TEIL C

ENERGIESPEICHERN

Thermische Energiespeicherung

Es gibt viele Methoden der Wärmespeicherung, die vermutlich alle ihren Anfang mit Steinen nahmen, die in Feuern oder heißen Quellen erhitzt wurden. Da seitdem aber wesentliche Fortschritte gemacht worden sind, werde ich die wichtigsten Methoden im folgenden einzeln aufführen - angefangen von der umfassend genutzten Heißwasser-Speicherung.

Wasser ist auch das am meisten verbreitete Speichermedium für Wärme, was eine Vielzahl von Gründen hat. Die Wichtigsten sind wohl, daß es überall und quasi unbegrenzt vorhanden, so gut wie kostenlos, ungiftig, leicht zu erwärmen, zu transportieren und zu speichern ist. Nicht zuletzt hat es auch noch eine hohe Wärme-Aufnahmefähigkeit. Ein saisonaler Wärmespeicher für ein Einfamilienhaus im klimatischen Umfeld Mitteleuropas erfordert eine Speichergröße von mindestens 20 m³ Wasser.

Heißwasserspeicher

Die Speicherung von Wärme in großen Wasserbehältern besticht durch ihre Einfachheit. Durch eine entsprechende Wärmedämmung kann sogar die sommerliche Wärmeenergie (Sonne) und/oder Kraftwerk-Abwärme 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 gemacht worden, tiefe geologische Schichten oder Teile des Grundwassers zur Wärmespeicherung zu nutzen (Aquiferspeicher). Ebenso liegen Konzepte vor, denen zufolge besondere Behälterkonstruktionen aus spezialbeschichtetem Textilgewebe 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 an den Wänden außerdem gut wärmegedämmt werden. Ihre Aufheizung kann ebenfalls durch Sonnen- oder Kraftwerkswärme erfolgen, die Temperaturen würden zwischen 60° und 95°C liegen. Und der touristische See-Nutzwert könnte erhalten bleiben, indem die Abdeckung etwa 2 m unterhalb der Seeoberfläche verankert wird.

Beim Stusvik-Seekammer-Projekt in Schweden entsteht in den 1980ern ein derartiger See-Speicher mit einem Fassungsvermögen von 1 Mio. m³ und einer Temperatur von 90°C. Dabei wird ein Teil des Sees mit einem stark isolierenden Kunststoff abgetrennt und abgedeckt. In Schweden wird außerdem mit wassergefüllten Kavernen gearbeitet.

Eine weitere Variante sind die sogenannten Solarteiche, die ebenfalls zur Wärmespeicherung genutzt werden können (s.d.).

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

Eine ganzjährige Wärmespeicherung wird seit Anfang der 1980er Jahre auch in Kanada und in Dänemark praktiziert, und 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. Dafür werden über 1.100 vertikale U-Rohre bis in einer Tiefe von 30 m verlegt.

Es gibt eine Reihe interessanter Projekte, die hier als Beispiele für die Fortentwicklung der Speichertechniken vorgestellt werden sollen.

So beginnt am Institut für Werkstoffe im Bauwesen der Universität Stuttgart im Juni 1999 das bis September 2003 laufende BMBF- bzw. BMU-finanzierte, dreiteilige Forschungsprojekt Dichte Heißwasser-Wärmespeicher aus Hochleistungsbeton, in dessen  Rahmen ein spezieller Beton entwickelt werden soll, der den Bau von Wärmespeichern ohne Edelstahlauskleidung ermöglicht. Parallel will man die Transportprozesse im Beton bei gleichzeitiger Beaufschlagung von Temperatur und Druck sowie die Selbstheilung von Rissen untersuchen.

Nach Optimierung der Wärme- und Kostenbilanz durch Minimierung des Verhältnisses von Oberfläche zu Volumen, die zur Kugelform des Speichers führt und die Baukosten um bis zu 25 % senkt, besteht eine weitere Möglichkeit zur Kostensenkung darin, die in allen bisherigen Speichern verwendete Edelstahlauskleidung von 0,50 – 1,25 mm Dicke wegzulassen. Die Innendichtung aus Edelstahl hat neben dem Preis aber noch einige andere Nachteile und technisch problematische Details.

So sind die T-Nähte, alle Kanten sowie insbesondere alle Durchbrüche für Rohrleitungen schwierig herzustellen und bilden potentielle Schwachpunkte hinsichtlich der Dichtigkeit. Zudem muß das Einlegen der Dichtung auf die Schalung des Deckels in sehr kurzer Zeit erfolgen, wodurch die Gefahr witterungsbedingter Verzögerungen und damit von Stillstandskosten und Nachforderungen der Baufirma sehr groß ist.

Der Abschlußbericht vom März 2004 (,Dichte Heißwasser-Wärmespeicher aus ultrahochfestem Faserfeinkornbeton’) bestätigt, daß ultrahochfester Faserfeinkornbeton (UHFB) die erforderliche hohe Dichtigkeit aufweist, um Heißwasser-Wärmespeicher ohne Edelstahlinnenauskleidung zu bauen – in Verbindung mit wesentlichen Kosteneinsparungen. Dies gilt auch für hohe Temperaturen.

Im Bereich der praktischen Umsetzung ist die Langzeit-Wärmespeicherung (LZWSP) insbesondere in Verbindung mit Solar unterstützten Nahwärmeversorgungen (SuN) zu erwähnen, die in Deutschland ab 1996 realisiert werden. Diese ermöglichen Einzelverbrauchern oder Nahwärmegebieten solare Deckungsanteile von rund 50 % am Jahres-Gesamtwärmebedarf. In Deutschland werden innerhalb der Forschungsprogramme Solarthermie-2000 und Solarthermie2000plus des BMU bis Sommer 2008 elf Pilotanlagen errichtet.

Das hier abgebildete Foto zeigt den im Jahr 2006 erfolgten Bau des Heißwasser-Wärmespeicher in München mit 5.700 m³.

Ebenfalls durch das Förderprogramm Solarthermie2000plus finanziert, entwickeln Wissenschaftler des Instituts für Solarenergieforschung in Hameln (ISFH) gemeinsam mit weiteren Partnern zwischen 2009 und 2011 und im Rahmen des Forschungsvorhabens ,Neuartiges Konzept für kosteneffiziente erdvergrabene Heißwasserspeicher (KES)’ einen einfachen und gebäudeunabhängigen Speicher von 3 – 30 m³ Volumen, der in nächster Nähe zum Gebäude in der Erde vergraben wird.

Der KES-Speicher besteht aus einer Betonzisterne, einem Dämmstoff auf Basis von XPS (Extrudierter Polystyrol-Hartschaum) und einer Folienauskleidung zur Aufnahme des Speicherwassers. Er stellt eine Option für Gebäude dar, die keinen Keller oder geeigneten Speicheraufstellplatz haben. Daneben wird ein rechteckiger Speicher aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK) entwickelt, der vorhandenen Raum optimal ausnutzt und auch über enge Zugänge in das Gebäude gelangen kann.

Eine andere Form der Wärmespeicherung wird Mitte 2010 auf dem Campus Science City der ETH Zürich auf dem Hönggerberg realisiert, wo im Rahmen eines Pionierprojekts die Abwärme im Sommer über Erdsonden im Boden gespeichert wird, um im Winter in ,veredelter’ Form wieder zum Heizen genutzt zu werden. Die Erdsonden der Erdwärme-Speicherfelder bestehen aus 200 m langen Kunststoffrohren, die im Abstand von 5 m in den Boden versenkt werden. Bis 2020 sollen unter und neben den Gebäuden des Campus 800 solche Rohre liegen.

Diese Umsetzung geht auf einen Entscheid von 2006 zurück, in Verbindung mit einer anstehenden Sanierung der Heizzentrale, niederwertige Energie (Anergie), über einen großen Erdspeicher im Erdreich zu speichern und später wieder zu nutzen. Die Wärme stammt aus Kühlgeräten oder Computerservern, aber auch die Studenten und Mitarbeiter geben Wärme an die Umgebung ab, die im Sommer über Ventilatoren und Kühlgeräte in die Umgebungsluft abgeführt werden mußte und für weitere Nutzungen verloren ging.

Zukünftig wird die Abwärme über einen Wasserkreislauf im kühlen Boden bei 8 – 18°C eingelagert und im Winter über denselben Kreislauf wieder nach oben gepumpt und zum Heizen der Gebäude genutzt. Da diese Temperaturen dafür aber nicht ausreichen, wird die Wärme über mehrere mit Strom betriebene Wärmepumpen auf 30 – 35°C angehoben.

Das System ist dezentral und vernetzt: Jedes Gebäude ist mit einem Computer ausgerüstet, der genau steuert, wieviel Wärme es zum Heizen benötigt, während über den Wasserkreislauf Wärme von jedem der neun bis 2020 installierten Speicher angezapft werden kann. Das Ziel: Nur ein Zwölftel der Gesamtenergie zum Heizen und Kühlen soll in Form von Strom, also hochwertige Energie (Exergie), verbraucht werden, während den Rest aus dem bewirtschafteten Erdreich geholt wird.

Das Potential ist enorm: Die Wärmekapazität der Erde ist mit rund 1.0 KJ/kgK zwar etwa vier Mal geringer als diejenige von Wasser, das riesige Volumen des Erdspeichers macht diesen Nachteil aber wieder wett. Die Ingenieure auf dem Hönggerberg wollen 4 Mio. m³ Erde nutzbar machen. Bei einer Dichte von 2.500 km pro m³ und 5° Temperaturdifferenz zwischen Laden und Entladen ergibt sich eine Gesamtkapazität von 13 – 15 GWh, was dem Energieinhalt von rund 1.500 Tonnen Erdöl entspricht.

Ein weiteres Beispiel: Im Jahr 2010 beginnt der Umbau des 1943 errichteten Flakbunkers Hamburg-Wilhelmsburg zu einem regenerativen Kraftwerk mit Großwärmespeicher. 1947 wurde das Gebäude von der britischen Armee durch eine gezielte Sprengung im Inneren völlig zerstört. Das seitdem kaum genutzte Monument wird nun im Rahmen der IBA Hamburg saniert und soll zukünftig das Reiherstiegviertel mit klimafreundlicher Wärme versorgen und zudem erneuerbaren Strom in das Hamburger Netz einspeisen.

Das Herz der Energiezentrale ist der 2.000 m³ große Wärmespeicher, der die Tagesspitzen im Wärmenetz abpuffert. Er wird durch die Wärme eines biomethanbefeuerten Blockheizkraftwerks, einer Holzfeuerungsanlage, einer Solarthermie-Anlage sowie aus der Abwärme eines Industriebetriebes gespeist. Zudem kann im Speicher überschüssiger Windstrom aus Norddeutschland in Wärme umgewandelt werden.

Aufgrund der Pufferwirkung des Speichers wird eine Reduktion der zu installierenden thermischen Erzeugerleistung von 11 auf 6,5 MW erzielt und der wirtschaftliche Einsatz erneuerbarer Energien innerhalb des Wärmeversorgungskonzeptes ermöglicht.

Daher charakterisiert den Energiebunker vor allem die Solarhülle auf dem Dach und an der Südseite des Bauwerks, das im Endausbau ca. 22.500 MWh Wärme und fast 3.000 MWh Strom erzeugen wird, was dem Wärmebedarf von etwa 3.000 Haushalten und dem Strombedarf von rund 1.000 Haushalten entspricht. Mit dem Café Vju und einer Terrasse in 30 m Höhe bietet das Gebäude einen einzigartigen Blick über Hamburg und den Hamburger Hafen. Die Gesamtkosten für das Projekt belaufen sich auf rund 27 Mio. €, wovon 11,7 Mio. € auf die Technik und das Wärmenetz entfallen.

Im August 2011 stellen Wissenschaftler der Universität Kassel ein modulares Speichersystem vor, das im seit 2009 bestehenden Spin-Off-Unternehmen FSAVE Solartechnik GmbH weiterentwickelt und produziert wird. Es basiert auf einem drucklosen Pufferspeichersystem für Sonnenkollektoren, Blockheizkraftwerke oder Holzhackschnitzelanlangen, das die Forscher seit 2005 konstruiert hatten, durch vom Bund und Land mit knapp 1 Mio. € geförderte Projekte.

Mit Unterstützung des Reifenherstellers Continental wird mit verschiedenen wasserdampf-diffusions-beständigen und zugleich robuste Kunststoffen experimentiert. Am Ende entscheidet man sich für ein verschraubbares Stahlgerüst, das mit seinen Einzelteilen durch jede Tür paßt, vor Ort montiert, dann mit Platten aus Polyurethan ausgekleidet und schließlich mit einer Haut aus Polypropylen innen verschweißt und abgedichtet wird.

Das Standardmodell ,Duo’ hat eine Speicherkapazität von 2.200 Litern. Es verfügt über einen Gummisack als Heißwasserbehälter, den Handwerker oder Hausbesitzer selbst in das Stahlgerüst einhängen können. Das Modell ,Vario’ wiederum ermöglicht den Aufbau beliebig großer Speicherkapazitäten bis hin zu Seecontainern für Großabnehmer. Die FSAVE baut die Seecontainer zu mobilen Heizzentralen aus, die eine Wärmeenergie von bis zu 2.000 kWh liefern, wodurch Industriebetriebe, die in ihren Produktionsprozessen Wärmeüberschüsse haben, diese in Form von heißem Wasser speichern und später nochmals nutzen.

Einen etwas zwiespältigen Vorschlag machen die Forscher Johannes Schneider von der Universität Mainz und Ingo Morgenstern von der Universität Regensburg im September 2012, die das nächtliche Überangebot an Strom, das die Stromanbieter deshalb für diese Zeit um mehrere Cent günstiger anbieten, in Wasserboilern speichern wollen, wie sie in zahlreichen Privathaushalten vorhanden sind.

Ein positiver Nebeneffekt: Indem der günstige Nachtstrom das Brauchwasser erhitzt, was dann tagsüber verbraucht wird, ließen sich Angebot und Nachfrage nach Strom auf relativ einfache Weise ausbalancieren und so das Netz stabilisieren.

Im Rahmen des Förderprogramms E-Energy der Bundesministerien für Umwelt und Wirtschaft betreiben Wissenschaftler vom Karlsruher Institut für Technologie KIT in der Modellregion MeRegio ein Versuchshaus, das über einen 750 Liter Warmwasserspeicher verfügt, der sozusagen zeitversetzt betrieben wird, um den Grad der realen Einsparungen herauszufinden.

In diesem Zusammenhang ist eine Meldung vom August 2013 interessant. Demnach hat Maschinenbauprofessor André Thess an der Technische Universität Ilmenau eine vereinheitlichte Theorie vorgestellt, die die Wirkungsgrade von SWS-Energiespeichern mit einer einfachen Formel für beliebige Wärme- und Kältespeichermedien vorhersagt.

Der Energiepionier Bodo Wolf hatte 2007 eine neue Energiespeicheridee patentiert. Bei dieser wird Elektroenergie mittels besonderer Wärmepumpen – sogenannter Hochtemperaturwärmepumpen – in Wärme umgewandelt und als heißes Wasser preiswert gespeichert. Bei Bedarf wird die thermische Energie des Wassers mittels sogenannter transkritischer O₂-Dampfkraftanlagen wieder in Elektroenergie zurückverwandelt.

Dieses thermodynamische Prinzip wird heute als Strom-Wärme-Strom (SWS)-Energiespeicher bezeichnet. Andere Erfinder haben die SWS-Idee für weitere Wärmespeichermaterialien wie Salzschmelzen und Gesteinsschüttungen sowie auf Kältespeichermaterialien wie Eis und flüssigen Stickstoff verallgemeinert. Daß es noch keinen industrietauglichen SWS-Speicher gibt, liegt unter anderem daran, daß bislang kaum theoretische Vorhersagen über seinen Wirkungsgrad existieren. Mit der neuen Formel wird es nun erstmals möglich, innovative SWS-Speichermodelle in die praktische Anwendung zu überführen.

Die Speicherformel stellt zwar kein exaktes Abbild eines realen SWS-Energiespeichers dar, doch erlaubt sie eine grobe Abschätzung der Energiespeicherkapazität verschiedener Bauformen. So verrät sie beispielsweise, daß in einem Kilogramm Wasser durch Erwärmen mindestens zehnmal mehr Elektroenergie gespeichert werden kann, als wenn man es in einem Pumpspeicherwerk um 300 m anhebt.

Da die Speicherformel auch besagt, daß Wirkungsgrad und Speicherdichte mit höherer Speichertemperatur wachsen, gibt es parallel zu geplanten SWS-Energiespeichern auf Wasserbasis auch Überlegungen für Salzschmelzen oder Gesteinsschüttungen als Speichermedien (s.u.).

Im Jahr 2014 folgt der Bericht über die Mitarbeiter des Bayerischen Zentrums für Angewandte Energieforschung und des Stahl- und Metallbaubetriebs Hummelsberger Schlosserei GmbH in Mühldorf am Inn, die gemeinsam über drei kontinuierlich verbesserte Prototypen einen Speicher entwickelten, bei dem die thermischen Verluste minimiert und die Temperaturschichtung optimiert wurde. Der vakuum-superisolierte (VSI) Heißwasserspeicher kann eingespeiste Wärme über mehrere Wochen oder Monate speichern. So lassen sich bei kleinen und mittelgroßen Bestandsgebäuden hohe solare Deckungsanteile erzielen.

Der Speicher besteht aus einem Innen- und Außentank aus Stahl. Um die Luftwärmeübertragung zu unterbinden, wird zwischen Innen- und Außentank ein moderates und mit einfacher Pumpentechnik erreichbares Vakuum von 0,1 mbar erzeugt. Da aber auch im Vakuum eine Wärmestrahlung stattfindet, wird in den Ringspalt das poröse und daher kaum wärmeleitende Vulkangestein Perlit eingebracht, um diesen Mechanismus zu minimieren. Die Perlit-basierte Vakuum-Superisolation dämmt bei 100°C etwa fünffach besser als die trockene konventionelle Wärmeisolation, selbst bei optimalem Einbau.

Da neben der Dämmung auch die thermische Schichtung im Speicher dessen Effizienz beeinflußt, entwickeln die Wissenschaftler zudem einen zum Patent angemeldeten Schichtlader mit einem optimierten Klappenmechanismus, um die Durchmischung von heißem und kaltem Wasser im Speicher zu verhindern.

Der Langzeit-Wärmespeicher wird bereits in Ein- und Mehrfamilienhäusern für die Wärmeversorgung eingesetzt. Momentan ist bei diesem Speichertyp ein Fassungsvermögen von 5 – 50 m³ möglich, doch für die Zukunft planen die Wissenschaftler auch modular aufgebaute Speicher für größere Volumina.

Ein weiteres Anwendungsgebiet für den VSI-Speicher stellt die Zwischenspeicherung von Fernwärme oder industrieller Prozeßwärme bei 100 – 200°C dar. Theoretisch kann er sogar bis 750°C betrieben werden, da Perlit bis zu dieser Temperatur beständig ist.

Im November 2014 startet das Verbundvorhaben ,Oberirdische Speicher in Segmentbauweise für Wärmeversorgungssysteme (OBSERW)’, das bis zum Februar 2018 läuft. Im diesem Projekt wollen Wissenschaftler der Technischen Universität Chemnitz und der Universität Stuttgart gemeinsam mit Ingenieuren der Firma FARMATIC Anlagenbau GmbH und weiteren Partnern einen neuartigen oberirdischen Tankspeicher in Segmentbauweise für den Bereich 500 – 8.000 m³ entwickeln.

Beim Thema Segmentbauweise profitiert das Team von den Erfahrungen, die es bereits mit dem ähnlich konstruierten Kältespeicher in Chemnitz gesammelt hat, der zum Fernkältenetz Chemnitz gehört und inzwischen seit acht Jahre erfolgreich läuft (s.d.).

Eine weitere Variante bilden die sogenannten Aquiferspeicher, die ebenfalls der saisonalen Speicherung von Niedertemperaturwärme um 75°C dienen (Aquifer =  Grundwasserleiter). Als Speichermedien dienen natürliche oberflächennahe Schattenböden, wobei in unterschiedlichen Bodenschichten sowohl (winterliche) Kälte, als auch (sommerliche) Wärme gespeichert werden können. Die Voraussetzung dafür 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 sich vergleichsweise rund 60 Wohnungen beheizen lassen. Damit werden 42 % der gespeicherten Wärme zurückgewonnen. Andere Vorreiter für diese Speicherlösung sind die skandinavischen Länder, Belgien und die Niederlande.

Umgesetzt wird die Aquifer-Technologie auch im Rahmen des Energiekonzeptes Reichstagsgebäude in Berlin in den Jahren 1997 bis 2003. Der Energieverbund im Berliner Spreebogen umfaßt neben dem Reichstagsgebäude und dem Bundeskanzleramt auch die drei benachbarten Parlamentsgebäude, in denen die Sitzungsräume der Bundestagsausschüsse und der Fraktionen sowie die Abgeordnetenbüros untergebracht sind.

Stromerzeugung und Warmwasserbereitung erfolgen durch zwei mit Pflanzenöl betriebene Blockheizkraftwerke (elektrische Gesamtleistung 3.200 kW), und die von den beiden BHKW auf einem Temperaturniveau von 110°C produzierte Wärme wird direkt zur Versorgung von Hochtemperatur- und teilweise von Niedertemperatur-Heiznetzen genutzt. Zusätzlich dient sie dem Antrieb von diversen Absorptionskältemaschinen oder -wärmepumpen.

Da die Bedarfskurven von Strom und Wärme nicht synchron verlaufen, wird zeitweise Überschußwärme produziert, während zu anderen Zeiten eine Deckungslücke für Wärme besteht. Aus diesem Grund wird die überschüssige Wärme saisonal in einem soleführenden Aquifer gespeichert. Die Sandsteinschicht befindet sich in einer Tiefe von 285 – 315 m und ist durch mächtige Abdeckungen (Rupelton, ca. 70 m dick) von den darüber liegenden Schichten abgetrennt.

Die natürliche Aquifertemperatur beträgt ca. 19°C. Der Speicher wird mit dem Medium möglichst nahe bei der maximal zulässigen Temperatur von 70°C beladen und zu einem späteren Zeitpunkt bei Temperaturen im Bereich von 65°C bis hin zu 30°C entladen, wobei die im Verlauf der Entladungsperiode absinkende Fördertemperatur charakteristisch für die Aquiferspeicherung ist.

In einer deutlich geringeren Tiefe von ca. 50 m wird unter dem Spreebogen ein weiterer Aquiferspeicher erschlossen, der primär der Gebäudekühlung dient. Hierzu wird im Winter Grundwasser auf 5°C abgekühlt, was im Wesentlichen bei Außentemperaturen unterhalb 0°C in trockenen Kühltürmen mittels Umgebungskälte geschieht. Die im Winter in den Erdboden eingelagerte Kälte versorgt dann im Sommer Hochtemperatur-Kühlsysteme im direkten Wärmetausch.

Nach seiner Inbetriebnahme ermöglicht das Energieversorgungssystem die Erzeugung von 82 % des benötigten Stroms und von ca. 90 % der jährlich erforderlichen Heizwärme. Aus dem Kältespeicher, d.h. aus der winterlichen Umgebungskälte und der Wärme-Kälte-Kopplung der Wärmepumpen, werden 60 % des sommerlichen Bedarfs der Gebäudekühlung gedeckt. Außerdem erweist sich, daß Aquiferspeicher eine deutliche Senkung der Investitionskosten beim  Speicherbau ermöglichen.

Neben den Berliner Parlamentsbauten demonstrieren zwei weitere Projekte in Deutschland die Machbarkeit von Energiesystemen mit oberflächennahen Aquiferspeichern: in Rostock und in Neubrandenburg, und ebenfalls im Rahmen des Förderkonzepts Solarthermie-2000.

