Die Einsatzbereiche von Speichern reichen von der Glättung kurzfristiger Lastschwankungen bis zum saisonalen Ausgleich von Energieströmen. Dementsprechend unterschiedlich sind die technischen Anforderungen, was Energie- und Leistungsdichte, Wirkungsgrad, Reaktionszeit, Zyklenfestigkeit, Speicherkapazität, Selbstentladung und andere Kenndaten betrifft.
Hier finden Sie die wichtigsten Kenndaten aller marktreifen bzw. in Entwicklung befindlichen Speichertypen, getrennt nach Strom- und Wärmespeichern. Der technologische Reifegrad der Speicher wird durch den „Technology Readiness Level“ (TRL) beschrieben. Sehen Sie dazu auch die Grafiken zum TRL für Wärme-/Kältespeicher (JPG, 713 KB) bzw. Stromspeicher (JPG, 745 KB).
Bitte wählen Sie die gewünschte Speichertechnologie aus, um sich die Kenndaten anzeigen zu lassen.
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Kleinwasserspeicher sind weit verbreitet, hier werden Speicher mit einem Rauminhalt von 5-50.000 Liter als Kleinwasserspeicher bezeichnet. Erstere sind z. B. Untertischspeicher. Auch für diese schon seit langem verwendeten Systeme gibt es Potential zur Weiterentwicklung (z. B. die geeignete Integration in Innenraumkonzepte). Letztere sind z. B. saisonale Pufferspeicher zur Versorgung mit thermischer Energie von Ein- und Mehrfamilienhäusern. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 9 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | wenige Minuten |
| Leistung |
5 - 10 kW 18 - 25 kW für Pufferspeicher |
| Speicherkapazität | 0,35 kWh - 3,5 MWh |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | 10 - 80 K |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | 1,4 - 0,14 kW/kg |
| Selbstentladung | 0,5 - 20 %/Tag |
| Wirkungsgrad | 75 - 85 % |
| Kalendarische Lebensdauer | 7,5 - 15 a |
| Zyklenfestigkeit | 4.000 für Kleinspeicher |
| Investitions- und Betriebskosten | Investition: ca. 5 - 7 €/kWh |
| Akzeptanz (soziale) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | keine Sonderwerkstoffe im Einsatz, Standardmaterialien |
| Recyclingfähigkeit | J |
| Absatz erwartet | k. A. möglich |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | verschiedene Hersteller, Demo, F&E |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k.A. |
| Temperaturbereich | 60 - 90°C |
| Materialien | H2O, Fe-Basis |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | keine Einschränkung |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | N |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | N |
| Problembereiche |
o Flexible Bauweise für optimale Anpassung an Gebäude-/Raum-/ Tür- und –form o Gewichts- und Volumenreduktion zur leichteren Logistik und Montage o Sicherstellung der Schichtung im Speicher o hohe vorausschauende Nutzungsflexibilität als Energiezentrale der Gebäude für alle Wärmequellen und Wärmenutzungen o Kombination mit Mikro-Grids und mit Mikro-KWK o Einsatzbereitschaft für thermische Smart Grids |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
[1] YaIci, W., Ghorab, M., Entchev, E., Hayden, S.: Three-dimensional unstady CFD simulations of a thermal storage tank performance for optimum design. Applied Thermal Engineering. [2] Garcia-Mari, E., Gasque, M., Gutierrez-Colomer, R. P., Ibanez, F., Gonzalez-Altozano, P.: A new inlet device that enhances thermal stratification during charging in a hot water storage tank. Applied Thermal Engineering. [3] Erdemir, D., Altuntop, N.: Improved thermal stratification with obstacles placed inside the vertical mantled hot water tanks. Applied Thermal Engineering. [4] Gasque, M., Pablo Gonzalez-Altozano , P., Maurer, D., Ignacio Jose Moncho-Esteve, I. J., Gutierrez-Colomer, R. P. Guillermo Palau-Salvador b, Eugenio García-Marí: Study of the influence of inner lining material on thermal stratification in a hot water storage tank. Applied Thermal Engineering. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Großwasserspeicher dieser Speicherkapazität werden zur Versorgung mit thermischer Energie z. B. im Zusammenhang mit Fernwärmenetzen verwendet. Bei Kraft-Wärmekopplungsanlagen ergibt sich damit die Möglichkeit flexibleren Anlagenbetriebs, z. B. stromgeführte Fahrweise, wenn Preise für elektrische Energie hoch sind. Natürlich können diese Speicher auch mit thermischer Energie aus z. B. industrieller Abwärmenutzung oder regenerativen Energiequellen gespeist werden. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 7 - 8 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | in Minuten |
| Leistung | 1 - 10 MW |
| Speicherkapazität | 20 - 2.000 MWh |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | 50 - 100 K |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) |
0,005 - 0,02 kW/kg 40 - 60 kWh/m3 |
| Selbstentladung | < 6%/Monat |
| Wirkungsgrad | k.A. |
| Kalendarische Lebensdauer | 30 a |
| Zyklenfestigkeit | praktisch unendlich |
| Investitions- und Betriebskosten |
Investition: 1.277 €/m3 Speichervolumen (5,5 GWh) [4] |
| Akzeptanz (soziale) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | k.A. |
| Recyclingfähigkeit | k.A. |
| Absatz erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | k.A. |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k.A. |
| Temperaturbereich | k.A. |
| Materialien | H2O, mineralisch, Fe-Basis, Kunstoffe, Isolierstoffe |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | k. A. |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche | Isolation, Entwicklung von Betriebsführungskonzepten |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
[1] http://www.energy-storage-online.de/cipp/md_energy/custom/pub/content,oid,927/lang,1/ticket,g_u_e_s_t/~/Energiebunker_Hamburg-Wilhelmsburg.html. Abgefragt am 16.06.2016. [2] Dinçer, İ., Rosen, M., Thermal energy storage - Systems and applications. 2nd. Hoboken, 2011. [3] Mangold, D., Benner, M., Schmidt, T. Langzeit-Wärmespeicher und solare Nahwärme, FIZ Karlsruhe, 2001, Online: www.progenius.de/download/pdf/BINEInfo_Großspeicher.pdf (2015.12.10). [4] Barnes, F.S, Levine, J.G, Large Energy Storage Systems – Handbook, CRC Press, Taylor and Francis Group, 2011. [5] Huhn, R., Beitrag zur thermodynamischen Analyse und Bewertung von Wasserwärmespeichern in Energieumwandlungsketten, Dissertation, 2007. [6] Nielsen, K., Thermal energy storage – A State of the Art, Report on Smart Energy- Efficient Buildings, 2003. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Dieser Speichertyp (z. B. ausgeführt als große Speicherbecken) eignet sich für die Versorgung größerer Siedlungsgebiete oder Städte mit thermischer Energie. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 3, proof of concept |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | in Minuten |
| Leistung | 100 - 500 MW |
| Speicherkapazität | 2 bis 200 GWh |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | 40 - 100 K (130 K) |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | 0,001 - 0,002 kW/kg, 40 - 60 kWh/m3 |
| Selbstentladung | < 3%/Monat |
| Wirkungsgrad | > 95% (Monat) |
| Kalendarische Lebensdauer | 50 a (SOLL) |
| Zyklenfestigkeit | k.A. |
| Investitions- und Betriebskosten | k.A. |
| Akzeptanz (soziale) | mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | keine Sonderwerkstoffe im Einsatz, Standardmaterialien |
| Recyclingfähigkeit | J |
| Absatz erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Verschiedene Anlagenbauer vhd., Demo: J, F&E: J |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | N |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k.A. |
| Temperaturbereich | 90 - 150 °C |
| Materialien | H2O, mineralisch, Fe-Basis, Kunstoffe, Glasschaum |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | keine Einschränkung |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | Speichermanagement |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Wärmepumpen, Lade-/Entlade-Pumpen |
| Problembereiche | Isolation, Entwicklung von Betriebsführungskonzepten |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | [1] http://www.saisonalspeicher.de/Projekte/ProjekteinEuropa/Marstal/tabid/428/language/de-DE/Default.aspx (abgefragt am 16.06.2016) |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Feststoffspeicher speichern thermische Energie durch Temperaturerhöhung des Speichermaterials. Es handelt sich um sogenannte "sensible" Speicher. In diesem Zusammenhang ist zu erwähnen, dass der Begriff Wärmespeicher nicht treffend im Sinne der Thermodynamik ist. Wärme ist eine Prozessgröße, die bei entsprechendem Kontakt zwischen zwei Körpern unterschiedlicher Temperatur übertragen wird. Im sogennanten "Wärmespeicher" wird der heutigen Begriffsdefinition entsprechend "innere thermische Energie" gespeichert. Aufgrund der umgangssprachlichen Verbreitung wird der Begriff "Wärmespeicher" hier aber ebenfalls verwendet. Im Besonderen werden hier Feststoffspeicher mit Temperaturen nahe der Umgebungstemperatur beschrieben. Diese können z. B. als "aktivierte" Bauteile im Gebäudebereich für Heiz- aber auch Kühlzwecke eingesetzt werden. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 7 - 9 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | Stunden |
| Leistung | nicht geeignte Kennzahl für eine TBA, da optimal für den Anwenungsfall: 0,2 - 0,25 kW/m² bei (1-4K) |
| Speicherkapazität | 0,6 - 0,75 kWh/m² |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | 5 - 15 K |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | 0,667 kWh/m³ K Vol. bez. Wärmekapazität (Beton) |
| Selbstentladung | Keine, da sich Betondecke innerhalb der geschlossenen Gebäudehülle befindet |
| Wirkungsgrad | nicht relevant |
| Kalendarische Lebensdauer | bis zu 100 Jahre |
| Zyklenfestigkeit | praktisch unendlich |
| Investitions- und Betriebskosten | keine Zusatzkosten (allf. 5 m PE-Rohr (17 mm) pro m²) |
| Akzeptanz (soziale) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | natürlicher Baustoff, Umweltentlastung durch Zusatznutzung |
| Recyclingfähigkeit | 100% (Beton, Stahl, PE) |
| Absatz erwartet | k. A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Mittelstand: F&E, Bauwirt., Planer, Solar, PV,WP, Windstrom, |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k. A. |
| Temperaturbereich | 20 - 30°C |
| Materialien | Beton/Stahlbeton |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | Regional uneingeschränkt verfügbar |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | N |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Einbettung in die Energieinfrastruktur (zentral und dezentral) |
| Problembereiche | Wichtig für den Einsatz und die Ausnutzung des Potentials solcher Systeme ist die Einbeziehung in die Planung des Energiekonzepts und damit die Information von Architekten, Planern, Mess-/Steuer-/Regeltechnik-Entwicklern und Vertreibern, solche Systeme zu einzusetzen, vor allem deshalb, weil sie durch die Gebäudestruktur ohnehin vorhanden sind. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
[1] Friembichler, F. Bednar, T. Handler, S. et al.: Thermische Bauteilaktivierung. Entwicklung eines Rechenkerns. Schriftenreihe 11/2014, Herausgeber: bmvit, deutsch, 249 Seiten. [2] Kreč, K.: Energiespeicher Beton, 07/2015, Herausgeber: bmvit, 196 Seiten (in Vorbereitung). [3] Handler, S.: Konditionierung von massiven Einfamilienhäusern mit Wärmepumpe unter Nutzung der Leistungsspitzen im öffentlichen Stromnetz. Zement & Beton, 2015. [4] Handler, S. Steigerung der Energieeffizienz von kleinvolumigen Wohnbauten durch solarthermische Aktivierung von Betondecken: simulationsbasierte Entwicklung eines Gebäudekonzepts und einer neuen Methode zur Vordimensionierung, Dissertation, TU Wien, 2014 [5] Energiespeicher Beton-Wissensbasis, Zement & Beton, 2015 |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Feststoffspeicher speichern thermische Energie durch Temperaturerhöhung des Speichermaterials. Es handelt sich um sogenannte "sensible" Speicher. In diesem Zusammenhang ist zu erwähnen, dass der Begriff Wärmespeicher nicht treffend im Sinne der Thermodynamik ist. Wärme ist eine Prozessgröße, die bei entsprechendem Kontakt zwischen zwei Körpern unterschiedlicher Temperatur übertragen wird. Im sogennanten "Wärmespeicher" wird der heutigen Begriffsdefinition entsprechend "innere thermische Energie" gespeichert. Aufgrund der umgangssprachlichen Verbreitung wird der Begriff "Wärmespeicher" hier aber ebenfalls verwendet. Typisches Beispielmaterial ist Sand, der von einem Hoch- zu einem Niedertemperaturbehälter transportiert wird. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 6 - 7 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | 10 bis 60 Minuten |
| Leistung | 50 kW - 100 MW |
| Speicherkapazität | 250 kWh - 100 MWh |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | wenige K - 70 K |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | k.A. |
| Selbstentladung | 1 - 3 %/d |
| Wirkungsgrad | 70 - 80% |
| Kalendarische Lebensdauer | 25 a |
| Zyklenfestigkeit | k.A. |
| Investitions- und Betriebskosten | k.A. |
| Akzeptanz (soziale) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | keine Sonderwerkstoffe im Einsatz, Standardmaterialien |
| Recyclingfähigkeit | J |
| Absatz erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Verschiedene Anlagenbauer vhd., Demo: N, F&E: J |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k.A. |
| Temperaturbereich | 500 - 900 °C |
| Materialien | Standardmaterialien: mineralisch und Fe-Basis |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | keine Einschränkung |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | J |
| Problembereiche | Handlungsbedarf besteht bei der Validierung von Simulationsergebnissen durch Experimente, die Prozessintegration inklusive Regelungskonzepte zur Fahrweisenoptimierung sowie die Errichtung von Demonstrationsanlagen. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
[1] R. Daschner, S. Binder, A. Hornung. Flexibilisierung von Kraftwerken durch regenerativen Schüttschichtwärmespeicher. Online verfügbar unter: http://portal.tugraz.at/portal/page/portal/Files/i4340/eninnov2014/files/lf/LF_Daschner.pdf, 2014 [2] DLR-Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt: Technikumsanlage HOTREG: Testbett zur Untersuchung von Regeneratorspeichern. Online verfügbar unter http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/institut/thermischept/Handout-Hotreg.pdf, zuletzt geprüft am 09.12.2015 [3] DLR-Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt: Thermische Energiespeicherfür Kraftwerke und Industrieprozesse. Online verfügbar unter http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/tp/Handout-TP_Thermische_Energiespeicher.pdf, zuletzt geprüft am 09.12.2015 [4] DLR-Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt: Feststoffspeicher für den Temperaturbereich 100 - 600 °C. Online verfügbar unter http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/tp/Handout-TP_Feststoff_2011-final.pdf, zuletzt geprüft am 09.12.2015 [5] Paul Rundel, Inge Meyer. Speicher für industrielle Abwärme. Energy 2.0, (6+7), S. 53-60. 2013. [6] K. Stahl, P. Moser, R. Marquardt, M. Siebert, S. Kessler, F. Maier, M. Krüger, S. Zunft, V. Dreißigacker, J. Hahn. Abschlussbericht zum Projekt Flexibilisierung von Gas- und Dampfturbinenkraftwerken durch den Einsatz von Hochtemperatur-Wärmespeichern (FleGs). 2012 [7] S. Binder, R. Daschner. Ökonomische und ökologische Dampfversorgung einer Brauerei. 2012 [8] G. Zanganeh, A. Pedretti, S.A. Zavattoni, M.C. Barbato, A. Haselbacher, A. Steinfeld. Design of a 100 MWhth packed-bed thermal energy storage. Energy Procedia 49, p. 1071-1077, Zürich, 2014. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Power-to-Heat bezeichnet alle Speichermethoden, bei denen elektrische Energie in thermische Energie umgewandelt wird. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 7 - 9 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | mittel |
| Leistung | 10 kW - 5 MW |
| Speicherkapazität | 0,60 kWh - 30 MWh |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | k. A. |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | k. A. |
| Selbstentladung | 1 - 3%/Tag |
| Wirkungsgrad | 70 - 80% |
| Kalendarische Lebensdauer | 25 a |
| Zyklenfestigkeit | 500 (425/24 x 25) |
| Investitions- und Betriebskosten | Investition: 80 - 180 €/kWh |
| Akzeptanz (soziale) | mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | keine Sonderwerkstoffe im Einsatz, Standardmaterialien |
| Recyclingfähigkeit | J (Elektroschrott) |
| Absatz erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Verschiedene Anlagenbauer vhd., Demo: J, F&E: J |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k.A. |
| Temperaturbereich | 100 - 850°C |
| Materialien | Standardmaterialien: mineralisch und Fe-Basis |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | keine Einschränkung |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | J |
| Problembereiche | Entwicklung von effizienten thermischen Energiespeichern im Temperaturbereich von ca. 100 - 800°C je nach Konzept zum Erreichen hoher Roundtrip-Wirkungsgrade. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
