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ENERGIESPEICHERN

Thermische Energiespeicherung


Es gibt viele Methoden der Wärmespeicherung, die vermutlich alle mit in Feuern oder heißen Quellen erhitzten Steinen ihren Anfang nahmen. Da hier inzwischen wesentliche Fortschritte gemacht worden sind, habe ich im folgenden die wichtigsten Methoden einzeln aufgeführt:

Warmwasserspeicher


Die Speicherung von Wärme in großen Wasserbehältern besticht durch ihre Einfachheit. Durch entsprechende Wärmedämmung kann sogar die sommerliche Wärmeenergie (Sonne) und/oder Kraftwerkabwärme längerfristig, ja sogar über die Wintermonate hinweg gespeichert werden (Saisonalspeicher). Die Temperatur des Speicherinhalts beträgt in den meisten Fällen  70° – 90°C. Es sind Vorschläge eingebracht worden, nach denen tiefe geologische Schichten oder gar Teile des Grundwassers zur Wärmespeicherung genutzt werden sollen. Ebenso liegen Konzepte vor, denen zufolge besondere Behälterkonstruktionen aus spezialbeschichteten Textilgeweben (ähnlich Pneus) als Schlauchstraßen unterhalb der Schiffahrtstiefe in Flußbetten verlegt werden sollen. Je nach Isolationsart dieser Behälter können sie auch dazu genutzt werden, die Flüsse im Winter eisfrei zu halten. Weiterhin werden Speicherseen vorgeschlagen, die komplett mit Kunststoff-Folien abgedeckt und außerdem an den Wänden gut wärmegedämmt werden. Ihre Aufheizung kann ebenfalls durch Sonnen- ­oder Kraftwerkswärme erfolgen, die Temperaturen würden zwischen 60° und 95°C liegen. Der touristische See-Nutzwert könnte dadurch erhalten bleiben, daß die Abdeckung etwa zwei Meter unterhalb der Seeoberfläche verankert wird.

Beim Stusvik-Seekammer-Projekt in Schweden entsteht in den 1980ern ein See-Speicher mit einem Fassungsvermögen von 1 Million Kubikmetern und einer Temperatur von 90°C. Dabei wird ein Teil des Sees mit einem stark isolierenden Kunststoff abgetrennt und abgedeckt. Eine Variante sind die Solarteiche, die ebenfalls zur Wärmespeicherung genutzt werden können (s.d.). In Schweden wird außerdem mit wassergefüllten Kavernen gearbeitet.

In den USA wird an einem modularen Ganzjahr-Heißwasserspeicher gearbeitet (ACES – Annual Cycle Energy System), bei dem moderne vorfabrizierte gespundete Betonplatten in einem Erdloch zusammengesetzt und dann mit Isolierschaum besprüht werden. Der 1975 genannte Preis beträgt zwischen 21 und 34 $/m3.

Ganzjährige Wärmespeicherung wird außer in Schweden seit Anfang der 80er Jahre auch in Kanada und in Dänemark praktiziert, in Japan sogar schon seit den 1940er Jahren – wobei hier die Tanks von bis zu 5.000 m3 in den Gebäuden selbst integriert sind, um gleichzeitig als Erdbeben-Stabilisatoren zu dienen. In Deutschland betreibt die Universität Stuttgart seit 1986 einen 1.000 m3 großen Kies-Wasserspeicher für die Beheizung eines Institutsgebäudes, außerdem werden an mehreren Standorten entsprechende Voruntersuchungen angestellt. Bis Mitte 1991 werden zwei weitere Anlagen detailliert geplant, wobei sich das BMFT mit 50 % an den entstehenden Kosten beteiligt. Ab 1994 fördert das Forschungsministerium dann entsprechende Vorhaben in Neckarsulm, Friedrichshafen und Hamburg. Bei diesen drei Projekten wird das solar erwärmte Wasser unterirdisch auf zwei unterschiedlichen Wegen ‚zwischengelagert’ – in Friedrichshafen und Hamburg in einem Erdbecken-Heißwasserspeicher, und in Neckarsulm in einem Erdsonden-Speicher, bei dem das umgebende Erdreich als natürliches Wärmedepot genutzt wird (s.u.). Dafür werden über 1.100 vertikale U-Rohre bis in einer Tiefe von 30 m verlegt.

