hele verden, især de områder som ikke har adgang til stor vandkraft.

Alle dele har berettigelse i markedet, spørgsmålet er i hvilken udstrækning - og hvornår.

  • 2
  • 0

Hvad koster det, at lagre en kWh i 3 dage i det lager? Medens der er vindstille. Jeg synes, det er lidt utydeligt udfra artiklen.

  • 0
  • 0

Hvad koster det, at lagre en kWh i 3 dage i det lager? Medens der er vindstille. Jeg synes, det er lidt utydeligt udfra artiklen.

Det er et spaendende spoergsmaal - svaret maa komme meget an paa hvordan man modellerer el-prisen og hvordan vaerket skal forrentes.

Sat paa spidsen - hvis vaerket skal bygges over 5ha - lades minimalt op med stroem til 0 oere/kWh men vaerkets eneste indtaegter i dets levetid er salget af den ene kWh efter 3 dage saa bliver prisen paa den kWh astronomisk. (optimistisk sat til 1Euro/kWh fraregnet drift af vaerket i dets levetid).

Hvis der paa den anden side er fuld op og afladning hver tredie dag og stroemmen koebes til 0 oere/kWh og vaerket koster 3Euro/kWh at opfoere og drive i 10 aar saa bliver prisen per kWh 3/(10*365/3)=0.0025Euro/kWh.

  • 0
  • 0

Hej Henrik,

Har I overvejet at anvende smeltet NaCl som lagermedie?. NaCl smelter omkring 800°C, og findes i næsten ubegrænsede mængder. Jeg er klar over, at indpakning kan blive et problem, men det er et teknologisk problem, ikke et fundamentalt fysisk problem. Hvis du alligevel skal have gang i specielle materialer for at forhindre forvitring, kunne keramiske byggeblokke med hulrum indrettet til det smeltede salt være en god ide.

Blandt fordelene er, at et lager hvor slutopvarmingen går igennem NaCl giver konstant fremløbstemperatur til luftmotoren. Desforuden: Dit overflade/energi forhold bliver langt bedre, hvilket vil reducere termiske tab fra lageret.

Jeg er frisk på en brainstorm kg@wavepiston.dk

mvh

Kristian

  • 2
  • 1

Hvorfor ikke bare lave nogle batterier i samme skala? Jeg mener 5 Ha batterier giver da også nogle MWh. Eller lave brint ved elektrolyse? Den samlede virkningsgrad er formentlig ikke så meget forskellig.

PS: Det smarteste er vel at bygge en stærk forbindelse til Norge / Sverige der er så stor at vi kan bruge deres naturlige vand energi lagre (pumpe vand op og omvendt).

Hej Lars

Ja, 5 Ha batterier giver også nogle MWh. Li-ion batterier har en energitæthed, der er 3-4 gange højere end den, vi kan få med termisk lagring.

Den store ulempe er prisen, og på længere sigt også, om der er råstoffer nok. Prisen for en returneret kilowattime er i runde tal 3-10 gange højere end for termisk lagring. Det er der ganske enkelt ikke råd til, hvis vi taler større energimængder. Hvis vi i stedet holder os til såkaldt "peaker replacement", dvs. hvor man erstatter en simpel gasturbine med batterier, og hvor vi taler kortvarig ydelse uden for stort energiindhold, begynder der visse steder i verden at blive økonomi i batterier.

Brint kan til gengæld laves i så stor skala, som man ønsker - forudsat at man har en salthorst indenfor rækkevidde, og at man kan komme af med det salt, der udvaskes fra horsten. Disse forudsætninger er det faktisk svært at få opfyldt, og mange steder i verden er det ganske enkelt ikke muligt. Dertil kommer, at virkningsgraden af kommercielle elektrolyseapparater er til den lave kant, måske 70%, så totalvirkningsgraden bliver ikke så attraktiv, måske 30%.

Den billigste form for lagring er for os her i Danmark blot at lade være med at bruge vandkraft fra Skandinavien, sælge overskudsstrøm til vores nabolande, og så bruge deres vandkraft, når det ikke blæser. Det er jo det, vi i praksis gør nu. Men det er der store politiske omkostninger ved, når vi ser på den fremtidige udbygning med vedvarende energi.

Du kan læse mere om det i en af de tidligere blogs om emnet, http://ing.dk/blog/giver-energilagring-men...

Mvh. Henrik

  • 4
  • 0

Jeg tror også at lagdelingen er selv-udjævnende, men varmestrålingen er ret høj ved 600 grader - Stefan–Boltzmanns lov siger vist temperaturen i fjerde potens! Det er en form for lækage, og det bør computersimuleringen medregne. Det kunne trække den optimale granulatstørrelse lidt nedad fordi det mindsker strålingens rækkevidde.

Hej Thomas

Jeps, det har du helt ret i. Varmestrålingen skal man tage alvorligt. Og problemet reduceres ganske rigtigt ved at sænke kornstørrelsen. Ved siden af strålingen er der naturligvis også den direkte varmeledning over kontaktpunkterne mellem kornene.

Jeg har ikke forstået hvad I mener med snoninger (skitser ville hjælpe på forståelsen), men en løsning kunne være at lageret er opdelt i 10 segmenter, alle med nedadgående varme, hvor en smal gang fører varmen fra det nederste af et varmt segment til toppen af et koldt. Dermed sker varmestrømmen også vandret fra segment til segment, og strømmen kan dirigeres når et segment skal vedligeholdes. Lagdelingen kan også opretholdes hvis man er så heldig at have en skrånende grund - så sørger tyngdekraften selv for at den varme luft holder sig i starten af lageret.

Ja, du har fat i det rigtige her. Det er sådan set det, vi mener med "snoninger". Man kunne også kalde det en rumopdeling af lageret, hvor man etablerer mange rum i serie, som er adskilt af vægge af Leca-blokke eller andet isolerende materiale, og hvor der er en relativt begrænset åbning for luftgennemstrømning. Så får man i det store og hele elimineret den interne lækage.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Hvad koster det, at lagre en kWh i 3 dage i det lager? Medens der er vindstille. Jeg synes, det er lidt utydeligt udfra artiklen.

Hej Peter

Ja, det er ikke bare lidt utydeligt i artiklen, det er helt fraværende ;-)

Forklaringen er, at priserne for energilagring er behandlet udførligt i tidligere udgaver af denne blog. Du kan eksempelvis se i http://ing.dk/blog/jamen-hvad-kommer-det-d... og http://ing.dk/blog/nu-med-den-fjerde-dimen.... Her er omkostningerne beskrevet, og der er links til modeller, hvor man selv kan forsøge sig med justeringer af indgangsparametrene.

Mvh. Henrik

  • 5
  • 0

Har I overvejet at anvende smeltet NaCl som lagermedie?. NaCl smelter omkring 800°C, og findes i næsten ubegrænsede mængder. Jeg er klar over, at indpakning kan blive et problem, men det er et teknologisk problem, ikke et fundamentalt fysisk problem. Hvis du alligevel skal have gang i specielle materialer for at forhindre forvitring, kunne keramiske byggeblokke med hulrum indrettet til det smeltede salt være en god ide.

Blandt fordelene er, at et lager hvor slutopvarmingen går igennem NaCl giver konstant fremløbstemperatur til luftmotoren. Desforuden: Dit overflade/energi forhold bliver langt bedre, hvilket vil reducere termiske tab fra lageret.

Jeg er frisk på en brainstorm kg@wavepiston.dk

Hej Kristian

Ja, på et tidligt tidspunkt så jeg en del på smeltet salt, men jeg fandt ikke nogen god løsning.

Som udgangspunkt er det naturligvis en fordel, at man får smeltevarmen med. Det gør lageret mere kompakt. Desuden er der fordelen med, at man, så længe man ikke har afladet lageret så meget, at alt saltet er størknet, får en helt konstant udgangstemperatur svarende til smeltepunktet.

Der er dog en række problemer, som gør smeltet salt mindre attraktivt. Det vigtigste er, at man ikke kan bruge stålrør, hvis man ønsker at bruge et salt, som smelter ved en tilstrækkelig høj temperature, som eksempelvis NaCl. Derfor baseres kendt anvendelse af smeltet salt sig på salte, som har væsentligt lavere smeltepunkt, typisk nede omkring 3-400 grader C. Så kan man få det til at virke rent teknisk, men konsekvensen er, at man så ikke længere kan bruge en normal dampcyklus til afladning, men i stedet må bruge en såkaldt Organic Rankine cycle (ORC) til afladning. I ORC erstatter man vand med et organisk stof, der har et lavere kogepunkt end vand, eksempelvis isobutan eller propan. Så får man en anstændig virkningsgrad, selv om den er noget lavere end for et almindeligt kulkraftværk.

Det duer bare ikke at indføre ORC, hvis vi taler energilagring i stor stil. Ikke alene må man så vinke farvel til ideen med at genbruge kulkraftværker, man får meget større investeringer, og man løber også uundgåetligt i diskussioner om sikkerhed (fordi kraftværkets medium er en brændbar gas).

Der findes ORC-anlæg, men de bruges kun, hvor man ikke har andre alternativer. Det kan man ikke basere en mainstream-løsning på.

Man kunne her indvende, at så må vi jo bare se at få løst de teknologiske udfordringer, så vi kan anvende et salt med et realistisk smeltepunkt, såsom NaCl. Men her må man også erkende sine begrænsninger. Det er ikke på grund af manglende interesse for salte med høje nok smeltepunkter, at man er endt med løsninger, der opererer i 3-400 grader C. og kræver specielle og ikke særlig attraktive afladningssystemer. Der har været arbejdet i mange år med teknologiske løsninger - og vi er alligevel, hvor vi er.

Det er derfor, jeg har valgt den helt enkle løsning med faste stoffer, som ikke smelter. Her taler vi kendte teknologier, der skal ikke opfindes noget nyt, og ulempen er reelt kun, at det fylder lidt mere. Men vi taler stadig en meget kompakt løsning.

Når alt det er sagt - bistand til brainstorming er altid velkommen!

Mvh. Henrik

  • 4
  • 0

Må jeg foreslå Kalundborg (Asnæsværket) som et godt sted at teste konceptet. :-)

Hej Steffen

Jeps, Asnæsværket er et ideelt emne som forsøgsanlæg. 1057 MW el, fjernvarme, masser af plads udenom, og så står det oven i købet overfor dekommissionering. Et ægte sweet-spot!

Jeg er blot ikke sikker på, at det har ejerens, Domg Energys, interesse. DONG står som bekendt overfor en børsnotering indenfor nogle år, og når man skal børsnotere en stor virksomhed, gælder det om, at den er så overskuelig og "fritskrabet" som mulig. I den situation er det som regel ikke det rette tidspunkt at indlade sig på for mange forsøgsaktiviteter. Potentielle investorer vil nemlig ofte se forsøgsaktiviteter som "støj", der giver en form for usikkerhed på den værdisætning, som danner grundlag for ens investering. Det gælder også, selv om forsøgsaktiviteterne tjener i det store billedes interesse. Det ville jo være tilfældet her, fordi DONG skal sælges som en vind-virksomhed, og enhver vind-virksomhed vil have glæde af, at der findes lagring.

Jeg tror derfor, at det mest sandsynlige er, at et dansk pilotprojekt med energilagring må etableres med andre partnere end DONG. Hvilket desværre eliminerer Asnæsværket fra listen over potentielle lokaliteter.

Når det er sagt, så må jeg da indrømme, at jeg, når jeg sidder og skriver dette, egentlig finder det ærgerligt, at dette ideelle "sweet-spot" ikke er en kandidat. Jeg tror derfor, at jeg ved lejlighed vil lufte det for nogle af mine gamle buddies i DONG.

Som altid i den slags sager - uanset om der kommer noget ud af en snak med DONG, vil jeg desværre ikke kunne fortælle noget om det her i bloggen, før der i givet fald kan udsendes en formel pressemeddelelse. Sådan er nu en gang spillereglerne. Hvis først man indgår i specifikke drøftelser med konkrete personer, må det nødvendigvis holdes fortroligt.

Mvh. Henrik

  • 4
  • 0

Hvorfor ikke bruge togvognene som Henrik Stiesdal selv har omtalt i en tidligere blog. ARES North America skriver selv: "ARES cost is approximately 60% of an equivalent power pumped-hydro facility" på http://www.aresnorthamerica.com/ares-perfo... Det er en helt anden pris end det som Henrik kom fremtil i sit regnestykke i en tidligere blog. Vh Claus

  • 0
  • 4

Hvorfor ikke bruge togvognene som Henrik Stiesdal selv har omtalt i en tidligere blog. ARES North America skriver selv: "ARES cost is approximately 60% of an equivalent power pumped-hydro facility" på http://www.aresnorthamerica.com/ares-perfo... Det er en helt anden pris end det som Henrik kom fremtil i sit regnestykke i en tidligere blog.

Hej Claus

Jeg har godt set, at de selv tror, at det kan blive billigere end pumped hydro, men så vidt jeg kan se, står den påstand fuldstændig udokumenteret.

Dengang konceptet kom frem, lavede jeg nogle overslagsberegninger:

Forudsætninger: • 100 m højdeforskel (vi er i Danmark) • 1 km2 lagerareal • Betonklodser b x h = 4 m x 3 m • 5 m mellem parallelle spor, dvs. 80% arealudnyttelse på lagerarealet • Massefylde 2500 kg/m3 (lidt højt sat for beton, men så har vi også selve vognenes vægt med) • 90% virkningsgrad i afladning • 10 parallelle spor til forbindelse

Kapacitet: • Volumen = 1.000.000 m2 x 3 m x 80% = 2.4e6 m3 • Masse = 2.4e6 m3 * 2500 kg/m3 = 6.0e9 kg • Energi = 6.0e9 kg x 100 m x 9.82 m/s2 x 90% = 5.9e12 J = 5.9e9 kJ = 1.5e6 kWh = 1.500 MWh

Middelforbruget i Danmark er ca. 4600 MW. Kapaciteten af lageret svarer altså til ca. 20 minutters middelforbrug.

Sagt på en anden måde, så vil det kræve 72 kvadratkilometers lagerareal i højden og et tilsvarende areal i bunden at lagre et døgns forbrug i Danmark. Det er ganske enkelt ikke en mulighed rent geografisk.

Og prisen for de 20 minutter? • 200 km spor i højden + 200 km spor i bunden + 100 km forbindelse = 500 km spor • 500 km spor á 1 million kr./km = 500 millioner kr. • 2.4e6 m3 beton á 1500 kr./m3 = 3.6 milliarder kr. • 200 km jernbanevogne á (rent gæt) 100.000 kr. pr. 10 m vogn = 2 milliarder kr. • Elsystem og øvrig infrastruktur = 2 milliarder kr. • I alt 8 milliarder kr. investering

Kobler man en investering på 7 milliarder sammen med en lagerkapacitet på 1.500 MWh, får man ved 50% daglig udnyttelse en energipris på godt 7 kr./kWh, forudsat at man får energien til opladning af lageret foræret til 0 kr./kWh.