[1] Norman Gerhardt, Christoph Richts, Patrick Hochloff. http://www.agora-energiewende.de. [Online] Juni 2014. [Zitat vom: 17. 11 2015.] http://www.agora-energiewende.de/fileadmin/downloads/publikationen/Studien/Power_to_Heat/Agora_PtH_Langfassung_WEB.pdf. [2] Salzburg AG. https://www.salzburg-ag.at/presse/aktuelle-meldungen/smart-grids-modellgemeinde-vor-weiterem-quantensprung-2911/. [Online] Salzburg AG, 23. 10 2015 . [Zitat vom: 17. 11 2015.] [3] Energie AG. http://news.energieag.at/News_Detail.aspx?id=24506&menueid=920. [Online] Energie AG, 18. 01 2015. [Zitat vom: 17. 11 2015.] [4] Hall AG. http://www.hall.ag/News/Tirols-erste-Power-To-Heat-Anlage-wird-in-Hall-i.-T.-Realitaet. [Online] Hall AG, 2015. [Zitat vom: 17. 11 2015.] [5] EVN AG. https://www.evn.at/EVN-Group/Medien/Pressemeldungen-(2)/Energiewandler-%E2%80%93-innovative-Losung-verknupft-Strom.aspx. [Online] EVN AG, 19. 10 2015. [Zitat vom: 17. 11 2015.] [6] Totschnig, Gerhard. http://www.tugraz.at/fileadmin/user_upload/Events/Eninnov2014/files/pr/PR_Totschnig.pdf. [Online] TU Wien, 13. 02 2014. [Zitat vom: 17. 11 2015.] [7] BMVIT. http://www.hausderzukunft.at/results.html/id7757. [Online] BMVIT, 2015. [Zitat vom: 17. 11 2015.] |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Speichergestützte KWK-Anlagen bieten die Möglichkeit flexibleren Anlagenbetriebs durch die (zeitliche) Entkopplung von Elektrizitäts- und Wärmeproduktion. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 8 - 9 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | schnell |
| Leistung | 50 kWel - 5 MWel (KWK) |
| Speicherkapazität | 100 kWh - 2.000 MWh |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | k. A. |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | k. A. |
| Selbstentladung | 0,5 - 2%/Tag |
| Wirkungsgrad | 60 - 80% Brennstoffnutzungsgrad |
| Kalendarische Lebensdauer | 15 a |
| Zyklenfestigkeit | 37.500 (2.500 x 15) |
| Investitions- und Betriebskosten | k.A. |
| Akzeptanz (soziale) | mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | ggf. fossile Brennstoffe, für die Konstruktion Standardmaterialien |
| Recyclingfähigkeit | J (Elektroschrott) |
| Absatz erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Verschiedene Anlagenbauer vorhanden |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k.A. |
| Temperaturbereich | 90 - 150°C |
| Materialien | Standardmaterialien: mineralisch und Fe-Basis |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | Brennstoff, Konstruktionsmaterial Fe-Basis |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | J |
| Problembereiche | Technische und rechtliche Integration solcher Systeme in Energieversorgungskonzepte, Entwicklung von Betriebsführungskonzepten. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
[1] Viessmann Mikro-KWK-Brennstoffzelle. [Online] Viessmann . [Zitat vom: 24. 11 2015] http://www.viessmann.de/de/wohngebaeude/kraft-waerme-kopplung/mikro-kwk-brennstoffzelle/vitovalor-300-p.html. [2] Elcore 2400. [Online] Elcore. [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.elcore.com/de/produkt.html. [3] Hexis Galileo 1000n. [Online] Hexis. [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.hexis.com/de/galileo-1000-n. [4] Viessmann - Mikro-KWK-Sterling. [Online] Viessmann. [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.viessmann.de/de/wohngebaeude/kraft-waerme-kopplung/mikro-kwk-sterling/vitotwin-350-f.html. [5] Cleanergy AB - Sterling CHP. [Online] [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://cleanergy.com/solutions/#overview-. [6] ÖkoFen Sterling KWK. [Online] ÖkoFen. [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.okofen-e.com/. [7] Viessman - GasBHKW. [Online] Viessman . [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.viessmann.de/de/wohngebaeude/kraft-waerme-kopplung/blockheizkraftwerk/vitobloc-200-em-6-15.html. [8] Kirsch Nano. [Online] Kirsch . [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.kirsch-homeenergy.de/produkte/kirsch-nano.html. [9] Energiewerkstatt ASV. [Online] Energiewerkstatt. [Zitat vom: 24. 11 2015.] http://www.energiewerkstatt.de/produkte/. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Mobile Speicher beziehen sich einerseits auf Anwendungen zur Speicherung thermischer Energie für den Fahrzeugbetrieb (z. B. Katalysator-, Kabinen- oder Kühlwasservorwärmung) oder andererseits auf den Transport gespeicherter thermischer Energie mittels geeigneter, transportabler Speichermedien, z. B. PCM, thermochemische Materialien vom Ort der Wärmequelle zum Verbraucher. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 4 - 9 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | wenige Minuten |
| Leistung | 0,1 kW - 100 kW |
| Speicherkapazität | 0,3 kWh - 1.000 kWh |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | 20 - 40 K |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | 0,01 - 0,025 kW/kg |
| Selbstentladung | 1 - 3%/Tag |
| Wirkungsgrad | 70 - 80% |
| Kalendarische Lebensdauer | 5 - 15 a |
| Zyklenfestigkeit | 1.800 - 6.000 |
| Investitions- und Betriebskosten | k.A. |
| Akzeptanz (soziale) | mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | org. und anorg. Materialien, H2O, Fe-Basis |
| Recyclingfähigkeit | J |
| Absatz erwartet | J |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Automobilhersteller, Anlagenbauer, Energieversorger |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | Zyklenfähigkeit anwendungsspezifisch |
| Temperaturbereich | 60°C - 200°C |
| Materialien | Standardmaterialien: mineralisch und Fe-Basis |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | keine Einschränkung |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | J |
| Problembereiche | Aus dem breitgestreuten TRL erkennt man die unterschiedlichen Entwicklungsstufen der verschiedenen Materialien und Systeme. Wichtig für die Einführung sind die Optimierung des Leistungsgewichts, die Minimierung des Platzbedarfs, die optimale funktionelle Integration (Dynamik des Systems) sowie die Zyklenfestigkeit. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | [1] http://www.zae-bayern.de/hauptforschungsthemen/energiespeicher/projekte/mobile-sorptionsspeicher.html. Abgefragt am 16.06.2016. [2] http://www.ifa.tuwien.ac.at/de/forschung-entwicklung/forschungsprojekte/komponentenentwicklung/waermespeicherung/. Abgefragt am 16.06.2016. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Bohrungen in tiefliegende (z. B. tiefer als 2 km, hängt aber stark vom Standort ab) Gesteinsschichten ermöglichen das Fördern von unter Druck stehendem Geothermalwasser (Aquiferprinzip) bzw. das Verpressen von Wasser und die Erwärmung in Gesteinsschichten höherer Temperatur - das erwärmte Wasser wird dann für energetische Zwecke genutzt. Das beim Aquiferkonzept an die Oberfläche transportierte Wasser muss wieder in die Entnahmezone rückgepumpt werden, um die Druckverhältnisse in der geologischen Formation primär nicht zu beeinflussen. |
| TRL (Technology Readiness Level) |
TRL 6 - 7 Prototypen vorhanden |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | 10 bis 20 Minuten |
| Leistung | 0,1 - 0,2 kW/m2 Sondenfeld |
| Speicherkapazität |
10 - 20 MWh bei L = 100 m und 10K |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | 5 - 35 K |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) |
Erdbecken: WS 30 bis 50 kWh/m3 borehole 15 bis 30 kWh/m3 aquifer 30 bis 40 kWh/m3 |
| Selbstentladung | < 10%/Wo |
| Wirkungsgrad | > 60% (Monat) |
| Kalendarische Lebensdauer | 50 a |
| Zyklenfestigkeit | k. A. |
| Investitions- und Betriebskosten | Investition: 1'277 €/m3 Speichervolumen |
| Akzeptanz (soziale) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | k.A. |
| Recyclingfähigkeit | k. A. |
| Absatz erwartet | k. A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | k. A. |
| Rückspeisefähigkeit | k. A. |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | N |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k. A. |
| Temperaturbereich | 10 - 60 °C |
| Materialien | Kunststoffe, mineralische |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | k. A. |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Wärmepumpen, Kältetechnik |
| Problembereiche | Das Verhalten der gewählten Gesteinsformation im Langzeiteinsatz, die Ergiebigkeit der Formation, der spezifische Energiebedarf für die Re-Injektion des Geothermiewassers (in Abhängigkeit der Zeit) sind dzt. noch Unsicherheitsfaktoren, welche den Einsatz dieser Technologie hemmen. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | k. A. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Phasenwechselmaterialien anorganischer Struktur sind zur "latenten" Speicherung thermischer Energie im allgemeinen bei höherem Temperaturniveau geeignet. "Latent" bedeutet, dass sich die Temperatur des Speichermediums bei der Energiezu- oder Abfuhr nicht ändert. Im Falle der Energiezufuhr bedeutet das bei einem Reinstoff z. B. Schmelzen oder im Falle der Energieabgabe Erstarren. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 6 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | mittel |
| Leistung | < 100 kW, max. 2,8 MW |
| Speicherkapazität | < 700 kWh, mobile Latentwärmespeicher bis 1.500 kWh / 55 - 120 kWh/m3 |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | 305 °C / 100 °C / < 0°C |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | abhängig vom Wärmeübertrager |
| Selbstentladung | nach Isolation, < 10 % /d |
| Wirkungsgrad | 90 - 100 % |
| Kalendarische Lebensdauer | 10 - 30 a |
| Zyklenfestigkeit | > 1.000 |
| Investitions- und Betriebskosten | Material: 0 - 20 €/kWh, Wärmeübertrager + Peripherie: bis 1.000 €/kWh |
| Akzeptanz (soziale) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | abhängig von Zyklenzahl, Kapazität |
| Recyclingfähigkeit | J: Wärmeübertrager und Material sind recyclingfähig |
| Absatz erwartet | 30.114 TJ Wärmebedarf in Haushalten 2014: 1% entspricht 83 GWh/a |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | k.A. |
| Rückspeisefähigkeit | N |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J, Solar, Restwärme,.. |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | Speicherdichte: > 120 kWh/m3 |
| Temperaturbereich | -30 °C - 305 °C |
| Materialien | Salze werden für Hochenthalpiespeicher verwendet (> 250 °C), Salzhydrate für mittel- und niederenthalpe Speicher (< 250 °C) |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | Durch die Nutzung von Salzen als PCMs sind keine Beschränkungen in der Verfügbarkeit zu erwarten. |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J, Wärmeübertrager |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Verpackung des PCM, Korrosion, Wärmetransport vom Erzeuger zum Speicher |
| Problembereiche | thermische, chemische, physikalische, kinetische Materialeigenschaften, Wärmeübertragung PCM-Fluid |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
[1] P. Tatsidjodoung, N. Le Pierrès, and L. Luo, “A review of potential materials for thermal energy storage in building applications,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 18, pp. 327–349, Feb. 2013. [2] A. Hauer and M. Reuß, Wärmespeicher, 5. ed. BINE Informationsbuch. [3] D. J. H. Dieckmann, “Latent heat storage in concrete,” 2006. [4] J. Q. Sun, R. Y. Zhang, Z. P. Liu, and G. H. Lu, “Thermal reliability test of Al-34%Mg-6%Zn alloy as latent heat storage material and corrosion of metal with respect to thermal cycling,” Energy Convers. Manag., vol. 48, no. 2, pp. 619–624, 2007. [5] A. Sharma, V. V. V. Tyagi, C. R. R. Chen, and D. Buddhi, “Review on thermal energy storage with phase change materials and applications,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 13, no. 2, pp. 318–345, 2009. [6] S. D. Sharma and K. Sagara, “Latent heat storage materials and systems: A review,” Int. J. Green Energy, vol. 2, pp. 1–56, 2005. [7] P. Moreno, L. Miró, A. Solé, C. Barreneche, C. Solé, I. Martorell, and L. F. Cabeza, “Corrosion of metal and metal alloy containers in contact with phase change materials (PCM) for potential heating and cooling applications,” Appl. Energy, vol. 125, pp. 238–245, 2014. [8] A. García-Romero, G. Diarce, J. Ibarretxe, A. Urresti, and J. M. Sala, “Influence of the experimental conditions on the subcooling of Glauber’s salt when used as PCM,” Sol. Energy Mater. Sol. Cells, vol. 102, pp. 189–195, Jul. 2012. [9] G. A. Lane, Solar heat storage: Latent heat Material, Volume I: Background and Scientific Principles. 1983. [10] A. Abhat, “Low temperature latent heat thermal energy storage: Heat storage materials,” Solar Energy, vol. 30, no. 4. pp. 313–332, 1983. [11] S. Hoffmann, “Numerische und experimentelle Untersuchung von Phasenübergangsmaterialien zur Reduktion hoher sommerlicher Raumtemperaturen,” Bauhaus Universität weimar, 2006. [12] M. K. Rathod and J. Banerjee, “Thermal stability of phase change materials used in latent heat energy storage systems: A review,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 18. pp. 246–258, 2013. [13] T. Nomura, N. Okinaka, and T. Akiyama, “Waste heat transportation system, using phase change material (PCM) from steelworks to chemical plant,” Resour. Conserv. Recycl., vol. 54, no. 11, pp. 1000–1006, Sep. 2010. [14] M. Deckert, R. Scholz, S. Binder, and A. Hornung, “Economic Efficiency of Mobile Latent Heat Storages,” Energy Procedia, vol. 46, pp. 171–177, 2014. [15] M. Kenisarin and K. Mahkamov, “Solar energy storage using phase change materials,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 11, no. 9. pp. 1913–1965, 2007. [16] N. Soares, J. J. Costa, A. R. Gaspar, and P. Santos, “Review of passive PCM latent heat thermal energy storage systems towards buildings’ energy efficiency,” Energy Build., vol. 59, pp. 82–103, Apr. 2013. [17] S. E. Kalnæs and B. P. Jelle, “Phase Change Materials for Building Applications: A State-of-the-Art Review and Future Research Opportunities,” Energy Build., vol. 94, pp. 150–176, Feb. 2015. [18] A. Roberts, R. Brooks, and P. Shipway, “Internal combustion engine cold-start efficiency: A review of the problem, causes and potential solutions,” Energy Convers. Manag., vol. 82, pp. 327–350, Jun. 2014. [19] S. M. Shalaby, M. A. Bek, and A. A. El-Sebaii, “Solar dryers with PCM as energy storage medium: A review,” Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 33, pp. 110–116, May 2014. [20] S. M. Shalaby and M. A. Bek, “Experimental investigation of a novel indirect solar dryer implementing PCM as energy storage medium,” Energy Convers. Manag., vol. 83, pp. 1–8, Jul. 2014. [21] H. M. Hoang, D. Leducq, R. Pérez-Masia, J. M. Lagaron, E. Gogou, P. Taoukis, and G. Alvarez, “Heat transfer study of submicro-encapsulated PCM plate for food packaging application,” Int. J. Refrig., vol. 52, pp. 151–160, Apr. 2015. [22] W. G. Alshaer, S. A. Nada, M. A. Rady, E. P. Del Barrio, and A. Sommier, “Thermal management of electronic devices using carbon foam and PCM/nano-composite,” Int. J. Therm. Sci., vol. 89, pp. 79–86, Mar. 2015. [23] M. Schalles, T. Fröhlich, and J. Flügge, “PCM-shielding of precision measuring equipment by means of latent heat,” Precis. Eng., vol. 42, pp. 80–84, Oct. 2015. [24] Protective Clothing. Elsevier, 2014. [25] W. Song, F. Wang, C. Zhang, and D. Lai, “On the improvement of thermal comfort of university students by using electrically and chemically heated clothing in a cold classroom environment,” Build. Environ., Nov. 2015. [26] M. Aihua, L. Jie, L. Guiqing, and L. Yi, “Numerical simulation of multiscale heat and moisture transfer in the thermal smart clothing system,” Appl. Math. Model., Oct. 2015. [27] J.-H. Budach, “Mobile Fernwärme,” 2007 Kaarst, Germany. (http://www.umweltservice.graz.at/infos/geg3/budach-Mobiler-LWS_geg_V3_071023.pdf) [28] A. Schneider, “Alfred Schneider GmbH,” 1999. [Online]. Available: http://www.oocities.org/infotaxi/volksspeicher/. [29] “Emco Bau- und Klimatechnik GmbH & Co. KG.” [Online]. Available: http://www.emco-klima.com/innovation-technik/emcocool-kuehldeckensysteme.html. [Accessed: 25-Nov-2015]. [30] “BINE Informationsdienst - PCM-Konzepte für die Gebäudetechnik (Forts.).” [Online]. Available: http://www.bine.info/publikationen/themeninfos/publikation/latentwaermespeicher-in-gebaeuden/pcm-konzepte-fuer-die-gebaeudetechnik-forts/. [31] “BINE Informationsdienst: PCM-Konzepte für die Gebäudetechnik.” [Online]. Available: http://www.bine.info/publikationen/themeninfos/publikation/latentwaermespeicher-in-gebaeuden/pcm-konzepte-fuer-die-gebaeudetechnik/. [Accessed: 21-Nov-2015]. [32] N. R. Jankowski and F. P. McCluskey, “A review of phase change materials for vehicle component thermal buffering,” Appl. Energy, vol. 113, pp. 1525–1561, 2014. [33] “Latentwärmespeicher fürs Auto,” Fa. Votex, Fa. Ritter Fahrzeugtechnik, Fa. Rubitherm. [Online]. Available: http://www.pflanzenoel-auto.de/deutsch/node77.html. [34] M. Kauffeld, M. J. Wang, V. Goldstein, and K. E. Kasza, “ICE SLURRY APPLICATIONS.,” Int. J. Refrig., vol. 33, no. 8, pp. 1491–1505, Dec. 2010. [35] “Warmhalteelemente - Rubitherm GmbH.” [Online]. Available: http://www.rubitherm.eu/index.php/produktkategorie/makroverkaspelung-warmhalteelemente. [36] R. Kandasamy, X.-Q. Wang, and A. S. Mujumdar, “Transient cooling of electronics using phase change material (PCM)-based heat sinks,” Appl. Therm. Eng., vol. 28, no. 8–9, pp. 1047–1057, Jun. 2008. [37] M. Jaworski and R. Doma, “A Novel Design of Heat Sink With Pcm for Electronics Cooling,” Components, 2005. [38] Y. Lu, F. Wei, D. Lai, W. Shi, F. Wang, C. Gao, and G. Song, “A novel personal cooling system (PCS) incorporated with phase change materials (PCMs) and ventilation fans: An investigation on its cooling efficiency.,” J. Therm. Biol., vol. 52, pp. 137–46, Aug. 2015. [39] Z. Kazemi and S. M. Mortazavi, “A new method of application of hydrated salts on textiles to achieve thermoregulating properties,” Thermochim. Acta, vol. 589, pp. 56–62, Aug. 2014. [40] Siegfried Lessing-Wenzel, “Energy efficiency reports: Der Latentspeicher-Tank,” pp. 4–7, 2007. [41] BINE Informationsdienst, “Latentwärmespeicher in Baustoffen,” pp. 1–4, 2002. [42] RUBITHERM and T. GmbH, “PCM-Warmhalteelemente: Gebrauchsanweisung.” [43] T. Wada, R. Yamamoto, and Y. Matsuo, “Heat storage capacity of sodium acetate trihydrate during thermal cycling,” Sol. Energy, vol. 33, no. 3–4, pp. 373–375, 1984. [44] S. Marks, “An investigation of the thermal energy storage capacity of Glauber’s salt with respect to thermal cycling,” Sol. Energy, vol. 25, no. 3, pp. 255–258, 1980. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Phasenwechselmaterialien organischer Struktur sind zur "latenten" Speicherung thermischer Energie im Allgemeinen bei niedrigerem Temperaturniveau geeignet. "Latent" bedeutet, dass sich die Temperatur des Speichermediums bei der Energiezu- oder -abfuhr nicht ändert. Im Falle der Energiezufuhr bedeutet das bei einem Reinstoff z. B. Schmelzen oder im Falle der Energieabgabe Erstarren. Handwärmer, Kühl-Packages für Lebensmittel und Getränke aber auch Mikrogranulate, die in das Wandmaterial von Gebäuden eingebunden sind, können aus organischen Phasenwechselmaterialien (Phase Change Materials) bestehen. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 2 - 5 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | schnell |