Eine weitere Variante bilden die sogenannten Aquiferspeicher, die ebenfalls der saisonalen Speicherung von Niedertemperaturwärme um 75°C dienen. Als Speichermedien dienen dabei natürliche oberflächennahe Schattenböden, wobei in unterschiedlichen Bodenschichten sowohl (winterliche) Kälte, als auch (sommerliche) Wärme gespeichert werden können. Voraussetzung dabei ist eine wasserdurchlässige Ton- oder Sandschicht, die unter einer wasserundurchlässigen Schicht liegt.

Von der Internationalen Energie-Agentur getragen und vom Institut für Energiewirtschaft der ETH Lausanne geleitet beginnt schon 1979 das Forschungsprojekt SPEOS (Sockage Pilote d’Energie par un Ouvrage Souterrain). Nach zahlreichen Probebohrungen startet 1982 die technische Umsetzung bei den Hochschulsportanlagen in Dorigny bei Lausanne. Von einem zentralen Betonschacht aus wird in 6 m und in 23 m Tiefe je ein Stern aus sechs 25 m langen waagrechten Kunststoffrohren verlegt, die wie eine Gießkanne gelocht sind, um das Wasser in das Aquifer zu pressen bzw. es aus ihm saugen zu können. Eine Textilumwicklung wirkt als Schmutz- und Sandfilter. Von Mai bis November 1983 wird das Wasser im Durchschnitt mit 400 kW auf 69°C erhitzt und in den Untergrund gepumpt. Von Dezember 1983 bis April 1984 werden dem Aquifer dann durchschnittlich 243 kW entnommen, bei Temperaturen von anfänglich 52°C und 20°C am Ende, womit vergleichsweise rund 60 Wohnungen hätten beheizt werden können. Damit wurden 42 % der gespeicherten Wärme zurückgewonnen. Vorreiter für diese Speicherlösung sind Skandinavien, Belgien und die Niederlande.

Diese Technologie wird in den Jahren 1997 bis 2003 auch im Rahmen des Energiekonzeptes Reichstagsgebäude umgesetzt, wobei sich beweist, daß Aquiferspeicher eine deutliche Senkung der Investitionskosten beim  Speicherbau ermöglichen. Inzwischen geht man davon aus, daß 70 % – 90 % der eingespeicherten Energie wieder nutzbar gemacht werden können.

Dampfspeicher


Dampfspeicher werden hauptsächlich in der Industrie eingesetzt, um Ausfälle von Kern- oder anderen Kraftwerken zu überbrücken – aber auch um die Prozeßdampfversorgung der Industrieanlagen sicherzustellen. Die Entladung der Dampfspeicher kann innerhalb weniger Minuten, oder auch während einiger Stunden erfolgen. Über eine geeignete Speicherbatterie ist es möglich, für einige Stunden große Energiemengen abzugeben, ggf. sogar in Form von Elektrizität.

Eine sehr große Dampfspeicheranlage mit einer Leistung von 50 MW und einer Kapazität von ca. 67 MWh befindet sich im Kraftwerk Berlin-Charlottenburg, wo sie bereits seit 1929 erfolgreich im Einsatz ist!

Das US-Unternehmen R + D Associates arbeitet seit Anfang der 1980er Jahre an der Nutzung von Kavernen als Dampfspeicher.

Heißluftspeicher


Heißluftspeicher sind als Saisonspeicher für Solar­kraftwerke vorgeschlagen worden. Ihr Einbau erfolgt unterirdisch und die Erhitzung der innen befindlichen Luft funktioniert durch die Fokussierung der Strahlungsenergie auf einen sich ebenfalls im Innern des Saisonspeichers befindlichen Absorber. Die Betriebs- bzw. Speicher­temperatur kann bis zu 800°C betragen.