Die 1999/2000 in Rostock-Brinckmanshöhe in Niedrigenergiebauweise errichtete Wohnanlage Helios beherbergt 108 Wohnungen mit einer Gesamtfläche von ca. 7.000 m², wobei laut Vorgabe des Bauträgers WIRO deutlich mehr als 50 % des Gesamt-Wärmebedarfes aus Solarenergie zu beziehen waren. Dies konnte nur unter Einbeziehung eines saisonalen Wärmespeichers verwirklicht werden.

Auf den 11 Einzeldächern sind 1.000 m² Solarkollektoren installiert, und unter dem Grundstück befindet sich in 15 – 25 m Tiefe ein Grundwasserleiter, der durch zwei Bohrungen mit einem Abstand von ca. 55 m erschlossen wird. Das aus der kalten Bohrung mit einer Temperatur von 10°C entnommene Wasser wird im Sommer durch Solarenergie erwärmt und in die warme Bohrung injiziert. Im Winter wird die Strömungsrichtung umgekehrt.

Anfangs beträgt die Fördertemperatur 45°C. Im Verlauf der Heizperiode sinkt sie auf die natürliche Grundwassertemperatur ab. In das System ist eine Wärmepumpe mit 100 kW Heizleistung integriert, welche die Grundwassertemperatur auf die in den Wohnungen benötigen Temperaturen bringt. Nach der Aufheizphase im ersten Jahr können in 2002 rund 43 % des Jahreswärmebedarfs der Gebäude (664 MWh) durch Solarenergie gedeckt werden.

In Neubrandenburg wiederum soll in Zukunft überschüssige Sommerwärme des seit 1997 in Betrieb befindlichen GuD-Kraftwerks der Stadtwerke für eine Nutzung im Winter gespeichert werden. Als Speicher dienen Schichten von Thermalwasser in 1.200 – 1.300 m Tiefe, deren 55°C heißes Wasser schon seit 1990 für die Fernwärmeversorgung genutzt wird. Der Probebetrieb läuft Ende 2003 an.

Mit dem der Errichtung eines neuen und größeren Speichers der Stadtwerke Neubrandenburg wird der Aquiferspeicher allerdings ab 2021 zurückgebaut.

Ende Februar 2016 startet das Deutsche GeoForschungsZentrum (GFZ) Potsdam eine Erkundungsbohrung auf dem Campus Charlottenburg der TU Berlin, die das geologische Verständnis über den Berliner Untergrund verbessern und dem Forschungsprojekt ATES (Aquifer Thermal Energy Storage) eine verläßliche Datenbasis geben soll. Die Vertikalbohrung erreicht im Juni die Endtiefe von 560 m. Die allgemeine Charakterisierung des Untergrundes hatte bereits im Frühjahr 2013 begonnen.

Als Argument für die Arbeiten wird angeführt, daß es über die saisonale Speicherung bei den Parlamentsbauten hinaus noch immer Forschungsbedarf gibt, was insbesondere die Umsetzung und Integration der Speicher in ein Energieversorgungssystem für ganze Stadtquartiere betrifft. Über weiterführende Pläne soll erst entschieden werden, wenn planungssicher gesagt werden kann, daß dieser oder jener  Horizont in der Tiefe nutzbar ist.

Auch Hamburg möchte in den nächsten Jahren eine radikale Energiewende vollziehen. Das Hauptziel ist es, Kohle als Energiequelle zurückzudrängen und das Fernwärmesystem umweltfreundlicher zu gestalten. Herzstück des Konzepts ist ein gewaltiger Wärmespeicher unter der Stadt.

Das technisch ambitionierte Konzept wurde in dieser Form und diesem Umfang bisher kaum erprobt. Es sieht vor, mehrere Betriebe der Großindustrie in Hamburg in die Wärmeproduktion mit einzubeziehen, indem während der Produktion entstehende Hitze ausgekoppelt und in das Fernwärmenetz der Stadt eingespeist werden soll. Zusätzlich soll mittels großer Wärmepumpen Energie aus dem Elb- und Klärwasser gewonnen werden und der Anteil der Heizenergie aus Müllverbrennungsanlagen erhöht werden.

Das Besondere an dem Konzept wird der unterirdische Grundwasser-Wärmespeicher sein. Im Sommer wird überschüssige Wärme unter die Erde geleitet, indem Wasser auf 80°C erhitzt und in den Boden gepumpt wird. Dieses Wasser hat auch im Winter noch eine Temperatur von 65°C, wird bei Bedarf aus dem Boden geholt und in einer Müllverbrennungsanlage auf 135°C erhitzt, um im Fernwärmenetz verwendet zu werden.

Welche Kosten das neue Energiekonzept verursachen wird, ist bisher noch unbekannt. Vom Aufsichtsrat der Wärmegesellschaft werden 6 Mio. € an Mitteln bewilligt, unter anderem, um genau das herauszufinden.

Im Jahr 2017 startet ein Projekt in der brandenburgischen Stadt Hennigsdorf, um den klimaneutral erzeugten Anteil der Wärme in dem dortigen Fernwärmenetz auf 80 % auszubauen. Die Stadtwerke planen, innerhalb von fünf Jahren die Abwärme des örtlichen Stahl- und Walzwerks sowie die Wärme solarthermische Anlagen – zentral durch Kollektorfelder der Stadtwerke und dezentral bei den Kunden – in das Netz zu integrieren, wobei ein multifunktionaler Großwärmespeicher für die notwendige Flexibilität sorgen soll.

2018 laufen die Planungen und Ausschreibungen zur Wärmeauskopplung aus dem Stahlwerk sowie zur Errichtung einer Fernwärmetrasse vom Stahlwerk zum Fernwärmenetz. Die Inbetriebnahme ist noch in der Heizperiode 2018/19 vorgesehen, um mit Hilfe konkreter Meßwerte den Großspeicher exakt dimensionieren zu können. Ab 2020 soll dieser errichtet werden, was im Anschluß den schrittweisen Ausbau der Solarthermie erlaubt.

Berichten vom Juli 2017 zufolge testen Forscher des Internationalen Geothermiezentrums (GZB) an der Hochschule Bochum im ehemaligen Steinkohlebergwerk Prosper-Haniel im Ruhrgebiet, ob sich dieses als saisonaler Niedertemperatur-Wärmespeicher eignet. Das Projekt Geo-MTES (Mine Thermal Energy Storage) wird in Kooperation mit der RAG und der delta h Ingenieurgesellschaft durchgeführt.

Zielsetzung eines derartigen Grubenwärmespeichers ist es, die saisonal anfallende Abwärme aus Industrie- und Kraftwerksprozessen (vornehmlich aus Kraft-Wärme-Kopplung) bzw. solar erzeugte Wärme in das Grubengebäude einzuspeichern und im Winter für den Bedarf der Wärmeversorgung von Wohn- und Gewerbegebieten zu nutzen. Das Bergwerk ist hierfür allerdings nur noch bis Ende 2018 zugänglich.

Ähnliche Ansätze, die jedoch auf der Nutzung von geothermisch erwärmtem Grubenwasser basieren, finden sich beispielsweise in den Geothermie-Länderübersichten Deutschland und Frankreich (s.d.). Interessanterweise erfolgte im selben Bergwerk Prosper-Haniel in den 1990er Jahren bereits die Untertage-Erprobung einer Personenbeförderung und Materialversorgung für Abbaubetriebe, die auf einer Magnetbahn-Technologie basierte (s.d.).

Schon Anfang 2017 arbeitet man am Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) an einem Pumped Thermal Electricity Storage (PTES) genannten Konzept, das als aufkommende thermo-mechanische Speichertechnologie bezeichnet wird und auf der Umwandlung von Niedertemperaturwärme durch überschüssige Elektrizität basiert. Nach der Umwandlung mittels Wärmepumpen wird die Wärme hoher Enthalpie gespeichert und später während dem Entladungsprozeß verwendet, um einen thermodynamischen Zyklus anzutreiben, der Elektrizität erzeugt.

Das Konzept ermöglicht die Speicherung von Energie im Multi-MW-Bereich für mehrere Stunden ohne besondere geographische Anforderungen. Dabei werden verschiedene Kombinationen von thermodynamischen Zyklen und Lagertypen vorgeschlagen, entweder unter Verwendung von Lagerung bei niedriger Temperatur (< 200°C) oder bei hoher Temperatur (> 500°C). PTES-Geräte sind in der Lage, höhere Kapazitäten als Batteriespeichergeräte zu erreichen.

Eine der ersten heoretischen Untersuchungen zur PTES wird von Ahmad Asrul Ibrahim et al von der Durham University auf der PowerTech IEEE Konferenz in Manchester Juni 2017 vorgestellt (,Pumped thermal electricity storage for active distribution network applications’).

In einer im Juli 2017 erschienenen Studie von Guido Francesco Frate et al von der Universität Pisa wird eine simulierte, hybride PTES-Anwendung untersucht, bei der eine minderwertige Wärmequelle  im Bereich von 80 – 110°C und verschiedene Arbeitsflüssigkeiten genutzt werden, um den elektrischen ,Rundreise-Wirkungsgrad’ des Systems über 100 % hinaus zu steigern (,A novel Pumped Thermal Electricity Storage (PTES) system with thermal integration’).

Im Vergleich zu vielen anderen Arten von Energiespeichern sollte die PTES-Technologie eine günstige volumetrische Energiedichte haben. Es handelt sich jedoch um eine neue Technologie, die sich am Anfang der Forschung und Entwicklung befindet, und derzeit gibt es nur Prototypen-Geräte, deren Informationen kommerziell sensibel und daher äußerst knapp sind.

Die Hauptfirma, die versucht, diese Technologie zu einer Energiespeicherlösung für Stromnetze zu entwickeln, ist das gegründete und in Großbritannien ansässige Unternehmen Isentropic Ltd., das behauptet, damit Speicherkosten von nur 35 $/MWh erreichen zu können. Da die thermischen Kieselstein-Speicher dieser Firma mittels Druckluft befüllt werden sollen, findet sich ihre ausführliche Beschreibung im Kapitelteil Druckluftspeicher (CAES).

Auch die italienische Öl- und Gasgesellschaft Società Azionaria Italiana Perforazione E Montaggi (SAIPEM), die zur Eni S.p.A. (AGIP) gehört, zeigt ein gewisses Interesse an der PTES-Technologie. Ein französisches, von Jacques Ruer geleitetes Team der Saipem soll ein entsprechendes Konzept bereits vollständig durchentwickelt haben, das relativ schnell kommerziell umgesetzt werden könnte.

Die einzige wichtige Komponente, die noch fehlt, sind entsprechend ausgeführte Turbo-Maschinen. Hier sieht das Unternehmen allerdings einen möglichen Ziel-Konflikt mit ähnlichen Neuentwicklungen für den Bereich der Druckluft-Speicherung: Die Hersteller solcher Einheiten scheinen ihr Entwicklungsbudget nicht über Gebühr strapazieren zu wollen und setzen daher eher auf CAES, als auf thermische Energiespeicher.

Möglicherweise ist dies der Grund, warum es inzwischen weder auf der Website von SAIPEM noch an anderer Stelle im Netz aktuelle Informationen zum Thema THES finden lassen.

Im Gegensatz zu diesem PTES-Konzept basiert der weiterführend Ansatz der Compressed Heat Energy Storage (CHEST) auf einem herkömmlichen Rankine-Zyklus mit mittlerer Temperatur, kombiniert mit einem Latentwärmespeicher. Dieses Konzept erreicht einen Wirkungsgrad von 70 %, während die maximale Temperatur unter 400°C liegt.

Es gibt inzwischen bereits einen Oberbegriff für diese Speicher-Technologien, die prinzipiell aus großen Wärmepumpen in Verbindung mit thermischen Speichern für Hitze und Kälte, sowie einer Turbine für die Rückverstromung bestehen: Bei dem DLR lautet dieser Transformed Heat Energy Storage (THES), während die Saipem den Ausdruck Thermodynamic Electricity Storage (TES) bevorzugt. In der deutschsprachigen Literatur taucht manchmal auch der Begriff Thermopotentialspeicher auf.

Wichtig bei der Bewertung von THES-Systeme ist, daß es sich dabei um keinen konventionellen thermodynamischen Kreisprozeß im Carnot’schen Sinne handelt und die bekannten Gesetze des maximalen Wirkungsgrades eines reversiblen Carnot-Kreisprozesses hier stellenweise nicht mehr gelten, da die beiden Heiß- und Kaltstränge völlig voneinander entkoppelt sein und daher auch auf unterschiedlichen Thermopotentialen arbeiten können.

Aus diesem Grund werden bei THES Wirkungsgrade von 75 – 85 % für den Gesamtprozeß erwartet (Strom zu Strom, komplette Rundreise), und dies bei Gestehungskosten von möglicherweise unter 100 €/kWh Speicher-Kapazität.

Der Einsatz von Salzen zur Energiespeicherung, die anschließend zur Klimatisierung und Kühlung eingesetzt wird, findet sich im Kapitelteil Neuartige Kühlsysteme.

Dampfspeicher

Ein Dampfspeicher ist ein isolierter Stahldrucktank, der heißes Wasser und Dampf unter Druck enthält. Erfinder der Technik ist der schottische Ingenieur Andrew Betts Brown, dem bereits 1862 ein Patent zur Verbesserung von Dampfmaschinen und Dampfkesseln erteilt wird. Im Jahr 1870 erhält Brown den ungewöhnlichen Auftrag, eine dampfbetriebene Hydraulikanlage für das Wassern von Schiffen innerhalb der Docks des Hamburger Hafens zu installieren.

1874 erfindet er dann den Dampfspeicher und benutzte ihn, um durch laden und entladen weitere ausgefallene Kreationen mit Dampfkraft anzutreiben.

Andere Quellen nennen den Ingenieur Johannes Carl Ruths aus Schweden als Erfinder des Dampfspeichers, obwohl dieser die erste Patentanmeldung für seinen Ruths Akku erst im Jahr 1913 einreicht. 1916 gründet er die Firma AB Vapor Akkumulator (ab 1928: Ruthsaccumulator AB), um seine Erfindung zu nutzen, für die er 1924 die erstmals vergebene große Goldmedaille der Technischen Akademie Schwedens erhält. 1930 wird er Ehrendoktor der Technischen Universität Charlottenburg zu Berlin.

Zur Technik: Der Tank ist etwa zur Hälfte mit kaltem Wasser gefüllt, und Dampf wird von einem Kessel über ein perforiertes Rohr in der Nähe des Tankbodens eingeblasen. Ein Teil des Dampfes kondensiert und erwärmt das Wasser, während der Rest den Raum über dem Wasserspiegel füllt. Wenn der Akkumulator voll geladen ist, hat der kondensierte Dampf den Wasserstand in dem Tank auf etwa drei Viertel erhöht und die Temperatur und der Druck sind ebenfalls angestiegen.

Dampf kann anschließend nach Bedarf abgezogen werden, entweder zum Antrieb einer Dampfturbine oder für Prozeßzwecke (z. B. in der chemischen Technik), indem ein Dampfventil oben am Tank geöffnet wird. Der Druck im Tank wird sinken, aber der reduzierte Druck bewirkt, daß mehr Wasser kocht und der Akkumulator für eine gewisse Zeit weiter Dampf liefern kann (während sich Druck und Temperatur allmählich reduzieren), bevor er wieder aufgeladen werden muß.

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.

Solche Dampfspeicher werden hauptsächlich in der Industrie eingesetzt, um Ausfälle bei Kraftwerken zu überbrücken – aber auch um eine stetige Prozeßdampfversorgung der Industrieanlagen sicherzustellen. Sie sind vor allem in Zellstoff-, Textil-, Zucker- und chemischen Fabriken, Brauereien, Bergwerken und Eisenhütten erfolgreich in Betrieb.

Die vermutlich erste Ruths-Speicheranlage wird 1925/1930 in Leipzig errichtet. Der Dampfspeicher kann eine halbe Stunde lang 13 MW abgeben.

Eine sehr große Dampfspeicheranlage mit einer Leistung von 40 MW (andere Quellen: 50 MW) und einer Kapazität von ca. 67 MWh befindet sich erner im Kraftwerk Berlin-Charlottenburg, wo sie bereits seit 1929 erfolgreich im Einsatz ist, was möglicherweise auch die Verleihung der o.e. Ehrendoktorwürde an Ruths erklärt. Die Anlage diente später im Inselnetz von Berlin-West zur Frequenzstützung bei Störungen in Verbindung mit der damas größten Batterieanlage der Welt (14 MW).

Hier abgebildet ist ein in den 1930er Jahren errichteter Dampfspeicher der Wiener städtischen Elektrizitäts-Werke mit einer Kapazität von 4 MWh. Die Anlage ist 11 m lang, 7 m hoch und besitzt eine Gesamtmasse von 240 Tonnen.

Anfang der 1980er Jahre soll das US-Unternehmen R+D Associates an der Nutzung von Kavernen als Dampfspeicher arbeiten, doch nähere Details dazu sind bislang nicht zu finden.

Nachdem die Speichertechnik lange Zeit in Vergessenheit geraten war, erlebt sie in jüngerer Zeit eine gewisse Renaissance, denn Dampfspeicher können auch bei Solarthermie-Projekten eine wichtige Rolle spielen. Ein Beispiel dafür ist die 2007 in Betrieb genommene Solarturmanlage PS10 in der Nähe von Sevilla, Spanien (s.d.).

Bei voller Leistung des Absorbers werden Teile des Dampfes abgezweigt und erhitzen Wärmespeicher in vier Tanks. Diese haben eine thermische Kapazität von 20 MWh und erlauben den Betrieb der Turbinen für 50 min bei halber Leistung.

Im Juni 2008 ist von dem Konzept des Solar Steam Train zu hören, ein Demonstrationsprojekt in Sacramento, Kalifornien, bei dem die bestehenden Bahnhöfe auf der Touristenlinie in Old Sacramento genutzt werden sollen, um eine feuerlose Lokomotive zu versorgen. Thermische Solarenergie-Kollektoren würden den Dampft erzeugen, der gespeichert zum Laden und Wiederaufladen der feuerlosen Lokomotive verwendet wird, um den beliebten Touristenzug wenigstens eine kurze Strecke fahren zu lassen. Umgesetzt wurde die Idee bislang aber nicht.

Allerdings sind solche Dampfspeicherlokomotiven keinesfalls neu - nur ihre geplante Versorgung mittels Solarenergie. Diese Loks bilden eine spezielle Bauform einer Dampflokomotive, die ihre Antriebsenergie aus überhitztem Wasser bezieht, wobei das Wasser im Kessel der Lokomotive aus einem externen Dampfkessel erhitzt wird. Eingesetzt werden diese Lokomotiven hauptsächlich in der chemischen Industrie, in Munitionsfabriken oder im Bergbau, da ja keine Verbrennung stattfindet. Insofern entsprechen die Einsatzmöglichkeiten der Speicherdampflokomotive in etwa der einer Preßluftlokomotive (s.d.).

Aufgrund der Abhängigkeit von einem Dampfversorger werden Dampfspeicherlokomotiven jedoch nicht unter Tage eingesetzt. Allerdings können Dampfspeicherlokomotiven Anhängelasten von über 2.000 t bewegen. Nach sechs bis acht Stunden müssen sie wieder befüllt werden.

Eine besonders effektive Bauform bilden die Hochdruckdampfspeicherloks, wie sie erstmals 1934 von der Lokomotivfabrik Floridsdorf für das Gaswerk Leopoldau der Stadt Wien gebaut wurde. Die letzte dieser Loks überhaupt wird 1973 von der Lokomotivfabrik an die Raffinerie Schwechat der Österreichischen Mineralölverwaltung (ÖMV) geliefert. Eine weitere Variante ist die Elektrische Dampflokomotive, die jedoch im Kapitelteil Wasserdampf beschrieben werden soll (s.d.).

Nachdem diese Speichertechnik lange Zeit in Vergessenheit geraten war, könnte nun eine Renaissance bevorstehen, da das in Kalifornien ansässige australisches Startup Terrajoule einen günstigen Dampf-Pufferspeicher für Solarstrom bauen und dabei einen Preis von 100 $ je Kilowatt Speicherleistung garantieren will. Um die Wärme aufzunehmen, setzen die Entwickler auf Parabolspiegelrinnen.

Da der Dampf aus dem Sonnenkraftwerk nicht heiß genug ist, um eine moderne Dampfturbine anzutreiben, und erst recht nicht der, der aus dem Speicher kommt, treibt er einen alten Dampfmotor an, wie er aus den alten Lokomotiven bekannt ist. Ein Teil des Dampfes, der unter Sonneneinstrahlung entsteht, wird via Dampfmaschine über den angeschlossenen Generator direkt in Strom umgewandelt.

Ein anderer Teil landet in dem weitgehend mit Wasser gefüllten Speicher, dessen Wasser durch den eingeleiteten Dampf auf eine Temperatur von 135°C und mehr erwärmt wird. Da der Druck im Speicher ansteigt, bleibt das Wasser trotzdem flüssig. Bei abendlichem und nächtlichem Strombedarf wird das Ventil des Speichers geöffnet, worauf sich das überhitzte Wasser zurück in Dampf verwandelt, der wiederum die Dampfmaschine antreibt.

Die erste der Anlagen soll sich auf einer Farm im Central Valley, Kalifornien, befinden, wo ein Dampfmotor aus den 1930er Jahren im Einsatz ist. Inzwischen scheint es aber nur noch eine TeraJoule Energy GmbH mit Sitz in Frankfurt zu geben – während von dem Dampfspeicher-Projekt leider nichts mehr zu hören ist.

Heutige Hersteller industrieller Dampfspeicher sind Firmen wie Spirax Sarco Ltd. aus Gloucestershire, Großbritannien; Cannon Boiler Works Inc. aus New Kensington, Pennsylvania; Industrial Steam aus Atlantic, Iowa; VELDE Boilers and Plants GmbH aus Köthen, Deutschland; oder Bosch Industriekessel GmbH aus Gunzenhausen, ebenfalls Deutschland.

Heißluftspeicher

Heißluftspeicher werden als Saisonspeicher für Solar­kraftwerke vorgeschlagen. Ihr Einbau würde unterirdisch erfolgen, während die Erhitzung der innen befindlichen Luft durch die Fokussierung der Strahlungsenergie auf einen sich ebenfalls im Innern des Saisonspeichers befindlichen Absorber funktioniert. Dabei kann die Betriebs- bzw. Speicher­temperatur bis zu 800°C betragen. Über eine entsprechende Umsetzung läßt sich bislang nichts finden.

Die meisten Ansätze, die sich mit warmer oder heißer Luft befassen, betrachten diese als Trägermedium, jedoch nicht als Speichermedium. Die Speicherung der Wärme, die von heißer Luft getragen wird, erfolgt beispielsweise in dem o.e. Projekt auf dem Campus Science City der ETH Zürich im Jahr 2010, wo die Wärme im Erdboden gespeichert wird – jedoch nicht die warme Luft selbst.

Eine direkte Speicherung von Luft erfolgt allerdings in Form von Druckluft in verschlossenen Tunneln, Minen und Kavernen (compressed air energy storage, CAES). Nur, daß es sich hierbei nicht um eine Wärmespeicherung handelt, sondern um die Speicherung jener Energie, die in die Kompression der Luft gesteckt wird – auch wenn diese diese beim Prozeß selbst stark erwärmt wird. In dem entsprechenden Kapitelteil wird das Thema ausführlich besprochen (s.d.).