| Leistung | 10 kW |
| Speicherkapazität | 400 kWh |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | k. A. |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | 80 kWh/m3 |
| Selbstentladung | < 1 %/Zyklus |
| Wirkungsgrad | > 99% |
| Kalendarische Lebensdauer | 25 a |
| Zyklenfestigkeit | > 1.000 |
| Investitions- und Betriebskosten | k.A. |
| Akzeptanz (soziale) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | gut |
| Recyclingfähigkeit | J |
| Absatz erwartet | J |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Kann mit sehr hohem Anteil inländischer Wertschöpfung produziert werden. |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k.A. |
| Temperaturbereich | 100 - 250°C |
| Materialien | organische Materialien |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | sehr gut da organisch |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | J |
| Problembereiche | Wie bei den anorganischen Materialien sind die thermischen, chemischen, physikalischen und kinetischen Materialeigenschaften weiterhin Forschungsthema. Auch die Verbesserung der Wärmeübertragungseigenschaften zwischen Speichermaterial und dem wärmeab- bzw. wärmeaufnehmenden ist Forschungsthema. Eine weitere Frage ist die Stabilität (Zyklenstabilität) der Materialien. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
[1] F. Cottone, H. Mehling. Effiziente Wärmespeicher für den Temperaturbereich 100-150 °C, Abschlussbereicht zum Förderkennzeichen BUT 024 des Programms "Betriebliche Umwelttechnik" des Landes Baden-Württemberg, 2007-2009. [2] Antoni Gil, Eduard Oro, Gerard Peiro, Servando Alvarez, Luisa F. Cabeza. Material selection and testing for thermal energy storage in solar cooling. Ren. Energy 2013, 57, 366-371 [3] Antoni Gil, Eduard Oro, Laia Miro, Gerard Peiro, Alvaro Ruiz, Jose Manuel Salmeron, Luisa F. Cabeza. Experimental analysis of hydroquinone used as phase change material to be applied in solar cooling refrigeration. Int. J. of. Ref. 2014, 39, 95-103 [4] M. Kamimoto, Y. Abe, T. Ozawa, S. Sawate, T. Tani. Development of latent heat storage unit using form-stable high density polyethylene for solar total energy systems. Intersoc. Energy Convers. Proc. 1983. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Wasser als Phasenwechselmaterial eignet sich zur Energiespeicherung. Zwei typische Anwendungen sind zum einen Eisspeicher in Kombination mit Wärmepumpen und Klimaanlagen zur Beheizung und Klimatisierung von Ein- und Mehrfamilienhäusern - grundsätzlich ist das Verfahren natürlich auch auf größere Wohneinheiten anwendbar. Beim Heizen wird dem Wasser mittels einer Wärmepumpe Energie entzogen--> Eis entsteht. Durch die konstante Erstarrungstemperatur bleibt die Leistungsziffer der Wärmepumpe konstant - im Gegensatz zur reinen Luft-/Wasser-Wärmepumpe, aber auch zu Systemen wo es um die Wärmeaufnahme aus umgebungstemperaturabhängigen Systemen (z. B. Erdreich) geht. Für die Klimatisierung im Sommer wird der Eisblock, der sich im Winter durch die Wärmeentnahme gebildet hat wieder geschmolzen. Dadurch kann beispielsweise ein Kaltwassersatz zur Kühlung der Frisch- und Umluft einer Klimaanlage versorgt werden. Die zweite Anwendung sind z. B. Slurry-Eismaschinen bei denen feine Eiskügelchen als "Kältespeicher" zur Versorgung von Fernkältenetzen verwendet werden. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 7 - 9 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | mittel |
| Leistung | 75 MW |
| Speicherkapazität | 333 MWh bei 36.000 t Eis |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | 3 - 5 K |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | 0,08 - 0,10 kW/kg |
| Selbstentladung | < 1%/Tag |
| Wirkungsgrad | 70 - 80% |
| Kalendarische Lebensdauer | 25 a |
| Zyklenfestigkeit | k.A. |
| Investitions- und Betriebskosten | k.A. |
| Akzeptanz (soziale) | mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Wasser, Eis, Fe-Basis |
| Recyclingfähigkeit | J |
| Absatz erwartet | J |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | verschiedene Hersteller, Demo, F&E. nein |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k.A. |
| Temperaturbereich | 0°C |
| Materialien | Wasser, Eis, Fe-Basis |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | keine Einschränkung |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | N |
| Problembereiche | Integration von Eisspeichern in Heiz- und Kühlkonzepte von Gebäuden – Betriebsführungskonzepte und Fahrweisenoptimierung. Weiterentwicklung der Kältemaschinen (z. B. Vakuum-Eismaschinen) mit höherem COP-Wert. Weiters zu analysieren sind Wasser-Salzgemische zur Gefrierpunktssenkung. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | [1] http://www.viessmann.at/de/wohngebaeude/waermepumpe/eis-energiespeicher.html. Abgefragt am 16.06.2016. [2] Minder, S., Wagner, R., Mühlebach, M., Weisskopf, T.: Eisspeicher-Wärmepumpen-Anlagen mit Sonnenkollektoren. Technologiestudie. Bundesamt für Energie BFE, CH-3063 Ittigen. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Bei Adsorptionsspeichern wird Wärme durch die Bindung von Molekülen aus der Gasphase an der Oberfläche eines Feststoffs freigesetzt. Dieser Vorgang ist durch die Zufuhr von Wärme wieder umkehrbar. Auf diese Weise lässt sich Energie zyklisch speichern und wieder freisetzen. Als Speichermaterial kommen z. B. künstliche und natürliche Zeolithe in Frage. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 3 - 4 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | schnell/mittel |
| Leistung | 1 - 20 kW |
| Speicherkapazität | 0,5 kWh - 2 MWh |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | materialabhängig |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | 2 - 3 mal Speicherdichte von Wasser |
| Selbstentladung | < 0,5 %/a |
| Wirkungsgrad | 35 - 80 % |
| Kalendarische Lebensdauer | 25 a |
| Zyklenfestigkeit | 25 - 10.000 |
| Investitions- und Betriebskosten |
Investition: Klein-Geräte für Wärme 100 - 1.000 €, Klein-Geräte für Kälte 200 - 2.000 €, Systeme für Gebäude-Wärme: 20.000 € Systeme für Gebäude- Wärme+Kühlung: 25.000 € Betriebskosten: ca. 0,1 €/kWh Wärme, ca. 0,2 €/kWh Kälte |
| Akzeptanz (soziale) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Energetische Amortisation bei Adsorption-Saisonalspeicher problematisch (> 15 Jahre) |
| Recyclingfähigkeit | J |
| Absatz erwartet | Marktreife in 3-5 Jahren erwartet |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) |
Kein Zeolith-Hersteller in Ö, aber Anlagenbau und Gebäudetechnik |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | Speicherdichte, Lebensdauer |
| Temperaturbereich | 50 - 200 °C |
| Materialien | mineralisch |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | keine Einschränkung |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Nein |
| Problembereiche | Materialentwicklung, Verfahrenstechnik der Speichermaterialien, Komponenten -Entwicklung, Steuerungstechnik (mit Prognose, Jahres-Ablauf) |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
• Projekt Tes4Set, Laufzeit 10/2014—09/2018, Projektvolumen ca. 4M€. Effiziente Technologien für die Kurz- und Langzeitspeicherung thermischer Energie; drei Anwendungsgebiete: Gebäude (saisonaler Wärmespeicher für Solarenergie), Industrie und Mobilität (thermische Konditionierung von Batterien und Fahrgasträumen, Wärmerückgewinnungssysteme) • Projekt MaKSorE, 09/2014—08/2017, 2.634.096€ Materialien und Komponenten für Sorptionsspeicher mit hoher Energiedichte; Erhöhung der Energiedichte von ca. 130 auf ca. 180 kWh/m³, bei min. 30K Temperaturhub, geschlossene Speicher, offene Speicher, Salze werden analysiert; detaillierte Modellierung, Simulationen; extrudierte Festkörper • Projekt HyAktiv, 12/2013—11/2016, 881.146€ Aktivkohle für sorptive Energiespeicher; Optimierung der inneren Oberflächen bezüglich Wasser-Adsorptionsverhalten; Herstellung Festkörper zu Demonstrationszwecken • Projekt BERTI, 10/2013—03/2017, 1.088.748€ Bewegtes Reaktionsbett zur thermochemischen Energiespeicherung; (Nachfolgeprojekt zu CWS) chemische Wärmespeicherung der Reaktion Calziumoxid—Calziumhydroxid, Entwicklung einer effizienten Prozessführung • Projekt NovelSorp, 09/2013—08/2017, 2.155.500€ Österr. Flagship-Projekt; Entwicklung neuer Komposit-Materialien mit Verkapselung zur Verbesserten Wasseraufnahme, geringere Kosten, Entwicklung innovativer Systemkomponenten, Kurz- und Langzeitspeicher • Projekt MoGeSoWa, 07/2013—06/2016, 2.608.987€ Entwicklung eines modularen, geschlossenen, sorptiven Wärmespeichers; Industrieanwendungen (KWK), Entwicklung neuartiger Komposit-Adsorbentien, Temperaturbereich unter 110 °C • Projekt IAST, 06/2013—11/2017, 1.610.162€ Industrielle Abwärmenutzung einer Giesserei durch thermische Energiespeicherung in Kombination mit einem Absorptionsprozess; diskontinuierliche industrielle Abwärme, Hochtemperatur 300°C • Project Sotherco, 12/2012—11/2016, 6.270.412€ Solar Thermochemical Compact Storage System; saisonales, kompaktes Modul zur Speicherung solarer Energie, Optimierung von Materialien (Salz+Matrix composites), modularer Aufbau • Project EnErChem, 12/2012—11/2015, 1.822.317€ Entwicklung und Erprobung eines chemisch-sorptiven Langzeitwärmespeichers für die Gebäude-beheizung; (Nachfolgeprojekt CWS) saisonaler Speicher, Materialentwicklung (Zeolith, Salze), offene Prozessführung, Trennung Reaktor und Materialspeicher, numerische Modelle; thermische Solaranlagen, KWK Anlaen, PV Anlagen • Project Merits, 10/2012—09/2016, 6.261.127€ More effective use of renewables including compact seasonal thermal energy storage; Wärmeabgabe auf unterschiedlichen Temperaturniveaus, Volumen zwischen 4—8 m³, Design und Entwicklung speziell auf das System angepasster Solarkollektoren • Project OpenSorp, 10/2012—09/2017, 2.232.134€ Offene Absorptions-Speichersysteme zur Beheizung von Wohngebäuden und für Lufttrocknungsanwendungen; Lithiumchlorid-Lösung als Sorbens, numerische und experimentelle Untersuchung des Wärme und Stoffübergangs, 3D FE Modell, Feldtest Trocknung von Heuballen, Entwicklung neuer Sorbentien • Project StoRRe, 09/2012—06/2016, 2.951.526€ High Temperature Thermal Energy Storage by Reversible Thermochemical Reaction; hohe Speicherdichten 300-500 kWh/m³, hohe Temperaturen 300-550 °C, 24 h – einige Monate Speicherzeit, solarthermische Energie wird gespeichert, Calciumhydroxid – Calciumoxid reversible chem. Reaktion, 10 kWh Versuchsreaktor • Project SorpStor, 09/2012—02/2016, 629.670€ Entwicklung eines luftgeführten, thermochemischen Flüssigsorptionsspeichersystems für Kühl-, Heiz- und Trocknungsanwendungen; • Project Comtes, 04/2012—03/2016, 6.647.969€ Combined Development of Compact Thermal Energy Storage Technologies; saisonale Speicherung solarer Energie, 3 parallele Entwicklungen: Festkörpersorption, Flüssigsorption, PCM; detaillierte Modellierung der physikalischen Prozesse, experimentelle Validation • Project Solspaces, 03/2012—02/2016, 614.555€ Entwicklung und Erprobung einer autarken solaren Wärmeversorgung für einergieeffiziente Kompaktgebäude; Langzeitwärmespeicherung, thermische Solaranlage, Zeolith, Erwärmung auf bis zu 180°C |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Bei der thermochemischen Energiespeicherung werden reversible, chemische Reaktionen zyklisch durchgeführt, um Wärme zu speichern und freizusetzen. Ein typisches Beispiel ist die Erzeugung von Metalloxiden aus Hydroxiden durch Wärmezufuhr. Durch Löschen mit Wasser (flüssig oder gasförmig) wird diese Wärme wieder freigesetzt. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 3 - 4 |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | 5 - 60 min |
| Leistung | > 0,100 kW - 5 MW |
| Speicherkapazität | 50 kWh - 50 MWh |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | k.A. |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | 20 - 40 kW/kg |
| Selbstentladung | < 0,5%/a |
| Wirkungsgrad | 35 - 80 % |
| Kalendarische Lebensdauer | 25 a |
| Zyklenfestigkeit | > 10 bei saisonaler Verwendung |
| Investitions- und Betriebskosten | keine Kostenangaben aufgrund des aktuellen TRLs. Kostentreiber: Betriebs-, Transport- und Investitionskosten. |
| Akzeptanz (soziale) | mittel bis hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | keine Sonderwerkstoffe im Einsatz, CO2-Freisetzung durch Kalzinieren. |
| Recyclingfähigkeit | J |
| Absatz erwartet | 10% vom Gesamtpotential |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Verschiedene Anlagenbauer vorhanden, Produzenten von TCS-Materialien vorhanden, Kalk-, Zement- und Feuerfestindustrie |
| Rückspeisefähigkeit | N |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | Zyklenfähigkeit hoch genug je Anwendungsfall, Preistreiber durch Entwicklung so reduziert, dass konkurrenzfähig |
| Temperaturbereich | 100 - 850°C |
| Materialien | mineralisch, Salze, Metalloxide |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | keine Einschränkung |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | J |
| Problembereiche | Materialentwicklung, Reaktorenentwicklung für die unterschiedlichen Leistungsklassen, Verfahrens- und Prozessleittechnik |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
[1] Shkatuvlov, A., Ryu, J. and Kato, Y. Composite material "Mg(OH)2/vermiculite": A promising new candidate for storage of middle temperature heat. Energy: Int. Journ. 2012, Vol. 44, pp. 1028-1034. [2] Kato, Y., Sasaki, Y. and Yoshizawa, Y. Magnesium oxide/water chemical heat pump to enhance energy utilization of a cogeneration system. Energy: Int. Journ. 2005, Vol. 30, pp. 2144-2155. [3] Ogura, H., Yamamoto, T. and Kage, H. Efficiencies of CaO/H2O/Ca(OH)2 chemical heat pump for heat storing and heating/cooling. Energy: Int. Journ. 2003, Vol. 28, pp. 1479-1493. [4] Myagmarjav, O., et al. Energy density enhancement of chemical heat storage material for magnesium oxide/water chemical heat pump. Applied Thermal Engineering. 2015, Vol. 91, pp. 377-386. [5] Benoit, M., Neveu, P. and Mazet, N. Comparison of closed and open thermochemical processes, for long-term thermal energy storage applications. Energy: Int. Journ. 2014, Vol. 72, pp. 702-716. [6] Schmidt, M., et al. Experimental results of a 10 kW high temperature thermochemical. Applied Thermal Engineering. 2014, Vol. 62, pp. 553-559. [7] Lindner, M. DLR Institute of Engineering Thermodynamics. Thermochemical Systems. [Online] [Cited: 14 12 2015.] http://www.dlr.de/tt/en/desktopdefault.aspx/tabid-4728/7821_read-12193/. [8] Bayerisches Zentrum für Angewandte Energieforschung e.V. Energiespeicher. [Online] [Cited: 14 12 2015.] http://www.zae-bayern.de/hauptforschungsthemen/energiespeicher/projekte.html. [9] Mette, Barbara. Universität Stuttgart. Institut für Thermodynamik und Wärmetechnik. [Online] [Cited: 14 12 2015.] http://www.itw.uni-stuttgart.de/forschung/projekte/aktuell/index.html. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Sensible Flüssigkeitsspeicher mit anderen flüssigen Medien als Speichermaterial als Wasser. Hierfür kommen Salzschmelzen, Öle oder auch Metallschmelzen in Frage. |
| TRL (Technology Readiness Level) | TRL 2 - 9 je nach Speichermedium |
| Schnelligkeit-Regel/Ansprechverhalten | mittel |
| Leistung | < 100 MW |
| Speicherkapazität | 1 - 10 GWhth |
| Spreizung (°C / Hoch- Mittel- Niederenthalpiespeicher) | k. A. |
| Leistungsdichte, volumetrische Speicherkapazität (optional) | k. A. |
| Selbstentladung | 0,5 - 2%/Tag |
| Wirkungsgrad | 70 - 80% |
| Kalendarische Lebensdauer | 15 a |
| Zyklenfestigkeit | k. A. |
| Investitions- und Betriebskosten | k. A. |
| Akzeptanz (soziale) | mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | org. und anorg. Materialien, H2O, Fe-Basis |
| Recyclingfähigkeit | J |
| Absatz erwartet | J |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Verschiedene Anlagenbauer vorhanden |
| Rückspeisefähigkeit | J |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen zukünftig | k. A. |
| Temperaturbereich | 4°C - 550°C |
| Materialien | org. und anorg. Materialien, H2O, Fe-Basis |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelementen) | keine Einschränkung |
| Peripherie: (F&E Bedarf) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | J |
| Problembereiche | Entwicklung von Systemen mit verschiedenen Speichermedien wie organische Flüssigkeiten und andere. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | [1] http://www.bves.de/wp2015/wp-content/uploads/2016/03/FactSheet_thermisch_sensibel_Salzschmelze.pdf (abgefragt am 16.06.16) |
Bitte wählen Sie die gewünschte Speichertechnologie aus, um sich die Kenndaten anzeigen zu lassen.