Et koncept som dette har ingen gang på jorden. Energitætheden er for lav (det tager alt for meget plads op), og energiprisen er for høj.

Mvh. Henrik

  • 7
  • 0

Hvis du for andre systemer bruger producentens informationer, eksempelvis Tesla priser, kan du da ikke blot se bort fra producentens informationer her?

Jeg skal slet ikke gøre mig klog på regnestykket, men du er da i hvert fald en faktor 3 for høj på betonprisen. Er du så meget ved siden af på alle priser er vi nede på 7/3 = 2,33 kr./kWh.

vh Claus

  • 0
  • 3

Hvis du for andre systemer bruger producentens informationer, eksempelvis Tesla priser, kan du da ikke blot se bort fra producentens informationer her?

Jeg skal slet ikke gøre mig klog på regnestykket, men du er da i hvert fald en faktor 3 for høj på betonprisen. Er du så meget ved siden af på alle priser er vi nede på 7/3 = 2,33 kr./kWh.

Hej Claus

Jeg mener ikke, at man kan lave en sammenligning mellem priserne fra et selskab som Tesla, der seriefremstiller produkter, og priserne fra et projektselskab som ARES, der endnu ikke har leveret et eneste projekt.

Angående betonprisen, så regner vi normalt udstøbt og armeret beton til 2400 kr/m3, så jeg synes ikke, at jeg er urimeligt konservativ, når jeg angiver en pris på 1500 kr/m3 i beregningerne ovenfor. Og jeg tror ikke, du får betonklodser, der kan tåle transport, til en pris på 1/3 af det.

Men hvorom alting er - lagring med togvogne kommer ganske enkelt ikke til at ske, i hvert fald ikke i Danmark, dertil er energitætheden ganske enkelt for lav.

Mvh. Henrik

  • 3
  • 0

Henrik, udover at gemme strøm, er dit lager velegnet til alle typer systemydelser.

Dette vil øge indtjeningen for dit lager. F.eks afregnes opregulering idag med spot + 10 øre /kWh, nedregulering med spot - 10 øre/kWh. Prisintervallet, hvor dit lager er aktivt, kan derfor udvides, med bedre indtjening som resultat.

I fremtiden, vil en højere vindandel resultere i (endnu mere) negativt prispres på spotprisen for el, og samtidigt øge behovet for systemydelser med tilhørende højere pris for disse. Dit lager vil have modsat effekt. Det vil udøve negativt prispres på systemydelser og lægge en bund under spotmarkedet.

Hvad venter vi på ?

  • 4
  • 0

Efter at have prøvet at arbejde med høj temperatur energilagring som sten/sandlager op til 1000grader, tror jeg ikke at disse former for lager kan bruges i nærmeste fremtid, da de høje temperaturer kræver særlige materialer og dermed ikke kan håndteres af mennesker eller fjernstyrede robotter. Og det vil være svært at overbevise folk om at høj-temperaturlagre skulle være nødvendige.

Hvorfor hægter den danske vindbranche sig ikke på den omfattende brintlagringsteknologi for vedvarende energi, som for eksempel USA's regering støtter, se link

http://www.google.dk/url?sa=t&rct=j&q=&esr...

I ”Produktions-Danmark” kan vindmøllebranchen skabe mange arbejdspladser, hvis der satses på brint-lagring og levering af brint til blandt andet biler. Toyota og andre bilfabrikanter sælger brintbiler allerede i 2016. Og brint kan også drive gasturbiner i el-kraftværker, hvis nødvendigt.

I forvejen er der mange firmaer i ”Produktions-Danmark”, som arbejder med brint teknologien. Og brintbiler kræver infrastruktur som ”Brint-servicestationer”. Så her er der virkelig lavthængende frugter at høste.

Der kunne udvikles en ”Brint-container”, som indeholdt komplet udstyr som el forsyning til elektrolyse, lagring af brint under tryk, samt servicestation til brint påfyldning af biler. Brint skal selvfølgelig kun produceres, når elprisen er lav.

Hermed decentraliseres energilagring og spildvarme kan måske bruges til fjernvarme! Og brint kan bruges i brændselsceller til elektricitet, som med invertere kan omformes til for eksempel 230VAC, 50Hz.

Der kunne være krav til energiselskaber om at opføre brintlagre til at drive gasturbiner i kraftværker i et vist tidsrum. I USA arbejder man med et scenario på 6 timer, når vinden ikke blæser. Og brint egner til fortrinligt til nødgeneratorer? Brint kan udvindes direkte fra strøm på brugsstedet eller transporteres med tankbiler/tankskibe. Brint svarer altså til olie med flexibel lagring/transport. Det ville give politikere argumenter til investering i udvikling af brintlagre til vindmøllestrøm.

  • 1
  • 4

I det sydøstlige Californien ligger el-anlæg fra både geotermiske, solcelle, termisk sol, vindkraft og nye elmaster i øde egne. Nogle har overskud af varme, andre mangler undertiden varme.

Geotermi i fladt område : CalEnergy (ejet af Warren Buffett) har 300MW i 10 geotermiske værker (bl.a til zink), og ønsker at investere $1mia. http://www.thinkgeoenergy.com/calenergy-to... Temperaturen er 250 grader Celcius.

Men værkerne er dyre og ufleksible, og der mangler fleksible værker (som fx stenlager) der kan overtage når solen går ned, og vinden stopper. Det kan geotermien næppe. http://www.desertsun.com/story/tech/scienc...

Mon geotermien kan fungere som booster for input til den varme side af stenlageret ?

Vind og sol i bakket område : De termiske solværker kører vist ikke godt. De kunne måske forbedres med spildvarme fra stenlager, eller omvendt forsyne stenlageret med basisvarme. En skråning på 30 grader kan medvirke til at lagdele stenlageret.

  • 0
  • 0

Det ville måske ikke være umuligt at stille krav til den næste vindmøllepark, at de kun fik den høje betaling hvis de kan garantere en udjævnet elproduktion. Hvis ikke så kan de få markedsprisen. Lageret kunne godt ligge et andet sted med fjernvarmeforbindelse, selvom det vil kræve nogle dyrere kabler, men hvad gør man ikke for at være grøn.

  • 2
  • 7

Efter at have prøvet at arbejde med høj temperatur energilagring som sten/sandlager op til 1000grader, tror jeg ikke at disse former for lager kan bruges i nærmeste fremtid, da de høje temperaturer kræver særlige materialer og dermed ikke kan håndteres af mennesker eller fjernstyrede robotter. Og det vil være svært at overbevise folk om at høj-temperaturlagre skulle være nødvendige.

@Ole

Nu har det da ellers i flere menneskealdre virket udmærket med systemer som kan håndtere energiafgivelser med temperaturer op til 1500 C nemlig kedlerne på kulkraftværkerne.

Man vil givet ved et system med de varme sten bruge en HRSG dampgenerator som uden problem kan håndtere luftstrømmen som er 1000 C.

Og så skal man da ikke ind i lagret og flytte rundt på noget når det først er etableret.

  • 5
  • 0

Henrik, udover at gemme strøm, er dit lager velegnet til alle typer systemydelser.

Dette vil øge indtjeningen for dit lager. F.eks afregnes opregulering idag med spot + 10 øre /kWh, nedregulering med spot - 10 øre/kWh. Prisintervallet, hvor dit lager er aktivt, kan derfor udvides, med bedre indtjening som resultat.

Hvad venter vi på ?

Hej Martin

Ja, det er netop sagen. Man kan sige, at vi ikke bare taler et energilager, vi taler om et transitionssystem, som med en kombination af reguleringsydelser og udglatning af produktionsvariationer gør det muligt at overgå til et fossilfrit elsystem.

Hvad vi venter på? Tja, vi venter vel på flere ting, hvoraf jeg lige her og nu kan komme i tanker om mindst fire:

  1. At systemet bliver rigtig gennemtænkt.
  2. At der bliver etableret et forskningsmiljø, som kan understøtte udviklingen
  3. At vi får lavet et demonstrationsanlæg i Danmark, som er i stor nok skala til at være rimeligt troværdigt - vi skal op i MW og kan ikke nøjes med kW
  4. At vi får etableret en forretningsmodel, så både leverandører og ejere kan have en fornuftig business

Pkt.1 er i god fremdrift. Der er en vis interesse i Danmark, men derudover har jeg nogle rigtig gode partnere i Californien, hvor man som det første sted i verden har fået en lov om etablering af et vist volumen af energilagring inden 2020. Folkene i Californien giver rigtig god sparring. De har stor fokus på netop de systemydelser, du omtaler, for på grund af den stigende andel af solenergi i Californien får man større og større problemer med "ramp rates", når solen går ned og andre energikilder skal tage over.

Pkt.2 er også ved at komme i bevægelse, med god dialog med et par af universiteterne. Det er dog endnu uklart, hvor hurtigt og hvor meget. Interessen er til gengæld stor i USA.

På pkt. 3 er jeg i indledende dialog om et demoanlæg. Der er stadig mange ting, som skal falde på plads, og derudover skal der skaffes finansiering. EUDP har ansøgningsfrist i april, og et lagringsprojekt burde være spot on i målgruppen.

Pkt.4 er fortsat det store spørgsmål. Som så ofte før er der et vist element af ægget-og-hønen i det. Et marked kommer kun, hvis man kan demonstrere en rimeligt levedygtig og moden teknologi, og en sådan teknologi kommer egentlig først, når der er et træk fra et marked. Men forhåbentlig finder vi en vej gennem!

Mvh. Henrik

  • 3
  • 0

I det sydøstlige Californien ligger el-anlæg fra både geotermiske, solcelle, termisk sol, vindkraft og nye elmaster i øde egne. Nogle har overskud af varme, andre mangler undertiden varme.

Hej Thomas,

Carnot se https://en.wikipedia.org/wiki/Carnot_cycle

I praksis er der 3 forhold som har indflydelse på carnot-processen's (ved vanddamp) evne til at lave mekanisk arbejde og det er kogetrykket hvor vandet det koger til damp, hvor meget kan dampen overhedes og endelig hvor stor temperaturforskel er der mellem kogetemperaturen og så kondenseringstemperaturen.

Den energikilde du har til rådighed og dens temperatur har stor indflydelse på den samlede proces evne til at yde mere eller mindre el af den varme energi.

Se side 4 https://corporate.vattenfall.dk/globalasse...

Nordjyllandsværket er vist det mest effektive kul-kraftværk der er lavet.

PÅ Blok 3 er der 289 bar i kedlerne hvor der skal en meget høj temperatur til at koge ved det høje tryk på omkring 300 c'. Herefter skal dampen så overhedes til 582 C, og der kræves så en meget varm energikilde til selve overhedning, som ikke er noget problem ved kul.

Det vil ca. være sådan at halvdelen af energien på Nordjyllandsværket skal afsættes ved de 300 C og resten skal afsættes ved at overhede dampen fra 300 til 582 C.

Hele pointen er herefter hvis du råder over noget 'lunken energi' som kan koge dampen i kedlen ved de 300 c' og de varme sten herefter kan overhede dampen til de meget høje temperaturer så udnytter man den varme energi i de varme sten.

Eller f.eks. sådan ved halm og røggassen fra en gasturbine se http://www.nhsoft.dk/work/FG26/Jan/termisk...

  • 2
  • 0

Hej Ole

Tak for de gode indvendinger ;-)

Jeg forstår naturligvis dit synspunkt om, at brint er et alternativ til termisk energilagring. Og der er ingen, som siger, at det nødvendigvis er enten-eller.

Der er dog nogle konkrete detaljer, hvor jeg ikke er enig -

Efter at have prøvet at arbejde med høj temperatur energilagring som sten/sandlager op til 1000 grader, tror jeg ikke at disse former for lager kan bruges i nærmeste fremtid, da de høje temperaturer kræver særlige materialer og dermed ikke kan håndteres af mennesker eller fjernstyrede robotter.

Nu er 1000 grader ikke på tale. Jeg har beskrevet, at 800 grader er et realistisk niveau for en luftturbine. Man kan dog uden større vanskeligheder få varmevekslere og turbomaskineri, som kan håndtere 900 grader. Dette er det sandsynlige maksimum, og det er måske for højt.

Man kan i øvrigt godt konstruere lageret, så der kun er kontakt med stål i nøglekomponenterne, hvor man har råd til de nødvendige kvaliteter.

Hvorfor hægter den danske vindbranche sig ikke på den omfattende brintlagringsteknologi for vedvarende energi, som for eksempel USA's regering støtter

For det første kan det godt være, at der er folk i vindbranchen, som har fat i brint. Det kan jeg ikke svare for. Men generelt er problemet nok, at der har været arbejdet på brint i de sidste 20-30 år, og at resultaterne stadig lader vente på sig. Det er ganske enkelt en vanskelig gasart at operere med.

Og brint kan også drive gasturbiner i el-kraftværker, hvis nødvendigt.

Nej, det er nu ikke rigtigt. Konventionelle gasturbiner kan kun køre med en meget begrænset mængde brint, typisk højst 5%. Årsagen er, at forbrændingstemperaturen bliver for høj ved større andel af brint.

Der blev for 10 år siden talt meget om udvikling af turbiner, som kan køre på en meget større andel af brint, måske endda 100%, men mig bekendt har ingen af de store leverandører bundet an med det endnu, ud over nogle indledende knæbøjninger. Det er, som om udviklingen er gået i stå.

Brint kan udvindes direkte fra strøm på brugsstedet eller transporteres med tankbiler/tankskibe. Brint svarer altså til olie med flexibel lagring/transport.

Det ville give politikere argumenter til investering i udvikling af brintlagre til vindmøllestrøm.

Her tror jeg, at du undervurderer vanskelighederne med brint. Det er jo en gasart, som er fundamentalt forskellig fra naturgas og fra de kendte flaskegastyper, dels fordi den ikke kan gøres flydende ved kompression, dels fordi den er eksplosionsfarlig i stort set alle blandingsforhold, og endelig fordi den ikke uden videre kan opbevares eller transporteres i almindeligt stål, som f.eks. i naturgasnettet.

Men hvorom alting er - brint er naturligvis et bud på en lagringsteknologi. Jeg tror blot mere på termisk lagring.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Hej Thomas

Mon geotermien kan fungere som booster for input til den varme side af stenlageret ?

Nej, det tror jeg faktisk ikke rigtig, den kan i praksis.

Når man lader på stenlageret, tager man luft fra den kolde ende og varmer på den, så den når den ønskede temperatur i den varme ende.

Hvis vi taler en luftturbine, er temperaturen på den kolde side af størrelsesordenen 400 grader. Her kan et tilskud på 250 grader ikke bruges til noget.

Hvis vi taler konverteret kulkraft, er den kolde ende under 100 grader. Her ville et mellemtrin, hvor temperaturen hæves til 250 grader baseret på geotermi, have værdi. Men forudsætningen er, at det geotermiske anlæg befinder sig lige ved det kulkraftværk, man genbruger. Det kan naturligvis tænkes - men sandsynligt er det nok ikke.

