Når mængden af vedvarende energi i vores energisystem stiger, skal vi finde de gode løsninger på energilagring til dage uden sol og vind. To aktuelle projekteksempler, hvor energien gemmes over tid, er GridScale og MOSS.
Om Gustav Winckler var en egentlig profet, skal være usagt. Men i hans evergreen fra 1975, Gem et lille smil til det bli’r gråvejr, havde han alligevel en pointe, der også gælder for den grønne omstilling i dag: Man skal gemme lidt af den gode energi til de grå dage uden sol og vind.
Vejen til grøn energi, som er titlen på denne nyoprettede blog, går blandt andet gennem energilagring.
I mit første indlæg vil jeg derfor se på to konkrete eksempler på innovationsprojekter i den danske energiklynge, der er faciliteret af Energy Cluster Denmark, og hvor energien fra sol og vind lagres over tid.
I Gridscale arbejder en række partnere på et energilager, der indeholder knuste sten i ærtestørrelse, der opbevares i isolerede ståltanke. Når der er overskud af strøm på elnettet, flytter et specialkonstrueret varmepumpesystem varmeenergi fra ét sæt af tanke til et andet. Stenfyldet bliver koldere i de tanke, hvor energien tages fra, mens det bliver meget varmere i de tanke, som modtager varmen – helt op til cirka 600 grader. Man oplader altså energien som varme i stenene.
Stenene kan holde på varmen i mange dage, og når der på et tidspunkt er behov for mere strøm på elnettet, tilbageføres varmeenergien fra de varme tanke til de kolde tanke med en gasturbine, der producerer elektricitet. Denne løsning giver en høj effektivitet takket være lavt energitab. Lagerets størrelse kan skaleres op ved blot at tilføre flere tanke med stenfyld. Teknologien egner sig både til lagring i 8-18 timer for dag-til-dag udjævning af sol og den 3-7 dage lagring for at udjævne vindenergi ved lavvindperioder.
Projektet er støttet af EUDP med 21 mio. kroner og involverer: Andel, Stiesdal Storage Technologies A/S, Burmeister & Wain Scandinavian Contractor A/S, Welcon, Energi Danmark, DTU, Aarhus Universitet og Energy Cluster Denmark.
I et andet projekt lagres energien i smeltet salt. Molten Salt Storage (MOSS) er en ny løsning til et giga-størrelse energilager baseret på flydende hydroxidsalte. Løsningen er ekstremt effektiv og kan blive det første, termiske gigastørrelse-energilager, der bliver kommercielt udbredt.
Lagerkonceptet kan have flere anvendelser og vil i første omgang blive målrettet markedet for el og varme, hvor man forventer at kunne bygge det første kommercielle anlæg i 2024-2025.
I kompakte tanke med smeltede hydroxidsalte kan MOSS lagre 1 GWh (eller mere) med et lavt varmetab, så man kan spænde over 1-2 uger og stadig handle på de daglige ubalancer fra den vedvarende energiproduktion og efterspørgsel. For hvert 1 GWh lageranlæg i drift leveres årlige C02-reduktioner på 32.000 tons. Med flere anlæg i drift vil dette udgøre et stort bidrag til de danske klimamål i 2030.
Projeket har modtaget 13,24 mio. kroner i støtte fra EUDP og har disse partnere med ombord: DIN Forsyning, Alfa Laval Aalborg, KIRT X THOMSEN, San Electro Heat ApS, SULZER, Seaborg, Aalborg Universitet, HYME Energy og Energy Cluster Denmark.
… vil alting sikkert gå. De to projekter herover er eksempler på samarbejder om innovation mellem forskere og virksomheder. Herfra skal der lyde en kraftig opfordring til alle gode kræfter om at engagere sig i vejen til den grønne energi gennem projekter, der gør en grøn forskel. Så får vi alle endnu mere at smile af.
Velkommen til! Et ekstremt spændende og nødvendigt felt. MOSS er ny for mig, så jeg ser allerede meget frem til at høre de næste mange episoder i sagaen. Hvis du også behandler udenlandske anlæg, kunne jeg f.eks. godt tænke mig at høre din mening om det nye schweiziske pumped hydro-anlæg Nant de Drance: https://www.nant-de-drance.ch/
Jeg undrer mig over påstanden
"For hvert 1 GWh lageranlæg i drift leveres årlige C02-reduktioner på 32.000 tons."
Hvordan når man dog frem til det?
Hvis min hovedregning er korrekt: For at opnå den nævnte CO2-reduktion skal man hvert år lave 50 fulde afladninger af lageret, og hver afladning skal 100% fortrænge elproduktion fra naturgas.
Det lyder som en forholdsvis realistisk forudsætning for et lager, der indpasses i et elsystem, som det ser ud nu.
Måske ikke helt så realistisk i et fremtidigt elsystem, men det afhænger jo meget af, hvilken vej man vælger at gå med dette system.
For lagre må det present at oplyse target LCOS og Roundtrip-Effeciency.
Vi har den ene for Stiesdal, der som bekendt er sat på pause i udførsel, men den opgives til 55-60%. LCOS'en ukendt?
For Seaborg/Hyme er der ingen af disse oplyst?
Alborg fjernvarme og Aalborg CSP prøver noget ligende som Hyme, status på dette er ukendt, men jeres kommentar ville være interssant. DEt er Kyoto Group, som godt nok på forsiden syntes at være ren venture-kapital fælde, men dog er lig Hyme: https://www.kyotogroup.no/news/opening-kyo...