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Beim Blei Säure Akku tritt eine Reaktion zwischen Blei-Elektroden und Schwefelsäure auf. Beim Laden bildet sich ein Blei-Sulfat um die Blei-Elektroden. Dieses löst sich beim Entladen zwar wieder, es bleiben aber immer kleinere Blei-Sulfat-Rückstände zurück, die dann im Laufe der Zeit die Speicher-Leistung schwächen und somit auch die Nutzungsdauer verkürzen. Bei Blei-Gel-Akkus wird die Schwefelsäure in einem dickflüssigen Gel gebunden. Die typischen Elektroden-Schäden eines Akkus können so aber auch nicht komplett vermieden werden, sodass Blei-Gel-Akkus mit rund 15 Jahren auch nur eine etwas längere Lebensdauer als Blei-Säure-Akkus besitzen. |
| Speichercharakteristika |
Energiedichte: Stationär: Zelle -> 50 - 100 Wh/l (2015) Spezifische Leistung (W/kg): Stationär: Zelle -> 10 - 500 Wh/l (2015) bis 10 - 1.000 Wh/l (2030) Nominelle Spannung - 2V; Temperaturbereich (°C) 15 - 40; Wirkungsgrad (%) 80 - 85; Zyklische Lebensdauer < 3000; Kalendarische Lebensdauer 5 - 15 |
| Subsysteme | Pb-Säure; Pb-Gel |
| Referenzen/Links |
Technologie-Roadmap Stationäre Energiespeicher 2030, Fraunhofer, ISI VDE - Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.:VDE-Studie: Batteriespeicher in der Nieder- und Mittelspannungsebene, http://www.vde.com/etg www.hoppecke.com J.Badeda, M. Leuthold, Technologies of energy storage, RWTH Aachen University, 2013 |
| Technologiereifegrad | 9 |
| TRL (Technology Readiness Level) | 9 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 5 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | mittel |
| Energiedichte (Wh/kg) | Zelle -> 50 - 100 Wh/l (2015) |
| Leistungsdichte (W/kg) | Zelle-> 10 - 500 Wh/l (2015) bis 10 - 1000 Wh/l (2030) |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | 0,1 - 0,4% pro Tag (2015) -> 0,05 - 0,2% pro Tag (2030) |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | Zelle -> 80% - 90%; insg. Umrichter - 75% - 80% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | 10 bis 20 Jahre (abhängig von Temperatur und Ladezustand, SOC) |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | 1.800 bei entnommener Kapazität 80% und bei 20% - 8.500 (Gel-Technologie) |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | Durch vollautomatisierte Massenproduktion ist eine deutliche Kostensenkung möglich. |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Pb-schwer Metall |
| Recyclingfähigkeit | sehr hohe Recyclingquote |
| Absatz, erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Banner Batterien GmbH |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | nn |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | N |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | bis 50 - 130 Wh/l (2030) |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
VDE - Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.:VDE-Studie: Batteriespeicher in der Nieder- und Mittelspannungsebene, http://www.vde.com/etg www.hoppecke.com" |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | -40 bis 60°C |
| Materialien (Zellchemie) | Pb, H2SO4 |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | hoch |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | N |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | kein Forschungsbedarf |
| Problembereiche | keine |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | AHI Batterien gelten als umweltfreundlichste Stromspeicher, die derzeit am Markt erhältlich sind. Eine Zelle besteht aus einer Mangan-Oxid-Kathode, einem Baumwollvlies als Separator, einer Anode aus Kohlenstoff, sowie einem auf Salzwasser (pH Wert = 7) basierendem Elektrolyt. |
| Speichercharakteristika | Die Batterien haben eine Energiedichte von etwa 22 Wh/kg und einer Leistungsdichte von 6,5 W/kg. Der Wirkungsgrad der Batterie liegt bei 80-90%. Die Entladetiefe (DOD) beträgt 100% über die gesamte Lebensdauer von 3.000 Vollzyklen. Dadurch entsteht eine Lebensdauer von 15 Jahren und mehr. Nach den 3.000 Zyklen kann die Batterie jedoch mit geringerer Kapazität weiter betrieben werden. Die Betriebstemperatur muss zwischen -5°C und +40°C liegen. |
| Subsysteme | AHI Batterien sind eine neue Technologie, es gibt daher keine Sub- oder ähnliche Systeme. |
| Referenzen/Links | http://www.aquionenergy.com/ „Entwicklung“ |
| Technologiereifegrad | Der Technologiereifegrad kann mit 9 angegeben werden. AHI-Batterien sind seit 2014 als Serienprodukt am Markt erhältlich und sind bereits weltweit als Heimspeicher im Einsatz. Aktuelle Forschungs- und Entwicklungsarbeiten konzentrieren sich auf Erhöhung der Leistung sowie Kapazität. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 9 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 5 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | schnell |
| Energiedichte (Wh/kg) | 22 Wh/kg |
| Leistungsdichte (W/kg) | 6 W/kg |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) |
bei -5°C: < 2%/Monat bei 10°C: 5%/Monat bei 30°C: 18%/Monat bei 40°C: > 25%/Monat |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 80 - 90% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | > 3.000 Zyklen bei 200 Vollzyklen pro Jahr -> min 15 Jahre+ |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | 3.000 Vollzyklen |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | Investitionskosten: 315 - 510 €/kWh Betriebskosten: 0 €/kWh (keine Wartung notwendig) |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Crade to Crade Bronze certified Nachhaltigste und umweltfreundlichste Speicherbatterie - Herstellung sowie in Betrieb |
| Recyclingfähigkeit | Ja (Materialien leicht recyclebar) |
| Absatz, erwartet | 77.000 Stk/a (200 mWh/a) |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Stackherstellung nicht in A, Planung, Projektierung und Installation in A |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | Ja |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung |
Dauerleistung: 0,68 kW / Stack Spitzenleistung: 0,8 kW / Stack |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | Ja, in Serienproduktion |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | regelmäßige Steigerung der Zyklenfestigkeit und Leistungsdaten |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | http://www.aquionenergy.com/ |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | -5°C bis +40°C |
| Materialien (Zellchemie) | Edelstahl, Manganoxid, Baumwollflies, Carbontitaniumphosphat, Salzwasser, |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | alle Rohstoffe leicht verfügbar - keine kritischen Rohstoffe |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | BMS nur als Monitoring System. Kein aktives Batteriemanagement benötigt. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Infrastruktur vorhanden |
| Problembereiche | Erhöhung der Energiedichte |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Die Redox Flow Batterie ist ein elektrochemischer Speicher der mit Hilfe einer Flüssigkeit (sog. Elektrolyt) elektrische Energie speichern kann. Die Energiewandlung findet in den elektrochemischen Zellen statt. Eine einzelne Zelle ist durch eine Membran in zwei Halbzellen mit je einer Elektrode geteilt. Diese Halbzellen werden von den Elektrolyten parallel durchflossen. Mehrere Zellen werden zu sog. Stacks zusammengefasst, um eine höhere Arbeitsspannung zu erreichen. Beim Laden wird über die Elektroden in die Halbzellen elektrische Energie zugeführt und dabei in einem Redox Prozess die chemische Energie der Flüssigkeiten verändert. Beim Entladen wird die chemische Energie der Flüssigkeiten durch Umkehr des Redox Prozesses und Entnahme elektrischer Energie an den Elektroden wieder in den Ausgangszustand gebracht. |
| Speichercharakteristika |
• Für alle Flow Batterien o Leistung und Energie sind unabhängig voneinander skalierbar (Modulare Flexibilität) o Hohe Sicherheit – kein Thermal-Runaway • Für die All-Vanadium Redox Flow Batterie o Nahezu unbegrenzte Lebensdauer der Energieträger (z.B. Vanadium Redox Flow Batterie) o Selbstentladung ist vernachlässigbar |
| Subsysteme | Ein Stack ist eine Anzahl von seriell geschalteten Zellen, welche von Elektrolyten aus beiden Tanks durchflossen werden. Über diese Zellblöcke wird die Batterie dann be- und entladen. Je mehr Stacks in der Batterie vorhanden sind, desto höher ist die Leistung. Die gesonderte Speicherung von Elektrolyten in zwei Tanks eröffnet große Vorteile zur Energiespeicherung: Je größer die Tanks, desto mehr Energie steht zur Verfügung. Im Betrieb werden die flüssigen Energieträger (positiver und negativer Elektrolyt) ständig im Kreislauf zwischen elektrochemischen Zellen/Stacks und Tanks gepumpt. |
| Referenzen/Links |
Gerd Tomazic and Maria Skyllas-Kazacos, Redox Flow Batteries, Electrochemical Energy Storage for Renewable Sources and Grid Balancing. Elsevier. http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-444-62616-5.00017-6. ISI-Schriftenreihe »Innovationspotenziale« Energietechnologien 2050 – Schwerpunkte für Forschung und Entwicklung, Technologienbericht, Fraunhofer Verlag, ISSN: 1612-7455 ISBN: 978-3-8396-0102-0. |
| Technologiereifegrad | Die Technologie der Redox Flow Batterien kann anhand des Technologiereifegrades in drei Kategorien unterteilt werden. Es gibt bereits einige Unternehmen, die mehr als 100 Batterie-Systeme weltweit installiert haben. Diese Unternehmen sowie andere Unternehmen, die Pilotprojekte bauen und ihre ersten Produkte auf den Markt bringen, verfügen über einen Technologiereifegrad von 6-9. Zur Gruppe mit Technologiereifegrad 4-5 gehören Forschungsinstitute, Organisationen und Spin-Offs, die neue chemische Stoffe und neue Reaktionswege für Redox Flow Batterien untersuchen. Hauptkonzept und -komponenten, die normalerweise unter Technologiereifegrad 1-3 fallen würden, sind bei fast allen neuen Entwicklungen von Flow Batterien vorhanden, weshalb dieser Reifegrad selten vorkommt. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 8 - 9 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 5 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | schnell |
| Energiedichte (Wh/kg) | 30 |
| Leistungsdichte (W/kg) | k.A. |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | keine |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 70 - 80% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | mehrere Jahre - noch in Entwicklung (stark abhängig von Betriebsweise und Anzahl der Start/Stop-Zyklen) |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | 20.000 |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | 800 €/kW |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) |
Vanadium-Redox-Flow: Risiken durch Säure, die jedoch begrenzt sind durch selbstsichernde Systeme. Vanadium kann toxisch wirken - für Vanadium/Schwefelsäure Auffangbecken vorsehen. Evtl. Risiken durch unvorhergesehene Reaktionsprodukte, CFP niedrig, wenn erneuerbare Energieträger eingesetzt werden; Vanadium, Natriumbromid, Zink, Brom |
| Recyclingfähigkeit | Ja; Vanadium giftig |
| Absatz, erwartet | Die Technologie weist einen Marktanteil von ca. 10% auf. Es gibt derzeit nur einen Hersteller von Kleinsystemen für den Haushalt. Hier ist aufgrund der generell noch zu hohen Kosten für Energiespeicher der Markt für Langzeitspeicher eher beschränkt. Allerdings ist bei größeren Anlagen (Quartierspeicher, Industrieanlagen, Campus etc.) der Einsatz von VRFB durchaus sinnvoll. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Es gibt einen Hersteller seit 2008 in Wiener Neudorf. |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | kW-MW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | k.A. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
Gerd Tomazic and Maria Skyllas-Kazacos, Redox Flow Batteries, Electrochemical Energy Storage for Renewable Sources and Grid Balancing. Elsevier. http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-444-62616-5.00017-6. ISI-Schriftenreihe »Innovationspotenziale« Energietechnologien 2050 – Schwerpunkte für Forschung und Entwicklung, Technologienbericht, Fraunhofer Verlag, ISSN: 1612-7455 ISBN: 978-3-8396-0102-0. |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | k.A. |
| Materialien (Zellchemie) | Vanadium ist ein Rohstoff der zugekauft werden muss und daher ein wesentlicher Kostenfaktor. Vanadium selbst ist auf der Erde ein häufiges Element, kommt allerdings nur in gebundener Form in Mineralien vor. Allerdings ist zu bemerken, dass der Elektrolyt nicht verbraucht wird und auch nach der Nutzungsdauer einer Speicheranlage wiederverwertet werden kann. Eine Entsorgung ist daher nicht notwendig. Vanadium selbst ist im Gegensatz zu Blei nicht giftig, der Elektrolyt ist allerdings eine 30% Salzsäurelösung und daher entsprechend zu behandeln. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | k.A. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche | k.A. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Derzeit ist eine 4V Lithium-Ionen Batterie aus einer negativen Elektrode (meist Graphit, C6), einer positiven Elektrode (meist Schichtoxid, LiMOx), einem flüssigen Elektrolyten (meist LiPF6 als Leitsalz in einem Gemisch aus binären Carbonaten, zzgl. Additiven) und einem Separator (hochporöses Polymer, oft keramikbeschichtet) aufgebaut. Beim Entladen wird die negative Elektrode (LixC6) oxidiert, zugleich findet eine Reduktion der positiven Elektrode (Li1-yMOx) statt. Beim Ladevorgang kehren sich die Elektrodenreaktionen um. |
| Speichercharakteristika |
Einerseits muss man Energie- und Leistungsdichte der 4V Lithium-Ionen Batterien für das Zelllevel, andererseits aber auch für das gesamte System (mehrere Zellen, inkl. Kühlung, Elektrik, Elektronik etc.) betrachten. In folgender Tabelle sind die Charakteristika für jeweils 1 Zelle bzw. ein System, das aus 100 Zellen besteht, zusammengefasst: Zelllevel Systemlevel (~ 100 Zellen) Energiedichte [Wh kg-1] 80 - 240 50 - 170 Leistungsdichte [Wh kg-1] 400 - 1.200 400 - 2.200 Die Spannweite an Energie- und Leistungsdichtewerten ist dadurch zu erklären, dass Batterien für Plug-in Hybridanwendungen (PHEV), Hybridanwendungen (HEV) und vollelektrische Anwendungen (BEV) speziell designt werden. Lithium-Ionen Batterien weisen eine geringe Selbstentladung (< 1% pro Monat) und eine hohe Coulombeffizienz von nahezu 100% auf. Die kalendarische Lebensdauer liegt derzeit bei 10 Jahren mit einer Vollzyklenzahl von ca. 3.000 für beispielsweise PHEV Anwendungen. Die Ladedauer der Systeme beträgt 1-3 Stunden, wobei die Möglichkeit zum Schnellladen (30 Minuten) besteht. Die empfohlene Betriebstemperatur der Systeme ist 20-35°C (durch Zellchemie bedingt). |
| Subsysteme |
Eine Vielzahl an 4V Lithium-Ionen Batteriesystemen sind bekannt. Der TRL variiert je nach System. Kathoden: LiMn2O4, LiCoO2, LiMnxCoyNi1-x-yO2 (NMC), LiNixCoyAl1-x-yO2 (NCA), Blends untereinander, Gedopte Materialien mit z.B. Mg, etc. Anoden: Graphit (Natur, modifiziert), Li4Ti5O12 (LTO), Silizium-Graphit Komposite, etc. Elektrolyt: Meist LiPF6, aber auch andere Leitsalze (z.B. LiBF4, Ionische Flüssigkeiten), Carbonate (z.B. Ethylencarbonat, Dimethylcarbonat, fluorierte Carbonate), Additive (z.B.Vinylencarbonat, Fluorethylcarbonat) |
| Referenzen/Links |
Basierend auf derzeit erhältliche Kenndaten von Zellen am Markt (eigene Expertise) [1] M. M. Thackeray, C. Wolverton, E. D. Isaacs. Energy Environ. Sci. 5, 2012, p.7854-7863 [2] D. Larcher, J.-M. Tarascon. Nat. Chem. 7, 2015, p. 19-29. [3] C. Daniel, J.O. Besenhard. Handbook of battery materials 2nd edition. Germany: WILEY -VCH Verlag & Co KGaA. 2012 [4] The electrification of the Vehicle and the Urban Transport System, http://www.eucar.be/category/publications, 16.11.2015 [5] C. Daniel, J.O. Besenhard, Handbook of battery materials, Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, 2012 [6] T. Reddy, D.Linden, Linden's Handbook of Batteries, Mcgraw-Hill Education Ltd, 2010 |
| Technologiereifegrad | TRL von 8-9 bezieht sich auf das zuvor beschriebene System. Derzeit finden Forschungsaktivitäten bzgl. neuer Kathodenmaterialien (z.B. gedopte Materialien, Variation in der Stöchiometrie à erhöhter Li-Anteil oder Senkung von Co-Gehalt), neuer Anodenmaterialien (z.B. Silizium-Graphit Komposite) aber auch bzgl. Elektrolyt (z.b. fluorierte Carbonate zur Erhöhung der elektrochemischen Stabilität, Prävention der Oxidation) statt. Hier ist der TRL geringer. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 8 - 9 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 4 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | Laden: 1h - 3h; Schnellladung möglich (in 30 Minuten); Super fast charge in 15 min |
| Energiedichte (Wh/kg) |
Zelllevel (theoretisch) Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 80 - 240 W/kg Gesamtes Batteriepack (basierend auf 100 Zellen, theoretisch): Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 50 - 170 W/kg |
| Leistungsdichte (W/kg) |
Zellevel (theoretisch) Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 400 - 1.200 Gesamtes Batteriepack (basierend auf 100 Zellen, theoretisch): Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 400 - 2.200 |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) |
Abhängig von der Zellspannung und Temperatur bei Lagerung bei RT & SoC < 50% ~1%/Monat |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | Coulombeffizienz: ≤ 100% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | > 10 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | Hängt vom SOC Fenster, Temperatur, Lade-/Entladerate, … ab 3.000 Vollzyklen oder 10 Jahre |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
Abhängig von der Stückzahl/Massenproduktion bzw. auch vom Batterientyp EV: ~ 300- 350 €/kWh PHEV: ~ 700 € /kWh |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | wegen Preis & Reichweite immer noch mittel. Erwartungen - hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Sofern der Strom hauptsächlich aus Wasserkraft kommt deutliche Senkungen von CO2, GHGs und PM möglich |
| Recyclingfähigkeit | J (Metalle - Stromsammler/Gehäuse; Aktivmaterialien, Elektronik/Elektrik: EAG-Recycling) |
| Absatz, erwartet |
EV: > 3.000/a PHEV: > 35.000/a (bis 2020 70.000/a erwartet) HEV: > 50.000/a Mild hybrids: > 100.000/a |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Keine Zellhersteller; Gehäuse/Materialien inländisch herstellbar; Assembling-Modules & Packs ;kleine Prototypen (Komponente und Zellen) in Forschungsprojekte (AIT, AVL, VIF, TUGraz, VMI; Samsung SDI; KTM, etc.) |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | Spitzenleistung, 50%SoC, 25°C: 0.4 - 0.6; kW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | auf dem Markt |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | System: 200 Wh kg-1 bis 2020 Theoretisch bis zu 300 Wh kg-1 möglich |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