Die durch den Kompressionsvorgang erzeugte Wärme zu speichern, bis die komprimierte Luft verwendet werden soll, wird bei dem 2015 gestarteten EU-Projekt RICAS 2020 ins Auge gefaßt, das darauf abzielt, eine fortschrittliche, adiabatische Druckluftspeicherung ohne Energieverluste zu realisieren, was bislang noch nicht praktiziert wird. Die beiden weltweit größten Druckluftspeicher (in Deutschland und den USA) verlieren einen großen Teil der potentiellen Energie der Druckluft, da sie kein System zur Speicherung der während der Luftkompressionsstufe erzeugten Wärme enthalten.

Eine Schlüsselkomponente des EU-Projekts ist ein Abschnitt, der es ermöglicht, daß die Wärme während des Verdichtungsprozesses abgesaugt wird. Wie in der Abbildung zu sehen ist, passiert die Luft nach Verlassen des Kompressors eine separate, mit Schotter gefüllte Kaverne, die ihre Wärme aufnimmt. Die kalte Luft gelangt dann in die Hauptkaverne, wo sie gelagert wird. Sobald sie wieder benötigt wird, gelangt sie zurück durch das zerkleinerte Gestein, wo sie wieder erhitzt wird, bevor sie entladen wird, so daß kein Brennstoff verbrannt werden muß, um die bei der Entspannung entstehende Kälte zu kompensieren.

Die Projektleitung glaubt, daß diese Technologie im Vergleich zu bestehenden Speicherstandorten, die einen Wirkungsgrad von 45 – 55 % aufweisen, die Rate auf 70 – 80 % erhöhen kann. Doch wie schon gesagt, wird die heiße Luft auch hier nur als zeitweiliges Trägermedium für die Wärme betrachtet, weshalb entsprechende Umsetzungen weiter unten bei den Stofflichen Wärmespeichern aufgeführt werden.

Interessant in diesem Zusammenhang sind auch solare Luftkollektoren (s.d.) sowie die in jüngster Zeit zunehmend genutzten Phasenwechselmaterialien (PCM), die ebenfalls weiter unten noch ausführlich besprochen werden.

Latentwärmespeicher (LWS)

Latentspeichermaterialien, auch Phase Change Material (PCM) genannt, speichern große Mengen Wärme durch einen Phasenwechsel, etwa von fest zu flüssig oder von flüssig zu Gas. Dabei ist zu betonen, daß es sich hier um keine chemische Reaktion handelt, wie bei den nachfolgend betrachteten thermochemischen Energiespeichern, sondern um einen physikalischen Effekt. Mit zusätzlicher Temperaturerhöhung ist auch sensible Wärme nutzbar. Als sensible Wärme wird die fühl- und meßbare Wärme bezeichnet, während die latente die verborgene Wärme ist.

Gegenüber konventionellen Wärmespeichern ermöglichen PCM-Speicher hohe Energiedichten bei weitgehend konstanter Betriebstemperatur. Bei Temperaturänderungen um nur wenige Grad wird beim Schmelzvorgang eine sogar bis zu 10-fach höhere Wärmespeicherdichte erzielt.

Das bekannteste Speichermaterial für Latentwärmespeicher ist Natriumacetat-Trihydrat (auch als Pökelsalz bekannt), welches vornehmlich in Handwärmern und Wärmekissen eingesetzt wird (Knick-Wärmer). Dieses Salzhydrat gehört zu den anorganischen Speichermaterialien, zu welchen auch reine Salze sowie Metalle für höhere Temperaturanwendungen zählen. Salzhydrate weisen eine hohe volumetrische Energiedichte auf, neigen jedoch zur Segregation und Unterkühlung.

Der zweiten großen Gruppe der Speichermaterialien, den organischen Medien, gehören neben Fettsäuren auch Paraffine an. Der Vorteil dieser Wachse gegenüber den Salzhydraten besteht darin, daß sie zu keinerlei Unterkühlung und nur sehr geringfügig zur Segregation neigen. Der Nachteil ist ihre geringere Energiedichte.

Salzhydrate, Fettsäuren und Paraffine werden bis 110°C als Speichermedium eingesetzt, z.B. zur Heizung und Klimatisierung. Für Hochtemperaturanwendungen von 100 – 1.000°C in der Kraftwerkstechnik oder im Bereich industrieller Prozeßwärme sind wiederum zahlreiche Alkali- und Erdalkalisalzsysteme geeignet. Nicht zuletzt gibt es verschiedene eutektische und nichteutektische Mischungen. Eine Legierung oder Lösung wird eutektisch genannt, wenn ihre Bestandteile in einem solchen Verhältnis zueinander stehen, daß sie als Ganzes bei einer bestimmten Temperatur (Schmelzpunkt) flüssig bzw. fest wird.

Beim Bau von LWS mit PCM erfordert die meist geringe Wärmeleitfähigkeit des Materials ausgeklügelte Be- und Entladesysteme. Diese müssen ebenso wie die Speicherhülle auf oft beträchtliche Volumenänderungen von PCM ausgelegt sein.

In einem Latentwärmespeicher halbiert sich der Wärmeinhalt zwar alle 90 Tage durch die Selbstentladung, doch immerhin lassen sich in 10.000 Liter hydriertem Natriumsulfat (Glaubersalz) 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 Chloride, Hydrate, Fluoride oder Paraffine nutzen. Dabei werden Energiedichten bis zu 120 kWh/m³ erreicht.

In Deutschland läßt sich die Entwicklung bis in die 1980er Jahre zurückverfolgen. Nach zehn Jahren Forschung erreicht der Maschinenbauer und Erfinder Oskar Schatz aus München die Patentwürdigkeit für seine Methode, Wärme sehr effektiv und langfristig in Salzkristallen zu speichern – doch lange Zeit zeigt kein einziges Industrieunternehmen Interesse an seinem Patent EP-Nr. 0302273 (Priorität: DE-Nr. 3725163 von 1987). Von Schatz stammt eine ganze Reihe weiterer Patente, und sein Unternehmen Schatz Thermo System GmbH in Kröppen scheint auch einige Zeit lang LWS für Kraftfahrzeuge produziert zu haben.

Auch die Deutsche Forschungs- und Versuchsanstalt für Luft- und Raumfahrt (DFVLR, ab 1989: Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt, DLR) forscht in diesem Bereich. Dort stellt man fest, daß sich für sehr hohe Temperaturen von 450 - 850°C auch Gemische aus Alkali- und Erdalkalifluoriden eignen, die in großen Mengen als Nebenprodukt der Düngemittelherstellung anfallen.

Bei dieser Speichermethode erfolgt der Prozeß mit einer nur geringen Volumenänderung. Einen weiteren Vorteil gegenüber den Flüssigkeitsspeichern bildet die Möglichkeit, daß 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.

In Bezug auf das DLR wird im Jahr 2008 mit Fördermitteln des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) das neue Konzept eines Latentwärmespeichers entwickelt und erprobt, mit dem Prozeßdampf im Temperaturbereich von 120 – 250°C bereitgestellt werden kann.

Gemeinsam mit Industriepartnern setzen die Forscher verschiedene Salzmischungen ein, die jeweils in einem definierten Temperaturbereich schmelzen. Bei dem reversiblen Schmelzprozeß wird eine große Energiemenge als Latentwärme gespeichert. Der Speicher verbindet so eine höhere spezifische Wärmespeicherkapazität mit der Möglichkeit, Dampf exakt im passenden Temperaturbereich bereitstellen zu können.

Um trotz der geringen Wärmeleitfähigkeit der verwendeten Salzmischungen eine hohe Leistungsdichte zu erreichen, entwerfen die Wissenschaftler ein Wärmeübertragungssystem mit hoch wärmeleitfähigen Grafit-Lamellen, mit dem schnelle Be- und Entladezyklen erreicht werden.

Das Sandwichkonzept wird erfolgreich mit einer eutektischen Mischung von KNO₃/NaNO₃ demonstriert, deren Schmelzpunkt bei ca. 225°C liegt. Das Speichersystem mit einer PCM-Masse von ca. 2.000 kg wird bei Leistungen bis zu 100 kW auf dem Gelände des solaren Testzentrums in Almeria erprobt, wo es mit solar erzeugtem Dampf beladen wird.

Neben den bereits erprobten Latentspeichermaterialien mit Schmelzpunkten bei 142°C bzw. 225°C sollen nun noch weitere PCM-Systeme identifiziert werden, welche die relevanten Kriterien für einen industriellen Einsatz im Temperaturbereich von 120 – 250°C erfüllen.

Im Jahr 2017 befaßt sich das DLR dann mit der Entwicklung eines metallischen Latentwärmespeichers, der Wärme auf einem sehr hohem Energieniveau speichern kann und somit die Auto-Batterie vom Aufheizen des Fahrzeuginnenraums entlastet. Mit dem Forschungsprojekt DuoTherm soll neben der Reichweitenerhöhung auch eine generelle Effizienzsteigerung bei Elektroautos erreicht werden.

Darüber hinaus soll der Wärmespeicher Bremsenergie aufnehmen, Ladeverluste ausgleichen oder die Batterie kühlen, weshalb DuoTherm einen Hochtemperaturspeicher mit einem Niedertemperaturspeicher kombiniert. Erste anwendungsorientierte Ergebnisse sollen in zwei bis drei Jahren vorgestellt werden.

Im Jahr 1993 beginnt die bayerische Firma Car Tech mit dem Verkauf von Latentwärmespeichern für Kraftfahrzeuge. 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 – zusätzliche Energie verbraucht. Bei dem Speicher werden Salze eingesetzt, die sich bereits bei 78°C verflüssigen.

Eine weitere Firma, die LWS herstellt, ist die MAN-Tochter Fritz Werner. Das Produkt des Unternehmens sieht aus wie eine große Konservendose und wiegt rund 10 kg. Und auch der schwedische Autohersteller SAAB kündigt an, LWS zukünftig serienmäßig einbauen zu wollen.

Die Kühlerfirma Modine Längerer & Reich wiederum 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 ebenfalls seit 1997 derartige Wärmespeicher als Nachrüstmöglichkeit für den Golf und den Passat an.

Im Jahr 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. Paraffin ist durch seinen Aggregatzustand ja in besonders hohem Maße in der Lage, latente Wärme lang anhaltend zu speichern und bei Bedarf wieder abzugeben.

Die PowerTank-Zellen lassen sich an Solaranlagen wie auch an anderen Wärmeversorger anschließen, und die einzelnen Wärmezellen-Module über eine Magnetventilsteuerung individuell ansteuern. Jede Wärmezelle hat einen eigenen Wärmeaustauscher, über den das Be- und Entladen mit Wärmeenergie stattfindet. Die Entwickler haben das Speichervermögen dieser LWS durch eine deutliche Verringerung der thermischen Verluste gegenüber herkömmlichen Speichern um mehr als das doppelte erhöhen können.

Die im September 2007 gegründete Firma LaTherm GmbH aus Dortmund wird Anfang 2008 durch eine Beteiligung des High-Tech Gründerfonds und der SeedCapital Dortmund mit insgesamt 700.000 € finanziert. Das eingeworbene Kapital wird für den Aufbau eines Pilotprojekts verwendet, mit dem die Praxistauglichkeit des Latentwärmespeicher-Systems des Unternehmens demonstriert werden wird.

Die Geschäftsidee basiert auf der Arbeit des Physikers Heinz-Werner Etzkorn, der zuvor das Essener Gaswärme-Institut geleitet hat, und nun mit dem Unternehmer Kai Petersen die Firma gegründet hat, die schon bald darauf den Gründerwettbewerb der Financial Times Deutschland gewinnt. Die LaTherm beabsichtigt nun, nach Fertigung der ersten Container ein Pilotprojekt mit der Stadt Dortmund zu initiieren.

Die erstmalige Anwendung der neuartigen Wärmeversorgung wird ab 2008 gemeinsam mit den Partnern Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW21) und Entsorgung Dortmund GmbH (EDG) umgesetzt. Zudem wird das Pilotprojekt im Mai 2009 mit 186.000 € aus dem Umweltinnovationsprogramm gefördert.

Ab dem Herbst nimmt ein mit Natriumacetat (NaAc) gefüllter Container nimmt dazu die Abwärme der lokalen Deponiegasanlage auf, speichert 60 % davon als latente Wärme in der Kristallstruktur des Trägermediums und 40 % als sensible Wärme. Danach wird der Container per LKW zur Schwimmhalle am Schulzentrum in Dortmund-Brackel transportiert und die Wärme dort wieder abgegeben. Aufgrund der guten Wärmedämmung liegt der Wärmeverlust bei weniger als 0,5 % pro Tag. Das Schwimmbad ist damit die erste Immobilie, die mit einem Latentwärmespeicher versorgt wird.

Die Firma hofft, daß das Pilotprojekt einen großen Markt eröffnet. Ihren Experten zufolge soll die Abwärme eines einzigen, großen metallverarbeitenden Betriebes für hundert Schulen, Krankenhäuser oder Schwimmbäder reichen. Ebenso könnte jedes der vier Chemiewerke, die es in der Rheinschiene gibt, Köln und Düsseldorf komplett versorgen. Der Marktwert der (noch immer) weggeworfenen Abwärme wird auf etwa 25 Mrd. € jährlich geschätzt, was etwa der Hälfte aller Heizkostenrechnungen in Deutschland entspricht.

Ein Feldversuch der Städte Dortmund und Bottrop unter dem Projekttitel ,Wärme auf Rädern’ verhilft diesen dazu, im Februar 2011 den Wettbewerb Innovations-City zu gewinnen. Denn inzwischen hat auch Bottrop damit angefangen, einen Latentwärmespeicher zu nutzen.

Hier holt eine Zugmaschine an der Kokerei Prosper den mit 100°C Speicherhitze vollgeladenen Auflieger ab, fährt ihn nach Ebel und koppelt den Container dort an den Rohranschluß der Grundschule. Bis die Wärme vollständig in den Heizungskreislauf abgegeben ist, dauert es 28 – 36 Stunden. Im Gegenzug wird der entladene Containermit 22 Tonnen Natriumacetat zur Kokerei gebracht, wo man ihn wieder aufheizt. Da dieser Vorgang keine Verschleißfaktoren enthält, rechnet LaTherm damit, daß die Container gut 15 Jahre genutzt werden können.

Im Januar 2013 wird berichtet, daß sich nun auch das Hallenbad am Toeppersee in Duisburg Wärme per Container aus der Kokerei Prosper in Bottrop holt. Damit wird etwa ein Drittel der benötigten Wärmemenge gedeckt.

Ende 2013 übernimmt die KTG Energie AG aus Hamburg 100 % der Anteile an der LaTherm GmbH und erwirbt damit auch die Schlüsselpatente für die mobile Wärmenutzung. Über den Kaufpreis wird Stillschweigen vereinbart.

Das Unternehmen hat inzwischen einen neuen Markt aufgetan – den der Biogasanlagen. Insbesondere Betreiber, die Anlagen an mehreren Standorten in Betrieb haben, können nun zum ersten Mal eine wirklich sinnvolle Abwärmenutzung realisieren. Immerhin profitieren diese Betreiber aufgrund einer erhöhten Einspeisevergütung von jeder Kilowattstunde zusätzlich abgenommener Wärme.

Im September 2016 stellt die KTG Energie Antrag auf Insolvenz, erhält im Oktober aber ein Darlehen bis zu 20 Mio. €, um während des Insolvenzverfahrens weiter betrieben werden zu können.

In einem parallel laufenden Modellprojekt in Bayern wird ab Januar 2013 ein Teil der bei der Verbrennung entstehenden Abwärme der Abfallverwertungsanlage Augsburg (AVA) in Containern mit Natriumacetat gespeichert, die dann mit dem LKW ins nahe Friedberg transportiert werden, wo die Wärme zur Beheizung eines Schulzentrums verwendet wird.

Die Partner bei diesem Projekt sind neben der AVA noch der Landkreis Aichach-Friedberg sowie die Stadtsparkasse Augsburg, die finanzielle Unterstützung gewährt. Die Idee dazu soll vom Bifa-Umweltinstitut in Augsburg stammen, das sich jedoch mit keinem einzigen Wort auf die o.g. Vorgänger bezieht.

Im August 2008 wird über ein Pilotprojekts zum Ausbau der Nutzung industrieller Abwärme in grenznahen und strukturschwachen Gebieten mittels mobiler thermischer Speichersysteme berichtet, das an der Universität Bayreuth in Angriff genommen wird. Gerade im ländlichen Raum wird häufig Abwärme in großen Mengen nutzlos in die Umgebung geleitet, weil am Entstehungsort selbst kein Wärmeabnehmer vorhanden ist. Gibt es jedoch im Abstand einiger Kilometer einen größeren Bedarf, kann es sich lohnen, die Wärme dorthin zu transportieren.

Die Forschung ist dahingehend ausgerichtet, Speicherkonzepte mit verbesserter Wärmeübertragung sowie kostengünstigere Speichermaterialien zu entwickeln. Hierfür werden numerische Simulationen des Phasenwechsels sowie Experimente an Versuchsständen durchgeführt, um die ablaufenden Prozesse bei der Speicherbe- und -entladung besser zu verstehen.

Das bayerische Wissenschaftsministerium fördert das Projekt zur Hälfte mit 208.000 € aus Mitteln des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE), die andere Hälfte trägt der Lehrstuhl für Technische Thermodynamik und Transportprozesse selbst.

Ab 2009 forscht die H. M. Heizkörper GmbH & Co. KG aus Dingelstädt in Thüringen an einem Latentwärmespeicher für den Hausgebrauch, der Wärme verlustfrei speichert, indem eine Salzlösung aus Natriumacetat-Trihydrat bei Erwärmung verflüssigt wird. 2015 stellt die Firma den neuen Wärmespeicher vor, der nun in einem Feldversuch in 1.000 Test-Haushalten installiert und getestet wird, um auch Langzeitdaten zu sammeln.

Die SU-C Version der Thermobatterie setzt sich zusammen aus mehreren identischen Edelstahlzylindern aus Einzelspeichern (Durchmesser ca. 500 mm, Höhe ca. 2.000 mm), in deren Mänteln sich die Salzlösung befindet. Der modulare Aufbau ermöglicht einerseits eine flexible Anpassung an unterschiedlichste Anforderungen, und andererseits kann eine Thermobatterie-Anlage auch nach und nach ausgebaut werden. Darüber hinaus sind Upgrades und Weiterentwicklungen leicht nachzurüsten.

Die beliebig oft wiederholbare Reaktion der Wärmeentladung wird mit einem Stromimpuls ausgelöst. Über ein Display kann man eingeben, ab welcher Wassertemperatur das Salz kristallisieren soll oder um wie viel Uhr man morgens duschen möchte und das heiße Wasser braucht.

Der Preis für den LOT Edelstahl-Warmwasserspeicher mit Latentfunktion wird mit knapp 1.800 € angegeben, zu denen noch gut 450 € für die Software – Basissteuerung kommen. Der Stand Anfang 2018 lautet jedoch, daß die Thermobatterie noch immer nicht im Großserienvertrieb verfügbar ist.

In dem Projekt MIKOPUK, das vom September 2012 bis zum August 2016 läuft, wird gezielt die sogenannte Unterkühlung von mikrokompartimentierten PCM, insbesondere von mikroverkapselten und emulgierten organischen PCM untersucht. Bei diesen liegt die Erstarrungstemperatur häufig deutlich unterhalb der Schmelztemperatur – und diese Unterkühlung ist für viele Anwendungen hinderlich.

Das Projekt wird vom Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE) und dem Zentrum für angewandte Energieforschung in Bayern (ZAE Bayern) durchgeführt, und im ersten Jahr werden die Methoden erarbeitet, um organische PCM mit verschiedenen Materialien zu verkapseln bzw. mittels verschiedener Tenside zu emulgieren.

Im zweiten Jahr werden mikroverkapselte und emulgierte organische PCM gezielt hergestellt, um Charakterisierungsmethoden für die Unterkühlung zu entwickeln, während im dritten und vierten Jahr aus den Ergebnissen der Charakterisierung Modelle entwickelt werden, welche die Unterkühlung bei verschiedenen Materialkombinationen (PCM, Kaspel, Tenside) beschreiben und eine Voraussage der Kristallisationseigenschaften ermöglichen werden.

Im  Zuge eines Forschungsprojekts, das vom Dezember 2012 bis zum November 2016 läuft,  entwickelt das Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) zusammen mit den Firmen Novatec Solar GmbH aus Karlsruhe und Köllemann GmbH aus Adenau, sowie gefördert vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), einen salzbasierten Latentwärmespeicher namens SALSA (,Salzbasierter Latentwärmespeicher für solare Dampferzeugung und Abwärmenutzung’).

Der effiziente Speicher für direktverdampfende solarthermische Kraftwerke und zur Abwärmenutzung industrieller Prozesse zeichnet sich durch die drei folgenden Merkmale aus: Entkopplung der Speicherkapazität von der installierten Wärmeübertragerfläche durch Einsatz eines Schnecken-Wärmeübertragers (SWÜ) von Köllemann, die Verdampfung/Kondensation im SWÜ sowie eine Hochdruckbeständigkeit bis 100 bar. Bisher sind Druckbeständigkeiten bis 30 bar möglich.

Nachdem zwei Laborprototypen des Speichers getestet werden, soll bis 2016 eine Demonstrator-Anlage für das bestehende solarthermische Fresnel-Kraftwerk Puerto Errado 1 (PE1) geplant, gebaut, in Betrieb genommen und in einer Testphase vermessen werden. Über das Kraftwerk selbst findet sich mehr im Kapitelteil Flachspiegel-Kollektoren (s.d.).

Mitte 2014 wird im südspanischen Kraftwerk PE1 eine erste Demonstrationsanlage in Betrieb genommen. Um das Verhalten des Salzes in den sogenannten Direct-Molten-Salt-Kollektors (DMS-Kollektoren) zu untersuchen, installierten die Forscher eine 540 m lange Teststrecke, die eine maximale thermische Leistung von bis zu 1,8 MW erzielt. Der Novatec zufolge sind Nitrat bzw. Nitritsalze bei richtiger Behandlung auch über 500°C noch stabil und können 25 Jahre lang als Medium genutzt werden. Sie werden weltweit als Düngemittel eingesetzt und sind daher auch bei ungewolltem Austritt umweltverträglich.

In dem DMS-Projekt wird das Solarsalz nicht nur als Wärmeträger-, sondern auch als Speichermedium eingesetzt, weshalb ist auch in diesem Kapitelteil behandelt wird. Hierfür soll der parallel entwickelte SALSA-Speicher dienen. Um sowohl die DMS und den Speicher in einem Kreislauf miteinander zu kombinieren, planen die Forscher, künftig Natrium- und Kaliumnitrat einzusetzen. Die DMS-Demonstrationsanlage wird noch bis Ende 2014 vom BMWi mit rund 1,8 Mio. € gefördert.

Ende 2016 wird ein Speicher mit 3 MW Leistung und 3 MWh Kapazität sowie die erforderliche Meß- und Regelungstechnik in das südspanische Kraftwerk PE1 integriert und getestet. Die Spezialfirma für Fresnel-Kollektoren Novatec war allerdings schon Mitte 2015 durch die Eröffnung eines Insolvenzverfahrens aufgelöst worden. Der Abschlußbericht des ISE erscheint 2017 und ist über die Technische Informationsbibliothek (TIB) in Hannover auffindbar.

Ebenfalls im Dezember 2012 wird berichtet, daß Forscher der Leuphana Universität Lüneburg einen kompakten Hochleistungswärmespeicher, der speziell bei Mikro-Blockheizkraftwerken (BHKW) für Ein- und Mehrfamilienhaushalte zum Einsatz kommen soll. Im Rahmen des europäischen Vorhabens Thermische Batterie arbeiten die Wissenschaftler um Prof. Wolfgang K. L. Ruck eng mit dem französischen Nationalforschungsinstitut (Centre national de la recherche scientifique, CNRS) und der Universität Lyon zusammen.