Latentwärmespeicher (LWS)


Nach zehn Jahren Forschung erreicht der Maschinenbauer und Erfinder Oskar Schatz die Patentwürdigkeit für seine Methode, Wärme sehr effektiv und langfristig zu speichern – doch lange Zeit zeigt kein einziges Industrieunternehmen Interesse an dem Patent.

Wärme kann nämlich auch in Salzkristallen gespeichert werden, sogar über längere Zeiträume hinweg. In einem Latentwärmespeicher halbiert sich der Wärmeinhalt zwar alle 90 Tage durch die Selbstentladung, doch immerhin lassen sich in 10.000 l hydriertem Glaubersalz (Natriumsulfat) fast genau 1.000 kWh speichern. Sobald die Heißluft zugeführt wird, schmelzen die Salzkristalle; die Wärmefreigabe wiederum erfolgt durch Rekristallisation. Bei höheren Temperaturen lassen sich auch Chloride, Hydrate, Fluor­ide oder Paraffine nutzen. Dabei werden Energiedichten bis zu 120 kWh pro Kubikmeter erreicht. Auch die DFVLR forscht in diesem Bereich. Dort stellt man fest, daß sich für sehr hohe Temperaturen zwischen 450°C und 850°C auch Gemische aus Alkali- und Erdalkalifluoriden eignen, die in großen Mengen als Nebenprodukt der Düngemittelherstellung anfallen.

Bei dieser Speichermethode erfolgt der Prozeß bei einer nur geringen Volumenänderung. Einen weiteren Vorteil gegenüber den Flüssigkeitsspeichern bildet die Möglichkeit, daß man die Wärme hier bei einer Konstanten, dem Verwendungszweck angepaßten Temperatur aufgenommen und wieder abgegeben werden kann. Ein Nachteil ist dagegen, daß die bislang untersuchten Substanzen noch nicht annähernd so viele Phasenwechsel (Laden/Entladen) verkraften, wie sie für einen praktikablen Einsatz erforderlich sind.

Latentwärmespeicher im Kraftfahrzeug

Latentwärmespeicher
(im Kraftfahrzeug)

1993 beginnt die bayerische Firma Car Tech mit dem Verkauf von Latentwärmespeichern für KFZ. Die Kosten des etwa 10 kg schweren Speichers von 1.265 DM (zzgl. Einbaukosten) liegen um rund 200 DM unter denen einer Standheizung – wobei diese, im Gegensatz zum LWS – auch noch zusätzliche Energie verbraucht. Hier werden Salze eingesetzt, die sich bereits bei 78°C verflüssigen. Eine weitere Firma, die LWS herstellte, ist die MAN-Tochter Fritz Werner.

Am Sandia National Laboratory in Albuquerque wird 1995 die Speicherung von Sonnenenergie in einer Schmelze aus Nitratsalzen erprobt, die in einem Solarturm auf 565°C aufgeheizt wird (s.d.).

Die Kühlerfirma Modine Längerer & Reich produziert 1997 einen Latentwärmespeicher in Serie, der in Kooperation mit der Fraunhofer-Technologie-Entwicklungsgruppe TEG in Stuttgart entwickelt wurde und inzwischen auch in die Limousinen von BMW eingebaut wird. Bei diesem LWS werden Salze eingesetzt, die bei 70°C schmelzen – durch vom Motor erhitztes Wasser, das den LWS – wie in einem Autokühler – in Röhren durchströmt. Beim Start des erkalteten Motors läuft das Kühlwasser durch den LWS, das Salz kristallisiert, und die freiwerdende Wärme wird umgehend für die Heizung genutzt. Eine weitere Firma, die VW-Tochter Votex, bietet seit 1997 derartige Wärmespeicher auch als Nachrüstmöglichkeit für den Golf und den Passat an.

Eine Wärmespeicherung durch den fest/flüssig-Wechsel erfolgt auch innerhalb der ‚Wärme-Batterien’ aus versiegelten Polyäthylen-Hohlstäben mit Chlorcalcium­hexadyrat-Füllung.