Vind og sol i bakket område : De termiske solværker kører vist ikke godt. De kunne måske forbedres med spildvarme fra stenlager, eller omvendt forsyne stenlageret med basisvarme. En skråning på 30 grader kan medvirke til at lagdele stenlageret.

Jeps, det er helt korrekt. Anbragt på en skråning har lageret klar fordel af konvektionen.

Mvh. Henrik

  • 0
  • 0

Dertil kommer, at virkningsgraden af kommercielle elektrolyseapparater er til den lave kant, måske 70%, så totalvirkningsgraden bliver ikke så attraktiv, måske 30%.

Hej Tak for svaret. Mht brint, forstår jeg ikke at din totale virkningsgrad er så lav? Der er ingen der kunne drømme om at brænde brint af i et centralt kraftværk i kondensationsdrift. Derimod skal den bruges i decentrale brændselsceller, hvor varmen kan bruges til opvarmning (eller afkøling) og til transportsektoren.

Selvom batterier er dyre, så sparer du jo hele "kraftværket" der er dyrt i drift og vedligehold. Endelig regulerer de jo meget hurtigere. Men måske er hele ideen om central lagring den forkerte. Hvis man spreder lagringen ud på husstande og industrier i form af batterier (og små varmelagre med varmepumper) opnår man nogle andre meget gode egenskaber: Energien skal ikke transporteres igen og det giver en meget robust forsyning, som er decentraliseret.

Hvis vi endelig skal have centrale løsninger ala den du foreslår, er det så ikke billigere at bygge nogle "brønde" i havet og pumpe vand ud ved overskud og lukke det ind ved underskud af strøm?

Endelig kan man jo komme langt ved at differentiere elforbruget så det passer med produktionen og ellers varme vand op til opvarmning.

Og slutteligt, hvorfor bruger du ikke Sterling motorer, der kan kører på langt lavere temperaturer?

  • 0
  • 1

Hej Svend

Det ville måske ikke være umuligt at stille krav til den næste vindmøllepark, at de kun fik den høje betaling hvis de kan garantere en udjævnet elproduktion. Hvis ikke så kan de få markedsprisen.

Markedet er faktisk indrettet sådan, at vindmøllerne kun får markedsprisen. Hvis de kunne levere balanceydelserne, ville de få en merpris oveni.

Lageret kunne godt ligge et andet sted med fjernvarmeforbindelse, selvom det vil kræve nogle dyrere kabler, men hvad gør man ikke for at være grøn.

Nej, det vil faktisk ikke kræve dyrere kabler. Sagen er jo, at man ved at genbruge et kulkraftværk får "foræret" en stærk netforbindelse til lagerfaciliteten. Og elektricitet har jo den herlige egenskab, at det stort set ikke koster noget at transportere.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Markedet er faktisk indrettet sådan, at vindmøllerne kun får markedsprisen

Måske det er lidt forenklet, men jeg har da hørt om op til 1kr/kWh fra havmølleparker. Afgifter, skatter, tilskud og støtte har mange kreative navne og beregnes meget kompliceret, så hvor er misforståelsen. Det lader sågar til at de får penge hvis kablet fejler, eller hvis de må slukkes på grund af overbelastning af nettet.

  • 1
  • 4

Mht brint, forstår jeg ikke at din totale virkningsgrad er så lav? Der er ingen der kunne drømme om at brænde brint af i et centralt kraftværk i kondensationsdrift. Derimod skal den bruges i decentrale brændselsceller, hvor varmen kan bruges til opvarmning (eller afkøling) og til transportsektoren.

Ja, mit virkningsgradstal er baseret på elektrolyse + forbrænding. Og der er rent faktisk mange, som "drømmer om" at brænde brint af i centrale kraftværker. Det er eller har været emne for store forskningsprojekter rundt om i verden.

I brændselsceller kan man nok regne med 50% virkningsgrad, og så bliver totalen 35%, så længe man laver højtrykselektrolyse og ikke skal komprimere brinten. Hvis først det er nødvendigt at komprimere gassen, er vi hurtigt tilbage på 30%.

Selvom batterier er dyre, så sparer du jo hele "kraftværket" der er dyrt i drift og vedligehold.

Ja, det er helt korrekt, og det er man nødt til at tage hensyn til ved beregning af prisen på den strøm, der leveres tilbage efter lagring. Det gør jeg så også i min model, som blev fremlagt i bloggen sidste år, se http://ing.dk/blog/lidt-om-priser-paa-ener....

Men måske er hele ideen om central lagring den forkerte. Hvis man spreder lagringen ud på husstande og industrier i form af batterier (og små varmelagre med varmepumper) opnår man nogle andre meget gode egenskaber: Energien skal ikke transporteres igen og det giver en meget robust forsyning, som er decentraliseret.

Ja, det kan sagtens tænkes, at vi skal have en vis andel af decentral lagring. Men man er nu nødt til at tage økonomien i betragtning, når vi taler de energimængder, som der skal til for at integrere store mængder vedvarende energi. Og jeg kender ikke til nogen decentral teknologi, som ikke koster mindst tre gange mere pr. kilowattime, sammenlignet med et centralt anlæg med termisk lagring.

Hvis vi endelig skal have centrale løsninger ala den du foreslår, er det så ikke billigere at bygge nogle "brønde" i havet og pumpe vand ud ved overskud og lukke det ind ved underskud af strøm?

Nej, det er det ikke. Med de energimængder, der skal til, vil det blive alt for dyrt. Som nævnt flere gange er det meget svært at få en fornuftig økonomi i mekanisk energilagring, med mindre naturen har begunstiget en med en topografi i form af bjerge, hvor man kan anlægge pumpeanlæg uden for store udgifter.

Endelig kan man jo komme langt ved at differentiere elforbruget så det passer med produktionen og ellers varme vand op til opvarmning.

Ja, man kan nå et stykke vej med forbrugsstyring - men virkningen er som regel skuffende. Meget mere end 10% udglatning ved forbrugsstyring tror jeg ikke på.

Og slutteligt, hvorfor bruger du ikke Sterling motorer, der kan kører på langt lavere temperaturer?

Stirlingmotoren er en forførende energimaskine - men den har haft svært ved at indfri forventningerne. For 30-40 år siden var der en udbredt tro på, at Stirlingmotorer ville få stor udbredelse, både til solenergi og også i biler. Men det har vist sig meget vanskelig at få tilstrækkelig holdbarhed, navnlig fordi varmeveksleren er udsat for meget store påvirkninger i form af temperaturcykler.

Resultatet er, at der reelt ikke er nogen kommercielle produkter på markedet. Man kan købe skalamodeller, men man kan ikke sådan gå ud og vælge mellem en stribe leverandører af motorer på hundreder af kW, for slet ikke at tale om i megawattklassen.

Fra tid til anden læser man om nye projekter med Stirlingmotorer, og der findes også små nicher af anvendelse, eksempelvis i undervandsbåde, hvor omkostningerne ikke rigtig betyder noget. Men som mainstream-produkt duer teknologien ikke.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Hej Svend

Måske det er lidt forenklet, men jeg har da hørt om op til 1kr/kWh fra havmølleparker. Afgifter, skatter, tilskud og støtte har mange kreative navne og beregnes meget kompliceret, så hvor er misforståelsen.

Nåja, det har du egentlig ret i.

Jeg havde landmøllerne i hovedet, da jeg svarede. Her er systemet, at de får markedsprisen plus 10 øre pr. kWh, dog maksimalt 36 øre pr. kWh. Tilskuddet på op til 10 øre betales af elforbrugerne under det, der kaldes PSO-afgiften.

For havmølleparkerne afregnes i en periode til en fast pris, derpå overgår de til ren markedspris.

Set på den baggrund kan man godt argumentere for, at samfundet kunne udbede sig fuld reguleringsevne, hvilket vil forudsætte lagring. Mølleejerne kunne så til gengæld få en indtægt fra balancemarkedet.

Men i så fald bør man nok se på, hvorfor der overhovedet er en PSO-afgift. Det er der jo, fordi samfundet ønsker at fremme klimavenlige energikilder. Det gør man ved at give dem tilskud, snarere end ved at belægge klimafjendtlige energikilder med afgifter. Så hvis man skærer i PSO-tilskuddet bør man rent logisk også gå den anden vej og belægge de forurenende energikilder med de relevante afgifter. Det vil nok alt andet lige føre til, at vi kommer til at betale mere for strømmen.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Brintlager og brændselsceller (Fuel Cell, FC) er under stærk udvikling i biler og kan skaleres op fra 100kW til MW. Så med invertere undgås kraftværksturbiner og der vil kunne opnås "Ramp up tider" på msek. Decentrale lokale kraftvarmeværker kan således have "Brint kraftvarmeværker" med brintlager (brintbiler har tanke i fibermaterialer).

Termisk lager kræver stort rumfang af lagermateriale (sten/granulat). Så et simpelt spørgsmål er hvordan styres 800grader varm luft til turbiner, når arealet er 5ha (5x10000m2 eller 225x225m)? Hvordan vælges luftstrømme til/fra sektioner med forskellig temperaturer (400-800grader temperaturfølere, luftspjælde styring)? Hvor lang tid tager op/afladning til 800grader? Udgangsluften til turbine skal jo være mindst 400-600grader!

  • 0
  • 1

Hej Henrik

Jeg savner lidt, at du kommer nærmere ind på, hvordan du forestiller dig at lagerets udvidelseskoefficent optages (omtalt i tidligere blog).

  • 0
  • 0

"Brint kraftvarmeværker" med brintlager (brintbiler har tanke i fibermaterialer).

Ole, start med finde metoder der kan øge round-trip virkningsgraden på brint til mere end 30%. Et tab på 70% er for stort. Det skyldes mest at elektrolysen kun gir godt halvdelen af energien som brint, resten som varme. Men som sagt bør mange forskellige teknologier anvendes, det er ikke enten-eller. Senere vil markedet så fordele metoderne efter fortjeneste.

Hvor lang tid tager op/afladning til 800grader?

Se den oprindelige beskrivelse - der er tale om eet langt lager, hvor den varme ende altid er 800 grader og den "kolde" altid er fx 400 grader. Luften pumpes frem eller tilbage, alt efter om lageret oplades eller aflades. Varm luft lægger sig i toppen, kold luft i bunden - det er både fordel og ulempe, afhængigt af lagerets udformning som kan laves på mange forskellige måder. Jeg tror en skitse i hver blogpost ville hjælpe til at undgå de fleste af vores misforståelser.

Udvidelsen kan delvist håndteres med skrå sidevægge, hvis lageret laves aflangt og med bredden 2-3 gange højden.

Californien har nogle nedlagte og omlagte værker. Er der noget i det nedlagte San Onofre som kan genbruges? Der er havkøling, og skrå bakker lige ved.

  • 2
  • 0

Jeg ser masser af problemer med at bære 10m partikler på ærtestørrelse af nogle gitre (selvom problemet kan reduceres ved at anvende større partikler i bunden for bedre bæreevne - de må heller ikke blive knust af vægten af de ovenliggende partikler).

Det er meget lettere at lagdele lageret med membraner (f.eks. hver 100mm), der meget kraftigt reducerer den interne konvektion.

Ved vandret konfiguration er man fri til at optimere effekten og antal timer ved fuldlast, ud fra længde og tværsnitsareal af lageret samt størrelse på partiklerne. (Altså; hvor hurtigt vil man aflade sit 20.000 MWh varmelager)

Mht. meget høje temperaturer (>700°C), så ville jeg nok lige klappe hesten og lave et proof-of-concept først ved 600°C, som passer godt med simple turbiner og almindeligt tilgængelige konstruktionsmaterialer.

Men hvad med trykket i lageret? Hvis du vil blæse luften gennem lageret som en pebble bed, så skal hele lageret være under tryk. Det kan ikke lade sig gøre med et rektangulært lager i meget stor skala. Eller overser jeg noget du allerede har beskrevet?

PS. Den konfiguration du har vist i indlægget d. 17. dec. får svært ved at komme op på 45% virkningsgrad. Hvis du erstatter den centrale varmeveksler (meget stor og meget, meget dyr!) med et brændkammer, så har du stort set en GE LMS 100 gasturbine. Den kan nå op på ca. 45% virkningsgrad, under forudsætning af at temperaturen ud af brændkammeret er omkring 1400°C. Og der er altså pokkers til forskel på Carnot virkningsgraden ved 1400 og 7-900°C. Jeg ser ingen fordel ved at

  • 1
  • 1

Hej Thomas Brintlagring er godt for "Produktions-Danmark" på den korte bane, da der her er mange små firmaer, som er startet på udnyttelse af brintenergien. USA er jo langt fremme med udnyttelsen af "Spildvind" til lagring af brint i for eksempel salthorste for strøm i 6 timer, når vinden ikke blæser. Det er derfor jeg sætter brintlagring op mod termisk lagring for sammenligning. Således at vi udnytter det momentum, som brintenergi har i øjeblikket.

Min link: "Economic Analysis of Large-Scale Hydrogen Storage for Renewable Utility Aplications" fra 2011 angiver virkningsgrader/kostpriser: Electrolyzer 73%/2400kr/kW, Hydrogen storage 0%/120kr/kW, Fuel Cell 55%/4000kr/kW. Hermed menes et elektrolysesystem inklusive kompressor og brændselscelle med strøm inverter til stærkstrømsnet. "Spildvind" sættes til 0kr, da brintenergi kun lagres, når der er overskud af strøm. Stærkstrømsnettet fungerer som brint energi fordeler, således at brint lagres, hvor der er brug for det.

I Danmark er vi gode til at sammensætte systemer, så brintlagringssystemer og brint varme-elkraftværker kunne være forslag til konstruktion og salg? For at få en samlet god effektivitet for brintsystemer er de bedst at bygge samme med fjernvarme. Toyota og Honda kan jo godt komme af med varmen i brintbiler og konkurrere med bensin/diesel!

  • 0
  • 2

"Spildvind" sættes til 0kr, da brintenergi kun lagres, når der er overskud af strøm.

Som kun sker (0 kr/Mwh) når gamle kulkraftværker og atomkraftværker som kunne laves om til at virke med de varme sten pumper ubrugelig strøm ud i nettet i konkurrence med vindstrømmen.

USA er jo et af de steder hvor Brint-teknologien er overflødig i forhold til el-forsyningen og balance i nettet, hvis man laver nogle kraftværkssystemer som kan starte og stoppe efter behov, i stedet for BAseloadværker hvor strømmen sammen med vedvarende produktioner overvejende er ubrugelig.

Det virker ikke særlig genialt, at omsætte overskudsstrøm til brint, alt i mens der er kraftværker som kunne lade brændsler 'blive i tanken'. I tanken er der et konverteringstab på 0 %, hvorimod ved brint tabes 65 % eller mere.