Das Ziel ist ein Speicher für 80 kWh in einem Volumen von einem Kubikmeter. Als Speichermedium dienen anorganische Salze, die bei Wärmezufuhr Wasser abgeben und bei Wasserzufuhr Wärme freisetzen. Um dies zu erreichen, untersucht die Arbeitsgruppe über 50 verschiedene Salze und Salzmischungen, wobei die besten Ergebnisse mit Magnesiumchlorid-Hexahydrat erzielt werden.

Obwohl bereits 2013 ein erster Prototyp einer sogenannten thermochemischen Wärmepumpe vorgestellt werden soll – so genannt, weil das Konzept die thermochemische und die Latentwärmespeicherung miteinander kombiniert – und als Partner für eine weitere Verbreitung der thermochemischen Speicher das Energieversorgungsunternehmen Vattenfall Europe gewonnen wird, hört man erst Anfang 2014 wieder von der Entwicklung. Nun soll der Prototyp der thermischen Batterie bis zur Hannover Messe 2015 fertig sein.

Tatsächlich präsentiert das Team auf der Fachmesse für innovative Energieversorgung EnergyDecentral in Hannover im November 2014 erstmals einen Demonstrator des kühlschrankgroßen Wärmespeichers, der aber nicht mehr als ein Modell ist. Zudem gewinnt die Thermische Batterie 2014 den Deutschen Nachhaltigkeitspreis im Bereich Forschung.

Der Gesamtprojektzeitraum des durch die EU und das Land Niedersachsen geförderten Projekts erstreckte sich über drei Jahre – und endet damit, daß alles in der Schublade verschwindet.

Ende 2012 meldet die Fachpresse, daß ein PCM-Kältespeicher zur Gebäudeklimatisierung als Pilotanlage in der Hamburger Hafencity betrieben wird. Der Speicher enthält 30 Gewichtsprozent mikroverkapseltes Paraffin mit einer Schmelztemperatur zwischen 22°C und 28°C und ist mit unterschiedlichen Wärmequellen auf niedrigem Temperaturniveau sowie einer Wärmepumpe verbunden:

Auch diese Umsetzung ist nicht neu, denn schon in den 1970er Jahren entwickelten sowjetische und israelische Forscher Gemische aus fein verteiltem Eis in Glykol oder Ethanol für den Transport von Kälte. Diese sogenannten Ice-Slurries werden auch für die schnelle Kühlung von Lebensmitteln eingesetzt. Sie können ihre Kälteleistung auf einem gleichbleibenden Temperaturniveau um den Gefrierpunkt abgeben, bis das Eis vollständig geschmolzen ist.

Das hier eingesetzte Fluid hat eine Wärmespeicherkapazität von 16 kWh/m³ und kann gegenüber Wasser bei einer vergleichbaren Temperaturspreizung etwa doppelt so viel Wärme einspeichern. Im Labor konnte zudem eine Stabilität über 100.000 Zyklen nachgewiesen werden. Die Anlage wird nun vom Fraunhofer ISE und der Firma Imtech Deutschland GmbH & Co. KG detailliert vermessen, um Aufschluß über das Verhalten im realen Betrieb und Hinweise auf Optimierungspoteniale zu erhalten.

Im Januar 2013 berichten die Fachblogs über ein kürzlich abgeschlossenes Projekt von Wissenschaftlern der Technischen Universität Wien, Motoren effizienter zu machen, indem die während der Verbrennung entstehende Abwärme besser genutzt wird. Bei dem von der Forschungsvereinigung Verbrennungskraftmaschinen e.V. (FVV) geförderten Projekt soll ein Teil des Wärmeüberschusses Motor, Getriebe und Innenraum schneller auf Betriebstemperatur bringen, indem die Wärme des auf 95°C erhitzten Kühlwassers in einem chemischen Reaktor gespeichert wird.

Sobald das heiße Kühlwasser in den Reaktor gepumpt wird, spaltet sich Kristallwasser aus einem Salzhydrat ab und sammelt sich auf dem Reaktorboden. Wird die Wärme bei der nächsten Fahrt wieder benötigt, verdampft man das Wasser. Sobald der Dampf mit dem Salz in Berührung kommt, entsteht wieder ein Salzhydrat mit einem höheren Kristallwasseranteil, wobei sehr viel Wärme freigesetzt wird, die wiederum das Kühlwasser nach einem Kaltstart schneller erhitzt.

Im Rahmen des Forschungsprojektes werden verschiedene Materialpaarungen untersucht, von denen sich Natriumsulfid als Salz und Methanol als Wasserersatz als besonders geeignet herausstellten. Der erste Prototyp dieses Latentwärmespeichers erzielt bereits nach drei Minuten eine Heizleistung von 500 W.

Im August 2013 beginnt das bis Juli 2017 laufende Projekt ThessaPor, bei dem Komposit-Materialien entwickelt werden, die thermochemisch Solarenergie speichern. Die Komposite sind so strukturiert, daß ein anorganisches Salz eingelagert ist. Dadurch können die Vorteile von Wasserdampf-Sorptionsspeichern sowie von Speichern, die auf der reversiblen Hydration von Salzen beruhen, kombiniert werden.

Die zu diesem Zweck entwickelten Kompositmaterialien bestehen aus einem hinsichtlich seiner Porositätseigenschaften optimierten Material, in das ein geeignetes Salzhydrat eingebracht wird. Bei dem Trägermaterial handelt es sich um ein hierarchisches meso-makroporöses Material mit sehr hoher Makroposität, die für die reversible Hydratation von Salzen genutzt werden kann. Die Porenwände der Makroporen weisen selbst eine Mesoporosität auf und sind somit für die Sorptionsspeicherung nutzbar.

Im Rahmen des Verbundprojekts, an dem Arbeitsgruppen der Universität Hamburg sowie der Bauhaus-Universität Weimar beteiligt sind, werden verschiedene Salzhydrate in unterschiedlichen Trägermaterialien eingesetzt und die Porositätseigenschaften optimiert. Zudem werden neue Trägermaterialien synthetisiert sowie ein Laborspeicher konzipiert und betrieben, mit dem die Parameter der Prozeßführung auf die Wärmespeicherfähigkeit der Kompositmaterialien überprüft und optimiert werden können.

Im November 2013 berichtet die Fachpresse über die interdisziplinäre Nachwuchsforschergruppe NEOTHERM an der Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg (OVGU), die neue Kompositwerkstoffe für thermische Energiespeicher entwickelt. Um neue Materialien mit einer großen Oberfläche und hoher Energiespeicherdichte zu entwickeln, die sehr viel Wasser aufnehmen können, werden Werkstoffe als Trägermaterial mit hochporösen Pulvern beschichtet und die sorptiven Fähigkeiten der Komposite bezüglich ihrer chemischen, morphologischen und thermischen Eigenschaften optimiert.

Die mit Wasser getränkten Stoffe, die das Team entwickeln will, werden von heißer Luft durchströmt, wodurch feuchte, kalte Luft entsteht, während die Wärme im Stoff und bleibt und gespeichert werden kann. Wird die Wärmeenergie wieder benötigt, muß einfach nur Wasserdampf hinzugefügt werden.

Das Projekt NEOTHERM wird im Rahmen der Forschungsinitiative Energiespeicher von drei Bundesministerien mit rund 2,5 Mio. € für die nächsten fünf Jahre gefördert. Die Grundlagenforscher der Universität arbeiten dabei mit dem oben bereits erwähnten mittelständischen Industriepartner SorTech AG zusammen.

Die 2010 gegründete Firma Ember Technologies Inc. startet im Oktober 2015 auf der Crowdfunding-Plattform Indiegogo eine Kampagne, um einen Kaffeebecher auf den Markt zu bringen, der seinen Inhalt stets auf die gewünschte Temperatur bringt – sogar per Smartphone-Steuerung. Daneben kann die gewünschte Temperatur auch mechanisch an dem Becher selbst eingestellt werden.

Das Besondere an dem Ember Travel Mug ist, daß der smarte Kaffeebecher nicht einfach wartet, bis das Getränk von alleine herunterkühlt und die gewünschte Temperatur erreicht, sondern diesen Vorgang aktiv unterstützt. Der Kaffee kann so schneller getrunken werden. Möglich wird dies durch den Einsatz eines patentierten Verfahrens, das auf dem Prinzip eines Latentwärmespeichers beruht.

Betrieben wird der Kaffeebecher mit Strom, wobei der Ladevorgang über das mitgelieferte Ladebrett kabellos geschieht. Bei Indiegogo zahlen frühzeitige Unterstützer 109 $ pro Becher, der später im Handel 149 $ kosten soll. Wie gut die Idee ankommt, läßt sich an den Reaktionen ablesen. Bis Ende November flißt dem Unternehmen ein Betrag von 361.691 $ zu – immerhin 556 % der eigentlich erwarteten Summe.

Da besonders Paraffin-Wasser-Dispersionen Wärme oder Kälte mit einer hohen Energiedichte transportieren können, untersuchen Forscher der RWTH Aachen und des Fraunhofer Instituts für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik (UMSICHT) im Jahr 2015 mit neuen Simulationsmodellen die praktischen Einsatzmöglichkeiten.

Die sogenannten Aufschlämmungen mit Phasenwechselmaterialien (Phase Change Slurries, PCS) erreichen in einem engen Temperaturbereich hohe Wärmekapazitäten und lassen sich deshalb gut in der Klima- und Kältetechnologie einsetzen. Theoretisch eignen sich Paraffine, je nach chemischer Zusammensetzung, für Tiefkühltemperaturen von -20°C bis hin zu etwa 110°C.

Als besonders aussichtsreich erweisen sich die Einsatzmöglichkeiten der Paraffin-Wasser-Dispersion in Fernwärmenetzen, wie die Forscher exemplarisch am Fernwärmenetz des Campus Melaten der RWTH Aachen zeigte, das die Forscher in Simulationen nachbilden.

Der großtechnische Einsatz zur Speicherung von Solarwärme im Bereich mehrerer 100°C wird im nächsten Kapitel weiter verfolgt. Über den Einsatz von PCM-Latentwärmespeichern im Bauwesen berichte ich in den Kapitelteilen zur Solaren Architektur. Der Einsatz von PCM-Materialien zur Klimatisierung und Kühlung wird im Kapitel Wärme unter Neuartige Kühlsysteme behandelt (s.d.).

Thermochemische Wärmespeicher

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 - 500 kWh pro m³). Die Arbeitstemperaturen betragen bei Metallhydriden 280 – 500°C, bei Silikatgelen 40 – 100°C, und bei Zeolithen 100 – 300°C.

Beginnen wir mit den letztgenannten.

In den Jahren 1983/1984 wird an der TU München 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 waren schon 1979 am Lehrstuhl für angewandte Experimentalphysik unternommen worden.

Die Bezeichnung Zeolith wird im Jahre 1756 von dem schwedischen Bergsteiger, Mineralogen und Chemiker Baron Axel Frederic von Cronstedt geprägt. Er beobachtet, daß bestimmte Mineralien beim Erhitzen sehr viel Wasser abgeben und scheinbar sieden. Er nennt diese Substanzen daher Zeolithe, von griechisch zeo (sieden) und lithos (Stein). Heute ist dieser Name eine Sammelbezeichnung für kristalline Metall-Alumo-Silikate.

Es sind ca. 40 natürliche, z.T. in großen Mengen vorhandene, sowie über 100 synthetische Zeolithe bekannt, die derart stark mit winzigen Poren durchsetzt sind, daß riesige innere Oberflächen entstehen – pro Kilogramm sind es 800 - 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). Pro Kubikmeter können die Zeolithe bis zu 180 kWh Wärme speichern.

Über praktische Umsetzungen in der Anfangszeit läßt sich nicht viel herausfinden. Gesichert ist nur, daß es auf der Weltausstellung in Paris im Jahr 1878 erstmals gelang, mit einer durch Sonnenwärme angetriebenen Sorptionsanlage einen Eisblock zu erzeugen.

In der Gegenwart lassen sich hingegen diverse technische Ansätze belegen. Die erste Anlage an der TU München beispielsweise hat eine Kapazität von 300 kWh und eine Leistung von 20 kW, die Wärmezufuhr erfolgt mit 250 - 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.

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 dieses dann die gespeicherte Wärme frei, wenn feuchte Luft hindurchgeblasen wird. Die Umsetzung für ein Einfamilienhaus würde allerdings 25 t Kieselgel erfordern, das zu diesem Zeitpunkt 5.000 DM pro Tonne kostet.

Die ebenfalls im Jahr 1988 gegründete Firma Zeo-Tech GmbH mit Sitz in Unterschleissheim basiert auf den Forschungsarbeiten und Patenten des Gründers und Physikers Peter Maier-Laxhuber an der TUM. Das Unternehmen entwickelt eine Adsorptionstechnologie zur kostensparenden Erzeugung und Speicherung von Wärme und Kälte und bringt diese auch zur Serienreife.

Die Technologie basiert dem natürlichen und umweltverträglichen Stoffpaar Wasser und Zeolith, das in einem geschlossenen Adsorptionszyklus genutzt wird. Zum Antrieb wird lediglich Wärme benötigt, die mittels Strom, Sonne oder Gas bereitgestellt werden kann. Die Produkte des Unternehmens, das sich selbst als weltweit führend bezeichnet, sind mobile und stationäre Heiz- und Kühlsysteme sowie Trocknungsgeräte.

Die Firma stellt zudem ein 3.-Welt-System zur elektrizitätslosen, solaren Kühlung vor, das einen Parabol-Solarkollektor, mehrere Zeolithbehälter, einen (auch defekten) Kühlschrank sowie eine manuell betriebene Vakuumpumpe umfaßt. Hier reichen 30 Pumpbewegungen aus, um eine Temperatur von minus 15°C zu erreichen – kalt genug für empfindliche Medikamente u.ä.

Ab 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 Bayern) 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 zu diesem Zeitpunkt mit Investitionskosten zwischen 85.000 und 115.000 DM pro MWh veranschlagt wird, allerdings erst, wenn 100 und mehr Zyklen pro Jahr gefahren werden können.

Jahre später entwickelt das ZAE in einem vom BMWi unterstützten Forschungsprojekt ein speicherfähiges offenes Sorptionssystem zur Luftentfeuchtung und -kühlung, bei dem eine konzentrierte Salzlösung als flüssiges Sorbens verwendet wird. Wie sich das System in der Praxis bewährt, zeigt eine Demonstrationsanlage, die im Jahr 2009 in einem Münchner Jazzklub installiert wird.

Eine Besonderheit des neuen Systems ist die sogenannte low-flow Sorptionstechnik, mit der eine möglichst starke Verdünnung erreicht wird – denn je stärker die Salzlösung bei der Absorption verdünnt werden kann, um so größer ist die nutzbare Energiedichte des Speichers.

Mit Unterstützung des Bundeswirtschaftsministeriums entwickeln ab 1999 zwei deutsche Hersteller gasbetriebene Zeolith-Wärmepumpen als Alternative zur Elektro-Wärmepumpe, die bald darauf erfolgreich auf dem Markt plaziert werden. Das eine ist die Zeolith-Technologie GmbH aus Unterschleißheim, die bis 2001 mit gut 150.000 DM gefördert wird und deren System während der Weltausstellung EXPO 2000 im praktischen Klima-Betrieb vorgeführt wird.

Die andere ist die Firma Vaillant, deren zeoTHERM Gerät eine Gas-Brennwert-Einheit und ein Vakuum-Zeolith-Modul enthält. Als Umweltquelle der Zeolith-Wärmepumpe wird Sonnenenergie genutzt. Die zeoTHERM arbeitet modulierend mit 1,5 – 10 kW und paßt sich über eine intelligente Steuerung dem aktuellen Wärmebedarf an. Gegenüber einer traditionellen Gasheizung sind Einsparungen bis zu 33 % möglich. Ab 2012 ist das Gerät auch mit 15 kW verfügbar.

Im Jahr 2001 wird an der FHTW in Berlin-Karlshorst und in Kooperation mit der 1995 gegründeten ZeoSys Zeolithsysteme GmbH, einem Forschungs-, Entwicklungs- und Vertriebsunternehmen mit Sitz in Berlin-Weissensee, 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.

Eine weitere deutsche Firma, die sich auf diesem Markt tummelt, ist die im Jahre 2002 aus dem Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) ausgegründete SorTech AG in Freiburg. Als das Unternehmen 2003 den Landestitel eines renommierten Startup-Wettbewerbs gewinnt, hinter dem u.a. die Sparkassen, McKinsey, das ZDF und der Stern stecken, bringt die damit verbundene Aufmerksamkeit Investoren ins Boot, von denen einer die Ansiedlung der Produktion des Unternehmens in Ostdeutschland wünscht, weshalb die Firma 2004 nach Halle an der Saale umzieht.

Die Adsorptionstechnik von SorTech, die anfangs für solare Kühlung entwickelt wurde, hat sich seitdem in einer Vielzahl von Anwendungsfeldern etabliert. Sie kann überall zur Wärme- und Kälteerzeugung verwendet werden, wo Abwärme vorhanden ist. Die Firma bezeichnet sich inzwischen Markt- und Technologieführer für Adsorptionskühlung.

Die herausragende Innovation des Unternehmens ist das Innenleben des Adsorbers, in dem sich ein Lamellen-Wärmetauscher befindet, der mit einem Adsorbens – kleinen Kügelchen aus Silikagel oder Zeolith, die sich mit Wasserdampf vollsaugen können – beschichtet ist.

Stiebel Eltron, führender Hersteller im Bereich der Haus- und Systemtechnik, steigt 2011 als Aktionär bei SorTech ein, um die Zeolith-Technologie gemeinsam zur Anwendungsreife im Bereich der Wärmepumpen zu entwickeln. Im Sommer 2012 steigen zwei große VC-Gesellschaften bei SorTech ein, die UnternehmerTUM und Munich Venture Partners, und Ende des Jahres gewinnt die Firma den Querdenker-Award in der Kategorie ,Marktführer’.

Ab dem März 2017 firmiert die SorTech unter dem neuen Namen Fahrenheit AG, die ihren Sitz nach München verlegt. Zu diesem Zeitpunkt produziert und vertreibt das Unternehmen rund 150 Aggregate pro Jahr an Betreiber aus aller Welt.

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. Die Containerfüllungen wiegen 15 – 20 Tonnen, das Metallskelett nicht mitgerechnet. Das System ähnelt damit den o.e. Latentwärmespeichern der Firma LaTherm (s.d.).

Am Institut für Zukunftsenergiesysteme (IZES) der Hochschule für Technik und Wirtschaft des Saarlandes spricht man in diesem Zusammenhang von einer neuen Form der ‚Wärmelogistik’. Die Internationale Energieagentur (IEA) in Paris setzt zu diesem Thema eine Arbeitsgruppe ein - ud im bayerischen Bad Tölz gab es dazu bereits im November 2005 eine erste größere Expertenkonferenz. Ebenso wurden 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 über 150°C liefern – und Verwerter können zum Beispiel Lackierereien, Lebensmittel- oder Agrarbetriebe sein, die Wärme benötigen um ihre Produkte zu trocknen, oder auch ganzjährig betriebene Bäder. Auch mit dem Salzhydrat-System, das schon Wärme von 90°C 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 Litern 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 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 und Patentinhaber der Technologie ist ein Michael Sykes (US-Nr. 6.933.016).

Im Juli 2009 wird in der Fachpresse der Geschirrspüler speedMatic von Siemens vorgestellt, bei dem Zeolithe, die zusätzliche Hitze abgeben, den Trocknungsvorgang schneller und effizienter machen. Während sich das Standardprogramm bei 50°C von zweieinhalb auf knapp über zwei Stunden verkürzt, reduziert die energySave Funktion den Stromverbrauch um rund 20 %.

Im Februar 2010 wird darüber berichtet, daß Forscher der Universität Kassel um den Dipl.-Ing. und Doktoranden Roland Heinzen einen neuartigen, bereits zweifach patentierten Sorptionsspeicher für solare Wärme entwickelt haben, der als saisonaler Wärmespeicher für Niedrigenergiehäuser gedacht ist und die Raumluft je nach Bedarf erwärmen oder kühlen kann.

Kernstück des Projekts, das bis zum Jahr 2013 vom Bundesministerium für Bildung und Forschung mit 680.000 € gefördert wird, ist ein Absorber, in dem zwischen der durchströmenden Raumluft und einer hochprozentigen Lithiumchlorid-Salzlösung ein Energieaustausch stattfindet, in dessen Verlauf die eingefangene Sonnenenergie verlustfrei chemisch gespeichert wird. Der Absorber ist in der Lage, bei der Wärmeabgabe die Lufttemperatur im Haus um bis zu 10°C zu erhöhen.

Bis zur Marktreife der Anlage, die dieses Jahr erst im Labor des Fachgebiets getestet wird, ist es aber noch ein weiter Weg. Dafür wird ein Unternehmen aus der Region gefunden, das einen weiteren Prototyp bauen wird, der dann im Rahmen eines Feldtests in der Außenstelle Witzenhausen der Universität unter anderem zum Trocknen von Heilkräutern und Obst eingesetzt werden soll. Anschließend will man eine größere Sorptionsspeicheranlage auf der Staatsdomäne Frankenhausen bauen.

Bereits 2008 baut Heinzen zudem die Firma fSave-Solartechnik GmbH (später: enersolve GmbH) mit auf, als Ausgründung der Universität, die sich mit einer Kommerzialisierung der Technologie beschäftigt. Dem Stand von 2018 zufolge bietet das Unternehmen neben schlüsselfertigen Solarthermie-Anlagen, Hydraulikgruppen und Anlagenregler seine Módulo Wärme- und Kältespeicher in Größen von bis zu 70.000 Liter. Der modulare Aufbau ermöglicht den Einbau großer Speicher auch hinter schmalen Zugängen.

Aus Berichten vom Juli 2012 ist zu erfahren, daß Forscher des Fraunhofer-Instituts für Grenzflächen- und Bioverfahrenstechnik (IGB) in Stuttgart gemeinsam mit Industriepartnern, unter anderem der o.g. ZeoSys GmbH in Berlin, ein neuartiges Wärmespeichersystem auf der Basis von Zeolith-Kügelchen entwickeln. Die Forscher zeigen zunächst in einem 1,5-Liter-Reaktor und später einem 15-Liter-Reaktor, daß das Verfahren grundsätzlich funktioniert. Die Entwicklungspartner untersuchen wiederum, welche Zeolithe sich am besten eignen, wie groß die Kügelchen sein sollten und ob der Werkstoff auch nach vielen Speicherzyklen noch stabil ist.

Die Ergebnisse übertragen die Forscher auf eine Versuchsanlage mit 750 Liter Speichervolumen, die sich mit allen nötigen Zusatzaggregaten in einem transportablen Container befindet, um die Anlage an unterschiedlichen Einsatzorten unter realistischen Bedingungen testen zu können.

Im April 2013 wird berichtet, daß Forscher des Massachusetts Institute of Technology (MIT) um Prof. Evelyn Wang gemeinsam mit Kollegen der US-Autofirma Ford eine neuartige thermische Batterie entwickelt haben, mit der sich große Mengen von Kühlflüssigkeit auf kleinem Raum speichern lassen. Sobald die Flüssigkeit durch das neuartige System fließt, kann dieses zum heizen oder kühlen verwendet werden. Damit soll vermieden werden, daß die Batterien eines Elektroautos dieses auch noch im Winter heizen oder im Sommer kühlen müssen.

In dem System wird Wasser in einen Container mit Unterdruck gepumpt, wobei es verdampft und dabei Wärme speichert. Ein absorbierendes Material mit mikroskopisch kleinen Poren nimmt den Dampf auf, so daß mehr Wasser in den Container gepumpt werden kann. Dieses Verfahren kann zur Kühlung benutzt werden. Die Wärme im porösen absorbierenden Material wird in die Atmosphäre abgegeben, wenn man kühlen will, oder in den Innenraum geleitet, wenn man heizen will.