Jeg har længe fulgt vanadium flow batterier, eksempelvis danske Visblue https://www.visblue.com/product.html. Det undrer mig at der ikke sker mere, det ligner for mig en perfekt dansk løsning, super lavpraktisk og skalerbar
Det undrer mig at der ikke sker mere, det ligner for mig en perfekt dansk løsning, super lavpraktisk og skalerbar
Turn around efficiency AC -> AC på 65% ifølge deres hjemmeside er ikke overdrevet imponerende. Det kan gå an hvis løsningen er billig. Det fremgår ikke umiddelbart af hjemmesiden hvad deres løsning koster pr. kWh. Det er sikkert en god løsning til nødstrømsanlæg, men det ser ud til at Stiesdal kan opnå næsten samme effektivitet på industrielt skalerede anlæg. Stiesdals løsning virker nemmere at opskalere til kraftværksstørrelse.
På en skala fra 1-10 hvor vigtigt er det så at vi i første omgang får opsat tilstrækkelige VE anlæg ?
Vikinglink kommer næste år = endnu højere elpriser for os forbrugere !
Den billigste ( og mest effektive) " batteri vil være bruge sydNorge som "batterilager. Dvs at overskydende el sendes direkte ud til elforbrugerne i Norge og derved spare så meget på hydro vandlagrene at vi kan hente el tilbage til dk igen som vinden blæser.
De sparerede støtte kr til div p2x projektet og andre lagringssystemer med en virkningsgrad under 75 % kunne så passende bruges til at sikre den fornødne infrastruktur og udbygning af et elsamfund 2.0
Det er NU vi har brug for at blive geopolitisk uafhænghed af energi.
Det er NU vi skal vise verden at et moderne samfund kan reducere co2 og fossilforureing med min 70 %
Det er NU vil skal fjerne den magt som fossilindustrien og ICE bil industrien pt har. Det skaber simpelthen de forkerte politiske dagsordner verden rundt !
Om en har et stenlager på 600 grader, så kan en varme opp med å bruke en varmepumpe. Med dagens varmepumper kan en komme opp i ca 45 grader med en luft til luft varmepumpe. Denne oppvarming kan skje med en COP-verdi på 3 til 5. 1 kWh med strøm gir altså 3 til 5 kWh varme i stenlageret.
I dag har en varmepumper som leverer opp til 180 grader. Om COP her er 2, så dreier det seg om atskillig energisparing. Noen som har utfyllende informasjon?
La oss videre tenke oss at en varmepumpe klarer 600 grader med COP på 2. Altså 1 kWh gir 2 kWh til stenene. Fra stenene kan en via dampturbiner (og generatorer) trekke ut ca 35% av energien (pluss masse varme som er input til varmepumpe). Regnestykket blir følgende: 1 kWh -> 2 kWh -> 0,7 kWh strøm ut!
@Ketil ,alene det at du lige skraber performance af en evighedsmaskine perifert i dit regnestykke burde fortælle dig at det er utopi.
Du kommer ikke til at tanke stiesdals stenlager til 600g med varmepumpe nogensinde med en cop værdi der berettiger udviklingsomkostningerne til kompressordelen.
Du kommer ikke til at tanke stiesdals stenlager til 600g med varmepumpe nogensinde med en cop værdi der berettiger udviklingsomkostningerne til kompressordelen.
Uh.. det lyder da ellers til at være planen:
"The GridScale system works by converting excess electricity into heat at high temperature, up to 600 deg.C, and storing the heat in crushed rock. The charging system is configured as a heat pump, with compressors and turbines pumping heat energy from one or more storage tanks filled with cool stones to a corresponding number of storage tanks filled with hot stones"
https://www.stiesdal.com/wp-content/upload...
Jeg tænker dog bestemt at de har tænkt sig at lytte til hvad Carnot måtte have af input.
@Ketil ,alene det at du lige skraber performance af en evighedsmaskine perifert i dit regnestykke burde fortælle dig at det er utopi.
Hvis en er litt avansert så tenker en straks på evighetsmaskin. Er man enda mer avansert kjenner en teorien om temperaturbytte! Altså når et medium går ned i temperatur så vil et annet medium kunne heve sin temperatur tilsvarende (10 kWh ned er 10 kWh opp om prosessen er ideell)! Min lille "evighetsmaskin" (en varmepumpe) er så fantastisk at ved å varmeveksle mot luft ved 0 grader (og ned til -20) pumper den en væske som holder ca 50 grader inn i huset. Kvantitativt snakker vi i dette tilfelle om at 1 kWh inn til pumpe gir ca 4 kWh varme inne i huset (ca 2 kWh ved -20 grader). I snitt over året er min COP ca 3 (hvilket i følge innlegget foran er umulig (utopisk)).
@Ketil skal vi ikke dele mine påstande op så: Der står at man tager varme fra et lager og flytter til et andet,det er fint det kan man sagtens ,hvis temperatur forskellen er moderat på de to lagre , jeg gætter max 150 g, men din COP lider allerede , hvordan blev det føste lager varmt , også med varmepumpe antager jeg , det er hvad man kalder en kaskade hvor et køleanlæg betjener det næste, fra 0 til 600g vil være 4 trin,
Hvis vi antager cop 2 på hvert trin: Trin et >>1kwh ind plus 1kwh el,,, trin to>> 2kwh ind plus 2kwh el. Og så fremdeles , ved 600 g står du med 16 kwh hvoraf 15 er investeret el.