  • 1
  • 0

Hej Henrik,

Hvis du vil lave et simpelt proof of concept i Danmark kan du nøjes med at lagre varmen ved høj temperatur og hive den ud igen som fjernvarme. Dvs. at dit koncept kan reduceres til: - Et varmelager med sten - En elpatron eller lignende - En blæser - En varmeveksler der kan trække varme ud af den varme luft fra lageret

Når man lader på lageret trækkes luft fra den kolde ende af lageret - opvarmes og tilføres den varme ende af lageret. Når der aflades trækkes fra den varme ende og det sendes tilbage til den kolde ende. Varmetabet til omgivelserne vil altså blive minimale da det er et lukket kredsløb - temperaturforskellene i lageret kan blive fra mellem 50 og 100C fra den laveste fjv. temperatur og optil 600 - 900C for de højeste temperaturer.

Der er masser af store og små varmeområder i DK der kunne bruge et højtemperatur varmelager - det kunne evt. bruges til at booste temperaturen fra et lunkent damlager eller fra en "lunken" varmepumpe der så til gengæld kunne operere med højere COP-faktor.

Pt. er udfordringerne med integration af vind i DK heller ikke høje/lave peaks i elpriserne - men derimod vedvarende meget lave elpriser. Så i første omgang er medicinen for elmarkedet at skabe et stort fleksibelt elforbrug - ikke at udglatte pris spikes. Så hvis du i første omgang får lavet proof of concept på selve lageret kan resten komme senere :-)

  • 1
  • 0

Hej Jan

Ja, Proof of concept er vigtigt at prøve med et termisk lager!

Ligeledes kunne brintlager prøves i forbindelse med de mange termiske solfanger vand damlagre, som nu bliver opført. En Ø med bæredygtig energi kunne være første valg? Her kunne konstrueres og bygges et brint el-kraftværk med brint lagertanke til 6 timers drift ved øens minimum strømforbrug?

Vindbranchen kunne sponsorere ekspertviden om fjernkontrol, vejr forudsigelse etc. til kontrol af præfabrikeret modulopbygget brintkraftværk, hvor spildvarmen blev brugt til opladning af solfanger damlager i vinterperioden, hvor der er mest vind.

Stærkstrøm invertere til opladning med elektrolyse kan synkroniseres med netfrekvensen ifølge tyske forsøg og målinger. Ligeledes kan afladning fra brændselsceller invertere netfrekvens synkroniseres. Tidskonstanten for op/afladning med et brintkraftværk er mindre end 1 sekund, så vindmøllestrøm ændringer kan udlignes og dermed skabe et mere stabilt net.

  • 1
  • 1

Men hvad med trykket i lageret? Hvis du vil blæse luften gennem lageret som en pebble bed, så skal hele lageret være under tryk. Det kan ikke lade sig gøre med et rektangulært lager i meget stor skala. Eller overser jeg noget du allerede har beskrevet?

Jeg ser lige, at jeg skal blive bedre til at aflæse et diagram. Luften er netop trykløs efter turbinen, når den løber gennem lageret.

Du er ikke den første til at designe en gasturbine cyklus til at udnytte et varmt medie på ca. 600°C eller derover. Det er vel over 100 år siden at man først fandt på konceptet "multi-stage intercool/reheat Brayton cycle", som dette er. Blot har du kun ét turbinetrin, hvilket ikke er godt for virkningsgraden.

Ved at lade luften løbe gennem lageret inde i rør, så ville den kunne være under tryk, og du kan lave re-heat mellem flere turbinetrin, og dermed komme tættere på den ideelle Carnot virkningsgrad. (man øger arealet mellem kurverne). Det er den foretrukne maskine til salt-kølede reaktor koncepter.

Den helt store fordel ved en multi-stage reheat turbine er naturligvis, at ved at genbruge luften, skal der mindre luft igennem, og dermed reduceres udstødstabet. En anden fordel er, at turbinen bliver fysisk mindre, og dermed burde den også blive billigere, om end den gevinst hurtigt kan blive tabt i ind- og udløbskanaler samt rør i lageret. Til gengælde sparer man den store, ikke ukomplicerede gas/gas varmeveksler.

Et af problemerne ved at lade den komprimerede luft løbe gennem rør er naturligvis, at rørene generere aksiel konduktion mellem den kolde og varme zone. Det kan til dels minimeres ved at anvende lav rørdiameter, men kun til en vis grad. Denne strategi påvirker også det maksimalt opnåelige tryk i negativ retning. Hvis man i stedet kunne indsætte aksielt isolerende materiale med passende mellemrum, så ville det være en bedre løsning. Jeg kender dog ikke til sådanne materialer, der kan indsvejses i højtemperatur stål legeringer.

En anden ulempe er, at hele lagerkonstruktionen bliver mere kompliceret og langt dyrere pga. de mange km rør til høj meter-pris. Til gengæld slipper man for hulrummene i lageret, som nu helst ikke skal være der, og på den måde bliver hele lageret fysisk mindre.

  • 0
  • 1

Hej Ole

Termisk lager kræver stort rumfang af lagermateriale (sten/granulat). Så et simpelt spørgsmål er hvordan styres 800grader varm luft til turbiner, når arealet er 5ha (5x10000m2 eller 225x225m)? Hvordan vælges luftstrømme til/fra sektioner med forskellig temperaturer (400-800grader temperaturfølere, luftspjælde styring)? Hvor lang tid tager op/afladning til 800grader? Udgangsluften til turbine skal jo være mindst 400-600grader!

Prøv evt. at se figurerne, der er indsat i bloggen ovenfor. Luften cirkuleres med simple ventilatorer på den kolde side.

Den luft, der tilføres til varmeveksleren (luft/luft til en luftturbine, eller luft/damp til en dampturbine) skal helst have den samme temperatur hele tiden, nemlig lagerets maksimaltemperatur.

Den tid, der går til fuld opladning, afhænger naturligvis af den effekt, man har til rådighed, og af lagerets afladningsgrad, når man begynder.

Mvh. Henrik

  • 1
  • 0

Hej Thomas

Jeg ser masser af problemer med at bære 10m partikler på ærtestørrelse af nogle gitre (selvom problemet kan reduceres ved at anvende større partikler i bunden for bedre bæreevne - de må heller ikke blive knust af vægten af de ovenliggende partikler).

Trykstyrken af basalt er nu rigeligt til stakning af mange gange 10 m højde.

Det er meget lettere at lagdele lageret med membraner (f.eks. hver 100mm), der meget kraftigt reducerer den interne konvektion.

Ja, det er en fin løsning - den har bare det problem, at prisen for 100 lag af en brugbar membran til 8-900 grader kan komme til at udgøre en betydelig del af den samlede investering. Der tror jeg, at de jævnlige skillevægge som skitseret ovenfor er en hel del billigere.

Ved vandret konfiguration er man fri til at optimere effekten og antal timer ved fuldlast, ud fra længde og tværsnitsareal af lageret samt størrelse på partiklerne. (Altså; hvor hurtigt vil man aflade sit 20.000 MWh varmelager)

Ja, det er helt korrekt, og det er en vigtig del af eksercitsen.

Mht. meget høje temperaturer (>700°C), så ville jeg nok lige klappe hesten og lave et proof-of-concept først ved 600°C, som passer godt med simple turbiner og almindeligt tilgængelige konstruktionsmaterialer.

Ja, det er også planen. En god, pragmatisk tilgang.

Men hvad med trykket i lageret? Hvis du vil blæse luften gennem lageret som en pebble bed, så skal hele lageret være under tryk. Det kan ikke lade sig gøre med et rektangulært lager i meget stor skala. Eller overser jeg noget du allerede har beskrevet?

Jeg har vist skrevet lidt om det før, men det gør ikke noget.

Når man dimensionerer lageret, må man indgå et kompromis på stenstørrelsen. Jo større sten, desto lavere flowmodstand og dermed desto lavere trykfald over lageret. Og omvendt, jo mindre sten, desto bedre varmeovergang.

For et vandret lager af nogle hundrede meters længde og en gennemsnitlig flowhastighed på 1.5 m/s er trykfaldet af størrelsesordenen 0.1 Bar ved sten af valnøddestørrelse. For et lodret lager af 10 m højde er trykfaldet meget lavere, og her kan man gå ned i ærtestørrelse.

0.1 Bar holdes let nede med en plastmembran belastet med et jordlag af 1 m tykkelse.

PS. Den konfiguration du har vist i indlægget d. 17. dec. får svært ved at komme op på 45% virkningsgrad. Hvis du erstatter den centrale varmeveksler (meget stor og meget, meget dyr!) med et brændkammer, så har du stort set en GE LMS 100 gasturbine. Den kan nå op på ca. 45% virkningsgrad, under forudsætning af at temperaturen ud af brændkammeret er omkring 1400°C. Og der er altså pokkers til forskel på Carnot virkningsgraden ved 1400 og 7-900°C.

´

Ja, det er fuldstændig korrekt, at der er pokkers til forskel på Carnot virkningsgraden ved 1400 og 7-900°C. Men der er også pokkers til forskel på en standard gasturbine og den konfiguration, der er vist i den nævnte blog.

GE's LMS gasturbine er en aeroderivative (dvs. udviklet på basis af en flymotor). I modsætning til en normal gasturbine har den intercooling, og det hæver virkningsgraden betydeligt, sammenlignet med konventionelle gasturbiner. Til gengæld har den jo stadig udstødning til omgivelserne. Man forsøger ganske vist at holde udstødningstemperaturen lav for at få moderate tab, og det gør man ved at have en usædvanlig høj kompression, over 40 gange. Men prisen for det er, at køletabet på intercooleren er betydeligt.

Til sammenligning med det har luftturbinen til energilageret en kompression på 7.5 gange, hvilket giver moderate tab på intercooleren, og udstødningen ledes direkte tilbage til lageret. Det er disse faktorer, som gør, at virkningsgraden for dette arrangement ligger tættere på Carnot-virkningsgraden, end det er muligt for gasturbinen.

Mvh. Henrik

  • 3
  • 0

Hej Jan

Hvis du vil lave et simpelt proof of concept i Danmark kan du nøjes med at lagre varmen ved høj temperatur og hive den ud igen som fjernvarme.

Ja, det kan jeg - men det er bare ikke så relevant i forhold til det, jeg er ude efter, som er lagring og regenerering af elektricitet.

Hvis man alene ønsker at gemme varme til fjernvarme, kan det meget bedre betale sig at gemme varmen i vand, som har fem gange højere varmekapacitet end faste stoffer.

Pt. er udfordringerne med integration af vind i DK heller ikke høje/lave peaks i elpriserne - men derimod vedvarende meget lave elpriser. Så i første omgang er medicinen for elmarkedet at skabe et stort fleksibelt elforbrug - ikke at udglatte pris spikes. Så hvis du i første omgang får lavet proof of concept på selve lageret kan resten komme senere :-)

Jeg er for så vidt enig i, at man set ud fra en snæver dansk synsvinkel og ud fra dagens udfordringer kunne komme langt med stabilisering af elpriserne ved at etablere et træk på elmarkedet. Men dels er vores afgiftssystem desværre ikke til dette, dels er synsvinklen efter min mening for snæver.

Energilagring bliver mange steder i verden en forudsætning for at nå de ønskede mål for andel af vedvarende energi i elforsyningen. Sådan er det rent teknisk ikke her i Danmark, fordi vi sandsynligvis godt kan nå målene baseret på en kombination af biomasse og virtuel lagring i vores nabolande. Med "virtuel lagring" mener jeg det, som foregår nu, nemlig at man reducerer brugen af vandkraft i Sverige og Norge, når der er overskud af vindkraft i Danmark, og omvendt. Men rent politisk er det sådan her i Danmark - også her får vi brug for energilagring, fordi det er den eneste måde, man kan komme det til kvalme gentagne argument til livs, nemlig det, at det jo ikke blæser hele tiden.

Det er på grund af disse behov, at man er nødt til at have levedygtige løsninger på lagring og genanvendelse af elektricitet.

Mvh. Henrik

  • 3
  • 0

Du er ikke den første til at designe en gasturbine cyklus til at udnytte et varmt medie på ca. 600°C eller derover. Det er vel over 100 år siden at man først fandt på konceptet "multi-stage intercool/reheat Brayton cycle", som dette er. Blot har du kun ét turbinetrin, hvilket ikke er godt for virkningsgraden.

Ja, som jeg vist nævnte i bloggen om luftturbinen, er konceptet oprindeligt udtænkt af den svensk-amerikanske opfinder John Ericsson i 1850'erne.

Det er nu ikke korrekt, at det har nogen nævneværdig betydning for virkningsgraden, at der kun er ét turbinetrin. Jeg tror, at du glemmer, at vi ikke har så meget mod varm udstødningsluft, fordi den ryger direkte tilbage i lageret, så den termiske energi ikke går tabt.

Ved at lade luften løbe gennem lageret inde i rør, så ville den kunne være under tryk, og du kan lave re-heat mellem flere turbinetrin, og dermed komme tættere på den ideelle Carnot virkningsgrad. (man øger arealet mellem kurverne).

Det er helt korrekt, at man kan lave et mere kompakt afladningssystem ved at tryksætte afladesystemet. For at gøre det, behøver jeg dog ikke at have varmelagerets kreds under tryk. Jeg kan nøjes med at have selve afladekredsen under tryk og så køre på atmosfæretryk i varmelageret. Så skal man ganske vist have varmevekslere, men det kan blive mindre end før, fordi den ene side (afladesystemet) nu er under tryk.

Et af problemerne ved at lade den komprimerede luft løbe gennem rør er naturligvis, at rørene generere aksiel konduktion mellem den kolde og varme zone. Det kan til dels minimeres ved at anvende lav rørdiameter, men kun til en vis grad. Denne strategi påvirker også det maksimalt opnåelige tryk i negativ retning. Hvis man i stedet kunne indsætte aksielt isolerende materiale med passende mellemrum, så ville det være en bedre løsning. Jeg kender dog ikke til sådanne materialer, der kan indsvejses i højtemperatur stål legeringer.

En anden ulempe er, at hele lagerkonstruktionen bliver mere kompliceret og langt dyrere pga. de mange km rør til høj meter-pris. Til gengæld slipper man for hulrummene i lageret, som nu helst ikke skal være der, og på den måde bliver hele lageret fysisk mindre.

Jeg har set på rørløsninger i mange iterationer under udviklingen af det termiske lager. Konklusionen er altid den samme - det er for dyrt, og man får let for dårlig varmeledning til det faste stof, fordi der med tiden kommer små luftspalter omkring rørene.

Det er på den baggrund, jeg har valgt en stenseng med fri gennemstrømning.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Hej Thomas

Du er ikke den første til at designe en gasturbine cyklus til at udnytte et varmt medie på ca. 600°C eller derover. Det er vel over 100 år siden at man først fandt på konceptet "multi-stage intercool/reheat Brayton cycle", som dette er. Blot har du kun ét turbinetrin, hvilket ikke er godt for virkningsgraden.

Ja, som jeg vist nævnte for nylig, er det grundlæggende koncept udviklet af den svensk-amerikanske opfinder John Ericsson helt tilbage i 1850'erne.