Basierend auf derzeit erhältliche Kenndaten von Zellen am Markt [1] M. M. Thackeray, C. Wolverton, E. D. Isaacs. Energy Environ. Sci. 5, 2012, p.7854-7863 [2] D. Larcher, J.-M. Tarascon. Nat. Chem. 7, 2015, p. 19-29. [3] C. Daniel, J.O. Besenhard. Handbook of battery materials 2nd edition. Germany: WILEY -VCH Verlag & Co KGaA. 2012 [4] The electrification of the Vehicle and the Urban Transport System, http://www.eucar.be/category/publications, 16.11.2015 [5] C. Daniel, J.O. Besenhard, Handbook of battery materials, Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, 2012 [6] T. Reddy, D.Linden, Linden's Handbook of Batteries, Mcgraw-Hill Education Ltd, 2010 |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) |
Keine Einschränkungen: +10 to +40°C Standard Betriebstemperaturen mit Ladeeinschränkungen: -25 to +60°C |
| Materialien (Zellchemie) | Negative Elektrode: Graphit (modifizierte natürlicher und künstlicher Graphit); LTO Positive Elektrode NMC; NCA; LMO; LFP, etc. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | Verfügbar, Co teuer - Anteil senken Lithium u.a. in Österreich (Koralpe) Kritische Rohstoffe - Recycling wichtig |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | Verbesserte Kommunikation (BMS) notwendig (intern/extern= Batterie selbst & Batterie-Ladesäule; optimierte Integration |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche |
Stückzahlmarkt erforderlich um Kosten zu reduzieren; Forschungsbedarf: neue Komponentenarchitektur-erhöhte Energie,-und Leistungsdichte; Zelldesignoptimierung; Lücke in Know-how in Europa für Produktion von großdimensionalen Komponenten; System/Modul/Zelle (T-Bereich, Energiedichte, Cost-Down, Modularer Aufbau, Kerngehäusetechnologien) Elektronik-BMS (Verbesserung Algorithmen, Simplifizierte Überwachung) Niedervoltspeicher Fertigung-Design/HighVolume/Automatisierung Recycling / 2nd Life ; Battery diagnostics |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Die Funktionsweise und der Aufbau sind identisch mit denen der Gen2 Lithium-Ionen-Batterien (siehe Beschreibung für 4 V Lithium-Ionen-Batterien – Gen2). Die Aktivmaterialien für die Anoden- und Kathodenseite sowie für den Elektrolyten werden in der Sektion „Subsysteme“ beschrieben. |
| Speichercharakteristika |
Durch den Einsatz von Hochvoltmaterialien wird eine Erhöhung der Energiedichte im Vergleich mit herkömmlichen Lithium-Ionen-Batterien erwartet. Da es noch keine kommerziell verfügbaren Hochvoltzellen gibt, wurden die Werte sowohl für die Energie- als auch für die Leistungsdichte aus den 2020 Zielen von USCAR (United States Council for Automotive Research LLC) für EV-Zellen abgeleitet – siehe Tabelle 1 (aus [1]). Tabelle 1: 2020 Zielwerte für die Energie- und Leistungsdichte von EV-Systemen – aus [1] Zelllevel Systemebene Energiedichte [Wh kg-1] 350 235 Leistungsdichte [Wh kg-1] >700 >470 Die anderen Eigenschaften sind ähnlich zu den 4V-Systemen – siehe Beschreibung für 4 V Lithium-Ionen-Batterien – Gen2 |
| Subsysteme |
Kathodenseite: Es gibt zwei mögliche Entwicklungen in Richtung Hochvolt-Kathodenmaterialien: 1) „authentische“ Hochvoltmaterialien - mittlere Entladespannung liegt bei ca. 5V; Phosphate: LiCoPO4, Li3V2(PO4)3; Fluorphosphate Li2MPO4F, M=Co, Ni; Hochvoltspinelle: LiMn2-xMxO4; M = Co, Cr, Cu, Fe, Ni; wichtigster Vertreter/meistuntersuchtes Material: LiNi0.5Mn1.5O4; 2) andere hochkapazitive Materialien mit moderater mittlerer Entladespannung; die höheren Kapazitätswerte werden nur dann erreicht, wenn die Materialien bis ca. 4,8 V geladen werden; Li-reiche Schichtoxide: wo M = Mn, Ni, Co, Cr Anodenseite: Si- oder Sn-Legierungen, Kohlenstoff/Metall Komposite sowie Lithium-Titanate Elektrolyt: Es gibt unterschiedliche Ansätze, um dem Problem der Elektrolytzersetzung bei höheren Spannungen entgegenzuwirken. Die Verwendung von neuen Elektrolytsalzen oder Additiven sind einige Beispiele davon. |
| Referenzen/Links |
[1] USABC Goals for Advanced Batteries for EVs [2] M. Hu et al., J. Power Sources 237 (2013) 22 [3] J.-H. Kim, N. P. W. Pieczonka, and L. Yang, ChemPhysChem 15 (2014) 1940 [4] Fraunhofer ISI, Technologie-Roadmap Lithium-Ionen-Batterien 2030 [5] A. Kraytsberg and Y. Ein-Eli, Adv. Energy Mater. 2 (2012) 922 |
| Technologiereifegrad |
Der Technologiereifegrad (TRL) beträgt derzeit ca. 5-6. Folgende potenzielle Problembereiche, welche den Durchbruch dieser Technologie verzögern könnten, wurden identifiziert: - Stabilität des Elektrolyten gegen Oxidation, Nebenreaktionen mit den Aktivmaterialien - Korrosion der Zellkomponenten - Zyklenfestigkeit |
| TRL (Technology Readiness Level) | 5 - 6 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 4 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | Laden: 1h - 3h, auch 30 min möglich |
| Energiedichte (Wh/kg) | > 270 Wh/kg |
| Leistungsdichte (W/kg) | 700 Wh/kg (peak spec. discharge power, 30 s pulse) |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | ≤ 1%/Monat |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 75 - 95% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | > 10 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | 2.000 bei 1C/1C |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | k.A. |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | k.A. |
| Recyclingfähigkeit | Ja |
| Absatz, erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Keine Produktion von Komponenten und Zellen, nur Forschungsprojekte-AIT, TUGraz, VMI; Assembling von Module & Packs-Samsung, einige kleine Unternehmer |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | kW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | erwartete Markteinführung - 2020 |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | USABC Goals for Advanced Batteries for EVs;Technology Roadmap Energy storage from IEA, International Energy Agency; NRW Masterplan Elektromobilität 2014 |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | -25 bis +55 |
| Materialien (Zellchemie) | K: HV Spinell, Phosphate, Ni-reiche, Li, Mn-reiche Schichtoxide**; A: Si, Sn Legierungen, Kohlenstoff-Metallkomposite |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | Ni, Mn, Li, Si - OK; Co - kritischer Rohstoff |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | neues System -> neue Integrationskonzepte, bessere BMS, leistungsfähige Elektronik |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Aufbau Infrastruktur notwendig |
| Problembereiche |
- Entwicklung von Hochspannungselektrolyten: Stabilität gegen Oxidation, Nebenreaktionen mit den Aktivmaterialien - Li, Mn-reiche Schichtoxide: Hohe irrev. Kapazitätsverluste im 1. Zyklus, Spannungsabfall, Zyklenfestigkeit - Korrosion der Zellkomponenten - Insgesamt LIB für mobile Anwendungen: sichere Systeme (Gehäuse, Verbindung, Kühlsystem, Leistungselektronik, BMS), Alterungsmodellierung, Recycling, Second-life...'Battery diagnostics |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Das Funktionsprinzip der Technologien ist sehr unterschiedlich: von Interkalation für Mg-Ionen Batterie (-> Kathode: Ein-und Auslagerung von Mg-Ionen in der Struktur; als Anode wird Mg-Folie verwendet -> Abscheiden, Auflösen) über Oxidation/Reduktion von Sauerstoff auf Gasdiffusionselektrode-Kathode für Me-Luft Systeme (als Anoden dienen jeweilige Metallen-Li, Al, Zn) bis zu „conversion“ Mechanismus für Li-S. Während der Entladung werden Lithium Ionen an der Anode (Li Metall) aufgelöst. An der Kathode verbindet er sich mit Schwefel, wobei Lithiumsulfide entstehen. Bei den Lithium-Schwefel- und Mg-Ionen-Akkumulatoren findet der Ladungstransport innerhalb des Elektrolyten durch Metallionen statt. Beim Me-Luft System wird die Ladung durch O2 von der Luft passiert. |
| Speichercharakteristika |
Die oben genannten Speichertechnologien sind heutzutage geforsch und entwickelt. Die Zielwerte sind noch nicht erreicht: auf Zellebene Wh/kg -> Li-S (300-800 ); Li-O2 (700-1000); Zn-Luft (220-330); Mg-Ionen (400); Target Werte für Packs, die bis 2025 erreicht werden sollen: e.g. Li-S 600 Wh/kg; Li-O2 800; Die gezielte Zyklenfestigkeit für Li-S ist 1500 bis 2020 und für Li-O2 - 500. Derzeit gibt es noch keine Serienproduktion. In Bezug auf Mg-Batterie sind in Österreich sowohl Rohstoffe als auch Know-how für Gewinnung, Bearbeitung, Recycling vorhanden. Anlagen - ebenfalls -> Nische in Batterietechnologie. |
| Subsysteme | Me-Luft, Me-O2; Für Mg-Ionen und Li-S sind noch keine definiert |
| Referenzen/Links |
[1] Cost and performance of EV Batteries: Final report forThe Committee on Climate Change , Autors: Element Energy Limited (Shane Slater), Axeon (George Paterson, Valentina Gentili, Allan Paterson) and FRSE, School of Chemistry, University of St Andrews (Prof. P. Brus) [2] Tudron, F.B., Akridge, J.R., and Puglisi, V.J. (2004): Lithium-Sulfur Rechargeable Batteries: Characteristics, State of Development, and Applicability to Powering Portable Electronics (AZ: Sion Power). [3] Matthew M. Huie, David C. Bock, Esther S. Takeuchi, Amy C. Marschilok, Kenneth J. Takeuchi, Cathode materials for magnesium and magnesium-ion based batteries, Review, Coordination Chemistry Reviews 287 (2015) 15–27 |
| Technologiereifegrad |
TRL 1-4 für Me-Luft Systeme und Mg-Ionen Technologie: Die beiden Technologien sind immer noch in der Laborentwicklung / Grundlagenforschungsbereich. Die F&E fokussiert sich auf neue Materialien und Komponenten, sowie deren Kombination und Integration. Lithium-Schwefel Technologie ist in TRL 4-6. Erste Prototypen von Li-S pack für BEV sind vorhanden (Demo am Geneva Motor show2014-Induct, France; Oxis Energy UK); China plant 40.000 packs für e-bike (500 Zyklen) bis 2018 |
| TRL (Technology Readiness Level) | 1 - 4 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 4 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | sollte gleich wie LIB sein |
| Energiedichte (Wh/kg) | Zielwerte - noch nicht erreicht: auf Zellebene Wh/kg -> Li-S (300-800); Li-O2 (700-1.000); Zn-Luft (220-330); Mg-Ion (400); |
| Leistungsdichte (W/kg) | Target data pack 2025: e.g. Li-S 600 Wh/kg; Li-O2 800 |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | k.A. |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | > 90% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | > 10 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | Li-S: 1.500 (2.020); Li-O2 (500) |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | k.A. |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | Erwartung: hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | nachhaltige und umweltfreundliche Technologien |
| Recyclingfähigkeit | Ja (Materialien leicht rezyklierbar) |
| Absatz, erwartet | Li-S pack in in kleiner Serie BEV (Demo am Geneva Motor show 2014 - Induct, France; Oxis Energy UK); China plant 40.000 packs für e-bike (500 Zyklen) bis 2018 |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Keine Produktion; Im Bezug auf Mg-Batterie - in Österreich sowohl Rohstoffe als auch Know-how für Gewinung, Bearbeitung, Recycling vorhanden; Anlagen - ebenfalls -> Nische in Batterietechnologie |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | Ja |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | erwartet 1.000 Wh/kg (Li-O2) |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | N |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | > 2.020 (Li-S); > 2.030 (2050) - Li-O2, und andere |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
Cost and performance of EV Batteries: Final report for The Committee on Climate Chang , Autors: Element Energy Limited (Shane Slater), Axeon (George Paterson, Valentina Gentili, Allan Paterson) and FRSE, School of Chemistry, University of St Andrews (Prof. P. Brus) |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | -25 bis +65 |
| Materialien (Zellchemie) | Kohlenstoffe, Schwefel, Katalysatoren (nicht Edelmetale), Keraik, Mg, Halkogenide, Phosphate, etc. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | alle Materialien verfügbar - keine kritischen Rohstoffe |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | Forschungsbedarf auf allen Niveaus: Komponente, Zelle, system-wissenschaftliche und engineer-Aspekte |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche | Alle Systeme sind in Entwicklungsphase: Elektrolytstabilität; Materialien, Leistungen; Interphase Prozesse; Design, Gehäusertechnologie, Elektronik |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | In einem elektrischen Netz müssen Einspeisung und Verbrauch zu jedem Zeitpunkt übereinstimmen. Dies ist jedoch in den meisten Fällen nicht zutreffend, weshalb regulierend eingegriffen werden muss. Übersteigt das Angebot die Nachfrage, beschleunigen die Generatoren konventioneller Kraftwerke aufgrund der geringeren Last auf der Netzseite. Als Konsequenz steigt die Netzfrequenz. Pumpspeicherkraftwerke können angefahren werden, um den Überschuss an elektrischer Energie zu kompensieren. Hierfür wird die überschüssige Energie gespeichert, indem Wasser von einem niedrigeren Niveau auf ein höheres gepumpt und in Form von potentieller Energie gespeichert wird. Übersteigt im umgekehrten Fall die Nachfrage das Angebot, werden die Generatoren aufgrund der höheren Last verzögert und die Netzfrequenz sinkt. Die fehlende Energie wird kompensiert, indem das Wasser über den Druckschacht und die Turbine vom Oberbecken zum Unterbecken geleitet wird. Die Turbine treibt dabei einen Generator an und die zuvor gespeicherte potentielle Energie wird wieder in elektrischen Strom rückgewandelt. |
| Speichercharakteristika | Pumpspeicheranlagen zeichnen sich durch ihre rasche Reversierbarkeit und die hohe Leistungsaufnahme – bis hin zu mehreren 100 MW - aus, wobei die Leistungsaufnahme und –abgabe von den Speicherbeckenvolumina und der Höhendifferenz abhängen. Weiters gibt es bei dieser Technologie quasi keine Selbstentladung, sondern gespeichertes Wasser im Oberbecken kann auch über Monate dort gelagert werden. Eine Langzeitspeicherung ist genauso möglich, wie die Verwendung von kleineren (S) Pumpspeicheranlangen als Kurzzeitspeicherform. Pumpspeicheranlagen werden auf Grund ihrer Flexibilität auch zur Netzregelung herangezogen, was bei anderen Technologien nicht immer der Fall ist. |
| Subsysteme | keine |
| Referenzen/Links |
[1] Vennemann, P., Thiel L., Funke H.-C., Pumped Storage Plants in the Future Power Supply System. VGB powerTech 1/2 of 2010 pp. 44-48. [2] Doujak, E., Unterberger, P., Bauer, C., Modulare Pumpturbine als Unterstützung bei der Einbindung alternativer Energien ins dezentrale Stromnetz, VGB PowerTech, 9 (2012), S. 68 - 77. |
| Technologiereifegrad | Für die großen Pumpspeicheranlagen (L) liegt der Forschungsbedarf auf der betrieblichen Seite und der Möglichkeit die Maschinensätze im sogenannten Low Load Bereich zu fahren. Dieser kann auch als „quasi“ Stand-by Betrieb gesehen werden, um rasch auf die Bedürfnisse des Netzes reagieren zu können. Im Bereich der kleinen Pumpspeicheranlagen (S) liegt der Technologiereifegrad niedriger, weil hier technologisch noch gewisse Maschinentypen entwickelt bzw. im Prototyp getestet werden müssen. Daraus leitet sich auch der Forschungsbedarf in Richtung Technologieentwicklung und Senkung der spezifischen Investmentkosten ab. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 9 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 1 - 3 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) |
schnell, wenn synchronisiert mittel, wenn Kaltstart |
| Energiedichte (Wh/kg) | k.A. |
| Leistungsdichte (W/kg) | 10 - 60 W/m² |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | kaum vorhanden, nur durch natürliche Verdunstung des Wassers im Speicher. Wenn allerdings ein natürlicher Zufluss gegeben ist oder die Niederschlagsmenge ausreicht, dann ist die "quasi" Selbstentladung des Speichers fast null. |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | bis zu 82% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | Elektromaschinelle Ausrüstung bis zu 70 Jahren Bau bis zu 100 Jahren und mehr |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | Moderne Anlagen sind für 60 Start/Stops pro Tag ausgelegt. Hochgerechnet auf die Lebensdauer würde dies eine Zyklenanzahl von ca. 1,5 Mio ergeben |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
Elektromaschinelle Ausrüstung 800 - 1.000 €/kW Investmentkosten gesamt : Neubau ca. 3.000 - 5.000 €/kW (Europa, weltweit durchaus auch günstiger) Investmentkosten Umbau : 1.000 - 3.000 €/kW (Europa, weltweit durchaus auch günstiger) Generell hängen die gesamten Investmentkosten sehr stark von den baulichen Maßnahmen ab, d.h. wenn viele bauliche Maßnahmen getroffen werden müssen, verteuert sich das Investment. Bauliche Maßnahmen schlagen mit ca. 60% der Investmentkosten beim Neubau nieder. |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Limitierung durch Wasserrahmenrichtlinie: Ökologie: Natürlichkeit (Zustand und Morphologie), Seltenheit (Gewässer und Zustand), Ökologische Schlüsselfunktion (Habitat, ökolog. Funktionsfähigkeit), räumliche Ausweitung der Wirkung => geringeres Potential vorhanden |
| Recyclingfähigkeit | Ja, Rückbau einer Anlage wurde allerdings durch die lange Lebensdauer nicht durchgeführt. Theoretisch allerdings möglich. |
| Absatz, erwartet | gering |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Global Player in Ö vorhanden, Bereits realisierte Großanlagen da, Forschung durch Universitäten und Industrie gegeben |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | MW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | eher zentral |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | k.A. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | eigene Erfahrungen |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | kein Thema |
| Materialien (Zellchemie) | kein Thema |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | vorhanden bzw. keine spezifische Notwendigkeit |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Anlagen sind vorhanden, doch Teillastbetrieb muss untersucht werden |
| Problembereiche | Laborinfrastruktur fördern und erweitern, vorhandene Ressourcen leicht ausbauen, damit die Untersuchungen absolviert werden können. Fachwissen auf Universitäten und in der Industrie vorhanden. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | In einem elektrischen Netz müssen Einspeisung und Verbrauch zu jedem Zeitpunkt übereinstimmen. Dies ist jedoch in den meisten Fällen nicht zutreffend, weshalb regulierend eingegriffen werden muss. Übersteigt das Angebot die Nachfrage, beschleunigen die Generatoren konventioneller Kraftwerke aufgrund der geringeren Last auf der Netzseite. Als Konsequenz steigt die Netzfrequenz. Pumpspeicherkraftwerke können angefahren werden, um den Überschuss an elektrischer Energie zu kompensieren. Hierfür wird die überschüssige Energie gespeichert, indem Wasser von einem niedrigeren Niveau auf ein höheres gepumpt und in Form von potentieller Energie gespeichert wird. Übersteigt im umgekehrten Fall die Nachfrage das Angebot, werden die Generatoren aufgrund der höheren Last verzögert und die Netzfrequenz sinkt. Die fehlende Energie wird kompensiert, indem das Wasser über den Druckschacht und die Turbine vom Oberbecken zum Unterbecken geleitet wird. Die Turbine treibt dabei einen Generator an und die zuvor gespeicherte potentielle Energie wird wieder in elektrischen Strom rückgewandelt. |