Du mener så at 30 % kan returneres som el == 5kwh, så har du 11 kwh varme hvoraf de 10 kwh er fra el . Ergo :15kwh ->16 kwh->5kwh strøm ud ,Det er langt fra 1 kWh -> 2 kWh -> 0,7 kWh strøm utMin påstand nr 2:
Bemærk jeg påstår ikke at det er umuligt , min påstand er at den opnåelige COP ikke økonomisk kan berettige udviklingen af et så eksotisk varmepumpe system , se ovenstående, jeg går her ud fra at al "gratis "energi indhentes ved stuetemperatur.
Lad os nu se, der er jo et testanlæg på vej men jeg tror ikke Stiesdal har tænkt sig at gå evighedsmaskine vejen på sine gamle dage.
@Ketil skal vi ikke dele mine påstande op så:
Det behøver i faktisk ikke - konceptet er ret tydeligt beskrevet i Stiesdals blogindlæg, i kombination med dem og det som er på hjemmesiden er metodikken ret klar. Der sigtes efter lave COP'er (1.5 hvis jeg husker ret), men pumpen står samtidig for at flytte energien, og der benyttes ikke faseskift.
Det er ikke en eksotisk varmepumpe - det er en "simpel" kompressor .
https://ing.dk/blogs/stiesdals-blog?page=1
Konceptet er selvsagt ændret en hel del - men ideerne er i bloggen.
@Ketil ,alene det at du lige skraber performance af en evighedsmaskine perifert i dit regnestykke burde fortælle dig at det er utopi.
Du kommer ikke til at tanke stiesdals stenlager til 600g med varmepumpe nogensinde med en cop værdi der berettiger udviklingsomkostningerne til kompressordelen.
Jeg leste din kommentar her som at det å få ut 3 kWh med input på 1 kWh er utopi. Ut fra ditt neste innlegg synes det som at jeg har misforstått deg.
Ellers er mitt første innlegg formet som spørsmål. En klarer i dag COP opp til 5 på mindre temperaturdifferenser (ca 15 grader og COP 2 ved 45 grader). Kan en da klare COP 2 ved ved en mye større differense som må til opp til 160 og enda mer opp til 600 grader. Å stille disse spørsmålene var enste formål med mitt innlegg.
Til #14:
Ifølge Carnot er der en øvre grænse for, hvor meget arbejde man kan hive ud af en afkøling fra temperaturen T1 til temperaturen T2:
Andelen af varmeeffekten, som bliver til arbejde, kan ikke overstige (T1-T2)/T1, hvor begge temperaturer måles i Kelvin
Hvis man vil undgå evighedsmaskiner, må samme forhold gælde den anden vej i en varmepumpe:
Den varmemængde, man får ud ved T1, løftet fra T2, kan ikke overstige T1/(T1-T2) * det tilførte arbejde.
(Hvis du kunne få mere varme ud, ville round trip-effektiviteten for varme->arbejde->varme kunne blive højere end 1, og så ville vi have en evighedsmaskine.)
Hvis T1 = 873.15 Kelvin, og T2 = 300 Kelvin, kan man altså kun få cirka 1,5x arbejdsmængden ud som varme. Vel at mærke ved en teoretisk perfekt Carnot-proces.
Ifølge Carnot er der en øvre grænse for, hvor meget arbejde man kan hive ud af en afkøling fra temperaturen T1 til temperaturen T2:
I en gassturbin har en makstemperatur på ca 2000 grader og ut av motoren kommer avgassene ut med for eksempel 400 grader. Maks termisk virkningsgrad blir da produsert energi/energi inn. Energi inn er proporsjonal med makstemp 2000 og virkningsgrad vil være produsert energi/energi inn. Produsert energi vil være (masksimalt) 2000-400 grader i dette tilfellet. Termisk virkningsgrad kan da for denne turbinen være (2000+273-(400+173))/(2000+273) = 70,4%. Her kan nevnes at Rolls-Royce forventer en termisk virkningsgrad på 60% på sin nye UltraFan-motor og med totalvikningsgrad inkludert vifte 50% (mot dagens beste på 40+ %).
I hvilken grad Carnot er relevant for en varmepumpe, er jeg litt usikker på. Hvis vi ser på et lukket system med luft som holder en temperatur på 0 grader, så kan vi ta en delmengde av volumet, for eksempel 1000 liter og senke temperaturen med 20 grader. En prosess (varmepumpe) vil da samtidig både senke temperaturen og varme opp et volum på 1000 liter til 20 plussgrader. I teorien kan denne omvandlingen skje uten tilførsel av energi. Maskiner kan i dag oppnå en COP-verdi på 20 og i teorien uendelig høy COP. Grunnen til at en ikke har slike varmepumper er antagelig at de blir svært dyre og omfangrike.
I det som her er beskrevet legger en merke til at varmemengden i det lukkede systemet verken har gått opp eller ned. Det er altså her intet hokus pokus som gjør at varmemengden øker uten tilførsel av energi utenfra.
For varmepumper glemmes alltid det som skjer i den andre enden. Hvis varmepumpen stod i kjelleren vil den senke temperaturen der med ca 30 grader og med et dårlig isolert gulv vil effekten av varmepumpen reduseres med 60% (mye større varmetap gjennom gulv enn før en hadde varmepumpen). Om en husker den andre enden så forstår en at det ikke er hokus pokus som foregår!
Om en antar at varmepumper kun er effektive over et mindre tenmperaturintervall, for eksempel 50 grader og gir COP 3, kunne en tenke serg å seriekople 12 varmepumper for å få 600 grader. En starter med uteluft på 20 grader og får ut 70 grader. På neste pumpe er inngangsluft 70 grader og en får ut 120 grader og så videre.