Dabei kann das System bis auf mehr als 200°C aufgeheizt werden, wodurch das Wasser freigesetzt wird, kondensiert und dann in ein Reservoir zurückgeleitet wird. Das System benötigt sehr wenig Strom – gerade genug, um eine kleine Pumpe und Ventilatoren zu betreiben, um die kalte oder warme Luft zu verteilen. Die Forscher arbeiten jetzt an Materialien, die mehr Wasser adsorbieren können, was es möglich machen würde, weniger Adsorptionsmittel zu verwenden.

Eines dieser Mittel ist ein modifizierter Zeolith, ein anderes Material wird als metallorganisches Gerüst (metal organic framework) bezeichnet. Dessen Eigenschaften können systematisch verändert werden, indem die Zusammensetzung der organischen Materialien variiert wird, welche die mikroskopischen Metallcluster miteinander verbinden. Zudem fügen die Forscher ihrem Adsorbens hoch wärmeleitende Materialien hinzu, wie z. B. kohlenstoffbasierte Nanomaterialien, so daß das System schneller heizen und kühlen und auch kleiner ausgeführt werden kann.

Das Prinzip ist nicht neu, aber jetzt zum ersten Mal kompakt genug, um in Autos eingesetzt zu werden. Die Arbeit wird mit einem Zuschuß von 2,7 Mio. $ von der Advanced Research Projects Agency-Energy (ARPA-E) finanziert, und die Forscher hoffen, ihr System in den kommenden zwei Jahren  in einem Ford Focus EV testen zu können.

Im Mai 2013 präsentierten die Wissenschaftler des ZAE Bayern zusammen mit Ingenieuren der Müllverbrennungsanlage Hamm einen kompakten thermochemischen Speicher auf Zeolith-Wasser-Basis mit einer hohen Energiedichte, der vom November 2013 bis zum September 2014 im Regelbetrieb in der Praxis erprobt wird, ab dem Mai 2014 mit zwei Containern im Wechsel. Dabei transportieren Lastkraftwagen mit dem mobilen Wärmespeicher die Abwärme der Müllverbrennungsanlage zu einer nahegelegenen Fabrik, wo sie zur Trocknung von PVC-Schlämmen aus der Kunststoffverarbeitung eingesetzt wird.

Der Speicher-Stahlzylinder mit über 8 m Länge und 2,5 m Durchmesser wird auf eine Container-Wechselbrücke montiert und auf einem Sattelauflieger transportiert. Die Speicherkapazität beträgt je nach Ladetemperatur bis zu 3 MWh. Das Gesamtsystem beinhaltet 14 Tonnen Zeolith und wiegt nach dem Adsorptionsprozeß circa 24 Tonnen. Ladestation und Entladestation arbeiten automatisiert.

Gemeinsam mit der Hochschule Hamm-Lippstadt verfolgen die Forscher zudem ein Konzept, bei dem die großen Mengen an Herbstlaub, die Städte und Gemeinden alljährlich kompostieren, statt dessen mit Abwärme getrocknet und zu Brikett verarbeitet werden. Dies spart Entsorgungskosten und der Brennstoff kann Erlöse erzielen.

Das Zusammenspiel des Sorptionsspeichers mit einem mobilen Laubtrockner wird auf dem Gelände des Recyclinghofes in Hamm erprobt, wo das Laub nach der Trocknung durch eine Brikettiermaschine in Form gepreßt wird. Die Laubbriketts besitzen einen Heizwert von 4,5 – 4,9 kWh/kg, was etwa dem Wert von Holzpellets entspricht. Nachteilig ist nur der hohe Aschegehalt, der einen speziellen Verbrennungsprozeß erforderlich macht.

Im Projekt SolSpaces entwickeln Forscher des Instituts für Thermodynamik und Wärmetechnik der Universität Stuttgart ein neues Heizungskonzept für kompakte Wohngebäude. Der im November 2013 neben dem Forschungs- und Testzentrum für Solaranlagen (TZS) aufgestellte 43 m² große Wohncontainer wird zunächst mit konventioneller Heizungstechnik ausgestattet, nur von virtuellen Personen in einer Computersimulation bewohnt, und den Winter über meßtechnisch untersucht.

Im Frühjahr 2014 wird dann ein Vakuumröhren-Luftkollektor von 26 m² Fläche auf dem Dach, ein Wärmeübertrager zur Wärmerückgewinnung sowie ein 3,4 m³ großer Zeolith-Speicher installiert, um das das kleine Fertighaus der Firma Schwörer Haus vom Typ ,Flying Spaces’ das ganze Jahr über ausschließlich mit solarer Wärme zu beheizen, die im Sommer eingesammelt wird.

Im Frühjahr 2015 liegen die Ergebnisse des Monitorings vor, und die Wissenschaftler gehen davon aus, die vom Bundesumweltministerium mit 650.000 € geförderte Technik in drei oder vier Jahren bis zur Reife bringen zu können. Dann wird es noch einige Jahre dauern, bis Hersteller daraus marktfähige Produkte entwickelt haben. In einem Pressebericht vom September 2017 wird allerdings immer noch gesagt, daß man ein derartiges System „in den nächsten drei Jahren kaufen kann.“

Zur Entwicklung eines Adsorptionsspeichers für ein Blockheizkraftwerk untersuchen Ingenieure der ERK Eckrohrkessel GmbH im Jahr 2016 in Zusammenarbeit mit der Technischen Hochschule Wildau und weiteren Kooperationspartnern, darunter die Chemiewerk Bad Köstritz GmbH, unterschiedliche Zeolithe. Dabei gelingt es, die Energiedichte, die Zyklenfestigkeit und die thermische Leistung zu erhöhen.

Für den Einsatz in einem Wärmespeicher werden Zeolithe konfektioniert, also mit einem Binder zu einem festen Körper geformt. Handelsübliche Zeolith-Perlen enthalten deshalb 10 – 15 % Ton. In dem Chemiewerk glückt es, Perlen aus reinem Zeolith ohne Zusatzstoffe herzustellen und damit die Wärmespeicherfähigkeit gegenüber den konventionellen Perlen um 15 – 20 % zu verbessern.

Außerdem lassen sich mit dem neuen Zeolith erstmals beliebig komplexe geometrische Strukturen formen, so daß man das Material jetzt für verschiedene Wärmespeicher-Anwendungen paßgenau konfektionieren kann.

Doch neben den Zeolithen gibt es noch viele weitere Stoffpaare, die sich zur thermochemischen Wärmespeicherung eignen.

Eines dieser Stoffpaare ist Magnesium/Wasserstoff, das allerdings den Nachteil einer sehr trägen Reaktion hat. Chemiker des Max-Planck-Instituts für Kohlenforschung und Strahlenchemie in Mülheim/Ruhr sowie Physiker des Instituts für Kernenergetik und Energiesysteme (IKE) in Stuttgart entwickeln deshalb ein mittels Katalysator hergestelltes Magnesiumhydrid, das wesentlich schneller reagiert.

Ein damit ausgerüsteter Speicher wird 1988 für ein Solarkraftwerk der Lörracher Forschungsfirma Bomin Solar von Jürgen Kleinwächter konstruiert. Hiermit kann der gesamte Heizenergiebedarf eines Einfamilienhauses mit einem 5 m² großen Kollektor und einer Menge von 2 – 3 t Magnesium im Keller mit geschätzten Kosten in Höhe von 30.000 DM gedeckt werden.

Der Kollektor bündelt das einfallende Sonnenlicht und lenkt es auf den Hochtemperatur-Magnesiumspeicher. Durch die dabei erreichten Temperaturen von 350 – 500°C wird aus dem im Speicher vorhandenen Magnesiumhydrit Wasserstoff freigesetzt. Dieser strömt daraufhin 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.

Die Presse ist begeistert: „Sie haben ein System entwickelt, mit dem Energie aus Sonnenlicht nahezu ohne Verlust gespeichert und auf Knopfdruck zu jedem beliebigen Zeitpunkt wieder freigesetzt werden kann – als Wärme zum Heizen und Kochen, als elektrischer Strom oder als Kälte“, schreibt beispielsweise die Tageszeitung Welt.

Kleinwächter erforscht die Möglichkeiten der Sonnenenergie seit 1971, im November 1986 beschreibt er sein Solar-Speicher-System erstmals in allen Einzelheiten. Über die Sonnenspiegel der Bomin Solar findet sich mehr im Kapitelteil Parabolspiegel-Anlagen (s.d.). 1988 werden dann nachbaubare Solarkocher entwickelt, die Magnesiumhydrid als Übergangsspeicher nutzen. Die Kocher sollen von einer Staatsfirma in Mauretanien gebaut und für ein paar Mark Jahresgebühr an die Bevölkerung vermietet werden.

Aus heutiger Sicht läßt sich nichts darüber finden, daß diese Entwicklungen jemals ihre Marktreife erreicht haben. Ebenso scheint es dem Hochtemperatur-Magnesiumspeicher gegangen zu sein, über den inzwischen nicht einmal mehr gesprochen wird. Der Einsatz von Magnesium scheint nur noch im Bereich der Wasserstoffspeicherung weiter verfolgt worden zu sein, die jedoch nichts mit einer Wärmespeicherung zu tun hat.

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 - 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.

Leider läßt sich auch in diesem Fall nichts darüber finden, daß die Arbeiten weitergeführt worden sind. Im Netz sind nicht einmal mehr die Originalartikel aufzufinden, weshalb ich auch nicht herausbekommen habe, welche Institution in Japan damals dafür verantwortlich war.

Einen Sorptionsspeicher auf Basis einer Calciumchlorid-Sole für solare Trocknungsanlagen zur Entfeuchtung von Hallenbädern wird von der Universität Hohenheim weiterentwickelt – als wirtschaftliche Alternative zur konventionellen Luftentfeuchtung mittels energieverbrauchender klimatechnischer Installationen. Eine weitere Entwicklung, die inzwischen verschwunden ist.

Anfang 2015 erscheint allerdings eine Doktorarbeit von Margarethe Molenda an der Universität Stuttgart unter dem Titel ,Chemische Speicherung und Transformation thermischer Energie mit Calciumchlorid und Wasserdampf’, durch welche die Technologie möglicherweise wiederbelebt wird.

In ihrer Arbeit verweist Molenda darauf, daß die größte Pilotanlage mit einer Speicherkapazität von 30 MWh im Jahr 1980 von der Firma Tepidus in Schweden zur Beheizung eines Industriegebäudes aufgebaut worden sei. Dieser thermochemische Speicher arbeitete mit dem Reaktionssystem Natriumsulfid/Wasserdampf bei Temperaturen von 55 – 72°C.

Ende der 1990er Jahre gelten auch Konzepte wie ein Schwefelsäure/Wasser- und ein Schwefeldioxyd/Sauerstoff-System als weit fortgeschritten, die von der US-amerikanischen Firma Rocket Research Co. (RRC) aus Redmond im Auftrag des Department of Energy (DOE) bzw. den Sandia National Laboratories für ein 50 MW Sonnenkraftwerk konzipiert wurden. Leider lassen sich keine weitere Details eruieren, und auch die Firma gibt es nicht mehr.

Bekannt ist, daß bei einer exothermen Reaktion schlagartig Schwefelsäure-Hydrat bei Temperaturen bis zu 300°C entsteht, wenn man Wasser auf konzentrierte Schwefelsäure gibt. Gibt man die konzentrierte Schwefelsäure in Wasser, verläuft die Hydratbildung langsamer. Die Temperatur steigt dabei trotzdem stark an (bis 180°C möglich).

Die RRC war eine Tochter des US-Chemieunternehmens Olin Corp. und hatte Ende der 1980er Jahre u.a. Gasgeneratoren und Hilfstriebwerke für das Space Shuttle Endeavour hergestellt. Nachfahre der RRC ist die Primex Aerospace Co., die z.B. Hall-Triebwerke für Firmen wie Lockheed Martin Missiles & Space produziert. Bezüge zu Wärmespeicher-Technologien lassen sich jedoch keine finden.

Über die Entwicklung einer neuen solar-thermochemischen Wärmebatterie berichtet ein Forscherteam des Massachusetts Institute of Technology (MIT) um Prof. Jeffrey C. Grossman im Oktober 2010, nachdem es den Mechanismus entdeckt hatte, der es dem Molekül Fulvalen-Diruthenium ermöglicht, Wärmeenergie zu speichern und in chemische Energie umzuwandeln. Das Molekül selbst war bereits im Jahre 1996 entdeckt worden.

Fulvalen-Diruthenium besteht aus zwei aromatischen Kohlenstoffringen und Übergangsmetallen. Wenn das Molekül Sonnenlicht einfängt, wird es auf ein höheres Energiepotential gehoben und bleibt in diesem Zustand stabil. Der reversible Prozeß ist zweistufig: Zuerst verwandelt sich das Molekül aus seinem Ruhezustand in einen halbstabilen Zustand und dann in eine völlig stabile ,wiederaufladbare Wärmezelle’.

Dabei kann die Verbindung bis zu 200°C heiß werden und bleibt dennoch über lange Zeit stabil. Um die gespeicherte Energie wieder freizusetzen, muß sie nur dem Stimulus einer kleinen Menge Licht, Wärme oder Elektrizität ausgesetzt werden, und wenn sie in ihre ursprüngliche Form zurückkehrt, emittiert sie Wärme.

Damit könnte ein entsprechendes Fulvalen-Diruthenium-Fluid eine ausreichend hohe Temperatur erreichen, um Wohnungen zu beheizen oder elektrische Turbinen anzutreiben – und damit als molekulare Hitzebatterie anstelle der derzeit verwendeten Salzschmelzen zu fungieren, die nicht so effizient sind. Eine große Hürde ist allerdings, daß das Material das seltene und ziemlich teure Element Ruthenium enthält (Anfang 2018: ~ 5.600 €/kg).

Nachdem dem Team gelungen ist, den molekularen Umstrukturierungsprozeß zu isolieren und zu kartieren, versucht es nun weitere, weniger teure Materialien zu finden, die zu derselben Aktion fähig sind. Grossman plant, dabei mit Prof. Daniel G. Nocera zusammenzuarbeiten, der sich mit der Wasserstoffgewinnung mittels Technischer Photosynthese befaßt. Finanziert werden die Arbeiten von der National Science Foundation und einem MIT Energy Initiative Seed Grant.

Das MIT meldet im Juli 2011, daß es Grossman und seiner Postdoc Alexie Kolpak gelungen ist, ein neues Material mit den gewünschten Eigenschaften zu finden, das aus Kohlenstoff-Nanoröhrchen in Kombination mit Azobenzol besteht, der einfachsten aromatischen Azoverbindung. Das neue chemische System, das mit Hilfe nanoskaliger Schablonen hergestellt wird, um die physikalische Struktur der Moleküle zu formen, ist aber nicht nur kostengünstiger als die frühere rutheniumhaltige Verbindung.

Es erweist sich, daß es auch bei der Speicherung von Energie in einer gegebenen Menge von Raum viel effizienter ist – die volumetrischen Energiedichte soll etwa 10.000 mal höher sein, was sie jener von Lithium-Ionen-Batterien vergleichbar macht. Durch den Einsatz von Nanofabrikationsmethoden sollen sich zudem die Wechselwirkungen zwischen den Molekülen steuern lassen. Man kann die Menge an Energie erhöhen, die sie speichern können, und die Zeit verlängern, für die sie gespeichert bleibt. Und vor allem soll man dies unabhängig voneinander kontrollieren können.

Über die Technik wird im April 2014 erneut berichtet. Demnach sei des den Wissenschaftlern des MIT und dem Postdoc Timothy Kucharski von der der Harvard University gelungen, im Labor die Lebensfähigkeit des Phänomens zu demonstrieren, das nun Photoumschaltung (photoswitching) genannt wird. Nächster Schritt sei die Untersuchung anderer photoschaltender Moleküle und Substrate mit dem Ziel, ein System zu entwerfen, das mehr Sonnenenergie absorbiert und auch praktischer skaliert werden kann.

Das Team hat schon einen konkreten Einsatzplan zum Einsatz der Technologie in Ländern, in denen die meisten Menschen Holz oder Dung zum Kochen verbrennen. Beim solaren Kochen würde man das neue Gerät einfach tagsüber in der Sonne stehen lassen. Das Design für solch eine Anwendung ist rein durch Schwerkraft angetrieben – durch welche das Material von einem Tank zum anderen fließt. Die Durchflußmenge ist so begrenzt, daß sie der Sonne lange genug ausgesetzt ist, um vollständig geladen zu werden.

Wenn es dann Zeit ist, das Abendessen zu kochen, nachdem die Sonne untergegangen ist (was die Verbreitung der direkten Solarkocher bislang stark behindert hat), wird die Strömungsrichtung umgekehrt, wiederum angetrieben durch die Schwerkraft, und die gegenüberliegende Seite des Aufbaus wird als Kochfläche verwendet. Während das Material zum ersten Tank zurückfließt, passiert es einen festen Katalysator, der den Energiefreisetzungsprozeß auslöst und die Kochfläche aufheizt. Andere Versionen eines solchen Geräts könnten zum Heizen von Gebäuden verwendet werden.

Über den nächsten Schritt ist im November 2017 zu erfahren. Diesmal sind es die MIT-Postdocs Grace Han und Huashan Li, welche die molekularen Schalter in Phase Change Materials (PCM) integriert, bei dem die Eingangswärme das Material schmilzt und seine Phasenänderung – von fest zu flüssig – Energie speichert. Über PCM habe ich bereits oben bei den Latentwärmespeichern gesprochen (s.d.).

Mit dem neuen Ansatz gelingt es, die wichtigsten Probleme der derzeitigen PCM anzugehen, die alle eine starke Isolierung erfordern, ihre Phasenänderungstemperatur unkontrolliert durchlaufen und die gespeicherte Wärme relativ schnell verlieren. Werden aber photoschaltende Moleküle in das PCM integriert, kann die Phasenänderungstemperatur des Hybridmaterials mit Licht eingestellt werden, wodurch sich die Wärmeenergie der Phasenänderung sogar weit unter dem Schmelzpunkt des Ausgangsmaterials halten läßt.

Erreicht wird dies, indem Fettsäuren mit einer organischen Verbindung kombiniert werden, die auf einen Lichtpuls reagiert. Bei dieser Anordnung verändert die lichtempfindliche Komponente die thermischen Eigenschaften der anderen Komponente, welche die Energie speichert und freisetzt. Das Hybridmaterial schmilzt bei Erwärmung, und nachdem es ultraviolettem Licht ausgesetzt wird, bleibt es geschmolzen, selbst wenn es wieder abkühlt. Erst durch einen anderen Lichtimpuls ausgelöst, erstarrt das Material wieder und gibt die thermische Phasenänderungsenergie zurück.

Das neue System könnte jede Wärmequelle nutzen, von der Abwärme industrieller Prozesse bis hin zur Solarwärme, und diese über eine lange Zeit speichern, bis der optische Auslöser aktiviert wird. In den ersten kleinen Laborversionen bleibt die gespeicherte Wärme für mindestens 10 Stunden stabil, während eine Vorrichtung ähnlicher Größe, die Wärme direkt speichert, diese innerhalb weniger Minuten verlieren würde. Ob es jemals zu einer praktischen Umsetzung kommt, ist bislang nicht abzusehen.

Wie im November 2012 zu erfahren ist, beschäftigen sich Forscher der schwedischen Chalmers University of Technology in Göteborg um Prof. Kasper Moth-Poulsen zusammen mit Kollegen der University of California, Berkeley, mit einem sehr ähnlichen Ansatz.

Das hier verfolgte Verfahren der Speicherung von Sonnenenergie in einer chemischen Flüssigkeit beruht auf der organischen Verbindung Norbornadien, die sich bei Belichtung in Quadricyclan umwandelt. Die in dem synthetischen Molekül gespeicherte Energie kann transportiert, mehrere Jahre gelagert und bei Bedarf als Wärme wieder abgegeben werden – und dies bei vollständiger Rückgewinnung.

Im Jahr 2013 kann das Forschungsteam die erste konzeptionelle Demonstration seines hybriden Solarenergiesystems vorführen, dessen Umwandlungswirkungsgrad allerdings nur 0,01 % beträgt und außerdem auf dem teuren Element Ruthenium basiert. Es besteht aus einem Molekularen Solarthermie-Speichersystem (MOST) in Kombination mit einem solaren Wasserheizsystem. Der obere Teil besteht aus Siliziumdioxid und Quarz, in das winzige Flüssigkeitskanäle geschnitten sind und das mit der Flüssigkeit gefüllt ist, welche das Sonnenlicht in den chemischen Bindungen eines Moleküls speichert, während der untere Teil des Geräts die Solarenergie nutzt, um Wasser zu erhitzen.

2017 speichert das System bereits 1,1 % des einfallenden Sonnenlichts als latente chemische Energie, was immerhin einer Verbesserung um den Faktor 100 entspricht. Außerdem ist das Ruthenium durch viel günstigere kohlenstoffbasierte Elemente ersetzt worden. Das robuste System hält auch mehr als 140 Energiespeicherungs- und -freisetzungszyklen mit vernachlässigbarer Degradation aus.

Die Forschung wird von der schwedischen Stiftung für strategische Forschung und der Knut und Alice Wallenberg Stiftung finanziert.

Ebenfalls im November 2012 wird berichtet, daß das DLR in Köln die Testanlage eines thermochemischen Speichers mit hoher Energiedichte in Betrieb genommen hat, der auf dem Stoffpaar Calciumoxid/Calciumhydroxid basiert und nun auf seine Eignung als Wärmespeicher für Solarthermie-Kraftwerke und für in der Industrie anfallende Prozeßwärme untersucht wird.

In der Testanlage CWS (,Chemische Wärmespeicherung mittels reversibler Gas- und Feststoffreaktionen’) strömt auf bis zu 600°C erhitzte Luft an Calciumhydroxid vorbei. Bei der daraufhin erfolgenden Reaktion entsteht Calciumoxid, das auch als gebrannter Kalk bezeichnet wird, und dazu wird Wasserdampf freigesetzt. Fügt man dem gebrannten Kalk später wieder Wasserdampf hinzu, reagiert das Material zu Calciumhydroxid und setzt bei dieser stark exothermen Reaktion große Mengen an Wärme frei.

Da es sich dabei um eine beliebig oft wiederholbare Reaktion handelt, eignet sich das Calciumoxid/Calciumhydroxid-System gut als thermochemischer Speicher. Weitere Vorteile des Speichers sind, daß sich durch die beschriebene chemische Reaktion pro Kubikmeter über fünfmal mehr Wärmeenergie speichern läßt als zum Beispiel in Wasser (bei Abkühlung von 80°C auf 30°C), und daß die Speichermaterialien preisgünstig sind. Besonders bei Solarthermie-Kraftwerken könnte dies im Vergleich zu den derzeit genutzten, teuren Flüssigsalz-Speichern eine wirtschaftliche Alternative darstellen.

Wesentlich ist aber auch, daß Calciumoxid die zuvor eingebrachte Energie erst dann abgibt, wenn Wasser hinzugeführt wird. Im Gegensatz zu klassischen Wärmespeichern, die trotz Isolation nach und nach auskühlen, ist ein thermochemischer Speicher daher ein idealer Langzeit-Speicher.

Im März 2013 wird am DLR ein neues Laborgebäude eingeweiht, dessen Bau vom Ministerium für Innovation, Wissenschaft, Forschung und Technologie des Landes Nordrhein-Westfalen (MIWFT) mit 7,1 Mio. € gefördert wurde. Das Speicher-Kompetenzzentrum mit dem Bandwurmnamen ,Competence Center for Ceramic Materials and Thermal Storage Technologies in Energy Research’, kurz: CeraStorE (für CERAmics, STORage, Energy) wird gemeinsam von den DLR-Instituten für Werkstoff-Forschung, Solarforschung und Technische Thermodynamik betrieben  und hat auch weiterhin das Calciumoxid/Calciumhydroxid-System im Fokus.