| Speichercharakteristika | Pumpspeicheranlagen zeichnen sich durch ihre rasche Reversierbarkeit und die hohe Leistungsaufnahme – bis hin zu mehreren 100 MW - aus, wobei die Leistungsaufnahme und –abgabe von den Speicherbeckenvolumina und der Höhendifferenz abhängen. Weiters gibt es bei dieser Technologie quasi keine Selbstentladung, sondern gespeichertes Wasser im Oberbecken kann auch über Monate dort gelagert werden. Eine Langzeitspeicherung ist genauso möglich, wie die Verwendung von kleineren (S) Pumpspeicheranlangen als Kurzzeitspeicherform. Pumpspeicheranlagen werden auf Grund ihrer Flexibilität auch zur Netzregelung herangezogen, was bei anderen Technologien nicht immer der Fall ist. |
| Subsysteme | keine |
| Referenzen/Links |
[1] Vennemann, P., Thiel L., Funke H.-C., Pumped Storage Plants in the Future Power Supply System. VGB powerTech 1/2 of 2010 pp. 44-48. [2] Doujak, E., Unterberger, P., Bauer, C., Modulare Pumpturbine als Unterstützung bei der Einbindung alternativer Energien ins dezentrale Stromnetz, VGB PowerTech, 9 (2012), S. 68 - 77. |
| Technologiereifegrad | Kleine Pumpspeicheranlagen (S) sind am Markt noch nicht etabliert, da es wenige Anwendungen gibt. Allerdings entwickelt sich hier gerade eine Option, um auch neue Möglichkeiten der dezentralen Speicherung durch diese Technologie zu bewerkstelligen. Im Bereich der kleinen Pumpspeicheranlagen (S) liegt der Technologiereifegrad niedriger als bei großen Pumpspeicheranlagen (L), weil hier technologisch noch gewisse Maschinentypen entwickelt bzw. im Prototyp getestet werden müssen. Daraus leitet sich auch der Forschungsbedarf in Richtung Technologieentwicklung und Senkung der spezifischen Investmentkosten ab. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 4 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 5 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) |
schnell, wenn synchronisiert mittel, wenn Kaltstart |
| Energiedichte (Wh/kg) | k.A. |
| Leistungsdichte (W/kg) | 10 - 60 W/m² |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | kaum vorhanden, nur durch natürliche Verdunstung des Wassers im Speicher. Wenn allerdings ein natürlicher Zufluss gegeben ist oder die Niederschlagsmenge ausreicht, dann ist die "quasi" Selbstentladung des Speichers fast null. |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | bis zu 80% (rechnerisch, da noch keine Anlage gebaut wurde) |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | Elektromaschinelle Ausrüstung bis zu 70 Jahren Bau bis zu 100 Jahren und mehr |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | Moderne Anlagen sind für 60 Start/Stops pro Tag ausgelegt. Hochgerechnet auf die Lebensdauer würde dies eine Zyklenanzahl von ca. 1,5 Mio ergeben |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | Elektromaschinelle Ausrüstung 300 - 800 €/kW Die spezifischen Investmentkosten liegen durchaus im Bereich der Großanlagen, vielleicht ein wenig günstiger, wenn man kleinere Speicher bauen muss. |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Ökologische Performance besser, da weniger Natur benötigt wird. Speicher in den Alpen bereits vorhanden, dadurch geringer Eingriff. Riesiges Potential vorhanden, braucht nur entwickelt zu werden. |
| Recyclingfähigkeit | Ja, Rückbau einer Anlage wurde allerdings durch die lange Lebensdauer nicht durchgeführt. Theoretisch allerdings möglich. |
| Absatz, erwartet | höher |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Hersteller in Ö vorhanden, Demoprojekt noch nicht umgesetzt, Forschung an den Universitäten vorhanden |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | kW-MW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | eher dezentral in der Nähe der Erzeugung |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | Senkung der Investmentkosten |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | eigene Erfahrungen |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | kein Thema |
| Materialien (Zellchemie) | kein Thema |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | vorhanden bzw. keine spezifische Notwendigkeit |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) |
- Ausbau der vorhandenen kleinen Speicher für die dezentrale Pumpspeicherung - Entwicklung von entsprechenden elektromaschinellen Ausrüstungsteilen |
| Problembereiche | derzeitige F&E Aktivitäten in einem Prototypen umsetzen und testen |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Diese Art der Speicherung von elektrischer Energie ist eine ökologisch und ökonomisch nachhaltige Technologie für die dezentrale Energiespeicherung mit langen Lebenszyklen ohne Leistungseinbußen durch zu hohe Entladungstiefe und einem Minimum an System-Wartung. FESS (Flywheel Energy Storage System) sind mechanische Batterien, die elektrische in kinetische Energie wandeln und vice versa. Bei einem Überangebot an elektrischer Energie beschleunigt das Drehmoment eines Motors das Schwungrad bis der Ladevorgang abgeschlossen ist. Danach wird die kinetische Energie durch das schnell drehende Schwungrad gespeichert, solange es die Selbstentladung zulässt. Bei Bedarf an elektrischer Energie, verzögert das Bremsmoment eines Generators das Schwungrad bis es vollständig entladen ist oder die maximale Entladungstiefe erreicht ist. Die Rotationsverluste werden durch den Betrieb in einem evakuierten Gehäuse und durch den Einsatz von aktiver magnetischer Lagerung minimiert. |
| Speichercharakteristika | FESS sind bei Parallelschaltung von Einzelsystemen beliebig skalierbar in Bezug auf Energieinhalt und Leistung, siehe [1,3]. Es besteht die Möglichkeit der Netzregulierung bei Großsystemen, der Rekuperation bei mobilen Systemen [4-6] und der Langzeitspeicherung von ungenutzter Energie (Sonne oder Wind). FESS dienen damit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energieträger. |
| Subsysteme |
Dezentrale stationäre FESS; [1,2,3] Mobile FESS; [4,5,6] Kurzzeitspeicher < 1h; [1-6] Langzeitspeicher > 1h - < 12h; LTS-Flywheel TU Wien [7] |
| Referenzen/Links |
[1] http://beaconpower.com/carbon-fiber-flywheels/(last seen, 06.04.2016). [2] http://www.power-thru.com/ (last seen, 17.03.2016). [3] http://stornetic.com/. http://stornetic.com/ (last seen, 17.03.2016). [4] http://www.gkn.com/landsystems/brands/hybrid-power/ technology-andinnovation/Pages/default.aspx (last seen, 17.03.2016). [5] http://www.torotrak.com/products-partners/products/flybrid/ (last seen, 17.03.2016). [6] http://www.ricardo.com/en-GB/News–Media/Press-releases/ Newsreleases1/2011/Breakthrough-in-Ricardo-Kinergy-second-generation-high-speedflywheel-technology/ (last seen, 17.03.2016). [7] A. Schulz, S. Hartl, H. Sima, et al. Innovative flywheel energy storage system with high energy efficiency and reliability. e&i Elektrotechnik und Informationstechnik, 132(8):481–490, 2015. [8] S. Hartl. Analysis of Fiber Reinforced Filament Wound Rotors. Dissertation, TU–Wien, voraussichtliches Ende Mai 2016. [9] H. Sima. Erhöhung der erzielbaren Speicherzeit von magnetisch gelagerten Schwungradspeichern. Dissertation, TU–Wien, 2014. [10] A. Schulz. Entwicklung eines aktiven Magnetlagers mit hoher Betriebssicherheit. Dissertation, TU–Wien, 2006. [11] S. Hartl, A. Schulz, H. Sima, T. Koch, and M. Kaltenbacher. A static burst test for composite flywheel rotors. Applied Composite Materials, pages 1–18, 2015. [12] S. Hartl and M. Kaltenbacher. Design of a cfrp hollow shaft to increase the energy density of a flywheel rotor. Composites Part B: Engineering, to be published 2016. [13] S. Hartl, A. Schulz, and M. Kaltenbacher. Optimum design of a high energy density composite flywheel rotor. In Proc. of the Vienna young Scientists Symposium, Wien, Austria, June 25-26 2015. TU Wien. [14] S. Hartl, A. Schulz, and M. Kaltenbacher. Design of a carbon fiber reinforced plastic shaft for a high speed flywheel rotor. In Proc. of the International Conference on Composite Materials, Cobenhagen, Denmark, July 19-24 2015. [15] S. Hartl, A. Schulz, and M. Kaltenbacher. Direct estimation of the elastic constants of cfrp plates by using lagrange’s equation. In Proc. of the International Conference on Composite Structures, Lisbon, Portugal, June 15-18 2015. [16] S. Hartl. Metrological recording of load limits and identification of the material parameters of composite flywheel rotors. Diploma thesis, TU–Wien, 2012. |
| Technologiereifegrad | TRL 9 bei allen genannten Subsystemen bis auf Langzeitspeicher TRL 4 |
| TRL (Technology Readiness Level) | 4 - 9 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 5 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | sehr schnell (Zugriffszeiten im Millisekundenbereich) |
| Energiedichte (Wh/kg) | bis zu 100 Wh/kg bei Verwendung von faserverstärkten Kunststoffen für den Rotor |
| Leistungsdichte (W/kg) | Ist vom verwendeten Motor/Generator abhängig |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) |
bis zu 100%/Tag (Kurzzeitspeicher im Sekunden - Minuten Bereich) bis zu 24%/Tag (Langzeitspeicher designed für 12 Stunden) |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 80 - 90% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | 20 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | nicht begrenzt |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
Ziel: 1.000 €/nutzbarer kWh Kommerziell verfügbare Systeme sind viel teurer, weil die Nachfrage für saubere Energiespeicherung nicht existiert und damit keine Serienproduktion anläuft. |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Ökologisch nachhaltig: keine seltenen Erden oder sonstige toxischen Stoffe |
| Recyclingfähigkeit | Weitestgehend voll rezyklierbar |
| Absatz, erwartet | Hängt von politischer Förderung und wirtschaflicher Akzeptanz ab! Derzeit keine Angabe möglich. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | keine Hersteller in Österreich |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | 0,005 - 5 MW beliebig skalierbar nach oben! |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | Iterative Effizienzsteigerung durch Verwendung neuer Materialien und Geometrien für den Rotor bzw. durch energieeffiziente Ansteuerung der aktiven Magnetlager. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | siehe Technologiebeschreibung! |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | -40 bis 80°C |
| Materialien (Zellchemie) | Alle gängigen Metalle, faserverstärkte Kunststoffe, sonstige Polymere. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | keine Probleme bei Verfügbarkeit. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | J |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Durch Erhöhung der Stückzahl wird sich diese Technologie langfristig etablieren. Benachteiligungen durch politische Barrieren (Unwirksamkeit der Vorteile), wie z.B. Emissionsfreiheit, CO2 Einsparung, aufheben. |
| Problembereiche | Aufbau von politschen und wirtschaftlichen Barrieren für toxische, Ressourcen belastende, herkömmliche Technologien. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Buoyant Energy ist ein neuartiger Ansatz und besteht aus hydraulischen, schwimmenden Offshore-Systemen zur Umwandlung und Speicherung elektrischer Energie. Kern des Konzeptes ist eine Art „schwimmendes Pumpspeicherkraftwerk“. Bei diesem Prinzip wird Wasser zwischen einem großen schwimmenden Reservoir (z.B. aus Beton) und dem umgebenden Meer oder Binnengewässer je nach Energieerfordernis (Stromüberschuss/Stromnachfrage) hin und her bewegt. Im Pumpbetrieb wird Wasser aus dem Reservoir ins umgebende Gewässer gepumpt, das Reservoir hebt sich und Energie wird gespeichert. Im Turbinenbetrieb strömt Wasser aus dem umgebenden Gewässer ins Reservoir, das Reservoir senkt sich ab und Energie wird freigesetzt. Die elektrische Energie wird vollständig in Form von potentieller Energie gespeichert. |
| Speichercharakteristika | Das grundlegende Buoyant Energy Konzept ist einfach, beliebig skalierbar, mobil (Standortwechsel möglich), verfügt über eine hohe Lebensdauer, unbegrenzte Zyklenanzahl und kann für unterschiedlichste Anwendungsfelder genutzt werden (anpassbare Kapazität, Leistung, etc.). Die Vielzahl der möglichen Ausgestaltungsformen z.B. als schwimmende Mehrzweck-Plattform erlaubt die Kombination mit Erneuerbaren Energien (EE) bzw. mit schwimmender Infrastruktur. Vorhandene Technologien bieten sich als Basis für eine beschleunigte Weiterentwicklung an. |
| Subsysteme | keine |
| Referenzen/Links |
• Aufleger, M.; Brinkmeier, B.; Neisch, V.; Klar, R. (2012): New Approaches of Water as Energy Storage. In: 2nd IAHR Europe Congress: Water infinitely deformable but still limited; 27. - 29. June 2012. Proceedings. München: Technische Universität München, S. D14. • Aufleger, M.; Brinkmeier, B.; Klar, R.; Neisch, V. (2012): Wasser als Energiespeicher - neue Ideen und Konzepte. In: WasserWirtschaft - Fachzeitschrift für Wasser und Umwelttechnik 2012/08, S. 24 - 28. • Neisch, Valerie; Aufleger, Markus; Klar, Robert; Lumassegger, Simon (2015): A Comprehensive Hydraulic Gravity Energy Storage System – both for Offshore and Onshore Applications. In: E-proceedings of the 36th IAHR World Congress "Deltas of the Future and what happens upstream". 28 June – 3 July, 2015, The Hague, the Netherlands. Madrid: International Association for Hydro-Environment Engineering and Research (IAHR), ISBN 978-90-824846-0-1, S. 1 - 7. |
| Technologiereifegrad | Das Bewertungsgremium des FFG Energieforschungsprogramms 1. Ausschreibung (2014) stufte das Buoyant Energy Konzept als Technologiereifegrad 4 (TRL 4) ein. Ihrer Meinung zufolge handelt es sich um das Zusammenfügen und die Weiterentwicklung bekannter Technologien bzw. Technologiekomponenten. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 4 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 5 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | schnell |
| Energiedichte (Wh/kg) | 0,2 - 0,4 Wh/kg |
| Leistungsdichte (W/kg) | 0,2 - 0,4 W/kg |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | keine |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 80 % - 85 % (Strom/Strom) |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | >> 50 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | unbegrenzt |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | noch in Untersuchung |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch (bei landschaftsverträglicher Bauweise) |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | sehr gut, nur unkritische Materialien (Wasser, Beton, Stahl ..), Ökobilanz erforderlich! |
| Recyclingfähigkeit | unproblematisch |
| Absatz, erwartet | potentiell sehr viele, abhängig von Kosten |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | sehr hoch! (Pumpspeicher = Österreichische Kernkompetenz) |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | sehr wenige bis mehrere MW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | Investitionskosten von 1.000 bis 2.000 Euro |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | http://www.buoyant-energy.com |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | k.A. |
| Materialien (Zellchemie) | k.A. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | k.A. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche | k.A. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Das Funktionsprinzip des „Powertower“ basiert auf der altbewährten Pumpspeichertechnologie. In einem Powertower wird elektrische Energie gespeichert, indem ein schwerer Auflastkolben mithilfe einer Pumpturbine in einem Wasser gefüllten Zylinder nach oben befördert wird. Somit wird potentielle Energie aufgebaut. Zur Energierückgewinnung wird der Kolben wieder abgesenkt und mit dem umgekehrten Wasserstrom eine Turbine angetrieben. Das System ist robust, langlebig und effizient. Im Gegensatz zu einem Pumpspeicherwerk ist es nicht auf einen topographischen Höhenunterschied angewiesen, sondern kann auch im Flachland errichtet und betrieben werden. Powertower sind sowohl über- als auch unterirdisch in Schächten realisierbar. Die Pumpturbine, die zur Bewegung des Kolbens dient, kann im Kolben integriert werden oder außerhalb des Zylinders an einem externen Umlaufrohr angebracht sein. |
| Speichercharakteristika | Powertower haben mit etwa 80% einen ähnlich hohen Wirkungsgrad wie Pumpspeicherkraftwerke. Sie sind robust und haben eine lange Lebensdauer von mehr als 50 Jahren. Ihre Zyklenzahl ist nicht begrenzt und sie ermöglichen schnelle Ladewechsel innerhalb von wenigen Minuten. Aufgrund ihrer geringen Energiedichte müssen Powertower relativ groß gebaut werden, ehe sie wirtschaftlich arbeiten können. Die Investitionskosten sind somit auch die größte Herausforderung des Systems. Einmal gebaut, sind die Betriebs- und Wartungskosten (Maschinentechnik, Dichtungssystem) dagegen gering. |
| Subsysteme | keine |
| Referenzen/Links |
• Aufleger, M.; Brinkmeier, B.; Neisch, V.; Klar, R. (2012): New Approaches of Water as Energy Storage. In: 2nd IAHR Europe Congress: Water infinitely deformable but still limited; 27. - 29. June 2012. Proceedings. München: Technische Universität München, S. D14. • Aufleger, M.; Brinkmeier, B.; Klar, R.; Neisch, V. (2012): Wasser als Energiespeicher - neue Ideen und Konzepte. In: WasserWirtschaft - Fachzeitschrift für Wasser und Umwelttechnik 2012/08, S. 24 - 28. • Neisch, Valerie; Aufleger, Markus; Klar, Robert; Lumassegger, Simon (2015): A Comprehensive Hydraulic Gravity Energy Storage System – both for Offshore and Onshore Applications. In: E-proceedings of the 36th IAHR World Congress "Deltas of the Future and what happens upstream". 28 June – 3 July, 2015, The Hague, the Netherlands. Madrid: International Association for Hydro-Environment Engineering and Research (IAHR), ISBN 978-90-824846-0-1, S. 1 - 7. |
| Technologiereifegrad | Im Rahmen eines Forschungsprojektes des Klima- und Energiefonds, gefördert durch die FFG, wurde an zwei Modellversuchen an der Universität Innsbruck am Arbeitsbereich Wasserbau die Funktionsfähigkeit des Systems nachgewiesen. Dabei wurde sowohl die Ausführungsvariante eines Powertowers mit innenliegender als auch mit externer Pumpturbine im Wasserbaulabor umgesetzt und untersucht. Gemessen wurden dabei die hydraulischen Verluste im System und die Leistungsfähigkeit. Somit ist der Powertower auf einer Entwicklungsstufe von einem TRL von 3-4. Aktuell wird ein Großversuch im Rahmen industrieller Forschung mit einem Powertower in einem Schacht von 25-30 m Tiefe und 12-15 m Durchmesser vorbereitet. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 3 - 4 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 3 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | schnell |
| Energiedichte (Wh/kg) | 0,2 - 0,4 Wh/kg |
| Leistungsdichte (W/kg) | 0,2 - 0,4 W/kg |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | keine nennenswerte Selbstentladung (bei funktionierender Dichtung) |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 80% - 85% (Strom/Strom) |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | >> 50 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | unbegrenzt |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | noch in Untersuchung (1.000 bis 5.000 Euro / kWh) |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch (bei landschaftsverträglicher Bauweise) |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | sehr gut, nur unkritische Materialien (Wasser, Beton, Stahl ..), Ökobilanz erforderlich! |