Problemet er at dette kan være svært kostbart i forhold til direkte elektrodeoppvarming til tross for COP på 3.
Tidligere har man lagret strøm som trykluft, med 50% effektivitet (Huntorf og McIntosh), og som Corre vil gentage i MidtJylland. Stiesdal vil gemme varme, også med 50% effektivitet. Kombineres de, opnås 70% effektivitet, som Hydrostor forsøger. Italienske Energy Dome bruger CO2-faseskift for at opnå rimelig effektivitet.
Danmark har salthorste onshore som bruges til at gemme trykgas i stor skala. Det kan også anvendes til trykluft eller kuldioxid i salthorste under Nordsøen.
Stiesdals stenlagre kan gemme det meste af kompressionsvarmen inden den lunke gasfase sendes ned i den lune kaverne. Tilsammen kan det give mange GigaWatt-timer el-lagring med rimelig effektivitet.
Italienske Energy Dome bruger CO2-faseskift for at opnå rimelig effektivitet.
Og de bruger hyldevare til deres produkt. De skulle endda allerede have et test anlæg klar på Sardinien.
LCOS ned til 50-60$/MWh Round-trip efficiency på 75-80%
Det ser spændende ud. Men om det holder....
LCOS ned til 50-60$/MWh
En anden el-lagring med CO2 er også på vej med samme påstand : https://www.rechargenews.com/energy-transi...
Det bruger superkritisk CO2 hvor varmen udveksles i is og varmt sand, og ser mere teknisk indviklet ud, men har også høj effektivitet. Det har haft mange års drift i lille skala i affaldsværker. Såvidt jeg kan se må den kræve højtrykskomponenter hele vejen, hvor Energy Dome nøjes med atmosfærisk tryk i den ene ende.
Energy Dome nøjes med atmosfærisk tryk i den ene ende.
Matt Ferrell beskriver anlægget og har været i kontakt med Energy Dome: https://www.youtube.com/watch?v=GSzh8D8Of0k
Energilager med CO2 burde være oplagt i Danmark, da man kan bruge salthorste til lager og da der udledes millioner af tons CO2 på grund af fjernvarmens afbrænding af biomasse, så er det oplagt at høste CO2´en i skorstenene.
Til #16:
Du kan ikke komme uden om Carnot som teoretisk grænse for varmepumper. Det behøver du overhovedet ikke udtrykke tvivl om.
Hvis COP for en varmepumpe kan overstige den reciprokke værdi af elvirkningsgraden for en turbine, der bliver født med varmepumpens output, vil man opnå en roundtrip-effektivitet på over 1.
En roundtrip-effektivitet over 1 er en evighedsmaskine.
Og det er vel at mærke ikke den faktisk opnåede elvirkningsgrad, du skal sammenligne med. Du skal sammenligne med Carnot’s teoretiske grænse. Præcis som jeg gjorde.
Er der viden om årsagen til at arbejdet er indstillet? Materialemangel eller alvorligere problemer med selve konceptet?
Er der viden om årsagen til at arbejdet er indstillet? Materialemangel eller alvorligere problemer med selve konceptet?
Materialepriserne:
https://www.energy-supply.dk/article/view/...
Desværre i en tid, hvor der er mere brug for det end nogensinde før - crowdsourcing?
Og det er vel at mærke ikke den faktisk opnåede elvirkningsgrad, du skal sammenligne med. Du skal sammenligne med Carnot’s teoretiske grænse. Præcis som jeg gjorde.
Aksepterer du at 1 kW input til en varmepumpe gir like mye varme som 3 til 5 panelovner hver på 1 kW (altså 1 kW inn gir 3 til 5 kW varme ut)?
Selv har jeg redusert strømbruken fra 10.000 kWh årlig ved bruk av panelovner med termostat og nedsetting med 5 grader om natten til 3.500 kWh med en varpumpe. Vil du også si at dette ikke er mulig?
Det kan gjerne være at Carnot's teori også er gjeldene for varmepumper. I tilfellet har denne teorien helt underordnet betydning i forhold til en varmepumpes effektivitet målt i COP.
Om en antar at varmepumper kun er effektive over et mindre tenmperaturintervall, for eksempel 50 grader og gir COP 3, kunne en tenke serg å seriekople 12 varmepumper for å få 600 grader. En starter med uteluft på 20 grader og får ut 70 grader. På neste pumpe er inngangsluft 70 grader og en får ut 120 grader og så videre.
Den upræcise serviet beregning:
Første trin: Energi i luft + 1 Kwh strøm ind = 3Kwh ud.
Andet trin: De 3Kwh fra første trin + 1 kwh strøm = 4Kwh ud
Samlet efter andet trin = COP2
Tredie trin: De 4 Kwh fra andet trin + 1 Kwh strøm = 5Kwh ud
I alt 5 Kwh varme for 3 Kwh strøm = COP 1,66
... .. . Trin 12 = COP så lidt over 1, at det vil være ret meget billigere bare at bruge en glødtråd.
#25: Den forstår jeg ikke logikken i... Første trin: Korrekt Andet trin: 3 KWh ind og 1 KWh strøm - dertil er jeg med... Men der kommer vel mere end 4KWh ud, ellers kunne andet trin ligeså vel være en varmetråd? Jeg ville forvente der kom mindst 6KWh ud? Tilsvarende for de næste...