Det er nu ikke korrekt, at kun ét turbinetrin er særlig dårligt for virkningsgraden. Jeg tror, at du glemmer, at udstødningsluften går direkte tilbage til lageret, og at den varme, som ellers ville gå til spilde, ikke gør det, når man taler et varmelager.

Ved at lade luften løbe gennem lageret inde i rør, så ville den kunne være under tryk, og du kan lave re-heat mellem flere turbinetrin, og dermed komme tættere på den ideelle Carnot virkningsgrad. (man øger arealet mellem kurverne). Det er den foretrukne maskine til salt-kølede reaktor koncepter.

Nej, hvis jeg gerne vil køre med et tryksat system, behøver jeg ikke at have lageret tryksat. Jeg kan nøjes med at lave et lukket kredsløb for selve afladekredsen, og så køre på atmosfæretryk i lageret.

Det giver ingen gevinst rent virkningsgradsmæssigt, men et tryksat system har den fordel, at man kan køre med mere kompakt udstyr. Omvendt mister man faktisk lidt virkningsgrad sammenlignet med et åbent system for afladekredsen, fordi der kommer flere varmevekslere ind i kredsen.

En anden ulempe er, at hele lagerkonstruktionen bliver mere kompliceret og langt dyrere pga. de mange km rør til høj meter-pris. Til gengæld slipper man for hulrummene i lageret, som nu helst ikke skal være der, og på den måde bliver hele lageret fysisk mindre.

Undervejs i udviklingsarbejdet med konceptet for det termiske lager har jeg set meget på rørløsninger. Det ender altid med den samme konklusion: Det er for dyrt, og man får for store varmetab i de uundgåelige, små luftspalter omkring rørene. Så det duer ikke i praksis.

Mvh. Henrik

  • 1
  • 0

Et mere lavpraktisk problem er at den varme luft vil finde alle utætheder i isoleringen. 10m er en mærkbar skorstensvirkning. Det bliver spændende at se om jordlaget er både tæt og fleksibelt nok til stenenes mange udvidelsescyklus (hvad er bevægelsen ved 400graders ændring?). Det er jordlaget der skal stoppe utæthederne inden de brænder igennem plastmembranen, medmindre man finder en membran mere der kan tåle så høje temperaturer, og så er man næsten ovre i stolpeløsningen med svejste stålplader. Løbende termografi kan formentlig finde hotspots til reparation før de brænder igennem.

Jeg tror (ligesom Hvidberg?) at man er nødt til at bygge en prøvestand først og se om disse småproblemer kan løses før man kobler de dyre turbiner og varmevekslere på.

  • 1
  • 0

Hej Henrik

Hvad med lagerlevetid? Hvis 10år eller mere, kunne det tænkes at op/ladninger antal påvirkede sten/granulat med udvidelse/sammentrækning koefficienter, således at der blev sammenfald af materialer? Herved kan områder i lager måske ikke have op/afladecyclus? Anvendes luft recirkulering? Og kan man risikere afgivelse af materiale ved luftcirkulering, således at det kan sætte sig som støv mellem sten/granulat og derved forhindre korrekt luftcirkulation. Regnes med varmeafgivelse gennem isolering af lager på 1% pr dag? Hvis således, skal der ved 50MW tilføres 0,5MW/dag for at holde temperaturen konstant?

  • 1
  • 1

Hej Ole

Hvad med lagerlevetid? Hvis 10år eller mere, kunne det tænkes at op/ladninger antal påvirkede sten/granulat med udvidelse/sammentrækning koefficienter, således at der blev sammenfald af materialer? Herved kan områder i lager måske ikke have op/afladecyclus?

Ja, det er helt klart nogle af de gode spørgsmål. Der vil uundgåeligt forekomme en vis sætning, måske 5%. Det ændrer naturligvis ikke ved massen eller kapaciteten, men giver lidt større lufthastighed. Jeg regner normalt med en fyldningsgrad på 70%, som jeg tror er et godt bud på et lager, der har sat sig.

Jeg tror ikke, at sætningen betyder så meget for ensartetheden. Der vil under alle omstændigheder være en vis uregelmæssighed i lagerets fyldning.

Anvendes luft recirkulering? Og kan man risikere afgivelse af materiale ved luftcirkulering, således at det kan sætte sig som støv mellem sten/granulat og derved forhindre korrekt luftcirkulation.

Det kommer an på - den højeste termiske virkningsgrad fås med et åbent system, men et system med recirkulering giver mulighed for at køre afladekredsen separat, og så kan den side af sagen sættes under tryk.

Uanset konfigurationen vil der altid være en vis støvdannelse. Med basalt tror jeg ikke, det bliver noget af betydning, men hvis vi taler "fabirkeret" fyldmateriale, f.eks. baseret på kulaske, er det absolut noget, man skal eksperimentere med.

Regnes med varmeafgivelse gennem isolering af lager på 1% pr dag? Hvis således, skal der ved 50MW tilføres 0,5MW/dag for at holde temperaturen konstant?

De anlæg, der er beskrevet ovenfor, har typisk et tab på 0.5% pr. døgn eller lidt mindre.

Jeg forstår ikke helt dit sidste spørgsmål ... det er, som om du blander effekt og energi sammen - ?

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Hej Thomas

Jeg tror (ligesom Hvidberg?) at man er nødt til at bygge en prøvestand først og se om disse småproblemer kan løses før man kobler de dyre turbiner og varmevekslere på.

Ja, det er jeg helt enig i. Naturligvis skal der bygges en prøvestand.

Det, jeg er mindre enig i, er ideen om at lave et ful-blown anlæg, som skal levere fjernvarme. Jeg tror, at man skal holde sig til en prøvestand på nogle få m2, men i fuld højde, som man kan give rigtig mange lastcykler. Det tror jeg ikke, man skal blande fjernvarme ind i.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Hej Henrik

Tak for svar. Der manglede et "h" i "MW". Energiafgivelse til omgivelser på 0,5%/dag ved 50MWh lager giver et tab på 0,25MWh pr dag, Så der skal også tilføres 250kWh/dag ved "vindstille" for at holde konstant temperatur hver dag. Er der nogle beregninger, som viser hvilke energimængder, der skal tilføres for at oplade et termisk lager på 50 MWh på for eksempel 1 måned? Og holde temperaturen i 1 måned ved vindstille?

Ved brint-tanke er der intet tab. Men måske ved opbevaring af brint i salthorste? Og brint teknologien kan både være central/decentral. Men jeg har svært ved at se termiske højtemperatur lagre som decentrale? Jeg sammenligner ovenstående for at se fordele/ulemper ved begge teknologier!

  • 0
  • 0

Hvis man regner på et 50MWh energilager får jeg følgende resultat for et brint energilager: 1m3 brint ved 30bar tryk indeholder ca 100kWh=0,1MWh energi Så 50MWh brintlager ved 30bar tryk har rumfang 50MWh/0,1MWh=500m3 Hvis tank i lastbilstørrelse er 25m3 kræves altså 20 tanke for at indeholde 50MWh energi.

Det kommer selvfølgelig an på "brint-kraftværkets" kapacitet, hvor stort et brintlager, der kræves. Men 25m3, 30bar tanke er kendt teknologi og må kunne købes for overkommenlig pris. I udlandet er der stor udvikling i komponenter som stærkstrømsinvertere, elektrolyseenheder, brændselsceller. Så investering i brintlagring er næsten det samme som med vindmøller, altså store initialomkostninger og lave drift omkostninger. Og især hvis "spildvind udnyttes optimalt!

  • 0
  • 2

Så tror jeg vi er ved at nærme os hinanden - tak for hjælpen til at komme dertil Thomas Gade :-)

"Ja, det er jeg helt enig i. Naturligvis skal der bygges en prøvestand."

Selv et "lille" lager på F.eks. 500 MWh og effekt optag/afgivelse på 10 MW vil være værdifuldt i et mindre decentralt varmeområde. Og lageret vil kunne få mange op/afladninger som skal til for at lave proof of concept. Det helt kritiske i dette koncept er lageret - resten er i princippet kendt teknologi der kan regnes på og hvor du nok meget hurtigt vil være tryg med at gå op i +100MW størrelsen.

Sådan som reglerne er i DK i dag med Nettariffer og evt. PSO og den relativt lille volatilitet der er i elpriserne skal du have penge med hvis du vil have relativt mange op/afladnings cyklusser hvis du vil eftervise konceptet hvor du også har elproduktion.

  • 0
  • 0

Hej Henrik

Nedenstående vil jeg prøve med antagelser og overslagsberegninger at vise nogenlunde samme effektivitet for dit høj-temperatur energilager som brint energilager med elektrolysetab på 70%.

Min antagelse er at et termisk høj-temperatur lager op/aflader på samme måde som en elektrisk kondensator (blybatteri?). Opladning sker som funktion af naturlig logaritme, altså nogenlunde lineært op til varmekapacitet på 60% og derefter logaritmisk med asymptote mod højeste temperatur på 800grader. Afladning sker nogenlunde lineært fra 100% varmekapacitet til 40% og derefter logaritmisk. Hvis ovenstående er nogenlunde rigtigt vil opladning til 800grader og 100% varmekapacitet tage 5x tidskonstant, altså opladning tager 5 gange så lang tid som afladning ved de høje temperaturer.

Hvis man vil have en hurtigere opladning i området for brugbar luft til turbine (500-800grader) skal oplade luft have en højere temperatur (måske 1000grader), men det kræver andre materialer.

Jeg har nogle spørgsmål til dit ”enkle lager” på 17,5GWh: Her oplades ved indblæsning og recirkulering af 800grader varm luft fra varmelegemer samme sted som udblæsningsluft til turbine? Lageret kan altså ikke op/aflades på samme tid? Hvis der lades med 50MW er tidskonstanten altså 17500MWh/50=350timer, som er 14dage. Hvis ovenstående antagelser er rigtige og intet tab, er 60% af lageret opvarmet til 800grader og temperaturen i den kolde ende ca 500grader. Hvis de sidste 40% af lager skal op på 800grader, tager det 5x så lang tid, altså over 2 måneder.

”Det mere indviklede arrangement” lager på 24x50m: Her må opladning for indblæsning af varm luft og afladning til turbine også være samme sted? I stedet for støbte vægge kunne man tænke sig aflange støbte betonklodser med indlagte langsgående lufthuller? Disse ”lagerklodser” var så stablet oven på hinanden i højden med isolering hægtet udenpå. Den vandrette skillevæg kunne bestå af isolerende beton elementer. Det er altså en løsning som HEATCRETE

Desværre er der lange tidskonstanter ved realistiske op/afladninger. Og hertil kommer tab til omgivelse, ind/udblæsning spildvarme etc. Så et høj-temperatur energilager har nok svært ved at komme over 70% i virkningsgrad

  • 0
  • 1

Hej Ole

Så der skal også tilføres 250kWh/dag ved "vindstille" for at holde konstant temperatur hver dag.

Ja, man kan enten vælge at leve med, at der er en stille sivning fra lageret, eller man kan sørge for at kompensere for tabet ved at lade en gang imellem.

Ved batterier vælger man ofte at leve med den stille selv-afladning, som dog er noget lavere, typisk 0.1% om dagen for Li-ion batterier, og 0.15% om dagen for blybatterier.

Er der nogle beregninger, som viser hvilke energimængder, der skal tilføres for at oplade et termisk lager på 50 MWh på for eksempel 1 måned? Og holde temperaturen i 1 måned ved vindstille?

Et 50 MWh batteri skal jo have tilført en energimængde på 50 MWh for at gå fra helt afladet til helt opladet. Fordelt over månedens 720 timer, giver det en middeleffekt på 700 kW.

Hvis tabet er 0.5% i døgnet, tabes i alt 15% på en måned, og middeleffekten dertil bliver så 15% af 700 kW = 100 kW.

Ved brint-tanke er der intet tab. Men måske ved opbevaring af brint i salthorste?

Nej, man regner normalt ikke med tab ved brintlagring, heller ikke fra salthorste.

Og brint teknologien kan både være central/decentral. Men jeg har svært ved at se termiske højtemperatur lagre som decentrale?

Det afhænger jo lidt af definitionen af "decentral". Hvis vi taler decenteralt som helt ned på husholdningsniveau, så er en teknologi som min, der baserer sig på turbiner, ikke relevant. Men hvis vi taler decentralt som på almindeligt kraftvarmeværk-niveau, så tror jeg sagtens, det kan laves. En af de turbinetyper, jeg har kig på, er en 4.6 MW gasturbine fremstillet af Solar Turbines (et selskab i Caterpillar-gruppen). Den er interessant, fordi den har genanvendelse af udstødningsvarmen til forvarmning af den komprimerede luft, præcis som i Ericsson-cyklen. Med recuperatoren opnår man ca. 40% virkningsgrad, hvilket er usædvanlig godt for en lille gasturbine.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Hej Henrik

Ser vi ud af øjenkrogen oprakte hænder fra universiteterne?

Her er et par oprakte hænder fra Institut fra Geoscience ved Aarhus Universitet. Vi er et par stykker på instituttet, som har fulgt med i dine indlæg her på ing.dk, og som ser en række muligheder for at definere nogle gode geologiske/geofysiske/geotekniske projekter (forskning såvel som undervisning) inden for dette emne.

Mulige temaer er: Mineralogiske, mekaniske og termodynamiske egenskaber af reservoiret ved de relevante temperaturer. Fx: Basalt er et godt bud på et tilgængeligt materiale, som har relativt højt smeltepunkt, høj varmekapacitet (faktisk noget højere end 800 J/kg/K - især ved de høje temperaturer, der arbejdes med). Det har også højere aktiveringsenergi for faststofkryb (viskøs deformation) end fx kvarts, men spørgsmålet er, om det er tilstrækkeligt for at undgå viskøs kompaktion. En måske bedre egnet bjergart kunne være peridotit (ikke den mest kendte bjergart, men er intet mindre den måske mest almindelige bjergart i Jorden). Den har både højere varmekapacitet (varmecapacitet pr. volumen i særdeleshed), smeltepunkt samt aktiveringsenergi end basalt. Det er også muligt, at metamorfe bjergarter dannet ved højt tryk, fx Eclogit (basalt som har været en tur nede i >30 km dybde), kan være egnede pga. deres typisk høje densitet. Omvendt er de i princippet termodynamisk ustabile ved ”stuetryk” og vil retrogradere langsomt (ligesom diamant bliver til kulstof) især ved høje temperaturer, så der skal nok måles/regnes lidt på, om dette kan blive et problem. Luftens sammensætning har formentlig også betydning her – da fx H20 og CO2 kan virke som katalysatorer for den slags reaktioner. I sammenhæng med alt dette kan det generelt være relevant at undersøge i hvor høj grad luften vil reagere med den givne bjergart. Her kan både H20, CO2 og O2 reagere effektivt med basalt- og peridotit-lignende bjergarter, men i mindre grad med kvartsrige bjergarter.