| Recyclingfähigkeit | unproblematisch |
| Absatz, erwartet | potentiell sehr viele, abhängig von Kosten |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | sehr hoch! (Pumpspeicher = Österreichische Kernkompetenz) |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | wenige bis mehrere MW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | Investitionskosten von 1.500 bis 3.000 Euro |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | http://www.powertower.eu |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | k.A. |
| Materialien (Zellchemie) | k.A. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | k.A. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche | k.A. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Bei der diabaten Druckluftspeicherung (CAES) wird die Luft mittels Verdichter in einer entsprechenden Kaverne als Druckluft gespeichert. Die beim Verdichtungsprozess anfallende Wärme wird an die Umgebung abgegeben und ist damit nicht weiter nutzbar. Bei Bedarf wird die Druckluft in einer Brennkammer durch Zufuhr von Erdgas erhitzt, über einen Expander entspannt und die potentielle Energie in mechanische Energie umgewandelt. Der Speicherwirkungsgrad dieser Anlagen der 1. Generation liegt bei etwa 42%. Bei dem sogenannten adiabaten Druckluftspeicherkraftwerk (engl. Adiabatic Compressed Air Energy Storage – ACAES) wird der Verdichter nicht gekühlt und die anfallende Wärme der komprimierten Druckluft in einem Wärmespeicher zwischengespeichert. Wird die Luft wieder entspannt, durchläuft sie vorher den Wärmespeicher und wird so wieder erhitzt. Es wird kein Erdgas zur Erwärmung der Luft gebraucht. Während der Expansion im Expander kühlt die Luft ab. Der erwartete Speicherwirkungsgrad dieser Anlagen der 3. Generation liegt bei 70%, wobei die Verdichteraustrittstemperatur den entscheidenden Faktor darstellt. Anlagen der 2. Generation nutzen die Abwärme des Expanders zur Vorwärmung der verdichteten Luft nach der Kaverne. Diese Anlagen erreichen Speicherwirkungsgrade von etwa 55%. |
| Speichercharakteristika | Die Druckluftspeicherung ist wie die Pumpspeicherung eine Technologie, die sich durch eine große Flexibilität und Energiemenge auszeichnet. Sie kann auch für die Netzregulierung eingesetzt werden und dient damit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energieträger. |
| Subsysteme | keine |
| Referenzen/Links |
[1] Herbst H.C., Maaß P., “Das 290 –MW-Luftspeicher-Gasturbinenkraftwerk Huntorf. Bau, Inbetriebnahme, Betriebserfahrungen”, VGB Kraftwerkstechnik, 60, Heft 3, pp. 3 – 16, 1980 [2] Nakhamkin M., Andersson L., Swensen E., Howard J., Meyer R., Schainker R., Pollak R., Metha B., “AEC 110 MW CAES plant. Status of project”, ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, Vol. 114, No. 4, pp. 695 – 700, 1992 [3] Marchese D., “Norton Energy Storage and CAES: Resiliency in Uncertain Markets”, Compressed Air Energy Storage (CAES) Scoping Workshop, 2008 [4] Freund S., Marquardt R., Moser P., „ADELE adiabatic compressed air energy storage – Status and perspectives“, VGB PowerTech, Vol. 5, pp. 66 – 70, 2013 |
| Technologiereifegrad | CAES-Systeme der 1. und 2. Generation haben bereits einen hohen Technologiereifegrad erreicht, da die gebauten Anlagen seit mehreren Jahrzehnten erfolgreich laufen. In den ACAES-Anlagen der 3. Generation versucht man, die bei der Verdichtung anfallende Wärme zu speichern und dadurch den Wirkungsgrad dieses Verfahrens zu erhöhen. Die technologischen Herausforderungen sind Turboverdichter mit hohen Austrittstemperaturen (650°C) und hohem Austrittsdruck (70 bar) sowie kompakte Wärmespeicher für schnelle Lastwechsel und hohe Zyklenzahlen |
| TRL (Technology Readiness Level) | 7 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 1 - 3 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | Reaktionszeit in Minuten |
| Energiedichte (Wh/kg) | k.A. |
| Leistungsdichte (W/kg) | k.A. |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | keine |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 55% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | Elektromaschinelle Ausrüstung 40 Jahre Bau (Kaverne) 100 Jahre und mehr |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | unbegrenzt |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | 600 - 1.000 €/kWh |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Sole-Auswaschung mit Frischwasser bringt bei Salzkavernen große Solewassermengen; Solewasser muss entsorgt werden |
| Recyclingfähigkeit | Ja |
| Absatz, erwartet | gering |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | gering |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | Ja |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | 10 - 300 MW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | zentral |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | k.A. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | eigene Erfahrung |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | kein Thema |
| Materialien (Zellchemie) | kein Thema |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | vorhanden bzw. keine spezifische Notwendigkeit |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Solche Anlagen werden heute kaum mehr umgesetzt, da die Technologie in Richtung ACAES geht. |
| Problembereiche | k.A. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Bei der diabaten Druckluftspeicherung (CAES) wird die Luft mittels Verdichter in einer entsprechenden Kaverne als Druckluft gespeichert. Die beim Verdichtungsprozess anfallende Wärme wird an die Umgebung abgegeben und ist damit nicht weiter nutzbar. Bei Bedarf wird die Druckluft in einer Brennkammer durch Zufuhr von Erdgas erhitzt, über einen Expander entspannt und die potentielle Energie in mechanische Energie umgewandelt. Der Speicherwirkungsgrad dieser Anlagen der 1. Generation liegt bei etwa 42%. Bei dem sogenannten adiabaten Druckluftspeicherkraftwerk (engl. Adiabatic Compressed Air Energy Storage – ACAES) wird der Verdichter nicht gekühlt und die anfallende Wärme der komprimierten Druckluft in einem Wärmespeicher zwischengespeichert. Wird die Luft wieder entspannt, durchläuft sie vorher den Wärmespeicher und wird so wieder erhitzt. Es wird kein Erdgas zur Erwärmung der Luft gebraucht. Während der Expansion im Expander kühlt die Luft ab. Der erwartete Speicherwirkungsgrad dieser Anlagen der 3. Generation liegt bei 70%, wobei die Verdichteraustrittstemperatur den entscheidenden Faktor darstellt. Anlagen der 2. Generation nutzen die Abwärme des Expanders zur Vorwärmung der verdichteten Luft nach der Kaverne. Diese Anlagen erreichen Speicherwirkungsgrade von etwa 55%. |
| Speichercharakteristika | Die Druckluftspeicherung ist wie die Pumpspeicherung eine Technologie, die sich durch eine große Flexibilität und Energiemenge auszeichnet. Sie kann auch für die Netzregulierung eingesetzt werden und dient damit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energieträger. |
| Subsysteme | keine |
| Referenzen/Links |
[1] Herbst H.C., Maaß P., “Das 290 –MW-Luftspeicher-Gasturbinenkraftwerk Huntorf. Bau, Inbetriebnahme, Betriebserfahrungen”, VGB Kraftwerkstechnik, 60, Heft 3, pp. 3 – 16, 1980 [2] Nakhamkin M., Andersson L., Swensen E., Howard J., Meyer R., Schainker R., Pollak R., Metha B., “AEC 110 MW CAES plant. Status of project”, ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, Vol. 114, No. 4, pp. 695 – 700, 1992 [3] Marchese D., “Norton Energy Storage and CAES: Resiliency in Uncertain Markets”, Compressed Air Energy Storage (CAES) Scoping Workshop, 2008 [4] Freund S., Marquardt R., Moser P., „ADELE adiabatic compressed air energy storage – Status and perspectives“, VGB PowerTech, Vol. 5, pp. 66 – 70, 2013 |
| Technologiereifegrad | CAES-Systeme der 1. und 2. Generation haben bereits einen hohen Technologiereifegrad erreicht, da die gebauten Anlagen seit mehreren Jahrzehnten erfolgreich laufen. In den ACAES-Anlagen der 3. Generation versucht man, die bei der Verdichtung anfallende Wärme zu speichern und dadurch den Wirkungsgrad dieses Verfahrens zu erhöhen. Die technologischen Herausforderungen sind Turboverdichter mit hohen Austrittstemperaturen (650°C) und hohem Austrittsdruck (70 bar) sowie kompakte Wärmespeicher für schnelle Lastwechsel und hohe Zyklenzahlen. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 3 - 4 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 3 - 5 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | Reaktionszeit in Minuten |
| Energiedichte (Wh/kg) | k.A. |
| Leistungsdichte (W/kg) | k.A. |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | keine |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 70% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | Elektromaschinelle Ausrüstung 40 Jahre Bau (Kaverne) 100 Jahre und mehr |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | unbegrenzt |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | 600 - 1.000 €/kWh |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Sole-Auswaschung mit Frischwasser bringt bei Salzkavernen große Solewassermengen; Solewasser muss entsorgt werden. |
| Recyclingfähigkeit | Ja |
| Absatz, erwartet | gering |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | gering |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | Ja |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | 10 - 300 MW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | zentral |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | Technologieentwicklung |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) | eigene Erfahrung |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | kein Thema |
| Materialien (Zellchemie) | kein Thema |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | vorhanden bzw. keine spezifische Notwendigkeit |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) |
- Verdichter mit hoher Austrittstemperatur - Wärmespeicher / Technologie - Gleitdruckturbine |
| Problembereiche | F&E Aktivitäten aufbauen und Laborprototyp testen |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Unter dem Begriff Power-to-Gas versteht man die Nutzung von (überschüssiger) elektrischer Energie aus erneuerbaren Energieträgern zur Produktion von Wasserstoff in einem Elektrolyseur und optional auch die Synthese dieses erzeugten Wasserstoffs mit Kohlendioxid zu Methan oder zu anderen Kohlenwasserstoffen (durch den zusätzlichen Prozessschritt der Methanisierung ist der Wirkungsgrad für CH4 geringer als jener von H2 als Produktoutput). Neben Methan kann der Wasserstoff auch zu anderen Kohlenwasserstoffen, wie beispielsweise zu Methanol, Ethanol, Dimethylether oder Ameisensäure synthetisiert werden. Im Kontext Power-to-Gas sind unterschiedliche Anwendungsmöglichkeiten integriert, die bspw. im folgenden Schema abgebildet sind und die jeweils auf die Elektrolyse und Produktion von Wasserstoff in einem ersten Schritt basieren: 1. Wasserstoff wird aus (überschüssiger) elektrischer Energie hergestellt und im Mobilitätsbereich oder als chemischer Grundstoff in der Industrie eingesetzt. Auch die Einspeisung in das Erdgasnetz ist bis zu einem gewissen Anteil (aktuell bis zu 4 Vol %) möglich und so kann der Wasserstoff auch für die Bereitstellung von Endenergie (Wärme, Strom, Transport) verwendet werden. 2. Aus dem Wasserstoff wird in weiterer Folge mit Kohlendioxid synthetisches Methan hergestellt. Dieses kann bei entsprechender Qualität ohne besondere Restriktionen in das Erdgasnetz eingespeist und so zur Bereitstellung von Endenergie (Wärme, Strom, Transport) genutzt werden. 3. Aus Wasserstoff und Kohlendioxid können aber auch Synthesegas und in weiterer Folge andere Kohlenwasserstoffe (wie beispielsweise Methanol, Ethanol, Dimethylether oder Ameisensäure) hergestellt werden. Diese können im Mobilitätsbereich oder auch als chemische Grundstoffe in der Industrie eingesetzt werden. Die Hauptkomponente in einem Power-to-Gas System stellt der Elektrolyseur dar. Dieser nutzt elektrischen Strom zur Spaltung von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff, gemäß der folgenden Reaktionsgleichung (1). Je nach eingesetztem Elektrolyt kann zwischen alkalischen (AEC), Protonen-Austausch-Membran (PEMEC) und Festoxid-Elektrolyseuren (SOEC) unterschieden werden. 2 H2O → 2 H2 + O2 |
| Speichercharakteristika |
Elektrolyseure im Kontext Power-to-Gas besitzen alternative Speichercharakteristika als alternative Stromspeichertechnologien, da eine Energiespeicherung und Umwandlung der Energie in Wasserstoff und/oder Methan keine Rückverstromung bedingt. So sind etwa Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.). Die Wirkungsgrade von dynamischen Elektrolyseuren reichen von 30% mit Rückverstromung bis zu 85% bei einer reinen Wasserstoffproduktion ohne Rückverstromung aber mit umfassender Abwärmenutzung. Hierbei können bis zu 100.000 Betriebsstunden stark abhängig von Betriebsweise und Anzahl der Start/Stop-Zyklen erreicht werden. Durch die Einspeisung der Energieträger etwa in das Erdgasnetz kommt es zur Koppelung von Strom- und Gasnetz und die großen bestehenden Speicherstätten in der Erdgasinfrastruktur können genutzt werden. Durch die Einspeisung und Zwischenspeicherung in der bestehenden Erdgasinfrastruktur können zudem auch saisonale Schwankungen erneuerbarer Stromerzeuger ausgeglichen werden. |
| Subsysteme |
Alkalische Elektrolyseure verwenden einen wässrigen alkalischen Elektrolyten und stellen die am weitesten verbreitete Technologie mit den geringsten Investitionskosten dar. AEC gelten als robust und sind bereits in hohen Leistungsklassen verfügbar. Herausforderungen bestehen vor allem bei dynamischer Betriebsweise, da Effizienz und Wasserstoffqualität im Teillastbetrieb stark beeinträchtigt sind. Alkalische Elektrolyseure haben außerdem einen hohen Platzbedarf im Vergleich zu PEM-Elektrolyseuren. Eine Weiterentwicklung von klassischen alkalischen Elektrolyseuren ist die Druckelektrolyse, mit der ein besseres dynamisches Verhalten erreicht werden soll. Probleme ergeben sich dabei allerdings bei Undichtheiten im System und dem damit verbundenen Austritt des korrosiven Elektrolyts. PEM-Elektrolyseure nutzen eine Polymer-Elektrolyt-Membran und sind deutlich kompakter als AEC. Mit einem besseren Start-Up Verhalten, schnellerer Reaktion auf Laständerungen und höherer Wasserstoffqualität sind PEMEC besser für eine dynamische Betriebsweise geeignet. Herausforderungen bestehen allerdings noch hinsichtlich Lebensdauer der Membran und hoher Investitionskosten aufgrund des Einsatzes von Edelmetall-Katalysatoren wie Platin. Zudem sind die verfügbaren Leistungsklassen von PEM-Elektrolyseuren noch deutlich kleiner als bei AEC. SOEC ist jene Elektrolysetechnologie mit dem höchsten Entwicklungsbedarf. Der Betrieb dieses Elektrolyseurs erfolgt mit dem Einsatz hoher thermischer Energie von einer externen Wärmequelle. Die hohen Temperaturen führen zu einer beschleunigten Reaktionskinetik, wodurch hochpreisige Edelmetallkatalysatoren vermieden werden können. Durch den Einsatz von Wärme verringert sich der erforderliche Strominput und der elektrische Wirkungsgrad steigt. Herausforderungen bestehen allerdings hinsichtlich Materialbeanspruchung aufgrund der hohen Temperaturen und SOEC haben aufgrund des aufwändigen Systemdesigns einen hohen Platzbedarf. |
| Referenzen/Links |
Tichler, R., Bauer, S. (2016) Power-to-Gas, In: Letcher, T. [Ed.] Storing Energy with Special Reference to Renewable Energy Sources, Elsevier, ISBN: 978-0-12-803440-8. Lehner, M., Tichler, R., Steinmüller, H., Koppe., M. (2014) Power-to-Gas: Technology and Business Models, Springer Verlag. Tichler, R., Lindorfer, J., Friedl, C., Reiter, G., Steinmüller, H. (2014) FTI-Roadmap Power-to-Gas für Österreich, nachhaltig wirtschaften 50/2014, Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie (Hrsg.). Smolinka et al. (2011) Stand und Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von Wasserstoff aus regenerativen Energien. Kurzfassung NOW-Studie. Fraunhofer ISE, FCBAT: 2011. Carmo et al. (2013) A comprehensive review on PEM water electrolysis. International Journal of Hydrogen Energy 2013. Zeng K, Zhang D. Recent progress in alkaline water electrolysis for hydrogen production and applications. Progress in Energy and Combustion Scienc 36 (2010): 307-326. Graves C, Ebbesen SD, Mogensen M, Lackner KS. Sustainable hydrocarbon fuels by recycling CO2 and H2O with renewable or nuclear energy. Renew Sust Energy Rev 2011; 15:1-23. Ursua A, Gandia LM, Sanchis P. Hydrogen Production from water electrolysis: current status and future trends. Proceedings of the IEEE 2012; Vol. 100, No. 2: 410-426. Steinmüller, H., Tichler, R., Reiter, G. et. al (2014) Power-to-Gas – eine Systemanalyse. Markt- und Technologiescouting und –analyse. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz, TU Wien, MU Leoben, JKU Linz; im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft, Familie und Jugend. |
| Technologiereifegrad | Der Technologiereifegrad kann mit 5-8 angegeben werden, stark abhängig von der jeweiligen technologischen spezifischen Ausprägung. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 5 - 8 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 3 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | mittel |
| Energiedichte (Wh/kg) | Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.) |
| Leistungsdichte (W/kg) | Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.) |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | keine Selbstentladung |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 60 - 70% LHV (System, H2 als Produkt) |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | bis zu 100.000 Betriebsstunden (stark abhängig von Betriebsweise und Anzahl der Start/Stop-Zyklen) |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | Kenngröße für Batterien - für Elektrolyse so nicht anwendbar! |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
Investitionskosten für Elektrolyse ~ 1.000 bis 1.500 €/kW (bei 1 MW) Kosten in €/kWh sind sehr stark vom jeweiligen Anwendungsfall und dem Produkt abhängig (H2 oder Strom) und nicht mit Batterien vergleichbar |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) |
Treibhauspotential [kg CO2-Äqu.] sehr stark abhängig von Strominput (es sollten vorwiegend Erneuerbare eingesetzt werden!) keine seltenen Erden deutlicher höherer Platzbedarf als PEMEC |
| Recyclingfähigkeit | k.A. |
| Absatz, erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Pilotprojekt Underground Sun.Storage |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | bedingt (in Kombination mit Brennstoffzelle) |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | mehrere MW je Stack |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | vom spezifischen Einsatz abhängig; sowohl zentral als auch dezentral möglich |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | Investitionskosten von ~ 500 - 1.000 €/kW |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