Første trin: Energi i luft + 1 Kwh strøm ind = 3Kwh ud. Andet trin: De 3Kwh fra første trin + 1 kwh strøm = 4Kwh ud
Den er gal. COP = 3 medfører at du henter 2kWh fra luften, bruger 1kWh til at hæve temperaturen og får 3kWh ud. Næste trin bruger 1,5kWh strøm på at hente 3kWh og lave 4,5kWh varme.
Allerede med 2 trin har du brugt 2,5kWh strøm og får 4,5kWh varme ud, godt nok ved en høj temperatur. Altså COP = 4,5/2,5 = 1,8.
Det tredje trin bruger 2,25kWh strøm på at hente 4,5kWh varme og leverer 6,75kWh varme, men nu har du brugt 1+1,5+2,25=4,75kWh strøm. COP = 6,75/4,75 = 1,42.
Ret simpel iteration, som ender med COP ~1.
Ret simpel iteration, som ender med COP ~1.
Selv med din ret meget bedre serviet, så ender du samme sted: Glødetråd !
Jeg har haft et kølefirma, med rep. og instal. af varmepumper. Måske glemmer de fleste den samlede udgift på en varmepumpe. Jeg har været ude for, at den kun holdt nogle få år, hvorefter ydelsen blev så lav, at den skulle have nye kompressorer. Ejeren af huset valgte at skille sig af med anlægget, for at vende tilbage til oliefyret. Den bedste løsning mener jeg er, at vi bruger vindstrøm om natten til vask og opvarmning af vandtanke til radiatorer. Fjernvarme er meget godt de steder hvor der er spildvarme fra elværker og lign., men andre steder bør man lukke det ned om sommeren, p. gr. a. ledningstabet. Små solfangere kan sagtens dække behovet for varmt vand.
Selv med din ret meget bedre serviet, så ender du samme sted: Glødetråd !
Der er den detalje, at for samme temperaturdifferens bliver COP bedre med højere udgangstemperatur, hvis der ikke er andre begrænsninger.
Pvarme= Th/dT xPmek.
Jeg ville ikke investere i electricity arbitrage teknologier og her er hvorfor:
1) Elbiler er de perfekte værktøjer til at absorbere overskudsstrøm med intelligent ladning, og batterierne er allerede betalt.
Uddybning: En elbil som kører 25000 km/år behøver ca. 5-8000 kWh. Hvis den kan stå med ladestik i på arbejdspladsen, kan den være "til rådighed" 22 timer/døgn - alternativt kun 14, lidt mere hvis man arbejder hjemmefra. Med 11 kW ladning kan 1 mio elbiler absorbere 11 GW momentant, når solen skinner maksimum, for eksempel. Med 22 kW, dobbelt så meget. Lidt mindre fordi nogle biler er på vejene, men de fleste står still, potentielt med ladestik i. Med 11 kW ladestrøm behøver den kun at lade 5-600 timer eller mindre pr. år ud af de 5-8000 timer den har ladestik i. Og eftersom moderne elbiler har kapacitet til adskillige dages almindelig kørsel, kan de vente med at lade, til der er "overskud" af strøm.
Denne løsning koster kun ladeinfrastruktur, som vi alligevel skulle have, og at nogen udvikler en passende app (findes sikkert allerede).
2) Huse med varmepumper og gulvvarme kan regulere deres VP til at køre, når strømmen er billig. Responstiden for gulvvarme med betondæk er > 12 timer, så ingen i familien vil opdage det. Det er verificeret af en af mine tidligere kolleger. Heri ligger også en stor kilde til at variere elforbruget. En størrelsesorden større end udsat vask!
3) Med 2-5 gange så meget VE er der langt færre timer, hvor andre kilder er nødvendige for at supplere. Der er stadig timer uden hverken vind eller sol, men antal timer med underskud af strøm (forudsat at elbilerne ikke lader, når der er underskud) bliver langt mindre. Igen kunne elbilerne sende strøm tilbage med det rigtige udstyr - jeg mener dog ikke det er nødvendigt. Dog: der kunne være gode penge at tjene for folk, som er villige til at slide på deres batteri for at sende strøm tilbage til nettet.
4) Vi installerer PtX anlæg, som producerer brint, der kan gemmes i rør og lagre (saltkaverner). Virkningsgraden for el -> brint - > el er næsten lige så høj, og kan være endnu højere hvis der anvendes SOEC celler til denne del, end sten eller smeltet salt vil være.
Konklusion: Med de øvrige kilder der er til at udligne forskelle mellem produktion og forbrug af strøm, tror jeg ikke ellagring bliver rentabelt.
Denne løsning koster kun ladeinfrastruktur, som vi alligevel skulle have, og at nogen udvikler en passende app (findes sikkert allerede).
Nemlig!
Og der findes f.eks allerede apps til formålet - f.eks. danske TrueEnergy.
Du kommer ikke til at tanke stiesdals stenlager til 600g med varmepumpe nogensinde med en cop værdi der berettiger udviklingsomkostningerne til kompressordelen.
Det er en anden type varmepumpe end man er vant til. Setup'et er en kompressor og turbine på fælles akse, hvor kompressoren naturligvis hæver temperaturen og turbinen sænker den. Lageret består af en kold og en varm tank, hvor den kolde tank ligger lavere end omgivelserne i temperatur (typisk omkring -30 grader), fordi den er afkølet af turbinen.
Da en varmepumpe i princippet køler et koldt lager og opvarmer et varmt, giver det en svag varmepumpevirkning (COP omkring 1,2-1,3) som en integreret del af setup'et, uden at investere i en traditionel varmepumpe.