Das CeraStorE bietet mit seiner technischen Ausstattung und den Laboren nun neue Möglichkeiten in Hinblick auf die Dimension der Forschung. In dem Kompetenzzentrum können Verfahren und Materialien in einem größeren Maßstab erprobt und damit nahe an der industriellen Anwendung erforscht werden. Dies soll die Zeit zwischen Entwicklung und Markteinführung deutlich verkürzen. Teil des Konzepts ist auch das Einbinden und der stete Austausch mit Hochschulen und der Industrie.

Berichten vom November 2015 zufolge verfolgen Ingenieure der Oregon State University um Prof. Nick AuYeung in Zusammenarbeit mit Forschern der University of Florida einen neuen thermochemischen Ansatz für die Speicherung von konzentrierter Solarthermie, der die Kosten senken und sie für eine breitere Nutzung praktischer machen soll. Bei diesen Arten von Systemen ist Energieeffizienz eng mit der Verwendung der höchstmöglichen Temperaturen verbunden.

Die geschmolzenen Salze, die gegenwärtig zur Speicherung von Solarthermie verwendet werden, können nur bei etwa 600°C arbeiten, sind korrosiv und erfordern große Behälter, während die neu untersuchte Verbindung bei bis zu 1.200°C verwendet werden kann. Im Vergleich zu bestehenden Ansätzen könnte sie auch eine 10-fache Erhöhung der Energiedichte ermöglichen und doppelt so effizient sein. Es ist physisch viel kleiner und wäre damit auch billiger zu bauen.

Das neue System beruht auf der reversiblen Zersetzung von Strontiumcarbonat zu Strontiumoxid und Kohlendioxid, was thermische Energie verbraucht. Während der Entladung setzt die Rekombination von Strontiumoxid und Kohlendioxid die gespeicherte Wärme frei. Diese Materialien sind nicht brennbar, leicht verfügbar und umweltfreundlich.

Ein Problem, das bei den Laborversuchen auftritt, betrifft die Energiespeicherkapazität des Prozesses, die bereits nach 45 Heiz- und Kühlzyklen aufgrund einiger Änderungen in den Materialien zurückgeht, was weitere Forschungen notwendig macht. Die Arbeit wird von der SunShot-Initiative des US-Energieministeriums unterstützt.

An einer weiteren Methode, Solarenergie in Form von chemischer Energie vom Sommer bis in den Winter zu speichern, arbeiten Forscher der Eidgenössischen Materialprüfungs- und Forschungsanstalt (EMPA) im Rahmen dews europäischen Forschungsprojekts COMTES (s.u.).

Als Anfang 2017 darüber berichtet wird, nach vier Jahren der Forschungsarbeiten, stellen die Schweizer Wissenschaftler eine preisgünstige und zuverlässige Methode vor, die auf Natronlauge basiert, die allerdings stark ätzend ist. Seit Herbst 2016 gibt es an der EMPA eine Anlage im Labormaßstab, die zuverlässig funktioniert und Wärme langfristig speichern kann.

Die Theorie dahinter ist recht einfach: Gießt man in ein Becherglas mit festem Natriumhydroxid (NaOH) Wasser, dann wird die Mischung heiß. Bei der exothermen Verdünnungsreaktion wird chemische Energie in Form von Wärme frei. Natronlauge ist außerdem stark hygroskopisch und kann Wasserdampf einfangen. Die so gewonnene Kondensationsenergie heizt die Natronlauge weiter auf.

Auch der umgekehrte Weg ist möglich: Führt man verdünnter Natronlauge Energie in Form von Wärme zu, dann verdampft das Wasser, die Natronlauge wird konzentriert und speichert die ihr zugeführte Energie. Konzentrierte Natronlauge läßt sich über Monate und Jahre aufbewahren und auch in Tanks transportieren.

Der sogenannte COMTES-Prototyp der EMPA-Forscher Robert Weber und Benjamin Fumey funktioniert aber erst dann richtig, als diese herausfinden, daß das zähflüssige Speichermedium langsam und spiralförmig entlang eines Rohrs hinabfließen muß, um auf dem Weg Wasserdampf aufzunehmen und die entstehende Hitze an das Rohr abzugeben. Nun suchten wie Wissenschaftler nach Industriepartnern, um aus dem Labormodell eine kompakte Hausanlage zu bauen.

Die Technik erinnert an die lange in Vergessenheit geratene Natronlokomotive des deutschen Chemikers und Erfinders Moritz Honigmann, über die ich im Kapitelteil Wasserdampf berichte (s.d.).

In dem erwähnten Forschungsprojekt COMTES traten von 2012 bis zum Frühjahr 2016 übrigens drei Demonstratoren von Wärmespeichern gegeneinander an. Neben dem Natronlauge-System sind dies die Speicherung von Wasser in Zeolithen einer Österreichisch-Deutschen Projektgruppe, sowie die Speicherung von Wärme in PCMs, an der ein Dänisch-Österreichisches Team arbeitete.

Im Dezember 2017 melden Wissenschaftler der University of Massachusetts Amherst (UMass) unter der Leitung von Dhandapani Venkataraman die Entwicklung einer nichtelektrischen Batterie zur Speicherung von Solarenergie, die auf einer Polymerkette basiert und eine Energiespeicherdichte erreicht, die mehr als doppelt so hoch ist wie bei früheren Polymersystemen. Statt 200 Joule pro Gramm werden im Durchschnitt 510 J/g erreicht, mit einem Maximum von 698 J/g. Damit nähert sich die neue Entwicklung der Kapazität von Lithiumbatterien.

Das Team bezieht sich ausdrücklich auf frühere theoretische Arbeiten von Prof. Grossman am MIT (s.o.). Im Gegensatz zu der damaligen Anordnung der Azobenzol-Moleküle entlang einer starren Kohlenstoff-Nanoröhre, verwendet das Umass-Team ein flexibles Polymer, was mit einer Kette von Weihnachtslichtern verglichen wird, deren Lichter die Azobenzol-Moleküle sind.

Die Idee dahinter ist, daß die die Struktur einer Polymerkette die Azobenzolgruppen näher zusammenkommen und interagieren lassen könnte, womit sie mehr Energie speichern und stabiler werden. Es zeigt sich, daß es eine maximale Packungsdichte gibt, wenn die an das Polymer gebundenen Azobenzolmoleküle sehr sauber und kompakt angeordnet sind. Bei Kohlenstoff-Nanoröhrchen dagegen läßt sich die Entfernung zwischen den Molekülen nicht verringern.Albuquerque

Salzschmelzen-Wärmespeicher

Die bereits mehrfach erwähnte Wärmespeicherung in Form von Salzschmelzen ist in den vergangenen Jahren insbesondere in Verbindung mit solarthermischen Hochtemperatur-Kraftwerken bekannt geworden. Im Gegensatz zur obigen thermochemischen Energiespeicherung kann man hier im Grunde von einer thermophysikalischen Speicherung sprechen.

Bei der Salzschmelze handelt es sich um eine nicht unter Druck stehende, ungiftige Flüssigkeit, die dünnflüssig und zudem nicht brennbar ist. Im Vergleich zu anderen Speichertechnologien wie Batterien bieten Flüssigsalzspeicher die Möglichkeit, kostengünstig große Mengen an Energie zu speichern. Weiterhin behalten sie ihre Eigenschaften auch über viele Zyklen bei, so daß die Anschaffungskosten für das Speichermedium kalkulierbar bleiben und kommerziell nutzbar werden. Klassische Salzschmelzen haben eine Temperatur von 150 – 1.300°C.

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

Die Speicherung von Solarwärme in geschmolzenem Material wird ab 2007 insbesondere von dem Solarenergie-Startup Ausra aus dem kalifornischen Palo Alto verfolgt, da sich diese Methode als die wirtschaftlichste erwiesen hat. 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 $.

Auch 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.

Im Juli 2007 präsentiert die Firma 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 Temperaturwechseln. 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.

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.

Im Zuge der Entwicklung gelingt es, dem im spanischen Testgelände Almería aufgebauten 100 kW Speicher aus mehreren Schichten Graphitfolie und einem nicht genannten Latentwärme-Speichermaterial 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.

Eine Pionieranlage ist 2008 das spanische Parabolrinnen-Solarkraftwerk Andasol I, wo das erhitzte Spezialöl nicht nur in einem Wärmetauscher Dampf für eine konventionelle Turbine zur Stromerzeugung erzeugt, sondern einen Teil der Sonnenwärme auch in einem Tank speichert. Dieser thermische Speicher faßt 28.500 Tonnen von einem Flüssigsalzgemisch, das zu 60 % aus Natriumnitrat (NaNO₃) und zu 40 % aus Kaliumnitrat (KNO₃) besteht, beides gängige Materialien.

Diese Menge kann auf einem Temperaturniveau zwischen 300°C und 400°C eine thermische Energie von 1.010 MWh speichern, was wiederum ausreicht, um auch nach Sonnenuntergang eine 50 MW Turbine 7,5 Stunden lang weiterzubetreiben. Das Kraftwerk Andasol III hat einen Speicher mit 30.000 Tonnen Flüssigsalz und kann eine 50 MW Turbine über acht Stunden betreiben.

Der Salzvorrat muß allerdings ständig im geschmolzenen Zustand erhalten bleiben (im Bereich von 250 – 350°C). Sinkt die Temperatur unter 240°C, wird das Salz fest und die Anlage irreparabel zerstört.

Ein weiteres Beispiel ist die Solarturmanlage Gemasolar bei Sevilla, die einen 15-Stunden-Salzspeicher besitzt. Auch das weltweit größte Solarturmprojekt, die 2014 in Betrieb gegangene 110 MW Crescent Dunes Anlage in Nevada, USA, besitzt einen Salzspeicher. Über die genannten Anlagen berichte ich ausführlich in den oben verlinkten Kapitelteilen (s.d.). Eines der ersten direkten Speicherkonzepte für solarthermische Parabolrinnen-Kraftwerke war übrigens 1984 auf der Solarfarm der Firma LUZ International im kalifornischen Daggett mit Mineralöl umgesetzt worden.

Auch das 2009 gegründete kalifornische Startup Halotechnics Inc. arbeitet an einer neuartigen Pufferbatterie für Energienetze, bei dem die Energie mit Hilfe spezieller geschmolzener Salze vorgehalten wird. Dabei wird eine Wärmepumpe eingesetzt, die auch bei vergleichsweise geringen Temperaturen effizient arbeitet. Die Firma konzentriert sich auf Energiespeichersysteme für Hochtemperatur-Solarthermieanlagen und erhält Förderungen aus dem US-Forschungsprogramm ARPA-E für ein System, mit dem sich Wärme bei Temperaturen um 1.200°C speichern läßt.

Geschmolzene Salze sind weniger effizient als Batteriespeicher, da sie nur rund 70 % der eingebrachten Energie erhalten, die zum Aufheizen verwendet wurde. Batterien erreichen dagegen einen Wirkungsgrad von über 90 %, weshalb die Wärmebatterien die Differenz durch geringere Investitionskosten kompensieren müssen. Zusammen mit einem Partner soll eine 1 MW Pilotanlage entwickelt werden, um die Wirtschaftlichkeit des Systems zu demonstrieren.

Danach erfährt man zwar, daß es im Dezember 2010 eine Finanzierungsrunde (o. Förderung?) gibt, die der Firma 225.000 $ einbringt, doch anschließend ist erst wieder im April 2012 etwas zu hören, als in der Fachblogs berichtet wird, daß das Startup inzwischen 20.000 einzigartige Materialien aus geschmolzenem Salz und geschmolzenem Glas ,durchgesiebt’ und davon ausgehend sieben Patente angemeldet hat (z.B. US-Nr. 20130180520).

Die bislang verwendeten ,Sonnensalze’ bestehen meist aus Natriumnitrat und Kaliumnitrat. Sie werden bei einer Temperatur von ungefähr 565ºC verwendet. Die Halotechnics sieht in ihrem Geschäftsplan dagegen Salze mit einer höheren Temperatur von etwa 700ºC und geschmolzenes Glas bei noch höheren Temperaturen bis 1.500°C vor.

Die Firma geht davon aus, daß geschmolzenes Glas bei einer Temperatur von 1.200°C das Potential hat, die Investitionskosten um den Faktor 10 zu senken, wenn es im kommerziellen Maßstab eingesetzt wird. Weitere Argumente sind, daß geschmolzenes Glas spottbillig ist und ständig von Glasherstellern gehandhabt wird, so daß die erforderliche Technologie für die Speicherentwicklung bereits für diese Temperaturextreme ausgelegt und verfügbar ist.

Der nächste Schritt von Halotechnics ist ein 300 kg Demonstrationssystem, gefolgt von einem Pilotversuch mit zehn Tonnen Material. Bis zu diesem Zeitpunkt hat das Unternehmen schon fast 6 Mio. $ an Zuschüssen des ARPA-E, dem NREL, der NSF und dem DOE erhalten. Im April 2014 kommen weitere 520.000 € hinzu.

Der darauffolgende Bericht im Juli 2014 besagt, daß die Halotechnics noch immer an einer Pilotanlage arbeitet, und daß eine thermische 50 MW Batterie mit 200 MWh für vier Stunden rund 40 Mio. $ kosten soll. Bei der Kostenschätzung eines eigenständigen Lagertanks mit geschmolzenem Salz wird allerdings klar, daß die Einbeziehung der Turbine, welche die Wärmeenergie wieder in Elektrizität umwandelt, den größten Teil der Kosteneinsparung ,auffrißt’. Sinnvoll ist also nur der Einbezug in bereits bestehende Kraftwerke.

Zwar wird im April 2016 erwähnt, daß die Halotechnics ein Energiespeichersystem im Pilotmaßstab gebaut hätte – doch verifizieren läßt sich dies nicht. Danach scheint das Unternehmen völlig verschwunden zu sein.

Im Juli 2016 beginnt das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) am Standort Köln mit dem Aufbau einer Testanlage für Wärmespeicherung in geschmolzenem Salz (TESIS) für solarthermische Kraftwerke. Die Experten des DLR hatten bereits die großen Flüssig-Salz-Speicher des o.e. Solar-Kraftwerks Andasol mitentwickelt.

Der Anwendungsbereich der neuen Anlage, die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) gefördert wird, liegt bei Temperaturen zwischen 180°C und 560°C. In der Testanlage sollen u.a. Flüssigsalzkomponenten qualifiziert, verfahrenstechnische Aspekte untersucht und ein neues Speicherkonzept entwickelt werden, bei dem lediglich einen Tank eingesetzt wird, was viel Material, Bauzeit und Platz spart.

Die bisherigen Flüssigsalzspeicher arbeiten mit zwei Tanks. Beim Betrieb wird in einem ,Kaltspeicher’ das Salz bei eine Temperatur von 280 – 290°C gelagert. Vor dort wird es durch den Wärmetauscher gepumpt, dabei weiter erhitzt und dann weiter in den Heißspeicher gepumpt. Von dort wird die Wärme entnommen, mit der die Turbine angetrieben wird, wobei das Salz abkühlt und zurück in den Kaltspeicher gepumpt wird. Das neue Speicherkonzept funktioniert dagegen mit einem Eintank-Schichtspeicher – oben heiß und unten kalt.

Weiterhin werden bei der neuen Testanlage kostengünstige Füllstoffe in das Flüssigsalz eingebracht, um die Salzmenge zu reduzieren. So soll der Tank zu Dreiviertel mit Naturstein befüllt werden, der nur ein Zehntel des Salzes kostet, volumenbezogen aber eine nahezu identische Wärmekapazität wie Salz besitzt.

Ziel des TESIS-Projektes ist es, die Flüssigsalztechnologie weiter zu entwickeln, die Kosten zu senken und die Effizienz zu steigern, um diese Energiespeicher zusammen mit Industriepartnern zur Marktreife zu bringen. Im Vergleich zu den derzeit eingesetzten Systemen soll das neue Speicherkonzept die Kapitalkosten im zweistelligen Prozentbereich senken. In Betrieb gehen soll der Testspeicher im Frühjahr 2017.

Ebenfalls im Juli 2016 berichtet ein Forscherteam der Universidad Politécnica de Madrid (UPM) um Forschungsleiter Alejandro Datas, daß es ein thermisches Energiespeichersystem entwickelt habe, bei dem geschmolzenes Silizium bis zu 10 mal mehr Energie speichert als bestehende Wärmespeicheroptionen. Das Ziel des Teams ist es, die Technologie zu einer neuen Generation von kostengünstigen Solarthermie-Speichern in urbanen Zentren zu entwickeln.

Im Vergleich zu den Systemen, die konzentrierte Sonnenwärme in Form von geschmolzenen Salzen speichern, die zum Teil nicht besonders reichlich vorhanden sind, und die komplexe Pumpen, Rohrleitungen und Wärmeübertragungsflüssigkeiten erfordern, um Elektrizität zu erzeugen, was sie teuer und anfällig für Sicherheitsprobleme macht, basiert die Lösung des UPM-Teams auf Silizium, einem der billigsten und am häufigsten vorkommenden Elemente der Welt.

Dabei wird das Silizium entweder durch konzentriertes Sonnenlicht oder mit überschüssigem Strom aus erneuerbaren Energiequellen in einem Container erhitzt. Das geschmolzene Silizium – das Temperaturen von etwa 1.400°C erreichen kann – wird von seiner Umgebung isoliert, bis Energie benötigt und die Wärme wieder in Elektrizität umgewandelt wird. Die einzigartigen Eigenschaften von Silizium ermöglichen es, mehr als 1 MWh Energie in einem Kubikmeter zu speichern – d.h. 10 mal mehr Energie als bei Salzen gleichen Volumens.

Interessant ist auch die Rückwandlung, denn hierfür ist der Einsatz von thermophotovoltaischen Zellen angedacht, deren Solarmodule Strom aus Wärme und Licht erzeugen. Laut Datas leuchtet Silizium bei so hohen Temperaturen genauso wie die Sonne, weshalb die Thermophotovoltaik dazu verwendet werden kann, diese Glühstrahlung in Elektrizität umzuwandeln. Immerhin können diese Zellen Effizienzen von über 50 % erreichen und 100 Mal mehr elektrische Energie pro Flächeneinheit erzeugen als herkömmliche Solarzellen. Zudem funktionieren sie im Gegensatz zu anderen Generatoren auch bei Extremtemperaturen.

Das UPM-Team versucht jetzt, das System zu kommerzialisieren. Zu diesem Zweck wird ein Geschäftsprojekt namens SILSTORE gegründet und mit dem Bau eines Prototypen im Labormaßstab begonnen.

Im Februar 2017 folgt die Meldung, daß die UPM nun mit sieben europäischen F&E-Institutionen zusammenarbeiten wird, um die neue Generation der ultrakompakten Energiespeichergeräte zu entwickeln. Das von der UPM koordinierte Forschungskonsortium umfaßt den Nationalen Forschungsrat (Italien), das Foundry Research Institute (Polen), die Norwegische Universität für Wissenschaft und Technologie (Norwegen), das Zentrum für Forschung und Technologie in Hellas (Griechenland), die Universität Stuttgart (Deutschland) und die Firma IONVAC Process SRL (Italien).

Im Rahmen des Horizont-2020 Forschungsprojekts AMADEUS (,Next Generation Materials and Solid State Devices for Ultra High Temperature Energy Storage and Conversion’) soll mit einem Budget von 3,3 Mio. € für die nächsten drei Jahre nach neuen Materialien und Geräten gesucht werden, die eine Energiespeicherung bei Temperaturen von 1.000 – 2.000°C zu ermöglichen.

Stoffliche Wärmespeicher

Die allgemein üblichen Wärmespeicher sind meist sehr voluminös, müssen sehr gut isoliert sein und sind trotzdem nicht in der Lage, die Wärme über längere Zeiträume zu speichern. Als Alternative bieten sich verschiedene Materialien an, die überall und in so gut wie unbegrenzter Menge vorhanden sind, wie Sand, Erdreich und Gestein. Ebenso lassen sich Beton oder keramische Elemente als Speichermaterialien einsetzen.

Eine der frühen Umsetzungen, über die inzwischen aber nichts mehr zu finden ist, geht auf den südfranzösischen Bauunternehmer Michel Guerrero aus Mazamet zurück, der die aus Luft-Solarkollektoren gewonnene Wärme im heißem Gestein oder Sand speichert. Dies geschieht, indem unter den Fundamenten der Einfamilien-Energiesparhäuser des Unternehmers etwa 150 Tonnen Sand oder leichtes Erdreich wärmeisoliert eingeschlossen werden.

Die im Sommer erhitzte Luft wird mittels regelbarer Ventilatoren durch den Speicher getrieben, wonach die Luft nur noch 22°C hat und zum klimatisieren der Wohnräume dient. Im Winter wird wiederum kalte Luft erwärmt, während sie durch die Speichermasse streicht, und kann so die Wohnräume beheizen.

Jüngere Umsetzungen lassen sich z.B. in Crailsheim-Hirtenwiesen finden, wo auf dem Gelände der ehemaligen US-amerikanischen McKee Barracks ein neues Wohngebiet entsteht, dessen Wärmebedarf zur Hälfte mit Sonnenenergie gedeckt werden soll. Damit dies rund ums Jahr möglich ist, installieren die Stadtwerke Crailsheim einen saisonalen Erdsonden-Wärmespeicher (ESWSP).

Von den insgesamt 7.400 m² Kollektorfläche sind ein Drittel auf den Dächern der Gebäude und zwei Drittel auf einem Lärmschutzwall installiert. Die Sonnenkollektoren speisen ihre Wärme in einen kleinen (100 m³) und einen großen (480 m³) Pufferspeicher ein, wobei letzterer mit dem Erdsondenspeicher verbunden ist, dessen Größe einem Wasseräquivalent von 10.000 m³ entspricht, und rund um die Uhr in das Langzeitwärmedepot einspeichern kann.

Eine spezielle, elektrisch angetriebene Kompressions-Wärmepumpe mit der Arbeitszahl 4,8 hilft, den Erdsondenspeicher auf möglichst niedrige Temperaturen zu entladen, wodurch Effizienz und Speicherkapazität steigen. Zudem kann der Speicher bei wachsender Belegung der Siedlung künftig noch erweitert werden – und als multifunktionaler Speicher auch noch zusätzlich Abwärme aus Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung aufnehmen.

Mit einem solaren Deckungsanteil von 51 % im Zeitraum vom März 2012 bis zum Februar 2013 übertrifft das solare Wärmenetz das Planungsziel leicht.

Ein Beispiel für die Umsetzung eines thermischen Sandspeichers für Einzelgebäude ist das von Karl Vogt aus Reiselfingen im Jahr 2010 gebaute Haus, bei dem unter den Kellerräumen 500 Tonnen Sand deponiert werden, die sich über die Sommermonate mit Sonnenkollektoren aufheizen lassen und eine Speicherfähigkeit haben, die der von über 200.000 Litern Wasser entspricht. Über die kalten Wintermonate hinweg gibt der Sand die gespeicherte Wärme wieder an das Haus ab.

Der Sand selbst stammt aus der örtlichen Kiesgrube und ist mit 500 € das kostengünstigste Element der knapp 10.000 € teuren Sandheizung. Im harten Winter 2011/2012 zeigt sich, wie gut die Sandheizung funktioniert. Trotz der Kälte von -22°C sinkt die Sandtemperatur nicht unter 21,5°C und für die Heizung und das Warmwasser müssen zusätzlich lediglich 2,5 m³ Holz einsetzt werden, was traumhafte Heizkosten von nur knapp 100 € verursacht.