Derudover er modellering/optimering af varmetransport i lageret givet fx forskellig kornstørrelse, mineralogi og geometri et interessant emne, som vi allerede har noget erfaring med fra andre sammenhænge, og som næsten er lige til højrebenet.

Du og andre (forskningsinstitutioner såvel som private aktører), som kunne være interesseret i at indgå i tværfagligt samarbejde om udarbejdelse af projekter er meget velkomne til at kontakte mig.

MVH http://pure.au.dk/portal/da/kenni@geo.au.dk

  • 5
  • 0

Hej Ole

1m3 brint ved 30bar tryk indeholder ca 100kWh=0,1MWh energi Så 50MWh brintlager ved 30bar tryk har rumfang 50MWh/0,1MWh=500m3 Hvis tank i lastbilstørrelse er 25m3 kræves altså 20 tanke for at indeholde 50MWh energi.

Ja, det lyder helt rimeligt!

Problemet er bare omkostningerne. Jeg ser ingen mulighed for at lave brintlagring i tanke, uden at det kommer på en energipris på mindst det dobbelte af, hvad man får med det termiske energilager.

Når det er sagt, så er det vigtigt for mig at understrege, at jeg jo ikke med min fokus på den termiske energilagring påstår, at det er den eneste mulige løsning. Den er en af en palet af løsninger, som også omfatter batterier, brint og sikkert også andre teknologier. Jeg synes blot, at denne løsning fortjener en undersøgelse, som den ikke har fået endnu, ikke mindst fordi det tyder på, at man kan nå lavere priser end med nogen anden teknologi.

Vi får se i løbet af de næste 5-10 år, om der kommer nogle gode lagerprojekter, så vi kan sammenligne!

Mvh. Henrik

  • 4
  • 0

Hej Jan

Selv et "lille" lager på F.eks. 500 MWh og effekt optag/afgivelse på 10 MW vil være værdifuldt i et mindre decentralt varmeområde. Og lageret vil kunne få mange op/afladninger som skal til for at lave proof of concept. Det helt kritiske i dette koncept er lageret - resten er i princippet kendt teknologi der kan regnes på og hvor du nok meget hurtigt vil være tryg med at gå op i +100MW størrelsen.

Sådan som reglerne er i DK i dag med Nettariffer og evt. PSO og den relativt lille volatilitet der er i elpriserne skal du have penge med hvis du vil have relativt mange op/afladnings cyklusser hvis du vil eftervise konceptet hvor du også har elproduktion.

Ja, det med økonomien kan du sådan set have ret i.

Når jeg nu sidder og funderer lidt over, hvorfor jeg egentlig har svaret, som jeg har gjort, er årsagen nok, at jeg anser selve lageret for relativt ukompliceret. Denne fornemmelse er baseret på den lange stribe af forsøg, jeg tog initiativ til og havde en gruppe til at gennemføre i min tid på Siemens. Dem kan jeg af gode grunde ikke forklare om her, da resultaterne jo nu en gang ejes af Siemens, men jeg kan på den anden side heller ikke "aflære" den viden, der er opnået.

Det er på denne baggrund (som jeg ikke kan beskrive i detaljer), at jeg er nogenlunde overbevist om, at selve det med at stakke materialet er noget, man i det store og hele "bare gør" (selv om der jo ikke er noget i verden, man "bare gør", når det kommer til stykket).

Derfor er de reelle spørgsmål mere på detail-niveau og på kalibrering. Detail-niveauet er noget om fyldmaterialets levedygtighed ved mange temperaturcykler, og kalibreringen er noget med eftervisning af beregnede parametre som varmeovergang og flowmodstand. Og disse parametre kan afklares på prøvestande i meget mindre skala - det kan godt være, at man skal have fuld højde på lageret, dvs. 10 m eller mere, men man kan nøjes med et beskedent tværsnit. Og derfor bliver selve energiindholdet på et niveau, hvor man ikke kunne drømme om at skulle bøvle med udstyr til at koble det på fjernvarmen.

Men som altid - det kan sagtens være, at jeg tager fejl ;-)

Mvh. Henrik

  • 4
  • 0

Hej Ole

Min antagelse er at et termisk høj-temperatur lager op/aflader på samme måde som en elektrisk kondensator (blybatteri?). Opladning sker som funktion af naturlig logaritme, altså nogenlunde lineært op til varmekapacitet på 60% og derefter logaritmisk med asymptote mod højeste temperatur på 800grader. Afladning sker nogenlunde lineært fra 100% varmekapacitet til 40% og derefter logaritmisk. Hvis ovenstående er nogenlunde rigtigt vil opladning til 800grader og 100% varmekapacitet tage 5x tidskonstant, altså opladning tager 5 gange så lang tid som afladning ved de høje temperaturer.

Hvis man vil have en hurtigere opladning i området for brugbar luft til turbine (500-800grader) skal oplade luft have en højere temperatur (måske 1000grader), men det kræver andre materialer.

Nej, det er faktisk ikke rigtigt. Sådan op- og aflades et termisk lager ikke.

Det er vigtigt, at man ikke forestiller sig lageret som et stor bassin med væske, hvor man i det store og hele vil have den samme temperatur over det hele, eller som en kondensator, hvor man vil have samme spænding over det hele.

Lageret har en intern temperaturgradient. Det konfigureres sådan, at den varme ende altid har den samme temperatur, og så den kolde ende i øvrigt også har den samme temperatur. Graden af opladning viser sig ikke ved endetemperaturen, men alene ved, hvor gradienten rent fysisk befinder sig inde i lageret.

Forstil dig i stedet en RIGTIG stor dynge af småsten, måske af form som en roekule (vi har jo alle vores yndlings-sammenligninger ... ), godt isoleret udenpå. For at varme den op, sender vi varm luft ind fra den ene ende. Så længe stenene er kolde, afsætter luften sin varme i de første sten, den møder. Derved afkøles luften selv, og resten af vejen ned gennem kulen er den af samme temperatur som de kolde sten. Efterhånden som vi tilfører mere energi, udgør de varme sten en stadig større del af kulen, men så længe der endnu er kolde sten i den fjernere ende, er det stadig kold luft, som kommer ud. Først når gradienten når helt ned til enden, begynder udblæsningsluften at blive varmere.

Det samme gør sig gældende, når vi aflader. Luften varmes op ved at passere forbi varme sten, og længe før den når den varme ende, er luften i ligevægt med stenene. Derved køler den slet ikke på den varme ende, og udblæsningsluften er på maksimum helt indtil, at lageret er næsten helt afladet.

Hvis du gerne vil lave en analogi med kondensatorer, kan du måske forestille dig en lang kæde af parallelle kondensatorer, som en for en kan indkobles. Når man begynder at oplade, er der kun én kondensator koblet til. Først når den er opladet, tilkobler man den næste og begynder at oplade den. Når man skal aflade, gør man i den modsatte retning og aflader kondensatorerne en af gangen. (Det er ikke verdens bedste analogi, men den forklarer måske lidt af forskellen i forståelserne.)

Jeg har nogle spørgsmål til dit ”enkle lager” på 17,5GWh: Her oplades ved indblæsning og recirkulering af 800grader varm luft fra varmelegemer samme sted som udblæsningsluft til turbine?

Jeps.

Lageret kan altså ikke op/aflades på samme tid?

Jo, det er der ikke noget til hinder for. Det kræver lige, at man sætter sig ned og laver en skitse af det, så kan man se, hvordan det kan arrangeres.

Hvis der lades med 50MW er tidskonstanten altså 17500MWh/50=350timer, som er 14dage. Hvis ovenstående antagelser er rigtige og intet tab, er 60% af lageret opvarmet til 800grader og temperaturen i den kolde ende ca 500grader. Hvis de sidste 40% af lager skal op på 800grader, tager det 5x så lang tid, altså over 2 måneder.

Som nævnt ovenfor, kan du ikke bruge et ræsonnement baseret på en fælles tidskonstant for lageret. Sådan er det ganske enkelt ikke konfigureret.

”Det mere indviklede arrangement” lager på 24x50m: Her må opladning for indblæsning af varm luft og afladning til turbine også være samme sted?

Nemlig.

I stedet for støbte vægge kunne man tænke sig aflange støbte betonklodser med indlagte langsgående lufthuller? Disse ”lagerklodser” var så stablet oven på hinanden i højden med isolering hægtet udenpå. Den vandrette skillevæg kunne bestå af isolerende beton elementer. Det er altså en løsning som HEATCRETE

Ja, det burde jeg nok have forklaret bedre. Bassinet til det lille lager er ikke støbt, men er opbygget af "byggeklodser" af ildfast isolering, stablet lag på lag i forbandt, men med tilstrækkelige mellemrum til at tillade småbevægelser ved termisk ekspansion.

Man vil nok ikke bruge Heatcrete, som har relativt god varmeledning, men i stedet en af de mange typer af ildfaste, isolerende sten, der er på markedet. De kan fås til meget højere temperaturer, end der er brug for her.

Mvh. Henrik

  • 4
  • 0

Hej Henrik

Hvis du gerne vil lave en analogi med kondensatorer, kan du måske forestille dig en lang kæde af parallelle kondensatorer, som en for en kan indkobles. Når man begynder at oplade, er der kun én kondensator koblet til. Først når den er opladet, tilkobler man den næste og begynder at oplade den. Når man skal aflade, gør man i den modsatte retning og aflader kondensatorerne en af gangen

Jeg tror vi misforstår hinanden om op/afladning af elektriske kondensatorer. Spændingen er her ens, som du siger, men strømmen lader kondensatoren op til fuldt opladning (til max 100% energi) med en naturlig logaritmisk funktion . Tidskonstanten for kondensatoren sammenligner jeg med termisk lager opladning med varm luft. Når varm luft sendes ind i stenlager vil der være temperaturgradient afhængig af luftstrøm og optagelse af energi igennem lageret. De første 60% bliver optaget nogenlunde lineært i lageret, men det er sværest at få sidste 40% energi optaget i lageret, derfor påstand om naturlig logaritme op/afladning. Jeg håber selvfølgelig, at der er teori bagved??

  • 0
  • 1

Hej Henrik

Ja, det burde jeg nok have forklaret bedre. Bassinet til det lille lager er ikke støbt, men er opbygget af "byggeklodser" af ildfast isolering, stablet lag på lag i forbandt, men med tilstrækkelige mellemrum til at tillade småbevægelser ved termisk ekspansion.

Jeg mener faktisk at det lille lager kan opbygget af støbte betonklodser med indhold af stenarter med stort energiindhold og tilstrækkelige lufthuller, så op/afladning kan ske med rimeligt tidskonstant. Og stablet i forbandt lag på lag, således at varm luft udnyttes effektivt.

  • 0
  • 0

Hej Henrik,

"Når jeg nu sidder og funderer lidt over, hvorfor jeg egentlig har svaret, som jeg har gjort, er årsagen nok, at jeg anser selve lageret for relativt ukompliceret."

Fedt at du ser sådan på det.... Så er det jo bare at komme i gang!

Men så med så meget andet i den lidt koncervative energi branche gælder det om at have et anlæg der kan vises frem. Held og lykke med at finde det første site! Jeg er desværre bange for at tiden ikke er moden til en sådan teknologi i DK endnu - men måske skal vi ikke så langt væk. I Slesvig Holsten blev vindmølleejere kompenseret med 200 mio EUR i 2015 fordi deres møller blev stoppet - og der er ikke udsigt til at det bliver bedre inden for nærmeste fremtid! det efterlader jo trods alt lidt luft til en teknologi med energilagring.

Held og lykke med projektet

  • 0
  • 0

vi misforstår hinanden om op/afladning af elektriske kondensatorer. Spændingen er her ens, som du siger

Nej, det siger Stiesdal ikke - tværtimod; han skriver {først når første kondensator er fuldt opladet, startes opladning af næste kondensator} - altså forskellig spænding. Jeg tror Ole misforstår flere ting løbende i denne debat uden at være klar over det, og det skaber forvirring. Jeg har selv misforstået ting, men man bør prøve at afklare og afprøve sine antagelser, og sammenligne med andres udlægning.

For 3. gang nu : Lagerets varme ende er ALTID 800 grader, og den kolde ende er ALTID 400 grader - uanset hvor meget lageret er op- eller af-ladet. Ladetilstanden afgøres af hvor i lagerets længderetning temperaturspringet fra 400 til 800 grader er, og denne temperaturgradient er meget lokal - indenfor nogle få meter.

Altså, 100m inde i lageret kan luft og sten være 400 grader, 105m er de 600 grader, og på 110m er de 800 grader varme. Denne grænse flytter man så frem og tilbage når man op- og af-lader. Måske en animation kan hjælpe på forståelsen?

Det skyldes at luften (med sin lave varmekapacitet) næsten øjeblikkeligt vil antage samme temperatur som stenene (som har høj varmekapacitet). Derfor er det vigtigt at temperaturgradienten er så lokal som muligt, uanset hvor man flytter den hen i lageret. Derfor har Stiesdal tegnet skrå plader i det vandrette lager for at undgå at den varme luft selv lagdeler sig og gør temperaturgradienten meget aflang. En tilsvarende mulighed er at placere lageret på en 30 grader skråning, så sørger hældningen selv for at holde temperaturgradienten lokal.

Opladningstiden afgøres af hvor meget effekt man pumper ind ved de 800 grader - jo mere effekt, des højere luftflow i kortere tid.

  • 4
  • 0

Hej Ole

Når varm luft sendes ind i stenlager vil der være temperaturgradient afhængig af luftstrøm og optagelse af energi igennem lageret. De første 60% bliver optaget nogenlunde lineært i lageret, men det er sværest at få sidste 40% energi optaget i lageret, derfor påstand om naturlig logaritme op/afladning.

Ja, jeg forstår godt din tankegang, den er blot forkert.

Lad mig se, om jeg kan forklare det lidt bedre.

Forestil dig to ens vandrør af stål, som begge har en længde på lidt over 1 m. Rørene er fyldt med sand. Rør 1 er ubehandlet, mens rør 2 er stukket tværs gennem en 1 m tyk blok af mineraluld, så der kun stikker en lille smule af røret ud på hver side.

Stålrørene og deres indhold af sand har til at begynde med stuetemperatur, og nu ønsker vi at opvarme dem til 600 grader. Det gør vi på to forskellige måder -

Rør 1 opvarmer vi ved at placere det i en ovn, som vi med en termostat holder på 600 grader. Rør 2 opvarmer vi ved at blæse en luftstrøm gennem sandfyldet, hvor vi med en termostat holder indblæsningstemperaturen på 600 grader.

Opvarmningsforløbet i de to rør vil være helt forskelligt, selv om varmeovergangen i dem begge følger Newtons lov (når vi ser bort fra stråling m.v.), der som bekendt angiver, at temperaturændringen pr. tid er er proportional med temperaturforskellen. Det er fra dette, vi har det logaritmiske opvarmningsforløb, som du beskriver.