Konklusion: Med de øvrige kilder der er til at udligne forskelle mellem produktion og forbrug af strøm, tror jeg ikke ellagring bliver rentabelt.
Med det siste antar jeg du sikter til lagring i batterier? Lagring i batterier i sol og vindparker er utmerket over få timer for å dekke strømbehovet over døgnet. Lagring over få dager er fortsatt svært dyrt (i dag ca 365 til 700 sykler per år akseptabelt. Dess flere sykler dess bedre økonomi. En sykel i året er fullstendig katastrofe!).
Dette var et meget interessant og godt innlegg og gir et godt totalbilde av hvordan vi med fleksibel bruk av strømmen og lagring av energi i hydrogen lett kan overkomme den manglende kontinuitet i produksjonen av strøm fra sol og vind.
For meg er det helt opplagt at vi i årene fremover kan satse hundre prosent på sol og vind som eneste energikilder slik at vi kan glemme fossile brensler og også atomkraft. Tyskland er definitivt på et vinnerspor med 80% av all strøm fra vind og sol allerede i 2030. Så håper jeg også at mye av elektrifisering er gjort på det tidspunktet (transport, oppvarming og oppvarming av vann, elektrifisering av industriprosesssr etc)
Ser i spenning fram til Gen-4-reaktorer som vil redusere ulempene betraktelig, men jeg er overbevist om at strømmen fra disse blir for dyr.
Med det siste antar jeg du sikter til lagring i batterier? Lagring i batterier i sol og vindparker er utmerket over få timer for å dekke strømbehovet over døgnet. Lagring over få dager er fortsatt svært dyrt (i dag ca 365 til 700 sykler per år akseptabelt. Dess flere sykler dess bedre økonomi. En sykel i året er fullstendig katastrofe!).
Jeg nævner kort PtX, men elektrolyse kan - og skal - variere meget, helt ned på de samme tidsskalaer som stenlagre, og derfor bliver den lagringsperiode, hvor stenlagre er bedst, klemt fra begge sider af batterier på den korte side, og PtX på den lange side.
Husk på, at en teknologi, som skal tjene penge på at købe/sælge energi til forskellig pris, skal den køre mest muligt - helst flere gange om dagen. Og derfor er de ikke reelt kandidater til energilagring på længere tidsskala end batterier.
The Telegraph bragte sidst i august denne noget optimistiske artikel om muligheden af at gemme energi i form af nedkølet luft. Fidusen skulle være at man kan benytte allerede velkendt teknologi fra transport af flydende naturgas. Selv med min ringe tekniske (ikke-ingeniørmæssige) baggrund, mener jeg at kunne spotte at regnestykket ikke går op. Der kræves en masse energi for at få luften under tryk og kølet ned, og man står så med en bunke hundekold luft, der skal varmes op igen. Så med mindre man kan gemme varmen fra første trin til brug for det sidste, så er det vel bare "varm luft" - eller rettere: det modsatte.
Husk på, at en teknologi, som skal tjene penge på at købe/sælge energi til forskellig pris, skal den køre mest muligt - helst flere gange om dagen. Og derfor er de ikke reelt kandidater til energilagring på længere tidsskala end batterier.
I forhold til at vind og sol ikke alltid leverer, er det tre situasjoner som en må finne løsning på:
1) Sikker og jevn energileveranse over døgnet
Her har allerede batterier vist sin styrke som knyttet vil solparker i California og Nord-Australia og mange andre steder. Med stadig billigere batterier og mer og mer sol og vind, vil denne løsningen ekspandere raskt. Den vil ekspandrere mot nord og den vil ekspandre mot vindkraft.
2) Store utfall av sol og vind over få dager og opp til en uke
Her kan ikke dedikerte batterier bidra da de er for dyre (antall sykler i ett år blir for få).
Etter hvert kan en elbilpark i Norge kan lagre i området 150 GWh (ca 50 kWh i hver av 3 millioner biler). Dagsforbruket av strøm i Norge svinger mellom 200 og 500 GWh per døgn. De fleste vil etter hvert lade sine biler ca en gang i uken. Med 150 GWh tilbake til nettet kan elbiler dekke ca 12% av strømbehovet over 4 dager (150 GWh av ca 1400 GWh).
I land som Danmark med langt mindre strømbruk (dagens situasjon) vil elbilene kunne dekke i området 40% de fire dagene. Det må opprettes ordninger som stimulerer til tilbakeføring av energi til nettet. V2G (vehicle to grid) finnes allerede for biler i markedet.
3) Store utfall av sol og vind noen uker
Her må alternative energikilder til. Det mest opplagte i dag er gasskraftverk på naturgass (løsning som Tyskland gårt for frem til 2030). Naturgassen vil etter hvert erstattes av hydrogen. Disse verkene basert på billige flymotorer (lave investeringer) vil kun være å drift for å sørge for strømbalanse. De vil kanskje ha en kapasitetsfaktor i området 10 til 20%. Driftsomkostningene vil være minimimale da de krever svært liten bemanning (tenk fly som går 20 timer i døgnet året rundt uten mekanikere til stede (i luften!). Både kapitalkostnader og driftkostnader vil være minimale. Hydrogen i store kvanta som ikke behøver å transporteres vil også bli meget billig etter hvert (og ingen CO2-utslipp).