Vogt hatte die Idee zuvor in seinem alten Haus ausprobiert und dabei einen Kubikmeter Sand für die Heizung eingesetzt. Im März 2012 wird der Innovator zu seinem 60. Geburtstag mit einer besonderen Auszeichnung des Landes Baden-Württemberg für fortschrittliche Ideen gewürdigt.

Im März 2010 wird berichtet, daß auch Forscher des 1992 gegründeten Solar-Instituts Jülich (SIJ) der Fachhochschule Aachen um Cristiano Boura an einem Sand-Wärmespeicher für Sonnenkraftwerke arbeiten. Immerhin lassen sich große wärmeisolierte ,Sandkästen’ mit tonnenweise Schüttgut darin noch einfacher realisieren als tonnenschwere Klötze aus Spezialbeton (s.u.). Die Sandspeicher sind eine patentierte Idee von Forschern des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) in Stuttgart.

Um die Hitze möglichst effizient auf die Quarzkörner zu übertragen, wird bei dem HiTexStor genannten Projekt ein neuartiger Luft-Sand-Wärmetauscher entwickelt, dessen Aufbau einer Sanduhr ähnelt: Von der Schwerkraft getrieben, rieseln Sandkörner aus einem Bunker mit ,kaltem’ Sand (120°C) durch eine Öffnung in einen darunter liegenden zweiten Tank. Während ihres Falls durchqueren sie einen 680°C heißen Luftstrom und werden dabei auf rund 670°C erhitzt.

Ein wesentliches Element sind dabei die Filterwände, die den Sand und die Luft räumlich trennen und mehrere Eigenschaften besitzen müssen: Sie dürfen sich nicht schnell abnutzen, sollen hohe thermische Belastungen aushalten und einen nur sehr geringen Druckverlust hervorrufen, wenn die Luft hindurch strömt, da jeder Druckverlust einen Kostenfaktor darstellt. In Laborversuchen werden hierfür verschiedene keramische Filtermaterialien getestet und untersucht, wann der Wärmeübertrag am effizientesten ist. Wird der Luftmassestrom zu hoch, kann nämlich eine Sandblockade eintreten und das Fallrohr verstopfen.

Wieder zurückgewonnen wird die gespeicherte Wärme mit einem Sand-Wasser-Wärmetauscher, der einfach aus mit Wasser gefüllten Rohren besteht, die durch den Sand laufen. Der heiße Sand wird mit Luft in Bewegung gehalten und gibt seine Wärme an das Wasser ab, das dann als Dampf eine Turbine antreiben. Ein erstes Pilotprojekt mit einem Luft-Sand-Wärmetauscher mit 15 kW Leistung wird im Laufe des Jahres 2010 abgeschlossen.

Nun soll ein Praxistest mit einer 150 kW Pilotanlage am Solarturm Jülich folgen, die ab 2011 gebaut wird und 2012 erste Ergebnisse liefern soll. Bei dem im Sommer 2009 eingeweihten 1,5 MW Solarturm-Versuchskraftwerk fokussieren über 2.000 kreisförmig am Boden montierte Spiegel Sonnenlicht auf den Receiver an der Spitze eines 55 m hohen Turmes und erzeugen dort 680°C heiße Luft. Überschüssige Wärme wird gegenwärtig in einem Speicher aus Keramik gebunkert, der von 1 – 2 mm² großen Kapillaren durchzogen ist – im Prinzip nichts anderes als poröse Ziegelsteine, durch die die heiße Luft geblasen wird (s.u.).

Anfang 2013 wird die Firma STORASOL GmbH in Bietigheim-Bissingen gegründet, die das Ziel hat, Hochtemperatur-Wärmespeicher zu realisieren und die von der Enolcon GmbH entwickelte High Temperature Thermal Energy Storage (HTTES) Technologie weiterzuentwickeln und zu perfektionieren.

Für ihre Energiespeicher verwendet die STORASOL Speichermodule unterschiedlichster Größe, die mit Sand und Steinen gefüllt sind. Heiße Luft wird in die Module eingeführt und gibt ihre Wärme an die Steine und den Sand ab.

Nachdem im Rahmen der HTTES-Entwicklung verschiedene kleine Anlagen gebaut und erfolgreich betrieben werden, wird bei der Universität Bayreuth unter dem Projektnamen ORCTES eine erste großtechnische Demonstrationsanlage im Megawatt-Maßstab aus mehreren Modulen errichtet und im September 2015 in Betrieb genommen.

Bei der ORCTES-Anlage, die den letzten Schritt zur großtechnischen Marktreife darstellt, wird Wärme mit Temperaturen von bis zu 600°C eingespeichert und beim Entladen über eine ORC-Turbine wieder zu Strom umgewandelt. Im Dezember 2017 wird der erste kommerzielle Kleinspeicher TESS 2D (als Demonstrationsmodul) nach Südkorea ausgeliefert.

Auch ein Pilotprojekt des Masdar Institute of Science and Technology in Abu Dhabi nutzt Sand, um die Hitze der Sonne für die Nacht zu speichern. Immerhin ist das günstige Material vor Ort zur Genüge verfügbar und kann zudem Temperaturen bis zu 1.000°C aufnehmen.

Beim sogenannten Sandstock Projekt werden zwei Pilotmodelle des Systems getestet, um die Effizienz und Anwendbarkeit in großen Umsetzungen zu beweisen. Die Technologie setzt auf zwei übereinander plazierte Sandreservoirs, von denen das untere heiße und das obere kalte Sandkörner enthäSandlt. Der Sand kann von dem einen in das andere Reservoir geleitet werden und wird mittels eines Hitze-Kollektors aufgeheizt. Die im unteren Reservoir gespeicherte Hitze kann dann genutzt werden, um Strom zu produzieren.

In einem ersten Bericht im Dezember 2015 zeigen sich die Forscher durchweg optimistisch. Der Test an einem Labor-Prototyp, für dessen Design und Konstruktion der Masdar-Absolvent Alberto Crespo Iniesta verantwortlich ist, findet übrigens im Labor des Sonnenofens in Odeillo statt (s.d.). Indem die von Forschungsleiter Prof. Nicolas Calvet passend als ,Sanduhr-Technik’ bezeichnete Technologie nun weiter verbessert wird, bereiten sich Wissenschaftler darauf vor, sie für den kommerziellen Einsatz verfügbar zu machen.

Tatsächlich scheint das Projekt danach aber versandet zu sein, denn es ist nie wieder davon zu hören. Was eigentlich nicht verwundern sollte, ist doch das gesamte Emirat samt Masdar selbst … auf Sand gebaut.

Im Jahr 2009 startet das Deutsche Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR) in Stuttgart zusammen mit den Firmen RWE Power, Thyssen-Krupp Xervon Energy und der Paul Wurth Gruppe die Entwicklung eines Hochtemperatur-Wärmespeichers für Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke (GuD). Das Projekt umfaßt die an Betreiberanforderungen orientierte Erarbeitung von Speicherkonzepten, deren Erprobung im Technikumsmaßstab und das Basic Engineering für eine im Anschluß an das Projekt zu errichtende Pilotanlage. Für die Projektentwicklung werden rund zweieinhalb Jahre veranschlagt.

Nach erfolgreichem Abschluß der ersten Entwicklungsphasen streben die Kooperationspartner den Bau einer Pilotanlage mit einer Leistung von 10 MW an. Möglicher Standort ab 2011 könnte das Heizkraftwerk von RWE Power in Dortmund sein. Mit dem Detailengineering soll Mitte 2012 begonnen werden. Die Inbetriebnahme könnte dann 2014 erfolgen.

Mitte Juni 2010 weiht das DLR einen neuen Teststand für Wärmespeicher ein. Kernstück der HOTREG genannten Versuchsanlage ist ein 5 m hoher Feststoffspeicher mit austauschbarem Innenbehälter, mit dem die Wissenschaftler unterschiedliche Speicherkonzepte, Betriebsweisen und Materialien erproben können.

Darüber hinaus sind alle bestimmenden Betriebsparameter wie Temperatur, Druck, Luftdurchsatz und Luftfeuchte in einem breiten Bereich variabel. So sind die Innenraumtemperaturen von 100 – 830°C einstellbar und ein Luftdurchsatz von bis zu 800 kg/h mit vorgebbaren Feuchtegehalten möglich. Auf der weltweit einmaligen Anlage kann dadurch untersucht werden, wie gut z.B. Keramik oder Naturstein als Wärmespeicher in Kraftwerken geeignet sind.

Laut Berichten vom September 2010 arbeiten die DLR-Forscher um Wolf-Dieter Steinmann zusammen mit der Stuttgarter Firma SolarFuel GmbH (ab 2013: ETOGAS GmbH) zudem an einem Speicherkonzept für solarthermische Kraftwerke, das auf günstigen Feststoff-Speichermaterialien wie Ziegelsteinen, Beton oder Basalt sowie Luft als Zwischenträgermedium basiert.

Diese Materialien kosten nur einen Bruchteil der ansonsten in Wärmespeichern verwendeten Flüssigsalze oder Thermoöle. Im Rahmen der Forschungsinitiative des Energiekonzerns E.ON erhält das DLR hierfür eine Projektförderung in Höhe von 1 Mio. €.

Unter dem Namen CellFlux wird ein modulares Konzept mit parallelen Luftkreisen entwickelt, das verspricht, Wärme aus Industrie- und Kraftwerksprozessen wesentlich preiswerter als bisher und mit großer Flexibilität bei Temperatur, Medium und Leistung zu speichern. Zunächst wird die Prozeßwärme mittels eines Wärmeübertragers an ein Arbeitsmedium abgegeben (Luft), das dann in einem geschlossenen Kreislauf durch einen Ventilator umgewälzt wird, in den einzelnen Modulen (cells) durch das feste Speichermaterial strömt (flux) und die Wärme weiter gibt.

Im Januar 2015 wird eine 100 kW Demonstrationsanlage mit einer Kapazität von 500 kWh offiziell vorgestellt (was eigentlich schon 2013 geschehen sollte), in der unterschiedliche Testzyklen bei Temperaturen von bis zu 380°C untersucht werden können. Danach ist aber nicht neues mehr darüber zu hören.

Daß sich Keramik auch im Kleinen als umweltfreundlicher Wärmespeicher eignet, belegt die Natural Wave genannte Erfindung es Designers Byung-seok Yoo, die bereits im November 2007 in den Blogs kursiert. Die einfache Konstruktion ist eine Keramikplatte, die auf einen alten Heizkörper paßt – und diesen auch viel besser aussehen läßt.

Während des Betriebs der heimischen Heizung nimmt sie deren Wärme auf und speichert sie, so daß man, ohne zusätzliche Energie zu verbrauchen, Essen oder anderes darauf abstellen und für Stunden warm halten kann.

Obwohl die Idee in den Folgejahren immer wieder aus der Versenkung auftaucht, ist bislang nichts von einer Umsetzung zu sehen.

Im Mai 2014 berichtet das Institut für Solarforschung am DLR in Stuttgart über die Entwicklung eines neuartigen Strahlungsempfänger (Receiver) für Solarturm-Kraftwerke.

Die zentrale Innovation des CentRec (Centrifugal Receiver) genannten Verfahrens ist die Verwendung von Keramikkügelchen von bis zu 1 mm Durchmesser als Absorber- und Speichermedium, die in einer rotierenden Kammer die konzentrierte Solarstrahlung empfangen und in Hochtemperaturwärme umwandeln. Sie bestehen überwiegend aus Bauxit und können die Wärme außerdem im Kraftwerk weitertransportieren und in isolierten Tanks speichern.

Durch die Zentrifugalkräfte werden die Kügelchen an der Außenwand gehalten, wodurch eine gleichmäßige Verteilung und somit eine gleichmäßige Bestrahlung erreicht wird. Durch Anpassung der Drehgeschwindigkeit kann zudem die Verweildauer der Partikel im Receiver gesteuert werden und so die Temperatur selbst bei unterschiedlichsten Lastzuständen konstant gehalten werden. Und da sich die Keramikpartikel auf bis zu 1.000°C aufheizen lassen, können Kraftwerksbetreiber mit Prozeßtemperaturen von 600 – 900°C arbeiten und einen höheren Wirkungsgrad im Kraftwerksprozeß erreichen.

Neben der hohen Temperaturbeständigkeit bieten die Keramikpartikel auch weitere Vorteile, wie die weltweit kostengünstige Beschaffung, eine gefahrlose Lagerung und nicht zuletzt die einfache Förderung innerhalb des Kraftwerksbetriebes.

Der Receiver-Prototyp mit einer Leistung von 10 kW wird erfolgreich im DLR-Hochleistungsstrahler am Sonnenofen in Köln getestet. Im Folgejahr soll das CentRec-Konzept mit einem größeren Zentrifugalreceiver und einer Leistung von 500 kW am o.g. Solarturm des DLR erprobt werden. Tatsächlich  dauert es jedoch bis zum Mai 2017, bis an dem Solarturm, der inzwischen 2.500 Solarspiegel besitzt, ein neuer Receiver für die Erzeugung und Speicherung solarer Wärme eingebaut wird.

Ab Oktober wird das neue Konzept dann unter realistischen Kraftwerksbedingungen bei bis zu 1.000°C getestet, was die Basis für die geplante industrielle Verwertung der Partikeltechnologie darstellen soll. Berichten vom November zufolge steigt die Temperatur am Partikelaustritt des Wärmeempfängers dabei auf 775°C. Das gesteckte Ziel der Solarforscher für die zweite Testreihe im Frühjahr 2018 ist, am Partikelaustritt die Höchsttemperatur von 900°C zu erreichen.

Zur zukünftigen kommerziellen Vermarktung der Technologie gründen Wissenschaftler des Instituts das Unternehmen HelioHeat GmbH und führen Lizenz-Verhandlungen mit dem DLR.

Laut Meldungen vom Oktober 2017 arbeitet auch ein Projektteam der Technischen Hochschule Mittelhessen um Prof. Stefan Lechner an der Entwicklung eines Hochtemperaturspeichers für Strom aus erneuerbaren Energien, bei dem elektrische Heizelemente eine Wärme von bis zu 1.200°C erzeugen, die dann in Keramikelementen gespeichert wird. Bei Bedarf kann die Wärme über eine Gasturbine wieder in Strom umgewandelt werden, wobei 80 % der Ausgangsenergie nutzbar sein soll.

Die Forschungsschwerpunkte des Projekts liegen unter anderem auf Fragen der optimalen Geometrie des Speichers und der Integration der Heizelemente in den Speicherblock, der aus keramischen Formsteinen besteht.

Kooperationspartner sind die Stadtwerke Gießen und die Firma Schunk GmbH aus Heuchelheim. Das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) fördert das Projekt im Rahmen des Programms Forschung an Fachhochschule“ mit 1,58 Mio. €. Auf dem Betriebsgelände der Stadtwerke soll nun eine Demonstrationsanlage mit einer Speicherkapazität von 1.750 kWh aufgebaut werden.

Über die Firma britische Firma Isentropic Ltd., welche thermische Kieselstein-Speicher nutzt, berichte ich ausführlich im Kapitelteil Druckluftspeicher (CAES), da das Unternehmen seine Speicher mittels Druckluft befüllt (s.d.).

Bei einer Variante, über das die Fachblogs im Juli 2014 informieren, wird Strom per Wärme in Schottersteinen gespeichert. Die Technik ist relativ einfach: Der eigentliche Speicher besteht aus zwei gut isolierten Behältern, die mit einfachem Bahnschotter gefüllt sind. Ein Behälter wird auf eine Temperatur von -160°C gebracht, während der andere Behälter auf bis zu 500°C erhitzt wird.

Die Wärmepumpe, mit der dieser Speicher beladen wird, wird über den Überschußstrom aus Wind- und Solaranlagen angetrieben, wobei das als Trägermedium genutzte Edelgas Argon so komprimiert wird, daß es sich extrem erhitzen kann. Anschließend fließt das Edelgas in den heißen Speicher und gibt seine Energie mit Hilfe eines Wärmetauschers an den Schotter ab.

Wird wieder Strom benötigt, kehrt sich der Prozeß um und die Pumpe wird durch das extreme Temperaturgefälle angetrieben, so daß der angeschlossene Generator Elektrizität erzeugen kann. Das Verfahren der Isentropic erreicht einen Wirkungsgrad bis zu 80 %. Als nächster Schritt will das Unternehmen einen 1,5 MW Speicher bauen, der eine Kapazität von bis zu 6.000 kWh haben soll.

Im Oktober 2016 wird berichtet, daß Forscher der Technischen Universität Hamburg Harburg (TUHH) gemeinsam mit dem städtischen Energieversorger Hamburg Energie und der Firma Siemens Gamesa einen konkurrenzlos günstigen Speicher entwickelt haben, dessen Speichermedium ein Haufen Steine ist, der sich in einem gut isolierten Behälter befindet. Eine Testanlage der Future Energy Solution (FES) genannten Technologie (ohne Rückverstromung) wird in Hamburg-Bergedorf betrieben.

Nun soll ab Frühjahr 2017 ein Stein-Speicher mit einem Volumen von 2.000 m³ und einer Kapazität von 36 MWh gebaut werden. Standort ist das Gelände der Aluminiumhütte Trimet in Hamburg-Altenwerder. Gedacht ist der Speicher für Windstrom. Wird davon zu viel produziert, nutzen ihn die Entwickler, um Luft über ein Heizgebläse auf mehr als 600°C zu erhitzen und durch die Steinschüttung strömen zu lassen.

Mäandernde Rohre, wie sie z.B. in Salzspeichern nötig sind, um die Wärme ein- und auszuspeisen, sind dabei überflüssig, da sich die Luft ihren Weg einfach zwischen den Steinen sucht. Allerdings spielt dabei die Anordnung der Steine eine große Rolle. Es erweist sind, daß eine zeppellinförmige Schüttung am vielversprechendsten ist, das sich die Hitze in ihr am effektivsten verteilt.

Bei Strombedarf geht es anders herum: Normale Luft wird eingeblasen und erhitzt sich beim Kontakt mit den Steinen. In einem Wärmetauscher gibt sie ihre Energie dann ab, wobei Dampf entsteht, der die gleiche Temperatur und den gleichen Druck hat wie der in Kohlekraftwerken. Daher kann er in einem serienmäßigen Turbogenerator Strom erzeugen und benötigt keine Spezialturbinen, wie bei Salzspeichern, die erheblich niedrigere Temperaturen aufweisen.

Die Energie läßt sich bei wirtschaftlich gestalteter Isolierung rund eine Woche speichern. Das Aufladen der 1.000 Tonnen Gestein des TUHH-Speichers dauert etwa sechs Stunden und der Temperaturverlust beträgt nur rund 15°C. Mit der gespeicherten Wärmeenergie kann dann ein 1,5 MW Turbogenerator 24 Stunden lang betrieben werden.

Den Wirkungsgrad der Anlage, die im Herbst 2018 in Betrieb gehen soll, gibt Siemens mit rund 25 % an. Eine großtechnische Anlage mit einer Leistung von mehr als 100 MW könnte sogar auf bis zu 50 % kommen. Dabei peilt das Unternehmen im kommerziellen Einsatz einen Speicherpreis von weit unter zehn Cent je Kilowattstunde an.

Nicht vergessen werden darf, daß auch Gesteinsschichten expandieren und kontrahieren, wenn ihre Temperatur steigt bzw. fällt, wodurch die Wände der Lagertanks bei der Wärmeausdehnung belastet werden, weil sich die Gesteine über ihre normale Größe hinaus ausdehnen, d.h. über ihre Größe, mit der sie in den Tank eingesetzt wurden, ähnlich wie sich Eis ausdehnt und im Winter Rohre zum Platzen bringen kann.

Wissenschaftler des Massachusetts Institute of Technology (MIT) um Charles Forsberg stellen im September 2017 eine Methode vor, bei der riesige Blöcke aus Ziegelsteinen heiße Luft aus Solar- und Windstrom speichern, der gerade nicht benötigt wird, um Unternehmen mit Prozeßwärme zu versorgen und so die bislang eingesetzte Kohle zu ersetzen.

Bei der Firebrick Resistance-heated Energy Storage (FIRES) genannten Entwicklung wird die Fähigkeit der Ziegelsteine genutzt, Wärme über lange Zeit zu speichern. Geladen wird die Wärmebatterie über Drähte, die sich durch den Steinhaufen schlängeln. Wird Strom hindurchgeschickt, erhitzen sie sich und geben ihre Energie an die umliegenden Steine ab.

Die gespeicherte Wärme wird bei Bedarf genutzt, indem Luft durch Kanäle innerhalb des turmförmigen Steinhaufens gepumpt wird. Die resultierende heiße Luft kann direkt genutzt werden, um beispielsweise in Lebensmittelfabriken Nahrungsmittel zu erhitzen, oder sie könnte Generatoren speisen, die sie wieder in Elektrizität umwandeln, wenn Strom benötigt wird.

Das MIT-Team hat für das System mehrere Sorten Ziegel entwickelt, die unterschiedliche Eigenschaften haben. Im Kern des Steineturms befinden sich Ziegel, die Wärme sehr schnell speichern und sie ebenso schnell wieder abgeben, eine Eigenschaft, die durch Zugabe von Chemikalien erzielt wurde. Die äußeren Steine haben dagegen eine nur geringe Wärmeleitfähigkeit, wodurch eine isolierende Hülle erzeugt wird, die dazu beiträgt, die Wärme des zentralen Stapels zu erhalten.

Begrenzt wird FIRES durch die installierte Widerstandsheizung. Vorhandene preiswerte und zuverlässige Heizungen kommen nur auf etwa 850°C. Allerdings könnten zukünftig die Ziegel selbst elektrisch leitfähig gemacht werden, so daß sie selbst als kostengünstige Widerstandsheizungen fungieren, die Wärme produzieren und speichern. Ein vielversprechendes Material für diese Schamottesteine ist Siliziumkarbid, das bereits in großen Maßstäben für Sandpapier verwendet wird.

Im Vergleich zu den gegenwärtigen Möglichkeiten zur Speicherung von überschüssigem Strom, die sich im Wesentlichen auf Batterien oder Pumpspeicherkraftwerke beschränken, soll das Low-Tech-Feuerstein-Wärmespeichersystem zwischen einem Zehntel und einem Vierzigstel dieser Optionen kosten. Die Haltbarkeit von Hochtemperaturziegel wird wiederum durch archäologische Fundstätten aus der Zeit vor etwa 3.500 Jahren belegt, als die Hethiter ebensolche für ihre Eisenhüttenöfen verwendeten. Die Ziegel haben bis heute überlebt.

Der nächste Schritt der Forscher wird darin bestehen, einige Prototypen zu bauen, um die Prinzipien unter realistischen Bedingungen zu beweisen, was bis 2020 erwartet wird.

Im April 2017 beginnt der Projektentwickler Renewable Energy Systems GmbH (RES) aus Salzburg in Österreich gemeinsam mit der Firma GMT Wintersteller GmbH aus Tennengau mit der Errichtung eines Hochtemperaturspeichers mit einer Kapazität von 5 MWh. Als Speichermaterial werden Keramiksteine wie bei Hochöfen verwendet, die durch elektrische Heizelemente und Überschußenergie auf bis zu 1.300°C aufgeheizt werden.

Der Prototyp, der den Nachweis erbringen soll, daß diese Technologie funktioniert, ist 10 m lang, hat eine Höhe von 4,7 m und sein Gewicht beträgt 27 Tonnen. Bei der Rückgewinnung wird die durchströmende Luft von den Steinen erwärmt, dehnt sich aus und treibt eine 250 kW Rolls-Royce-Turbine an, welche über einen Generator Strom erzeugt.

Da die aus der Turbine ausströmende Warmluft zur Erhöhung der Effizienz über einen Rekuperator wieder in den Speicher zurückgeführt wird, soll der Wirkungsgrad der Anlage in Verbindung mit Fernwärme (Sektorkopplung) und Stromerzeugung bei ca. 85 % liegen. Auf ihrer Homepage bietet die Firma modulare Speicher von bis zu 100 MWh an.