Opvarmningen af rør 1 (det i ovnen) vil forløbe, som du beskriver. Til et givet tidspunkt vil alle dele af røret og fyldet inden have nogenlunde den samme temperatur. Temperaturen vil stige hurtigst til at begynde med, hvor temperaturforskellen er størst, og stigningstakten vil aftage, efterhånden som røret og fyldet bliver varmere.

Opvarmningen af rør 2 går helt anderledes. Når vi blæser varm luft ind i den ene ende, opvarmes denne ende hurtigt. Samtidig afkøles luften, fordi den afgiver sin varme, og lidt henne i røret er luften på samme temperatur som rør og fyld, og den her derfor ikke mere energi at afgive. Efterhånden som indblæsningsenden bliver varm, flytter det område, hvor luften ikke længere har ret meget energi at afgive, sig ned gennem røret, og fyld og rør bliver varmt længere og længere hen ad røret. Men under det meste af opvarmningsforløbet vil der være stor forskel på temperaturen af den varme og den kolde ende.

I din diskussion beskriver du opvarmningsforløbet af rør 1. Men varmelageret er udført og opvarmes som rør 2.

Jeg håber selvfølgelig, at der er teori bagved??

Det spørgsmål forstår jeg ikke rigtig - ?

Mvh. Henrik

  • 5
  • 0

Hej Thomas og Henrik

"skyldes at luften (med sin lave varmekapacitet) næsten øjeblikkeligt vil antage samme temperatur som stenene (som har høj varmekapacitet). Derfor er det vigtigt at temperaturgradienten er så lokal som muligt, uanset hvor man flytter den hen i lageret. Derfor har Stiesdal tegnet skrå plader i det vandrette lager for at undgå at den varme luft selv lagdeler sig og gør temperaturgradienten meget aflang. En tilsvarende mulighed er at placere lageret på en 30 grader skråning, så sørger hældningen selv for at holde temperaturgradienten lokal."

Ok, varme ende er altid 800grader og kolde ende er altid 400grader. Det er gode argumenter. Og jeg er enig i at reducere varmelager i den kolde ende ved at placere lageret på en 30grader skråning, så hældningen holder temperaturkoefficienten lokal. Således at en større andel af energilagret har brugbar temperaturer mellem 400-800grader til indblæsning i turbine.

"Altså, 100m inde i lageret kan luft og sten være 400 grader, 105m er de 600 grader, og på 110m er de 800 grader varme. Denne grænse flytter man så frem og tilbage når man op- og af-lader."

Meningen med mine antagelser og beregninger var at udnytte lageret optimalt. I de første 100m har lageret ikke opnået 400grader brugbar temperatur? Ved ovenstående lager hældning på 30 grader, reducering af rumfang og ændringer i luftkanaler kan man måske få temperaturen hurtigere op over 400grader. Ved forsøg kan man måske reducere længden til 50m fra indgang til brugbar temperatur på 400grader og således gøre lager op/afladning mere effektivt!

  • 0
  • 2

Lageret kan altså ikke op/aflades på samme tid?

                    Jo, det er der ikke noget til hinder for. Det kræver lige, at man sætter sig ned og laver en skitse af det, så kan man se, hvordan det kan arrangeres  

Her er min børnetegning af hele lageret (uden turbiner, varmevekslere osv) - en animation ville være bedre. http://peecee.dk/upload/view/456029

Tegningen repræsenterer min forståelse, og er dermed ikke så fyldestgørende som Stiesdals tanker. Fx viser tegningen ikke hvordan lageret kan op- og af-lades på samme tid.

Bemærk at HELE den blå zone er 400 grader, og HELE den røde zone er 800 grader. Det er interessant hvor lang overgangszonen (temperaturgradienten) bliver i virkeligheden.

  • 1
  • 0

Hej Thomas

Tak for graf over "Hot stone heat storage". Så vidt jeg kan se udnyttes lageret ca 50%. Så når energiindholdet er 17,5GWh i det store U-formede termiske, kan det altså rumme i alt 35GWh, hvis 100% udnyttelse?

Mine antagelser har gået ud på at udnytte energilager 100%, derfor har jeg nævnt naturlig logaritme funktion og 5x tidskonstant for fuld 100% opladning. Men op til 50% er der, som jeres graf angiver, en nogenlunde lineær funktion af tidskonstant. Hvis 100% udnyttelse skal hele lageret være 800grader og det er nok utopi og umulig at oplade. Så nu er den misforståelse opklaret. Tak for det.

  • 0
  • 2

varme ende er altid 800grader og kolde ende er altid 400grader.

I de første 100m har lageret ikke opnået 400grader brugbar temperatur?

Ole, disse to af dine antagelser strider mod hinanden. Den første er korrekt, den anden er forkert. Det er den snævre grænse mellem 400 og 800 grader man flytter frem og tilbage ved op- og af-ladning af lageret :

Når man oplader lageret, puster man 800 grader varm luft ind i den varme ende. Når man AFLADER lageret, puster man 400 grader varm luft ind i den anden ende hvor stenene i forvejen er 400 grader varme. Denne "kolde" luft (400 grader) kommer ud af turbinen, som jo får 800 grader luft ind i sig fra lagerets varme ende. Dette er den simple metode - der findes andre metoder med andre parametre.

Det er sådan jeg har forstået det. Mine pædagogiske evner rækker ikke til at forklare det yderligere.

  • 2
  • 0

Tilføjelse til http://peecee.dk/upload/view/456029 Tegningen viser 4 forskellige ladetilstande for det samme lager : Øverste diagram er et fuldt ladet lager. Næstøverste er når lageret er 2/3 fyldt. Næstnederste er når lageret er 1/3 fyldt. Nederste diagram viser et tomt lager.

Henrik, de marketing- og djøf-folk (og politikere?) du møder kan måske også misforstå konceptet, så en simpel animation kan forhindre mange forviklinger så I kan koncentrere jer om det væsentlige. Vil nogen lave en animation?

  • 1
  • 0

Hej Henrik

"Så vidt jeg kan se udnyttes lageret ca 50%. Så når energiindholdet er 17,5GWh i det store U-formede termiske, kan det altså rumme i alt 35GWh, hvis 100% udnyttelse?"

Svar: "Nej, det er ikke korrekt. Energiindholdet på 17.5 GWh er ved nogenlunde fuld opladning"

Så vidt jeg kan se fra graf over "Hot stone heat storage" har halvdelen af lager opnået brugbar temperatur mellem 400-800grader.

Jeg definerer lager fuldt opladet, når hele lageret har opnået temperatur på 800grader. Så der har vi nok misforstået hinanden. Dit projekt definerer fuldt opladet, hvis halvdelen af lager har temperaturer mellem 400-800grader?

Men der er jo forskel i energiindhold af lager (sten?). Hvis opladet til 800grader vil turbinen køre til sten er afladet til 400grader, altså stort energiindhold. Sten kun er opladet til 400grader, vil turbinen hurtigt aflade restende varme, altså lille energiindhold.

Så hvis jeg skulle definere 50% opladning, ville det være der hvor turbinen kan udnytte halvdelen af lager samlede potentielle energiindhold! Altså halvdelen af lageret har en gennemsnit temperatur på 800grader?

Grunden til jeg fortsat "pinder i opladning" er for at få fastslået, hvor stor en procentdel af det potentielle samlede energiindholdet i lager, som turbinen kan udnytte!

Ud fra grafen, ser det ud til at være mindre end 50% af lageret samlede potentielle energiindhold, som turbinen kan udnytte? Snarere 25%?

  • 0
  • 0

Betragt lageret som fuldt afladet hvis det hele har opnået en temperatur på 400 grader. Det er selvfølgelig korrekt at du ville kunne udnytte forskellen imellem 400 grader og den omgivende lufttemperatur, men det er (svjhf) ikke formålet.

Alle anlæg har nogle bygge- og vedligeholdsomkostninger, også Henriks stenlager. Tænk de salthorste vi opbevarer gas i.

Konstruktion, salthorste: Udspulning. Konstruktion, stenlager: Sten og isolering.

Grundlæggende lagring, salthorste: Den første atmosfæres naturgas. Grundlæggende lagring, stenlager: De første 400 grader

Vedligehold, salthorste: Tab af gas pga utætheder osv, tab ifm vedligehold/nyudspulning Vedligehold,stemlager: Varmetab til omgivelserne på trods af isolering.

Ligesom vi heller ikke indregner den første atmosfæres naturgas med om en del af lageret, så skal du også se bort fra eventuel udnyttelse af de første 400 grader opladning af stenlageret.

Om du så mener at det er et dårligt "batteri" fordi kun halvdelen af ens lagringskapacitet kan udnyttes er ret underordnet. Hvad der tæller er kun en ting: Pris per lagret kWh, inklusiv kapitalomkostninger, tab og vedligehold, ikke hvor stort arbejdslageret er i forhold til det teoretiske lager.

  • 3
  • 0

Hej Anders

Betragt lageret som fuldt afladet hvis det hele har opnået en temperatur på 400 grader. Det er selvfølgelig korrekt at du ville kunne udnytte forskellen imellem 400 grader og den omgivende lufttemperatur, men det er (svjhf) ikke formålet.

Nemlig!

Man opererer indenfor et temperaturområde på 400 grader. Hvis man kører en ren luftturbine, er minimumstemperaturen 4-500 grader og maksimumstemperaturen 8-900 grader. Hvis man kører en ren dampturbine, er minimumstemperaturen 200 grader og maksimumstemperaturen 600 grader.

I begge tilfælde er den indledende opladning at betragte som et tab, alternativt som en (beskeden) del af den oprindelige investering.

Hvis vi ser på et system med luftturbine, hvor minimumstemperaturen er højest og investeringen derfor størst, kan vi lave et hurtigt overslag på det lager, der er vist i bloggen ovenfor - 1 mio.kWh med 50 MW op- og afladning.

  • Lager 2 EUR/kWh * 1 mio.kWh = 2 mio.EUR = 15 mio.kr.
  • Maskineri 750.000 EUR/MW * 50 MW = 37.5 mio.EUR = 280 mio.kr.
  • 50% oveni til diverse = 140 mio.kr
  • I alt 420 mio.kr.

Som det ses, er udgiften til selve lageret faktisk forsvindende

Opvarmning til 400 grader, før første opladning: - 1 mio.kWh * 20 øre/kWh = 200.000 kr.

De 200.000 kr., man skal investere i den første opvarmning, udgør altså under 0.1% af den samlede investering.

Og som du ganske rigtigt siger, har varme med en temperature på 400 grader kun begrænset værdi, når man gerne vil producere elektricitet.

Mvh. Henrik

  • 5
  • 0

Hej Anders

Betragt lageret som fuldt afladet hvis det hele har opnået en temperatur på 400 grader. Det er selvfølgelig korrekt at du ville kunne udnytte forskellen imellem 400 grader og den omgivende lufttemperatur, men det er (svjhf) ikke formålet.

                    Nemlig!  

Jeg er selvfølgelig enig i, at turbinen ikke kan udnytte halvdelen af lageret med en temperatur under 400grader. Men hvis det var muligt at oplade resten af lager op til 800grader, ville man udnytte lager maksimalt, og kunne omsætte mest mulig energi i turbinen. Det er min definition af lager 100% opladet.

Når grafen siger temperaturgradient fra 400-800grader lineært, så antager jeg, der er en gennemsnit temperatur på 600grader. Turbinen kan altså kun udnytte halvdelen af potentiel energiindhold!

U-formet lager på 175.000m3 kan derfor kun udnytte 1/4 af rumfanget til turbine energi. Regnestykket for turbine udnyttelse af lager: 175.000m3 x 0,1MWh x 1/4 = 4,3GWh

  • 0
  • 3

Men hvis det var muligt at oplade resten af lager op til 800grader, ville man udnytte lager maksimalt, og kunne omsætte mest mulig energi i turbinen. Det er min definition af lager 100% opladet.

Og det vil du kunne

Når grafen siger temperaturgradient fra 400-800grader lineært, så antager jeg, der er en gennemsnit temperatur på 600grader. Turbinen kan altså kun udnytte halvdelen af potentiel energiindhold!

Lad mig prøve at oversætte det du skriver her i forhold til et almindeligt batterier

"Når grafen siger at batteriet har en opladningsgradient fra 0 til 100 %, så antager jeg, der er en gennemsnitsopladningsgrad på 50%.

Mobiltelefonen kan altså kun udbytte halvdelen af potentiel energiindhold"

Jeg regner med at du kan se det ulogiske.

  • 3
  • 0

Når grafen siger temperaturgradient fra 400-800grader lineært, så antager jeg, der er en gennemsnit temperatur på 600grader

Ole, du læser det forkert, og får derfor forkerte antagelser og forkerte konklusioner. Gør dig selv og os andre den tjeneste at slette din hidtidige opfattelse, og læse tingene igen.

Vi har skrevet direkte, at overgangen mellem 400 og 800 grader (temperaturgradienten) er meget kort, indenfor nogle få meter. Ved op- eller af-ladning skubber turbinen denne overgang frem eller tilbage i lageret, men overgangen er stadig meget kort. Ved 50% ladetilstand er denne overgang midt i lageret, men den er stadig meget kort.

Når lageret er tomt, er næsten hele lageret på 400 grader, bortset fra lidt af den varme ende. Når lageret fyldes, skubbes den korte overgang mellem 400 og 800 grader den ene vej indtil lageret er fyldt. Når lageret er fyldt, er næsten hele lageret på 800 grader, bortset fra lidt af den "kolde" ende. Når lageret tømmes, skubbes den korte overgang mellem 400 og 800 grader den anden vej indtil lageret er tømt.

Dette er de enkle forhold. Hvis du har forestillinger som ikke stemmer overens med disse forhold, har du en forkert forståelse, og det er op til dig at opnå en bedre forståelse.

  • 3
  • 0

Hej Ole

Men hvis det var muligt at oplade resten af lager op til 800grader, ville man udnytte lager maksimalt, og kunne omsætte mest mulig energi i turbinen. Det er min definition af lager 100% opladet.

Ja, det er også min definition

Når grafen siger temperaturgradient fra 400-800grader lineært, så antager jeg, der er en gennemsnit temperatur på 600grader. Turbinen kan altså kun udnytte halvdelen af potentiel energiindhold!

Nej, det har du helt galt fat i.

Når lageret er næsten helt afladet, er det kun tæt på den varme ende , at temperaturen er 800 grader. Når vi bevæger os ind i lageret fra den varme ende, falder temperaturen hurtigt til 400 grader, og der holder den sig helt ned til den kolde ende.

Når lageret er næsten helt opladet, er stort set hele lageret på 800 grader. Når vi bevæger os ind i lageret fra den varme ende, holder temperaturen sig konstant på de 800 grader, indtil vi er næsten nede ved den kolde ende. Først her falder temperaturen hurtigt til 400 grader.

U-formet lager på 175.000m3 kan derfor kun udnytte 1/4 af rumfanget til turbine energi. Regnestykket for turbine udnyttelse af lager: 175.000m3 x 0,1MWh x 1/4 = 4,3GWh

Nej, jft. ovenstående er det helt forkert.