2005 stellt die PowerTank GmbH in Sonneberg ihre PowerTank-Wärmezellentechnologie vor. Diese Wärmezellen werden miteinander verschaltet, je nach gewünschter Speichermenge, und nutzen Paraffin als Phase-Change-Material (PCM). Paraffin ist durch seinen Aggregatzustand ja in besonders hohem Maße in der Lage, sensible und latente Wärme lang anhaltend zu speichern und bei Bedarf wieder abzugeben. Die Zellen lassen sich an Solaranlagen wie auch an anderen Wärmeversorger anschließen. Über eine Magnetventilsteuerung lassen sich die Wärmezellen-Module individuell ansteuern. Jede Wärmezelle hat einen eigenen Wärmeaustauscher, über den das ‚Be- und Entladen’ mit Wärmeenergie stattfindet. Mit diesen Latentwärmespeichern haben die Entwickler das Speichervermögen durch die deutliche Verringerung thermischer Verluste gegenüber herkömmlichen Speichern um mehr als das doppelte erhöhen können.

Der großtechnische Einsatz zur Speicherung von Solarwärme im Bereich mehrerer Hundert Grad wird im nächsten Kapitel weiter verfolgt.

Thermochemische Speicher


Reversible chemische Reaktionen ermöglichen die Speicherung von Wärme aus verschiedenen Energiequellen. Mit chemischen Speichern sind größere Energiedichten erreichbar als bei Wasser oder bei Latentwärmespeichern, also eher in der Größenordnung von Erdölprodukten (200 kWh bis 500 kWh pro m3). Die Arbeitstemperaturen betragen bei Metallhydriden 280°C – 500°C, bei Silikatgelen 40°C – 100°C, und bei Zeolithen 100°C – 300°C.

Am weitesten fortgeschritten sind Konzepte wie das Schwefelsäure/Wasser-System und das Schwefeldioxyd/Sauerstoff-System, das für eine 50 MW Sonnenkraftwerk von der US-Amerikanischen Rocket Research Company konzipiert wurde.

Während man an der DFVLR mit dem Stoffpaar Kieselgel/Wasserdampf, und an der Universität Stuttgart mit Paraffin/Salzhydrat arbeitet, wird an der TU München, wo man sich auch mit der Heterogenverdampfung als Wärmetransportverfahren beschäftigt, in den Jahren 1983/1984 ein Zeolith-Wärmespeicher entwickelt, der sich auch für Wärmepumpen und -transformatoren sowie als Langzeitspeicher eignet. Dabei bildet das Zeolith die Absorbersubstanz und Wasser das Arbeitsmedium. Erste Pionierarbeiten hierfür werden schon 1979 am Lehrstuhl für angewandte Experimentalphysik unternommen.

Zeolithe nennt man eine Gruppe von z.T. in großen Mengen vorhandenen wasserhaltigen Metall-Alumosilikaten. Es sind ca. 40 natürliche und über 100 synthetische Zeolithe bekannt, die derart stark mit winzigen Poren durchsetzt sind, daß riesige innere Oberflächen entstehen – pro kg sind es 800 bis 1.200 m2. Innerhalb der Hohlräume wirken starke elektrostatische Kräfte, die polare Moleküle, z.B. Wasser, heftig ansaugen und unter Wärmeabgabe in die Kristallstruktur einbinden (Adsorption).

Die Anlage an der TU-München hat eine Kapazität von 300 kWh und eine Leistung von 20 kW, die Wärmezufuhr erfolgt mit 250°C bis 300°C, als Leistungsziffer wird die Zahl 1,4 genannt. Man nutzt hier die Zeolithe auch für die Weiterentwicklung der bereits in den 1920er Jahren erfundenen und bisher mit Ammonikawasser betriebenen Wärmetransformatoren. Bei diesen Transformatoren wird Wärme mittlerer Temperatur (90°C) zu etwa 40 % auf ein höheres Niveau transformiert (130°C), während der Rest als Wärme minderer Qualität abgegeben wird (30°C); die Wärmetransformatoren bilden damit im Grunde chemische Wärmepumpen.