NVE oppgir følgende for energiproduksjon:
Kilde Kapitalkostnader LCOE per kWh Driftskostnader LCOE per kWh Drivstoff
Atom 44 13 9 Kullkraft 18 6 45 Vindkraft land 20 10 Gratis! Solparker 40 9 Gratis! Gasskraftverk nede på ca 60 øre per kWh, der drivstoffet er største kostnad
Alle tall i norske øre (1 øre = 0,74 danske øre).
Tall fra 2019, så de er allerede utdaterte, særlig for sol og vind!
Gasskraftverk betinger store lagre for hydrogen. Saltgruver tilbyr svært billig og sikker lagring over måneder.
I tillegg til hydrogen har en en lagring av energi i sten (ca 600 grader), i saltsmelter, i varmt vann (og mange ganger mer tett i form av damp med trykk på 200 bar og temperatur opp til 600 grader) og mye annet
3) Lagring fra sesong til sesong
I Danmark har en kommet langt med å varme opp sjøer om sommeren (opp til 100 grader) og bruke det varme vannet på vinteren i fjernvarmen. Dette synes å være en utmerket måte å lagre energi på. Billig og enkelt.
Akkurat som man i dag lagrer naturgass fra sommer til vinter, kan en gjøre det samme med hydrogen.
I mange industriprosesser brukes enorme kvanta av hydrogen (allerede 70 millioner tonn i dag per år). Som oftest må hydrogenet i slike sammenhenger lagres kortvarig eller over lengre tid.
I fremtiden vil vi ha meget lave priser på strøm og langt mer stabile priser. De store energioperatørene må heller reise til Monaco om de ønsker å føle spenningen i pengespill!
Så med mindre man kan gemme varmen fra første trin til brug for det sidste, så er det vel bare "varm luft" - eller rettere: det modsatte.
https://www.telegraph.co.uk/business/2019/...
JEG har holdt øje med Highview Powers løsning i en del år - LAES Liquid Air Energy Storage. Men det er ikke rigtigt noget som rykker. Den har dog nogle appetitlige fordele:
De har dog ikke udmøntet sig i andet end et lille demo i england, men ikke nogen skalering, og ikke nogen færdige projekter endnu - jeg har ikke set opnået resultater ang. roundtrip effeciency på dares skala-forsøg.
Deres seneste YT-video er 2 år gammel - https://www.youtube.com/channel/UCW1b1pw43...
De har et 2GWh projekt i spanien - men ingen andre nyheder end administrative pladsskifte, så forhåbningerne er for nedadgående.
Super spændende! Det kunne være rigtig fedt med en stor overbliksartikel over de forskellige teknologier som er i spil på området, så man kan få en forståelse for hvilke der har de mindste energitab. Der kører så mange historier om nye teknologier, og bl.a ideer om at vi skal have en masse batterier fra Elon Musk. Men sidst jeg gravede var energitabet i batterier langt større end andre lavpraktiske lagringsteknologier som f.eks. oppumpning af vand til højtliggende reservoirer. Og lige et andet spørgsmål: Hvad er Co2 belastningen ved etableringen af anlægget? Det skal jo også regnes med.
Men sidst jeg gravede var energitabet i batterier langt større end andre lavpraktiske lagringsteknologier som f.eks. oppumpning af vand til højtliggende reservoirer.
Hvilke tall er det du går ut fra? For meg så høres det det ikke ut som om din påstand er korrekt. For pumpekraft kan en forvente opp til 85% effektivitet (t/r) og for batterier ca 10% tap (t/r, altså 90% effektivitet).
Lille Torup modtager i øjeblikket 500MW, som kan gemmes til vinter. Det behøver vel ikke at være el.
Her må alternative energikilder til. Det mest opplagte i dag er gasskraftverk på naturgass (løsning som Tyskland gårt for frem til 2030). Naturgassen vil etter hvert erstattes av hydrogen. Disse verkene basert på billige flymotorer (lave investeringer) vil kun være å drift for å sørge for strømbalanse. De vil kanskje ha en kapasitetsfaktor i området 10 til 20%. Driftsomkostningene vil være minimimale da de krever svært liten bemanning (tenk fly som går 20 timer i døgnet året rundt uten mekanikere til stede (i luften!). Både kapitalkostnader og driftkostnader vil være minimale. Hydrogen i store kvanta som ikke behøver å transporteres vil også bli meget billig etter hvert (og ingen CO2-utslipp).
Præcis, der er formentlig den mest rationelle metode, i det omfang der ikke findes SOEC/SOFC (kan køre begge veje, i modsætning til alkaliske og PEM elektrolyseceller) celler til at effektivt producere med allerede installeret udstyr.
Vi skal have noget med lav kapacitetsomkostninger til de sidste timer. Jeg er personligt åben for at benytte lav-emission naturgas fra langtidslagre til de yderste timer, eller hvis man er ved at løbe tør for brint. (I Sverige er de begyndt at brænde olie, iflg. en anden artikel på ing.dk). Som jeg altid siger, de første 95% reduktion af CO2 emission er 19 gange vigtigere end de sidste 5%.
For Seaborg/Hyme er der ingen af disse oplyst?
Jeg forstår ikke Hyme, som er et spinoff fra Seaborg.
Når Seaborg, hvad der ref Seaborg sker lige om lidt, lykkes med deres reaktor vil der ikke være brug for Hyme. Er det god forretningsetik at sælge noget, som man godt selv ved der ikke bliver brug for?
Når Seaborg, hvad der ref Seaborg sker lige om lidt, lykkes med deres reaktor vil der ikke være brug for Hyme. Er det god forretningsetik at sælge noget, som man godt selv ved der ikke bliver brug for?