Mvh. henrik

  • 3
  • 0

U-formet lager på 175.000m3 kan derfor kun udnytte 1/4 af rumfanget til turbine energi. Regnestykket for turbine udnyttelse af lager: 175.000m3 x 0,1MWh x 1/4 = 4,3GWh

                    Nej, jft. ovenstående er det helt forkert  

Grafen viste altså ikke 100% opladet, men kun 50% opladet, når du siger, at næsten hele lageret er på 800grader når fuldt opladet. Så jeg ændrer regnestykket for turbine udnyttelse af lager: 175.000m3 x 0,1MWh x 1/2 = 8,6GWh

Turbine kan altså kun udnytte halvdelen af lager rumfang, da det kun er energiindhold i temperaturområdet 400-800grader, der kan bruges til at drive turbinen?

  • 0
  • 1

Hej Ole

Grafen viste altså ikke 100% opladet, men kun 50% opladet, når du siger, at næsten hele lageret er på 800grader når fuldt opladet. Så jeg ændrer regnestykket for turbine udnyttelse af lager: 175.000m3 x 0,1MWh x 1/2 = 8,6GWh

Turbine kan altså kun udnytte halvdelen af lager rumfang, da det kun er energiindhold i temperaturområdet 400-800grader, der kan bruges til at drive turbinen?

Jeg ved ikke lige, hvilken graf, det er, du henviser til.

Jeg foreslår, at du læser selve bloggens tekst en gang til. Så kan du se, at vi kun regner med en temperaturforskel på 400 grader, svarende til området 400-800 grader, eller 200-600 grader, eller 500.900 grader, alt efter afladningssystemets arrangement.

Med en temperaturforskel på 400 grader har vi et brutto-energiindhold på 133 kWh/m3. Jeg regner dog ikke med fuld udnyttelse af lageret, og derfor sætter jeg energiindholdet til 100 kWh/m3.

Når det U-formede lager har et rumindhold på 175.000 m3, har det et energiindhold på 17.5 mio.kWh eller 17.5 GWh.

Mon ikke vi kan anse diskussionen af energiindholdet for afsluttet nu.

Mvh. Henrik

  • 2
  • 0

Hej Ole

Hvis du tager Thomas tegning som udgangspunkt, så er du vel med på at:

  • Den blå farve ikke er kold i normal betydning af ordet, men 400 grader og den røde er 800 grader
  • At det er fire separate tegninger af lageret ved forskellig "opladningsgrad": Den øverste helt opladet (800 grader igennem hele stenlageret), den nederste helt afladet (400 grader igennem hele stenlageret). Det er ikke et billedet af et firedelt lager.

Hvorfor mener du så at det kun er halvt opladet? Er det fordi man ikke udnytter spændet fra 30-400 grader?

  • 1
  • 0

Præcis, Anders. Jeg har uploadet en lidt anderledes tegning : http://peecee.dk/upload/view/456076 B viser lageret som 2/3 opladet, C som 1/3 opladet. A-B-C-D er 4 forskellige tilstande for det samme lager.

Jeg har ikke Flash på computeren, men din animation er nok mere intuitiv end tekst og tegning. På en måde kan Oles misforståelser være det vigtigste bidrag i diskussionen, fordi de presser os til skære tingene ud i pap og dermed nå et bredere publikum.

  • 3
  • 0

Hej Henrik

Jeg henviser til graf http://peecee.dk/upload/view/456029 Her viser den 50% opladning i turbinens nytteområde 400-800grader

Du har ovenfor nævnt, at lageret er fuldt opladet, når temperaturen er 800grader i hele lageret. Grunden til mit regnestykke 175.000m3 x 0,1MWh x 0,5 = 8,6GWh er turbinens udnyttelse af energiindhold i lageret ved afladning Her har du selv angivet temperaturen er 400grader i hele lageret, når afladet. Ergo skal der dobbelt rumfang af lager, hvis udnyttet turbine energiindhold stadig skal være 17,5GWh, som dine beregninger angiver.

Tak for en god faglig diskussion, men her vil jeg også gerne slutte.

  • 0
  • 3

Hej Ole

Du har ovenfor nævnt, at lageret er fuldt opladet, når temperaturen er 800grader i hele lageret. Grunden til mit regnestykke 175.000m3 x 0,1MWh x 0,5 = 8,6GWh er turbinens udnyttelse af energiindhold i lageret ved afladning Her har du selv angivet temperaturen er 400grader i hele lageret, når afladet. Ergo skal der dobbelt rumfang af lager, hvis udnyttet turbine energiindhold stadig skal være 17,5GWh,

Nå, ja, den kan jeg jo så ikke lige lade stå uimodsagt.

I selve blog-teksten ovenfor skriver jeg -

CITAT

Relevante fast stoffer, som f.eks. stenmaterialer, sand, beton, kulaske m.v., har alle stort set den samme varmekapacitet, 0.8 kJ/kg/grad.

I varmelageret vil man typisk operere med en temperaturgradient på 400 grader. Med afladning i et kulkraftværk er temperaturområdet 600-200 grader, og med en luftturbine 800-400 grader (eller 900-500 grader, hvis man går til grænsen for de almindelige materialer).

Relevante faste stoffer som basalt, sand, beton m.v. har typisk en nettomassefylde på 2000–2500 kg/m3. I lageret skal materialet være granuleret, og så falder den gennemsnitlige massefylde på grund af luftlommerne i granulatet. Vi kan, måske lidt konservativt, sætte den til 1500 kg/m3.

Energiindholdet i en kubikmeter af vores lagermateriale bliver således

E = C m ΔT = 0.8 kJ/kg/grad • 1500 kg/m3 •400 grader = 480.000 kJ/m3 = 133 kWh/m3

Nu kan man ikke aflade lageret helt, for så bliver temperaturen i den varme ende for lav. I runde tal kan vi derfor regne med at have et termisk energiindhold på 100 kWh/m3.

CITAT SLUT

Som du kan se, opnår man et energiindhold på 100 kWh/m3 ved en temperaturforskel på 400 grader.

Længere nede i blog-teksten skriver jeg om selve lageret:

CITAT

Lagermaterialet 1 er udlagt i et 250 m langt U, hvor hvert "ben" har 10 m højde og 45 m bredde. Det samlede volumen er ca. 175.000 m3, svarende til et energiindhold på 17.5 mio.kWh. Lagermaterialet kan eksempelvis være basalt, knust til knolde af størrelse som valnødder.

CITAT SLUT

Som du kan se, er det fuldstændig konsistent. Med et volumen på 175.000 m3 får man således 17.5 GWh og ikke de 8.6 GWh, som du kommer frem til.

Mvh. Henrik

  • 6
  • 0

Jeg henviser til graf http://peecee.dk/upload/view/456029 Her viser den 50% opladning i turbinens nytteområde 400-800grader

Ole, det er en tegning, IKKE en graf. Du har igen misforstået. Det er fire separate tegninger af lageret ved forskellig "opladningsgrad". Du er nødt til at læse hvad folk skriver, og stille spørgsmål til dine egne antagelser.

Her er en lidt opdateret tegning : http://peecee.dk/upload/view/456083 Se også Anders' video : http://www.wideo.co/view/12457961452454721008

  • 5
  • 0

Spørgsmål: Op og afladning vil få materialet/granulatet til at udvide sig og trække sig sammen, vil dette ad åre ikke få materialet til at gnide/slide sig selv til fint støv og synke sammen?

Forslag: Top laget af jord på de 5 ha areal som lageret kommer til at fylde, skal da tilplantes med energipil/elefantgræs Det kan vel give 40-50 Tons tørstof til krafvarmeværkerne og dermed forbedre regnskabet en del.

  • 0
  • 1

Michael - get real

40-50 tons tørstof er vel 250 Mwh indfyret eller 80 Mwh strøm ~ ½ % af lagerets kapacitet pr. op-/ afladning cyklus. Bliver lagerkapaciteten udnyttet 90 gange år taler vi mindre end 0,000005 % i forbedring

Griner lidt af mig selv over har misse det relative.

Men effekten fra 250Mwh indfyret ->80Mwh strøm afgiver jo 150Mwh til fjernvarme. (manko fra 230 til 250 er valgt grundet at der ikke er 100% effektivitet i krafvarme)

Ikke desto mindre så betyder en sådan etablering at vi skal opsætte ca 230Mwh færre vindmøller pr etableret lager. Heller ikke meget, men der er vel nok 5 stk 6MW møller færre. ??? eller ??

Dertil kommer at biomasse er en stabil energikilde der virker 24/7/365

Plus at hvis vi laver 50 af den foreslåede type lagre af 5ha med energipil på toppen, så skal vi importere 2.500 tons mindre biomasse om året.

  • 0
  • 1

lagre af 5ha med energipil på toppen

Der er plastmembran i toppen af lageret for at holde regnvand ude. Trærødderne vil skade membranen. Man kan godt fylde mere jord på for at rødderne får plads, eller bruge stærk membran, men det er noget bøvl hvis bare nogle få trærødder når igennem. Det er næppe besværet værd.

Jordlaget kan vedligeholdes med græs og måske får. Det er muligt man kan plante elefantgræs, men høsten er bøvlet på siderne, og jorden er jo beregnet til at være afvandet.

  • 0
  • 0

Hej Michael

Spørgsmål: Op og afladning vil få materialet/granulatet til at udvide sig og trække sig sammen, vil dette ad åre ikke få materialet til at gnide/slide sig selv til fint støv og synke sammen?

Jo, det med langtidsholdbarheden af materialet er netop et af de gode spørgsmål.

Som tidligere nævnt skal man have et materiale, som i sig selv kan tåle temperaturcyklerne. Det udelukker eksempelvis granit, derfor den megen fokus på basalt ovenfor.

Om så basalt vil slides for meget i kontaktpunkterne ved op- og afladning - jeg tror det ikke, men det reelle svar på spørgsmålet er, at det må komme an på en prøve, hvilket mere konkret vil sige forsøg med temperaturcykler under vægtbelastning. Jeg tror, at man kan komme langt med forsøg på en søjle af relativt begrænset tværsnit, måske 500 x 500 mm,, som indeholder det relevante materiale pakket i 10 m højde.

Forslag: Top laget af jord på de 5 ha areal som lageret kommer til at fylde, skal da tilplantes med energipil/elefantgræs Det kan vel give 40-50 Tons tørstof til krafvarmeværkerne og dermed forbedre regnskabet en del.

Fordele og ulemper i dette forslag har Karsten og Thomas jo givet udmærkede svar på ovenfor.

Ud over kommentarerne i svarene har jeg den yderligere bemærkning, at man ikke skal glemme, at plantedækket ovenpå lageret skal kunne trives i et relativt tørt miljø. Det er jo sådan, at temperaturgradienten fra de 600 grader inde i lageret og til atmosfæren udenfor alene befinder sig i isoleringsmaterialet under plastmembranen. Den påfyldte jord bidrager også til isoleringen, selv om det er i meget mindre grad, og der sker en varmetransport ud gennem jorden. Det medfører, at de nederste jordlag vil være på en noget forhøjet temperatur, og derfor vil jordlaget udtørres hurtigere efter regn, end når der ikke er et stort varmelegeme nedenunder.

Dertil kommer, at det måske ikke er så hensigtsmæssigt at operere med større maskiner ovenpå lageret.

Af disse årsager og af de årsager, som Karsten og Thomas har nævnt, tror jeg, at man skal begrænse sig til et græsdække.

Mvh. Henrik

  • 3
  • 0

Kan lageret ikke bygges stabilt nok til at fungere som fundament for en bygning og eventuelt en bygning, der kan huse en eller flere storforbrugere af enten kulde eller varme fra lageret. Dermed bliver grunden som lageret bygges på lidt mere værd og total økonomien forbedres med hvad der svarer til udlejning af bygningen samt fordelen ved at fundering for bygningen indgår i konstruktion af lageret.

Også storproducenter af varme som fx datacentre kunne være interessante lejere da kølingen af dem kunne hæve indgangstemperaturen til lageret og dermed forbedre energieffektiviteten.

En hel del af verdens store kulkraftværker ligger på matrikler som byudviklingen er ved at gøre værdifulde, da de altid ligger ved havn og eller ved jernbaner. Et case study af dygtige designere som fx http://kirt-thomsen.com/About kan nok få meget mere ud af de store attraktive arealer som kulkraftværker i dag beslaglægger.

For storbyer er der yderligere meget store fordele ved at konvertere eksisterende kulkraftværker til energilagre, da de har store omkostninger til de skader på bygninger og helbred som kulkraftværker medfører, så der kunne sagtens åbne sig alliancemuligheder, hvor der vil være vilje til at komme med penge til forstudier, der samtidigt sikrer bevågenhed i forbindelse med den nødvendige sagsbehandling.

En samlet gennemtænkt løsning kan blive mere værd end summen af sine dele.

  • 2
  • 0

Hej Henrik

Her er artikel om det nye Sunshot initiativ, så nu kan du vist godt booke billet og gennemføre dit projekt i USA. http://reneweconomy.com.au/2016/sunshot-pr...

Det fremgår af artiklen, at der regnes med en batteriudgift på pt. $0,30/kWh for solel, der i USA koster $0,06/kWh på 20 årige PPA kontrakter.

Med dine skønnede udgifter på $0,05/kWh (har ikke helt analyseret dine forudsætninger, men tror de er meget mere konservative end hvad Sunshot opstiller, da de regner med 90% discharge hver dag, hvad der jo giver megen omsætning igennem lageret).

Det fremgår også af artiklen at der er $18 mill i grants. Som noget unikt ved dit koncept er fordelen for utilities at de får noget ud af deres stranded assets iform af kulkraftværker, der skal lukkes - ellers ikke sjovt med forurenede grunde, nedrivninger osv.

Næsten alle andre batteri baserede løsninger er (gud forbyde det set fra utilities - 100% skalerbare og dermed totalt distribuerede), så du kommer med stort set den eneste grid scale utility friendly storage løsning som udnytter eksisterende værdiløs infrastruktur eget af utilities.

God vind med det selvom jeg selvfølgelig mener at det vil være langt mere rationelt at satse på Synfuels og over provisionering med primært vindkraft samt investering i et stærkere HVDC grid.

  • 2
  • 0

Hej Henrik, beklager det sene spørgsmål, men jeg har spekuleret over det siden jeg læste bloggen.

Jeg har tænkt over det scenarie, hvor varmelageret bruges som rent lager, dvs. energiindholdet er konstant over en periode. I det scenarie kan jeg se to udfordringer. Der er almindeligt varmetab til omgivelserne. Det kan minimeres med gængse metoder. Men der vil også ske en varmeudjævning mellem den varme og den kolde del. Det modvirker du ved at holde gradienten skarp mellem de to dele, og det kræver et minimalt flow i lageret.

Har du regnet på de tab? Det tror jeg du har, men jeg synes ikke det fremgår så klart af indlægget.

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