Zeolith-Speicher

Zeolith-Speicher

Seit 1996 ist ein Sorptionsspeicher in der Münchner Grafikschule im Stadtteil Haishausen in Betrieb, der im Rahmen eines Pilotprojektes der Münchner Gesellschaft für Stadterneuerung (MGS) und des Bayerischen Zentrums für Angewandte Energieforschung (ZAE) entwickelt wurde. Er besteht aus drei miteinander verbundenen Kammern, die insgesamt 7.000 kg Zeolith 13X enthalten, das bei Temperaturen ab 110°C effizient trocknet und sich für die Ankopplung an das bestehende Fernwärmenetz eignet. Als Speicherwirkungsgrad werden 86 % ermittelt. Wirtschaftlich betrieben kann der Speicher, der zum damaligen Zeitpunkt mit Investitionskosten zwischen 85.000 und 115.000 DM pro MWh veranschlagt wurde, allerdings erst, wenn 100 und mehr Zyklen pro Jahr gefahren werden können.

Die Firma Vaillant entwickelt 2001 – vom Bundeswirtschaftsministerium gefördert – als Alternative zur Elektro-Wärmepumpe eine gasbetriebene Wärmepumpe auf der Basis des Stoffsystems Zeolith-Wasser.

Im April 2006 erscheinen Meldungen über eine neue Methode, die in großen Mengen anfallende industrielle Abwärme sinnvoll zu nutzen. Dabei sollen 20-Fuß-Container zum Einsatz kommen, die auf Lkws verladen und direkt zu den Wärmeverbrauchern transportiert werden können. Die mobilen Energiespeicher sind vom Boden bis zur Decke mit Metallrippen durchsetzt; die Zwischenräume füllt ein Granulat aus winzigen blassbraunen Kügelchen aus, sogenannten Pellets aus Zeolith. Bei einer anderen Version ist das Material kristallin, strahlt weiß und wirkt wie zusammengepappter Schnee aus wasserdurchsetzten Salzkristallen namens Natriumacetat-Trihydrat. Auch dieser Stoff ist in der Lage, Wärme aufzunehmen, über einen längeren Zeitraum zu konservieren und später an anderer Stelle wieder abzugeben. Die Containerfüllungen wiegen 15 – 20 Tonnen, das Metallskelett nicht mitgerechnet.

Am Institut für Zukunftsenergiesysteme (IZES) der Hochschule für Technik und Wirtschaft des Saarlandes spricht man von einer neuen Form der ‚Wärmelogistik’. Die Internationale Energieagentur (IEA) in Paris ist dabei, eine Arbeitsgruppe zum Thema einzusetzen. Im bayerischen Bad Tölz gibt es im November 2005 eine erste größere Expertenkonferenz. Längst sind Forschungs- und Pilotprojekte angestoßen, die demonstrieren sollen, daß der Wärme-Kurierdienst technisch funktioniert und sich auch ökonomisch rechnet. Als Energiequelle eignen sich Anlagen, die kontinuierlich Abwärme jenseits von 150°C liefern – und Verwerter können zum Beispiel Lackierereien, Lebensmittel- oder Agrarbetriebe sein, die Wärme benötigen um ihre Produkte zu trocknen, oder auch ein ganzjährig betriebenes Spaßbad. Auch mit dem Salzhydrat-System, das schon 90°C-Wärme verwerten kann, gibt es bereits erste Pilotprojekte. Mit einer vollen Container-Ladung Zeolith kommt man auf bis zu 3,5 MWh und damit auf einen Energiegehalt, der dem von etwa 350 l Öl entspricht, während die Salzkristalle höchstens zwei Drittel davon schaffen.

Anfang 2007 soll in einem Aluminium-Walzwerk im nordrhein-westfälischen Grevenbroich ein erstes, vom Bundeswirtschaftsministerium unterstütztes Demonstrationsprojekt mit Zeolith-Akkus starten. Dort produziert die Hydro Aluminium Deutschland GmbH dünne Folien – sowie Heißluft von 230°C. Diese Abwärme soll zu einer Lagerhalle gelangen, die beheizt und trocken gehalten werden muß. In Grevenbroich müssen die mobilen Zeolith-Containern dafür nur auf die andere Seite des Werksgeländes gefahren werden. Für das Aufladen der mobilen Wärmespeicher werden sechs bis zehn Stunden Zeit veranschlagt. Die Entladung (und Energieeinspeisung) beim Abnehmer kann je nach Wärmebedarf bis zu einem ganzen Tag lang dauern.