Det er ikke givet, at hele verden bliver overbevist om, at de ikke kan klare sig uden salt-smelte reaktorer, men der er allerede et eksisterende marked for HT salt til concentrated solar, og MOSS som beskrevet i denne artikel.
Lille Torup modtager i øjeblikket 500MW, som kan gemmes til vinter. Det behøver vel ikke at være el
Arh, det er bare gas ;-) Alvorligt talt, så gemmer Lille Torup (og Stenlille) kun gas, ikke el. Klik på Gasnettet https://energinet.dk/energisystem_fullscreen
Danske gaslagre er næsten fulde https://gasstorage.dk/OP-INFO-1-_-Storage-... og europæiske gaslagre prøver at tanke op inden vinter https://agsi.gie.eu/#/
vil der ikke være brug for Hyme. Er det god forretningsetik at sælge noget, som man godt selv ved der ikke bliver brug for?
Hvor har Seaborg sagt at der ikke bliver brug for deres Hyme?
Reaktorer skal normalt køre konstant for at være økonomiske - se bare Frankrigs enorme problemer med svejsninger der slides af svingende temperaturer, så omkring 30 GW mangler : https://www.edf.fr/transparency resume https://ibb.co/MMgrpM2
Saltet kan det som reaktoren ikke kan, nemlig døgnudjævne og balancere forskellen mellem produktion og forbrug.
At lagre energi i de størrelser som svarer til de ekstreme udfald, VE har, er ren fantasi. Utroligt at det bringes til torvs herinde.
Reaktorer skal normalt køre konstant for at være økonomiske - se bare Frankrigs enorme problemer med svejsninger der slides af svingende temperaturer, så omkring 30 GW mangler :
Mon VE drevet PtX bliver det samme?
Lille Torup modtager i øjeblikket 500MW, som kan gemmes til vinter. Det behøver vel ikke at være el
gemmer Lille Torup (og Stenlille) kun gas
Og gas kan ikke blive til el?
jo, med 40-60% effektivitet. Oveni kommer evt. fjernvarme. Men Svends uklare kommentar lød som om det er elektricitet der gemmes i gaslagrene, og det er det jo ikke. Endnu - eksempler er nævnt ovenfor. Første prioritet synes dog at være brint til processer : https://evida.dk/nyheder/forundersogelse-b...
Saltet kan det som reaktoren ikke kan, nemlig døgnudjævne og balancere forskellen mellem produktion og forbrug.
Jeg ved intet om hvor meget smeltet salt der er i sådan en fætter, men der skal gemmes utrolige varmemængder for at erstatte energien i det brændstof der bruges hver time.
Frysevarmen, som kan være ret stor, er ikke en mulighed, for så kan du ikke pumpe noget flydende salt.
Fortæl noget om saltmængde og deraf brugbar varme.
https://nyheder.tv2.dk/udland/2016-02-09-v...
Det må kunne gøres bedre end den beskrivelse som intet siger om mængder og temperatur.
"En væske der blandes med vand som så bliver 400grader"
Det må kunne gøres bedre end den beskrivelse som intet siger om mængder og temperatur.
JFGI ouarzazate solar power station
Reaktorer med salt og solkraft?
Ivanpah med 2,4km2 spejlareal producerer i gennemsnit ~100MW, men de producerer ikke om natten. Om natten bruger de årligt 11 millioner m3 gas til at holde vandet varmt, så solen ikke om morgenen skal varme anlægget op, og så temperatursvingninger bliver mindre.
Solceller ville producere mere årligt, men vandet i dampkraftværket på Ivanpah jævner produktionen lidt ud.
Reaktorer med salt og solkraft?
https://www.terrapower.com/our-work/
Jeg har aldrig været fan af Window$, men her har den gode Gates sq fat i noget af det rigtige!
For at få nogle størrelser på det regner jeg med levering af 100MW el, som kræver 300MW varmeenergi.
Hvis man kan udnytte 100 graders temperaturfald i lageret, kræver det noget i retning af 5 til 10.000 t lager for 1 times produktion af 100MW. Så kan i selv gange og dividere til ændrede forhold og forudsætninger.
For at få nogle størrelser på det regner jeg med levering af 100MW el, som kræver 300MW varmeenergi.
Sammenligning med VEKS.
De tal jeg har kunnet finde er 49.000m3 vand og 170.000 kunder a' standardforbrug (2kW) svarende til 340MW.
Den brugbare varme i lageret vil svare til omkring 1 time.
Fjernvarme ser altså ikke ud til i sig selv at have meget brugbart lager.
Ret god udsendelse: https://www.youtube.com/watch?v=6tEkRRec3NE Den forklarer også, hvorfor traditionelle batterier og Gridscale løsningen supplerer hinanden, fordi de er gode til forskellige ting...
Vi bygger bro med stærke vidensmedier, relevante events, nærværende netværk og Teknologiens Jobfinder, hvor vi forbinder kandidater og virksomheder.
Læs her om vores forskellige abonnementstyper
Med vores nyhedsbreve får du et fagligt overblik og adgang til levende debat mellem fagfolk.
Teknologiens Mediehus tilbyder en bred vifte af muligheder for annoncering over for ingeniører og it-professionelle.
Tech Relations leverer effektiv formidling af dit budskab til ingeniører og it-professionelle.
Danmarks største jobplatform for ingeniører, it-professionelle og tekniske specialister.
Kalvebod Brygge 33. 1560 København V
Adm. direktør
Christina Blaagaard Collignon
Chefredaktør
Trine Reitz Bjerregaard