In einer Studie, die im Juli 2015 veröffentlicht wird, geben Wissenschaftler der Universität Tokio um Prof. Shin-ichi Ohkoshi bekannt, daß sie ein Material entwickelt haben, das im Laufe des Tages Wärme speichert und bei Bedarf durch Anwendung von schwachem Druck wieder freisetzt.

Bei dem als Wärmespeicherkeramik bezeichneten Material handelt es sich um eine spezielle Keramikform, die aus Titan und Sauerstoff besteht und streifenförmiges Lambda-Trititanium-Pentoxid genannt wird (stripe-type-lambda-trititanium-pentoxide; λ-Ti₃O₅). Es gilt als ein einfaches Titanoxid, das aus vielen Elementen besteht und umweltfreundlich ist.

Es kann die Wärmeenergie für eine lange Zeit speichern und zum genau gewünschten Zeitpunkt abgeben. Diese gespeicherte Wärmeenergie beträgt ungefähr 70 % der latenten Wärmeenergie von Wasser an seinem Schmelzpunkt. Zusätzlich induziert das Anlegen eines schwachen Drucks von 60 MPa (Megapascal) an dem Lambda-Trititanium-Pentoxid einen Phasenübergang zu Beta-Trititanium-Pentoxid, wodurch die gespeicherte Wärmeenergie freigesetzt wird.

Neben der direkten Wärmezufuhr kann Wärmeenergie gespeichert werden, indem ein elektrischer Strom durch das Material geleitet oder es mit Licht bestrahlt wird, was die wiederholte Absorption und Freisetzung von Wärmeenergie durch eine Vielzahl von Verfahren ermöglicht. Weiterführende Schritte in Richtung einer technisch-praktischen Umsetzung sind bislang nicht feststellbar.

Daß sich auch Betonblöcke als thermische Massen für ein Heißluft-Wärmespeichersystem eignen, belegt das Patent eines James Kachadorian mit dem Titel ,Solar-Heated Concrete Slab Building Structure’ aus dem Jahr 1978 (US-Nr. 4.127.973). Dabei geht es um eine thermisch isolierte Betonplatte, die einen Teil des Gebäudestrukturfundaments bildet und direkt über einer Anordnung von aneinanderstoßenden Hohlblocksteinen liegt, um Luftdurchgänge zum Umwälzen von Luft unter der Betonplatte zu bilden.

Vermutlich war es damals aber noch zu früh für eine Umsetzung, denn erst 30 Jahre später, d.h. 2008, wird von entsprechenden Ansätzen in Deutschland und den USA berichtet.

So wird der Prototyp eines solchen Beton-Wärmespeichers, der vom Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt (DLR) gemeinsam mit dem Bauunternehmen Ed. Züblin AG entwickelt wurde, auf dem Gelände des DLR errichtet und im September 2008 der Öffentlichkeit vorgestellt. In dem Betonblock befinden sich Rohrleitungen aus Stahl, durch die ein spezielles Öl zirkuliert, das 400°C heiß ist und seine Wärme an den Baustoff ab gibt, wo sie mehrere Stunden lang erhalten bleibt. Um sie wieder zu gewinnen, wird kühles Öl durch den Block geschickt, wo es sich erwärmt.

Die Versuchsanlage wird allerdings nicht mit Sonnenwärme beheizt – wie das Konzept für südliche Länder gedacht ist –, da die Sonne hierfür in Stuttgart zu unregelmäßig scheint. Um ihre Versuche ohne Zwangspausen zu absolvieren, erwärmen die den Betonklotz daher mittels Strom aus der Steckdose.

Die Hitze fordert den Beton enorm. Normalerweise ist dieser Baustoff für Temperaturen zwischen -30°C und +50°C ausgelegt. Der zusammen mit Züblin für den Speicher entwickelte Spezialbeton hält demgegenüber deutlich mehr und obendrein ständige Temperaturwechsel aus. Das schafften zwar auch andere Werkstoffe, doch keiner ist so preiswert wie Beton. Die Betonmischung kann zwischen 250°C und 400°C bis zu 50 kWh/m³ speichern.

Der DLR-Versuchsspeicher hat eine Leistung von 400 kWh, doch um die Technik auch in großen Kraftwerken einsetzen zu können, müßte die Leistung gut 100 mal größer sein. Auf dem Weg dahin wollen die Ingenieure zunächst ein Modul konstruieren, das rund 15 mal so viel schafft wie der Testblock. Diese Module soll man dann wie Legosteine zusammensetzen können, um eine kommerzielle Speicherleistung zu erzielen.

Im September 2011 folgt die Meldung, daß das DLR gemeinsam mit Industriepartnern ein Kombi-Speichersystem entwickelt hat, bei dem ein Latentwärmespeicher mit einem Beton-Speicher verbunden wird. Der Phasenwechselspeicher – der derzeit größte Hochtemperatur-Latentwärmespeicher weltweit – nutzt 14 Tonnen Nitratsalz mit 700 kWh Kapazität bei einer Temperatur von 306°C. Der Beton übernimmt die Vorwärmung und die Überhitzung des Dampfes, wodurch Wasserdampf mit einem Druck von bis zu 120 Bar erzeugt werden kann.

Der erste Praxistest findet im Laufe der zweiten Jahreshälfte am Standort des im März eingeweihten solarthermischen Pilotkraftwerks im südspanischen Carboneras statt, wo bereits ein Phasenwechselspeicher installiert ist. Das Kraftwerk des DLR und des spanischen Energieerzeugers Endesa erzeugt Strom über Direktverdampfung, d.h. die gebündelten Sonnenstrahlen verwandeln Wasser im Absorberrohr, also ohne ein Wärmeträgeröl, direkt in überhitzten Wasserdampf mit einer Temperatur von 500°C für den Generator. Dazu verfügt Carboneras über einen Betonspeicher, der die fühlbare Wärme des überhitzten Dampfes aufnimmt.

Mit der Pilotanlage wollen die Wissenschaftler bis Ende 2011 den Funktionsnachweis für die Kernkomponenten Speicher, Receiver und flexible Rohrverbindungen erbringen. Das Projekt wird vom Bundesumweltministerium (BMU) und der spanischen Corporación Tecnológica de Andalucía (CTA) gefördert.

Auf amerikanischer Seite sind es Forscher der University of Arkansas um Prof. Panneer Selvam, die 2008 daran arbeiten, eine neue Art der Wärmespeicherung in Beton zu entwickeln. Um Wärme zu sammeln, werden Sonnenkollektoren verwendet. Die Energie wird von dort über Stahlrohre auf den Beton übertragen. Die Wissenschaftler suchen aber noch nach Möglichkeiten, diesen Energietransfer effizienter zu gestalten.

Zu diesem Zeitpunkt kann Energie in Beton bei einer maximalen Betriebstemperatur von 325°C gespeichert werden, die Forscher glauben jedoch, daß sie in der gleiche Menge Beton sogar 600°C speichern können. Ihr Plan ist deshalb, verschiedene Mischungen von Beton zu beobachten und herauszufinden, welche davon die meiste Wärmeenergie speichern können, um einen geeigneten Hochleistungsbeton zu entwickeln. Im Rahmen des Programms der US-Regierung zur Schaffung kostengünstiger Solarspeicher wird ihr Ansatz vom US-Energieministerium mit 770.000 $ gefördert.

Erst im November 2012 gibt es neue Meldungen, als die Wissenschaftler ihr strukturiertes Thermoklinesystem, wie es nun genannt wird, am Engineering Research Centers in South Fayetteville präsentieren. Dieses besteht aus parallelen Betonplatten, durch die Stahlrohre verlaufen. Thermoklinesysteme sind Einheiten – Gewässer, wie zum Beispiel Ozeane und Seen (s. Teil A: Wärmekreislauf), aber auch kleinere Einheiten, die Flüssigkeiten oder Gase enthalten – mit deutlichen Grenzen zwischen Schichten unterschiedlicher Temperatur.

Die Platten wurden aus einer speziellen Beton-Mischung hergestellt, die Temperaturen bis zu 600°C übersteht. Während Tests bestätigen, daß die Betonschichten Wärme transportieren und speichern, ohne dadurch beschädigt zu wurden, zeigen Modellierungsergebnisse, daß die Betonplatten Wärme mit einem Wirkungsgrad von 93,9 % absorbieren.

Besonders beeindruckend sind die niedrigen Kosten von nur 0,78 $/kWh. Zum Vergleich: Blei-Säure-Batterien kosten zu diesem Zeitpunkt über 25 $/kWh, Lithium-Ionen-Batterien sogar 50 – 100 $/kWh.

Ein ähnliches Konzept verfolgt das 2011 gegründete norwegische Startup EnergyNest AS aus Billingstad, das gemeinsam mit dem deutschen Baustoff-Unternehmen Heidelbergcement einen Hochleistungsbeton namens HEATCRETE entwickelt, der sich aus 75 % Quarzaggregaten und 25 % Additiven zusammensetzt. Im Vergleich zu normalem Beton hat dieses Material eine wesentlich höhere Wärmeleitfähigkeit, was eine sehr effektive Wärmeübertragung ermöglicht. Zudem kann es chemisch stabil Wärme von 120 – 500°C speichern.

Aus diesem HEATCRETE werden modulare Beton-Blöcke mit eingebetteten Kohlenstoffstahlrohren konstruiert, durch die eine Wärmeträgerflüssigkeit mit einem Druck von bis zu 160 bar fließt, im vorliegenden Fall heißes Thermoöl. Das einzelne Modul, das in einen Standard-40-Fuß-Container paßt, bietet eine Energiekapazität von bis zu 2 MWh Wärme. Einer der veröffentlichten Grafiken zufolge scheint das Innenleben eines solchen Containers aus einer Vielzahl leicht herstellbarer Betonzylinder zu bestehen.

Aufgrund seiner starren Struktur und dem Fakt, daß er ohne bewegliche Teile auskommt, arbeitet der Speicher praktisch wartungsfrei, so daß die Betriebskosten ein Fünftel dessen betragen, was andere Speichersysteme benötigen. Im Vergleich zu Batterien u. a. Speicherformen zeichnet sich das neue System durch sein sehr breites Anwendungsspektrum aus, da es sowohl Wärmeöl als auch Dampf als Wärmeübertragungsflüssigkeit verarbeiten und auch innerhalb eines sehr breiten Temperaturbereichs eingesetzt werden kann.

Im Jahr 2012 erhält die Firma das erste Patent, 2013 wird erfolgreich ein Prototyp getestet, und im gleichen Jahr wird mit dem Masdar Institute of Science & Technology ein gemeinsames Forschungsprojekt zum Bau und zur Erprobung eines thermischen Energiespeichers initiiert, dessen beide Blöcke mit zwei unterschiedlichen Wärmetauschern ausgestattet sind, die im Zuge der Arbeiten ausführlich erforscht und evaluiert werden sollen.

Die beiden Module speichern jeweils bis zu 500 kWh über viele Stunden, so daß die Wärme in sonnenarmen Stunden abgerufen werden kann, um weiterhin Strom zu erzeugen. Soll mehr Wärme gespeichert werden, müssen aufgrund des modularen Aufbaus einfach nur weitere Betonblöcke aufgestellt werden, die sich auch einfach miteinander verbinden lassen. Das einzelne Speichermodul soll dabei rund 50.000 € kosten.

Die Vereinbarung zum Bau einer Pilotanlage an der Beam Down-Einrichtung in dem sogenannten Öko-Stadtprojekt Masdar City wird im April 2014 unterzeichnet. Bei dieser Einrichtung handelt es sich um eine Solarkonzentrator-Pilotanlage mit einer thermischen Leistung von 100 kW (mehr über das Beam Down-System findet sich im Kapitelteil zur Masdar-Initiative).

Der Bau der Wärmespeicher erfolgt innerhalb von sechs Monaten und wird im Mai 2015 abgeschlossen. Ab dem Herbst folgt eine gründliche Erprobung des Systems, um Leistungsanalysen durchzuführen und Betriebsdaten zu gewinnen, und Mitte Dezember wird die offizielle Eröffnung gefeiert. Nachdem die nachgewiesene und gemessene Leistung des Beton-Speichers mit den Vorhersagen übereinstimmt, die auf Simulationen basieren, wird er bis Mitte 2016 durch die internationale Klassifikationsgesellschaft DNV GL zertifiziert.

Bislang haben Geldgeber aus Großbritannien, den USA und Norwegen rund 9 Mio. $ in das Projekt investiert, dazu kommen 2 Mio. $ öffentliche Subventionen. Der nächste Schritt wäre nun ein kommerzieller Einsatz in der Praxis. Zwar wird in der Presse mehrfach erwähnt, daß zeitnah weitere Pilotprojekte umgesetzt werden sollen, darunter auch eines in Hamburg, in Wirklichkeit scheint es bislang aber zu keinen weiteren Umsetzungen gekommen zu sein.

Anfang 2018 werden auf der Homepage des Unternehmens kommerzielle Projekte mit Stromanbietern und Industrieunternehmen in der EU und den USA angekündigt, Details dazu gibt es bislang aber keine.

Im Juli 2015 berichtet die Fachpresse über einen etwas anders gearteten Ansatz, Wärme in Beton zu speichern, den die Forscher Josef Kaufmann und Frank Winnefeld an der Schweizer Materialforschungsanstalt EMPA verfolgen.

Beim Prinzip der passiven Nutzung von Solarenergie wird die Hülle eines Gebäudes, also Wände und Decke, genutzt, um die Wärmeenergie der Sonne zu speichern und zum Heizen des Hauses zu nutzen (s.a. Solarhäuser und solare Bauelemente). Mit dem neu entwickelten Spezialbeton der EMPA der wird dieses Konzept auf ein neues Level gehoben, da die Energie der Sonne im Sommer nun bis in den Winter hinein gespeichert werden kann – und noch dazu völlig ohne Verluste.

Erreicht wird dies, indem der EMPA-Beton besonders viel Ettringit enthält, ein spezielles Material, das in seiner Kristallstruktur viel Wasser bindet, nämlich 32 Moleküle. Herkömmlicher Beton enthält maximal 15 % des Minerals. Erwärmt sich das Ettringit, beginnt es ab 50°C, Wasser ,abzudampfen’. Bei Temperaturen von mehr als 80°C gibt das Material das Wasser vollständig ab und trocknet aus.

Um möglichst viel Wärme speichern zu können, muß der Beton möglichst viel Ettringit enthalten. Das ist allerdings nur mit Spezialzement machbar, etwa mit Calcium-Sulfoaluminat-Zement (CSA), der in China schon seit längerem im Beton verbaut wird und bis zu 80 % Ettringit binden kann.

Wenn dem Material erneut Wasser oder Wasserdampf hinzugefügt wird, werden etwa 600 Kilojoule Wärmeenergie pro Kilogramm frei. Aufgrund der chemischen Umwandlung läßt sich Wärme langfristig speichern.

Mit Unterstützung es Bundesamts für Energie (BFE) und der School of Engineering der Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften (ZHAW) wird der Beton seit Juni in einem Einfamilienhaus in Seelisberg einem Praxistest unterzogen. Hier sind in der Rückwand der Garage 24 Blöcke des EMPA-Betons mit CSA-Zement verbaut, welche von Heizschlangen durchzogen sind. Getrocknet werden sie mittels durchgeleitetem heißen Wasser aus einer 20 m² großen Solaranlage.

Im Winter strömt kaltes Wasser durch die Heizschlangen, und die durch die Wasseraufnahme des Ettringit freigesetzte Wärmeenergie wird genutzt, um das Haus zu heizen. Der Vorteil gegenüber anderen Wärmespeichern ist, daß die Wärmeabgabe über die Wasserzufuhr regelbar ist. So ließe sich beispielsweise eine Bodenheizung den ganzen Winter lang auf 25°C halten oder das Duschwasser auf 40°C erwärmen.

Nachdem die ersten Versuche erfolgreich verliefen und sich der Beton in nur zwei Tagen auf 60°C aufheizen ließ, versuchen die Forscher nun, ihn vollständig trocken zu bekommen. Dabei gilt es herauszufinden, ob sich beim Trocknen Risse im Beton bilden, die die Speicherleistung beeinträchtigen. Es wird aber davon ausgegangen, daß der Volumenunterschied vom dehydrierten zum hydrierten Beton vernachlässigbar klein ist.

Im Januar 2016 soll die Betonheizung dann dem ersten Belastungstest unterzogen werden, indem Wasser durch die Blöcke geleitet wird. Anschließend wollen Kaufmann und Winnefeld ihren bereits patentierten ,Zementbasierten chemischen Energiespeicher’ in Zusammenarbeit mit Industriepartnern weiterentwickeln (EP-Nr. 2576720).

Andere Wärmespeicher

Dies sind bislang zwei Methoden, die nur ausnahmsweise hier aufgeführt werden, da sie auf der Verbrennung basieren, die im Buch der Synergie eigentlich nichts verloren hat.

Lithiumverbrennung

Das Potential der Nutzung von Lithium zur Energiespeicherung ist bislang, mit Ausnahme der Batterietechnik, kaum erforscht. Elektropositive Metalle könnten aber die Möglichkeit eines großtechnisch relevanten, leicht transportablen, stofflichen Energiespeichers bieten. Dies soll geschehen, indem die ,erneuerbare Kohle’ Lithium in einem Kreislauf aus elektrochemischer  Erzeugung mit überschüssigem Strom - und bedarfsorientierter Verbrennung in einem kraftwerkskompatiblen Prozeß als stofflicher Stromspeicher eingesetzt wird.

In einem vom Juni 2012 bis zum September 2015 laufenden und vom Bundesforschungsministerium geförderten Projekt namens LiKohle werden die Grundlagen zu der Verbrennungsreaktion, beispielsweise unter Kohlendioxid- oder Stickstoffatmosphäre, sowie Konzepte zum Recycling der festen Abbrandprodukte untersucht und bewertet.

Wegen seiner Position in der elektrochemischen Spannungsreihe, ermöglicht die Verbrennung von Lithium in CO₂ und N₂ nicht nur die Freisetzung thermischer Energie auf kraftwerksrelevantem Niveau, sondern auch den energieeffizienten Zugang zu wertvollen chemischen Grundstoffen (und gleichzeitig weiteren Energiespeichern) wie Kohlenmonoxid, Methanol oder Ammoniak.

Die Projektpartner sind die Firma Siemens AG, als Konsortialführer und Industriepartner, eine Forschungsgruppe der Ruhr-Universität Bochum um Prof. Viktor Scherer und eine Forschungsgruppe der Professoren Katharina Kohse-Höinghaus und Andreas Brockhinke von der Universität Bielefeld.

Der erste Meilenstein ,Brenner für flüssigem Lithium ausgelegt und aufgebaut’ wird im Projektverlauf erfolgreich erreicht. Die Forscher sind sich sicher, innerhalb von 18 Monaten auch den zweiten Meilenstein ,Brenner und Injektor für Verbrennungsversuche mit flüssigem Lithium in Kohlendioxid und Stickstoff betriebsbereit’ planmäßig zu erreichen.

Berichten vom April 2016 zufolge ist es den Experten der globalen Siemens-Forschung Corporate Technology (CT) gelungen, durch Elektrolyse aus Lithiumcarbonat gewonnenes Lithium in einer Stickstoffatmosphäre zu verbrennen und dabei zu 99 % in Lithiumnitrid zu verwandeln. Keine andere Methode kommt auf eine so hohe Umwandlungsrate. Zudem entsteht bei der Verbrennung erhebliche Wärme, die sich für Wärmekraftwerksprozesse nutzen läßt. Und läßt man das Lithiumnitrid mit Wasser reagieren, erhält man reines Ammoniak mit einem Marktwert von etwa 500 € pro Tonne.

Wirtschaftlich noch attraktiver als mit Lithium wäre das Verfahren mit Natrium und Kohlendioxid, da bei dieser Reaktion Kohlenmonoxid und Soda entstehen, wobei für letzteres – bei einem Preis von etwa 240 € pro Tonne – weitaus größere Anwendungsmöglichkeiten bestehen, ob beim Schmelzen in der Glasindustrie, zum Entschwefeln verschiedener Metalle oder bei der Herstellung von Waschmitteln und Seifen.

Bislang geschieht die effiziente Umwandlung des Lithiums, bei der eine thermische Leistung von 30 kW erreicht wird, nur in einer kleinen Brennkammer im Labor.  Die Forscher arbeiten nun daran, die Technologie von einem Labordemonstrator in den Megawatt-Bereich zu skalieren.

Schwefelverbrennung

In dem vom November 2016 bis zum Oktober 2020 laufenden europäischen Forschungsprojekt PEGASUS entwickeln Experten des als Koordinator fungierenden DLR gemeinsam mit Kollegen des griechischen Forschungsinstituts APTL/CERTH, der deutschen Forschungsuniversität KIT, dem polnischen Unternehmen Baltic Ceramics, der italienischen Firma Processi Innovativi und dem israelischen Unternehmen BrightSource einen neuartiger Prozeß zur Stromerzeugung, der auf der Verbrennung von Schwefel basiert und es ermöglicht, Solarenergie dauerhaft in Form von Schwefel zu speichern.

Schwefel (S) ist einer der bedeutendsten Rohstoffe der chemischen Industrie, der zur Herstellung von Schwefelsäure (H₂SO₄) benötigt wird, eine der wichtigsten und meistproduzierten Grundchemikalien. Weltweit werden jedes Jahr weit mehr als 100 Mio. Tonnen Schwefelsäure aus Schwefel produziert. Daher sind die Handhabung von Schwefel, Schwefelsäure und ihrer Spaltprodukte industrielle Standardverfahren. Zudem läßt sich Schwefel als Pulver oder Flüssigkeit leicht transportieren.

Schwefel kann in Kraftwerken auch anstelle von Erdgas zur Stromerzeugung genutzt werden, wobei aus der Verbrennung von Schwefel Schwefeldioxid (SO₂) entsteht. Im dem vom US-Unternehmen General Atomics vorgeschlagenen Schwefel-Kreisprozeß wird das SO₂ mit Wasser gemischt und in einem innovativen Disproportionierungsreaktor in frischen Schwefel und verdünnte Schwefelsäure umgewandelt.

Scheint die Sonne, wird der Schwefelspeicher gefüllt und der Schwefelsäuretank geleert. Bei Wolkendurchzug oder während der Nacht wird umgekehrt Schwefel aus dem Speicher entnommen, und der Schwefelsäuretank wird befüllt. Die Stromerzeugung mittels Schwefelverbrennung erfolgt dabei kontinuierlich im 24-Stunden-Betrieb. Dabei kann der Schwefel die Solarenergie dauerhaft, mit geringen Energieverlusten und mit einer 30-mal höheren Energiedichte speichern als bisher übliche Schmelzsalzspeicher.

Die hauptsächliche Innovation des Projektes ist die Kombination des am DLR entwickelten solaren Zentrifugal-Partikelreceiver (s.o.) mit einem Schwefelsäure-Spaltungsreaktor. Das vom KIT durchgeführte Teilprojekt entwickelt dazu einen Schwefelbrenner im Laboratoriumsmaßstab, der es ermöglicht in einem Bereich von 10 – 50 kW stabile Verbrennungsbedingungen bei hohen Leistungsdichten zu erreichen – bei atmosphärischen Bedingungen und Temperaturen von über 1.400°C.

Eine entsprechende Pilotanlage ist für das letzte Projektjahr 2020 in der DLR-Großanlage Solarturm Jülich geplant. Für die Arbeiten wird PEGASUS durch die Innovation and Networks Executive Agency (INEA) der europäischen Kommission und aus dem Horizon2020 Programm der EU mit insgesamt 4,7 Mio. € gefördert.

 

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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