Eine weitere Einsatzform von Zeoliten verwandelt sogar Holz in einen effizienten Wärmespeicher. Dabei wird das Holz mit Zeolit-Kristallkeimen geimpft, was zu einer Veränderung seiner molekularen Struktur führt, ohne jedoch seiner strukturelle Festigkeit oder seinem Aussehen zu schaden. Im März 2007 gehört diese Innovation zu den Top 25 des Modern Marvels Invent Now Challenge. Erfinder ist Michael Sykes (US-Patent 6.933.016).

Ein 3. Welt System zur elektrizitätslosen, solaren Kühlung, das einen Parabol-Solarkollektor, mehrere Zeolithbehälter, einen (auch defekten) Kühlschrank sowie eine manuell betriebene Vakuumpumpe integriert, wird bereits 1997 von dem deutschen Unternehmen Zeo-Tech vorgestellt. Hier reichen 30 Pumpbewegungen aus, um eine Temperatur von minus 15°C zu erreichen – ausreichend kalt für empfindliche Medikamente u.ä.

Schon ab 1988 wird an der TU München auch mit Kieselgel (Silikagel o. Silica Gel) gearbeitet. Das stark poröse, glasartige Material nimmt Wasserdampf auf und setzt dabei Wärme frei (Adsorption). Die Feuchtigkeit läßt sich durch Wärmezufuhr wieder austreiben (Desorption). So kann sommerliche Wärme z.B. aus Solarkollektoren feuchtes Kieselgel trocknen. Im Winter setzt es dann die gespeicherte Wärme frei, wenn feuchte Luft hindurchgeblasen wird. Die Umsetzung für ein Einfamilienhaus erfordet allerdings 25 t Kieselgel, das damals 5.000 DM pro Tonne kostete.

Ein weiteres Stoffpaar ist Magnesium/Wasserstoff, das allerdings den Nachteil einer sehr trägen Reaktion hat. Am Max-Planck-Institut für Kohlenforschung und Strahlenchemie in Mülheim/Ruhr wird daraufhin ein mittels Katalysator hergestelltes Magnesiumhydrit angewandt, dessen Reaktionskinetik beträchtlich höher ist. Ein damit ausgerüsteter Speicher wird 1988 für ein Solarkraftwerk der Lörracher Forschungsfirma Bomin Solar vorgesehen. Hierbei soll der gesamte Heizenergiebedarf eines Einfamilienhauses mit einem 5 m2 großen Kollektor und mit 2 t – 3 t Magnesium im Keller (geschätzte Kosten: 30.000 DM) gedeckt werden: Der Kollektor bündelt das einfallende Sonnenlicht und lenkt es auf den Hochtemperatur-Magnesiumspeicher. Durch die dabei entstehenden Temperaturen von 450°C wird aus dem im Speicher vorhandenen Magnesiumhydrit Wasserstoff freigesetzt. Der im Hochtemperatur-Speicher freigesetzte Wasserstoff strömt anschließend in einen Niedertemperatur-Speicher und wird dort chemisch gebunden, wobei Wärme frei wird, die zur Raumheizung oder Warmwasserbereitung genutzt werden kann. In der Nacht oder bei fehlender Sonneneinstrahlung wird das System umgekehrt: Wasserstoff aus dem Niedertemperatur-Speicher strömt zurück in den ersten Speicher und wird dort an das Magnesium angelagert, wobei erneut Hochtemperatur-Wärme frei wird. In dieser Phase sinkt die Temperatur im Niedrigtemperatur-Speicher auf Minusgrade, was zum Betrieb von Kühlanlagen genutzt werden kann.

Eine andere Methode wird Ende 1998 von japanischen Forschern entwickelt, wobei eine Membran aus Aluminiumoxid und Silizium zum Einsatz kommt, die für Wasserstoffatome durchlässig ist, größere Atome und Moleküle jedoch zurückhält. Die Legierung wird zu einem sehr dünnen Rohr mit einer Wandstärke unter einem zehntausendstel Millimeter geformt, das in einen Kessel eingebaut wird, durch welchen Silizium-Dampf geleitet wird. Während das gasförmige Silizium die größeren ‚Löcher’ der Membran blockiert, können die kleinen Wasserstoffatome schneller durch die verbleibenden Poren schlüpfen, als größere Moleküle, etwa Kohlenmonoxid. Wird nun heißer Methanol-Dampf durch das Rohr geleitet, zerfällt dieser Alkohol durch die Hitze und mittels eines zusätzlich eingebauten Katalysators in Wasserstoff und Kohlenmonoxid. Da die Wasserstoffatome sofort durch die Membran entweichen, kann die Reaktion nicht rückwärts ablaufen, wodurch das System sogar schon bei Temperaturen von 150°C bis 200°C funktioniert, während für die Spaltung von Methanol bisher mindestens 300°C nötig waren. Die Spaltprodukte werden getrennt gelagert und bei Bedarf in Methanol zurückverwandelt. Dabei wird Wärme frei und das Methanol fließt wieder in den Kreislauf zurück. Herkömmliche Systeme zur Abwärmenutzung sind erst bei mehr als 200°C wirtschaftlich, das neue Verfahren ermöglichst es dagegen, auch Abwärme geringerer Temperatur chemisch zu speichern.

Einen Sorptionsspeicher auf Basis einer Calciumchlorid-Sole wird von der Universität Hohenheim für solare Trocknungsanlagen zur Entfeuchtung von Hallenbädern weiterentwickelt – als wirtschaftliche Alternative zur konventionellen Luftentfeuchtung mittels energieverbrauchender klimatechnischer Installationen.

2001 wird an der FHTW in Berlin und in Kooperation mit dem Forschungsunternehmen Zeosys ein Prüfstand für verschiedene Adsorbensmaterialien eingerichtet. Ziel ist es, optimal angepaßte Sorptionsmittel zu bestimmen, wozu an der FHTW kristalline, mikroporöse Zeolithe, mesoporöse Alumosilikat-Molekülgruppen, amorphe mikro- und mesoporöse Alumosilikate sowie Salzhydrate und Kompositadsorbienten untersucht und verglichen werden.

Die Speicherung von Solarwärme in geschmolzenem Material wird ab 2007 insbesondere von dem Solarenergie-Start-up Ausra aus dem kalifornischen Palo Alto verfolgt, da sich die Methode als die wirtschaftlichste erwiesen hat (s.d.). Die Ausra-Technologie kann die Wärme bereits 16 Stunden lang speichern, allerdings verrät das Unternehmen nicht, welches Material dabei erhitzt wird. Als Argument für die Vorteile dieser Technik wird ein Vergleich zwischen einer Thermoskanne und einer Laptop-Batterie gezogen, die beide etwa die gleiche Menge an Energie speichern. Während die Batterie allerdings 150 $ kostet, bekommt man die Thermoskanne schon für 5 $.

Bei einem Solar-Wärmekraftwerk im US-Bundesstaat Nevada und zwei weiteren in Spanien im Bau befindlichen Projekten werden kostengünstige Salzlösungen eingesetzt, die beim Schmelzen hohe Energiemengen absorbieren und diese beim Erstarren wieder abgegeben können.

Im Juli 2007 präsentiert Lloyd Energy Systems aus dem australischen Sydney einen Wärmespeicher aus hochreinem Graphit, aufgrund dessen spezieller Eigenschaften die Hitze für viele Tage und sogar Wochen gespeichert werden kann. Das Material des Graphite Block Energy Storage System hat eine Schmelztemperatur von 3.500°C und ist sehr stabil gegenüber Temperaturwechsel. Die Speicherkapazität beträgt zwischen 300 kWh pro Tonne bei einer Speichertemperatur von 750°C bis rund 1.000 kWh bei 1.800°C.

Das Unternehmen entwickelt und patentiert auch eine kostengünstige Methode, um Graphit niedriger Qualität in hochqualitativen, kristallinen Graphit umzuwandeln, wie er zum Einsatz in den Wärmespeichern benötigt wird.

Power Tower

Power Tower
von SolarReserve

Ende 2007 stellt auch das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) einen neuartigen Wärmespeicher vor. Im Rahmen des bereits 2004 begonnenen EU-Projekts DISTOR (Energy Storage for Direct Steam Solar Power Plants) arbeiten 13 Industrie- und Forschungspartner aus fünf Ländern unter der Leitung des DLR an der Entwicklung einer Methode, damit solarthermische Kraftwerke auch nachts oder an bewölkten Tagen Strom liefern können.

Inzwischen gelingt es, dem im spanischen Testgelände Almería aufgebauten 100 kW Speicher aus mehreren Schichten Graphitfolie und Latentwärmespeichermaterial 200°C heißen Dampf zu entnehmen um damit eine Turbine anzutreiben. In einem Anschlussprojekt soll das Speicherprinzip auf eine 1 MW Anlage erweitert und Temperaturen von mehr als 300°C erreicht werden.

Im April 2008 präsentiert das Unternehmen SolarReserve aus Santa Monica, Kalifornien, sein Konzept des Power Tower, dessen Tank mit flüssigem Salz befüllt ist. Dieses besteht aus einer Kombination von Natrium- und Kalium-Nitrat, ist völlig ungiftig und besitzt eine Schmelztemperatur von 238°C, bei der das Material eine wasserähnliche Konsistenz hat. Die Firma plant nun eine 250 MW Anlage.

Über derartige solarthermischen Turmanlagen berichte ich ausführlich in dem entsprechenden Kapitel (s.d.).

Andere Wärmespeicher


Die sonst allgemein üblichen Wärmespeicher (Öl, Kieselsteine u.ä.) sind meist sehr voluminös, müssen sehr gut isoliert sein und sind trotzdem nicht in der Lage, die Wärme über längere Zeiträume zu speichern. Bei Luftwärme-Solarkollektoren hat sich allerdings die Speicherung im heißen Gestein oder Sand bewährt. Der Bauunternehmer Michel Guerrero aus Mazamet im südfranzösischen Département Tarn z.B. schließt unter den Fundamenten seiner Einfamilien-Energiesparhäuser etwa 150 t Sand oder leichtes Erdreich wärmeisoliert ein, durch das mittels regelbarer Ventilatoren im Sommer erhitzte Luft getrieben wird. Danach hat die Luft nur noch 22°C und dient zum klimatisieren der Wohnräume. Im Winter wird die kalte Luft wiederum erwärmt, während sie durch die Sandmasse streicht, und kann so die Wohnräume beheizen.

Quasi den umgekehrten Weg geht der US-Kernphysiker Theodore Taylor. Im Winter wird eine Grube mit Kunstschnee gefüllt, mit zunehmendem Schneegewicht verwandelt sich die Masse allmählich in einen Eisblock. Im Sommer wird das Schmelzwasser dann zur Wohnhauskühlung eingesetzt. Diese Methode soll 1981 beim Neubau eines Versicherungshochhauses in Princeton, New Jersey, integriert worden sein.

Noch größer ist das Projekt einer schneebetriebenen Klimaanlage der nordschwedischen Küstenstadt Sundsvall von 2000, wo ein Haufen aus gut 30.000 m3 zusammengeräumten Schnee mit isolierendem Sägemehl und Kunststoffmatten bedeckt wird. Auch hier dient das Schmelzwasser zur Abkühlung der Raumluft in Gebäuden. Die Anlage hat zwar rund 3 Mio. DM gekostet, doch statt wie zuvor 350 MWh werden jetzt nur noch 25 MWh für die Kühlung der Gebäude benötigt, außerdem spart man das Kühlmittel Freon ein.


Nach der thermischen Energiespeicherung folgen nun die Speicherung mittels chemischer Prozesse in sogenannten Zwischensubstanzen - sowie daran anschließend die Grenzen der Energiespeicherung.


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