H. Steinmüller, R. Tichler, G. Reiter, et al. Power to Gas – Eine Systemanalyse. Markt- und Technologiescouting und -analyse. Endbericht im Auftrag des BMWFJ, 2014. Bodner, M.; Hofer, A.; Hacker, V., H2 generation from alkaline elctrolyzer. - in: Wiley interdisciplinary reviews / Energy and enviroment, (2015) 4, S. 365 - 381 G. Reiter. Power-to-Gas. In: D. Stolten, R.C. Samsun, N. Garland (Eds) Fuel Cells: Data, Facts and Figures. Wiley-Verlag, 2016. ISBN: 978-3-527-33240-3 L. Grond, P. Schulze, J. Holstein.Systems analyses Power to Gas: A technology review. DNV Kema, 2013. T. Smolinka, M. Günther, J. Garche. Stand und Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von Wasserstoff aus regenerativen Energien. Kurzfassung NOW-Studie, Fraunhofer ISE, FCBAT, 2011. A. Ursua, L.M. Gandia, P. Sanchis. Hydrogen production from water electrolysis: current status and future trends. Proc IEEE 100(2): 410–426, 2012. |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | k.A. |
| Materialien (Zellchemie) | k.A. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | k.A. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche | k.A. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Unter dem Begriff Power-to-Gas versteht man die Nutzung von (überschüssiger) elektrischer Energie aus erneuerbaren Energieträgern zur Produktion von Wasserstoff in einem Elektrolyseur und optional auch die Synthese dieses erzeugten Wasserstoffs mit Kohlendioxid zu Methan oder zu anderen Kohlenwasserstoffen (durch den zusätzlichen Prozessschritt der Methanisierung ist der Wirkungsgrad für CH4 geringer als jener von H2 als Produktoutput). Neben Methan kann der Wasserstoff auch zu anderen Kohlenwasserstoffen, wie beispielsweise zu Methanol, Ethanol, Dimethylether oder Ameisensäure synthetisiert werden. Im Kontext Power-to-Gas sind unterschiedliche Anwendungsmöglichkeiten integriert, die bspw. im folgenden Schema abgebildet sind und die jeweils auf die Elektrolyse und Produktion von Wasserstoff in einem ersten Schritt basieren: 1. Wasserstoff wird aus (überschüssiger) elektrischer Energie hergestellt und im Mobilitätsbereich oder als chemischer Grundstoff in der Industrie eingesetzt. Auch die Einspeisung in das Erdgasnetz ist bis zu einem gewissen Anteil (aktuell bis zu 4 Vol %) möglich und so kann der Wasserstoff auch für die Bereitstellung von Endenergie (Wärme, Strom, Transport) verwendet werden. 2. Aus dem Wasserstoff wird in weiterer Folge mit Kohlendioxid synthetisches Methan hergestellt. Dieses kann bei entsprechender Qualität ohne besondere Restriktionen in das Erdgasnetz eingespeist und so zur Bereitstellung von Endenergie (Wärme, Strom, Transport) genutzt werden. 3. Aus Wasserstoff und Kohlendioxid können aber auch Synthesegas und in weiterer Folge andere Kohlenwasserstoffe (wie beispielsweise zu Methanol, Ethanol, Dimethylether oder Ameisensäure) hergestellt werden. Diese können im Mobilitätsbereich oder auch als chemische Grundstoffe in der Industrie eingesetzt werden. Die Hauptkomponente in einem Power-to-Gas System stellt der Elektrolyseur dar. Dieser nutzt elektrischen Strom zur Spaltung von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff, gemäß der folgenden Reaktionsgleichung (1). Je nach eingesetztem Elektrolyt kann zwischen alkalischen (AEC), Protonen-Austausch-Membran (PEMEC) und Festoxid-Elektrolyseuren (SOEC) unterschieden werden. 2 H2O → 2 H2 + O2 |
| Speichercharakteristika |
Elektrolyseure im Kontext Power-to-Gas besitzen alternative Speichercharakteristika als alternative Stromspeichertechnologien, da eine Energiespeicherung und Umwandlung der Energie in Wasserstoff und/oder Methan keine Rückverstromung bedingt. So sind etwa Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.). Die Wirkungsgrade von dynamischen Elektrolyseuren reichen von 30% mit Rückverstromung bis zu 85% bei einer reinen Wasserstoffproduktion ohne Rückverstromung aber mit umfassender Abwärmenutzung. Hierbei können bis zu 100.000 Betriebsstunden stark abhängig von Betriebsweise und Anzahl der Start/Stop-Zyklen erreicht werden. Durch die Einspeisung der Energieträger etwa in das Erdgasnetz kommt es zur Koppelung von Strom- und Gasnetz und die großen bestehenden Speicherstätten in der Erdgasinfrastruktur können genutzt werden. Durch die Einspeisung und Zwischenspeicherung in der bestehenden Erdgasinfrastruktur können zudem auch saisonale Schwankungen erneuerbarer Stromerzeuger ausgeglichen werden. |
| Subsysteme |
Alkalische Elektrolyseure verwenden einen wässrigen alkalischen Elektrolyten und stellen die am weitesten verbreitete Technologie mit den geringsten Investitionskosten dar. AEC gelten als robust und sind bereits in hohen Leistungsklassen verfügbar. Herausforderungen bestehen vor allem bei dynamischer Betriebsweise, da Effizienz und Wasserstoffqualität im Teillastbetrieb stark beeinträchtigt sind. Alkalische Elektrolyseure haben außerdem einen hohen Platzbedarf im Vergleich zu PEM-Elektrolyseuren. Eine Weiterentwicklung von klassischen alkalischen Elektrolyseuren ist die Druckelektrolyse, mit der ein besseres dynamisches Verhalten erreicht werden soll. Probleme ergeben sich dabei allerdings bei Undichtheiten im System und dem damit verbundenen Austritt des korrosiven Elektrolyts. PEM-Elektrolyseure nutzen eine Polymer-Elektrolyt-Membran und sind deutlich kompakter als AEC. Mit einem besseren Start-Up Verhalten, schnellerer Reaktion auf Laständerungen und höherer Wasserstoffqualität sind PEMEC besser für eine dynamische Betriebsweise geeignet. Herausforderungen bestehen allerdings noch hinsichtlich Lebensdauer der Membran und hoher Investitionskosten aufgrund des Einsatzes von Edelmetall-Katalysatoren wie Platin. Zudem sind die verfügbaren Leistungsklassen von PEM-Elektrolyseuren noch deutlich kleiner als bei AEC. SOEC ist jene Elektrolysetechnologie mit dem höchsten Entwicklungsbedarf. Der Betrieb dieses Elektrolyseurs erfolgt mit dem Einsatz hoher thermischer Energie von einer externen Wärmequelle. Die hohen Temperaturen führen zu einer beschleunigten Reaktionskinetik, wodurch hochpreisige Edelmetallkatalysatoren vermieden werden können. Durch den Einsatz von Wärme verringert sich der erforderliche Strominput und der elektrische Wirkungsgrad steigt. Herausforderungen bestehen allerdings hinsichtlich Materialbeanspruchung aufgrund der hohen Temperaturen und SOEC haben aufgrund des aufwändigen Systemdesigns einen hohen Platzbedarf. |
| Referenzen/Links |
Tichler, R., Bauer, S. (2016) Power-to-Gas, In: Letcher, T. [Ed.] Storing Energy with Special Reference to Renewable Energy Sources, Elsevier, ISBN: 978-0-12-803440-8. Lehner, M., Tichler, R., Steinmüller, H., Koppe., M. (2014) Power-to-Gas: Technology and Business Models, Springer Verlag. Tichler, R., Lindorfer, J., Friedl, C., Reiter, G., Steinmüller, H. (2014) FTI-Roadmap Power-to-Gas für Österreich, nachhaltig wirtschaften 50/2014, Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie (Hrsg.). Smolinka et al. (2011) Stand und Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von Wasserstoff aus regenerativen Energien. Kurzfassung NOW-Studie. Fraunhofer ISE, FCBAT: 2011. Carmo et al. (2013) A comprehensive review on PEM water electrolysis. International Journal of Hydrogen Energy 2013. Zeng K, Zhang D. Recent progress in alkaline water electrolysis for hydrogen production and applications. Progress in Energy and Combustion Scienc 36 (2010): 307-326. Graves C, Ebbesen SD, Mogensen M, Lackner KS. Sustainable hydrocarbon fuels by recycling CO2 and H2O with renewable or nuclear energy. Renew Sust Energy Rev 2011; 15:1-23. Ursua A, Gandia LM, Sanchis P. Hydrogen Production from water electrolysis: current status and future trends. Proceedings of the IEEE 2012; Vol. 100, No. 2: 410-426. Steinmüller, H., Tichler, R., Reiter, G. et. al (2014) Power-to-Gas – eine Systemanalyse. Markt- und Technologiescouting und –analyse. Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz, TU Wien, MU Leoben, JKU Linz; im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft, Familie und Jugend. |
| Technologiereifegrad | Der Technologiereifegrad kann mit 5-8 angegeben werden, stark abhängig von der jeweiligen technologischen spezifischen Ausprägung. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 5 - 8 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 3 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | schnell |
| Energiedichte (Wh/kg) | Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.) |
| Leistungsdichte (W/kg) | Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind (Wie groß ist der Wasserstoffspeicher, das Erdgasnetz etc.) |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | keine Selbstentladung |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 60 - 70% LHV (System, H2 als Produkt) |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | bis zu 50.000 Betriebsstunden (stark abhängig von Betriebsweise und Anzahl der Start/Stop-Zyklen) |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | Kenngröße für Batterien - für Elektrolyse so nicht anwendbar! |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
Investitionskosten für Elektrolyse ~ 2.000 €/kW (bei 1 MW) Kosten in €/kWh sind sehr stark vom jeweiligen Anwendungsfall und dem Produkt abhängig (H2 oder Strom) und nicht mit Batterien vergleichbar |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) |
Treibhauspotential [kg CO2-Äqu.] sehr stark abhängig von Strominput (es sollten vorwiegend Erneuerbare eingesetzt werden!) keine seltenen Erden geringer Platzbedarf |
| Recyclingfähigkeit | k.A. |
| Absatz, erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Fronius (Hochdruck-PEM, System) Pilotprojekt wind2hydrogen |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | bedingt (in Kombination mit Brennstoffzelle) |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | bis ~ 1 MW je Stack |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | vom spezifischen Einsatz abhängig; sowohl zentral als auch dezentral möglich |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | Investitionskosten von < 1.000 €/kW |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
H. Steinmüller, R. Tichler, G. Reiter, et al. Power to Gas – Eine Systemanalyse. Markt- und Technologiescouting und -analyse. Endbericht im Auftrag des BMWFJ, 2014. Bodner, M.; Hofer, A.; Hacker, V., H2 generation from alkaline elctrolyzer. - in: Wiley interdisciplinary reviews / Energy and enviroment, (2015) 4, S. 365 - 381 G. Reiter. Power-to-Gas. In: D. Stolten, R.C. Samsun, N. Garland (Eds) Fuel Cells: Data, Facts and Figures. Wiley-Verlag, 2016. ISBN: 978-3-527-33240-3 L. Grond, P. Schulze, J. Holstein.Systems analyses Power to Gas: A technology review. DNV Kema, 2013. T. Smolinka, M. Günther, J. Garche. Stand und Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von Wasserstoff aus regenerativen Energien. Kurzfassung NOW-Studie, Fraunhofer ISE, FCBAT, 2011. A. Ursua, L.M. Gandia, P. Sanchis. Hydrogen production from water electrolysis: current status and future trends. Proc IEEE 100(2): 410–426, 2012. |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | k.A. |
| Materialien (Zellchemie) | k.A. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | k.A. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche | k.A. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Eine mit Wasserdampf betriebene Hochtemperaturelektrolysezelle (solid oxide electrolyser cell – SOEC) zerlegt mit Hilfe von elektrischem Strom Wassermoleküle in Sauerstoff und Wasserstoff und stellt damit eine Umkehrung der Hochtemperaturbrennstoffzelle dar. Die Betriebstemperaturen liegen im Bereich von 700°C-1.000°C. Dabei kann die für den Betrieb benötigte Energie vollständig elektrisch zugeführt (thermoneutrale bzw. exotherme Betriebsweise) oder zu einem signifikanten Anteil auch als Wärme bereitgestellt werden (endotherme Betriebsweise), wodurch Wirkungsgrade von über 85% dargestellt werden können. Anode und Elektrolyt bestehen aus elektrisch leitenden Oxidkeramiken, die Kathode aus einem Keramik-Metall-Verbund mit Nickel als metallischer Komponente. Durch die hohen Betriebstemperaturen ist der Einsatz von teuren Edelmetallen als Katalysatoren nicht erforderlich. |
| Speichercharakteristika | Die SOEC selbst ist kein Energiespeicher sondern ein Energiewandler, welcher elektrische Energie in chemische Energie in Form von Wasserstoff oder durch nachfolgende Syntheseschritte in Kohlenwasserstoffe wie z.B. Methan umwandelt (Power-to-Gas – P-t-G). Die Themenbereiche Speicherung und Transport des durch Elektrolyse erzeugten Wasserstoffs sind Gegenstand der Wasserstofftechnologie. |
| Subsysteme | Neben der reinen Wasserelektrolyse kann eine SOEC aufgrund der hohen Betriebstemperaturen prinzipiell auch mit einem Gemisch aus Wasserdampf und Kohlendioxid betrieben werden (Ko-Elektrolyse). Dabei entsteht ein Gemisch aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid (Synthesegas), welches in nachgeschalteten Prozessen zu Kohlenwasserstoffen weiterverarbeitet werden kann. |
| Referenzen/Links |
FFG-Projekt HydroCell: https://www.klimafonds.gv.at/assets/ScienceBrunch/Praesentationen-newton2/HydroCellScience-Brunch-22-09-2014Master-newtonfinal.pdf EU-Projekt RELHY: http://cordis.europa.eu/result/rcn/53710_en.html EU-Projekt HI2H2: http://cordis.europa.eu/result/rcn/47795_en.html http://www.hi2h2.com/ FCH-JU-Projekt ADEL: http://www.adel-energy.eu/ FCH-JU-Projekt HELMETH: http://www.helmeth.eu/index.php/technologies/high-temperature-electrolysis-cell-soec |
| Technologiereifegrad | Der Technologiereifegrad wird mit 3-4 angegeben. Der prinzipielle Funktionsnachweis von Hochtemperaturelektrolysezellen wurde bereits auf Zell- und Stackebene erbracht. Forschung und Entwicklung können dabei auf bereits bestehendes Know-how aus dem Bereich der Festelektrolytbrennstoffzellen aufbauen, die Degradationsmechanismen unterscheiden sich jedoch zum Teil deutlich von jenen der Brennstoffzellen. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 3 - 4 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 5 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | langsam - mittel |
| Energiedichte (Wh/kg) | k.A. |
| Leistungsdichte (W/kg) | 0.1 - 1 kW/kg |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | keine Selbstentladung |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | bis zu 90% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | < 5.000 Stunden |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | Kenngröße für Batterien - für Elektrolyse so nicht anwendbar! |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
IK 1.000 - 2.000 €/kW (System) BK 0.01 - 0.1 €/kWh H2 |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | H2O/CO2 − Ko-Elektrolyse prinzipiell möglich, Zellkomponenten enthalten Seltene Erden |
| Recyclingfähigkeit | ev. Rückgewinnung Seltener Erden |
| Absatz, erwartet | unbekannt |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | kein SOFC/SOEC-Stackhersteller in Ö |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | N |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | kW-MW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | Lebensdauer 40.000 - 90.000 Stunden |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
"Power to Gas – eine Systemanalyse, Markt- und Technologiescouting und -analyse", Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz (2014). "Electrical Energy Storage Using Fuel Cell Technology", University of Pennsylvania - Department of Chemical & Biomolecular Engineering (2011). "Development of Water Electrolysis in the European Union", E4tech Sàrl with Element Energy Ltd for the Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (2014) "planSOEC: R&D and commercialization roadmap for SOEC electrolysis, R&D of SOEC stacks with improved durability", Topsoe Fuel Cell A/S (2011) M. Ni et al., International Journal of Hydrogen Energy, 33 (2008) 2337. Brett et al., International Journal of Hydrogen Energy, 36 (2011) 5782. E. Wachsman et al., Energy & Environmental Science, 5 (2012) 5498. |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | 700°C - 1.000°C |
| Materialien (Zellchemie) |
Zellkomponenten: oxidische Elektrokeramiken mit Elementen aus der Reihe der Seltenen Erden, Erdalkalimetalle und Übergangsmetalle Interkonnektoren: ferritische Edelstähle bzw. Chrombasislegierungen |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) |
Seltene Erden: La, Y, Sc, Ce, Gd Erdalkalimetalle: Sr (Ca, Ba) Übergangsmetalle: Mn, Fe, Co, Ni, Zr, Cr China ist gegenwärtig Hauptexporteur von Seltenen Erden und nutzt diese Vormachtstellung strategisch. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | eher nein |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | Speicherung und ev. Rückverstromung bzw. Weiterverarbeitung (z.B. Methanisierung) des erzeugten Wasserstoffs |
| Problembereiche | Technologie ist noch zu teuer, Degradationsraten sind zu hoch (ca. Faktor 10 über jenen von SOFCs), dementsprechend die Lebensdauer zu gering |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Die Polymerelektrolytbrennstoffzelle (Protonenaustauschmembran-Brennstoffzelle) ist eine Niedrigtemperatur-Brennstoffzelle. Die Membran ist beidseitig mit einer katalytisch aktiven Elektrode beschichtet, einer Mischung aus Kohlenstoff und einem Katalysator (meistens Platin, eine Mischung aus Platin und Ruthenium, Platin und Nickel oder Platin und Cobalt). H2-Moleküle dissoziieren auf der Anodenseite und werden unter Abgabe von zwei Elektronen zu je zwei Protonen oxidiert. Diese Protonen diffundieren durch die Membran (nur für positive Wasserstoffionen durchlässig). Auf der Kathodenseite wird Sauerstoff durch die Elektronen, die zuvor in einem äußeren Stromkreis elektrische Arbeit verrichten konnten, reduziert; zusammen mit den durch den Elektrolyt transportierten Protonen entsteht Wasser. Um die elektrische Arbeit nutzen zu können, werden Anode und Kathode an den elektrischen Verbraucher angeschaltet. Eine solche Einheit wird als Stack bezeichnet. Für die gute Verteilung der Gasströme werden Bipolarplatten genutzt. Mehrere Stacks werden u.a. über Interkonnektoren zusammengeschlossen. Der elektrische Wirkungsgrad beträgt je nach Arbeitspunkt etwa 60 Prozent. Als Elektrolyt dient dabei normalerweise eine feste Polymermembran, beispielsweise aus Nafion. Die Betriebstemperatur liegt im Bereich von 60 bis 120 °C, wobei für den kontinuierlichen Betrieb bevorzugt Temperaturen zwischen 60 und 80 °C gewählt werden. |
| Speichercharakteristika |
Da Brennstoffzellen an sich keine Energiespeicher sind, sondern nur Energiewandler, muss, was die Speicherkenndaten angeht, das Gesamtsystem betrachtet werden. Weiters ist zu beachten, dass Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien sind; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind. Falls dennoch ein Wert gefordert ist, bieten sich hier die Werte von Wasserstoff an: 33,3 kWh/kg DOE 2020-Dokument: 0,65 kW/L; 0,65 kW/kg Ladezeit beträgt derzeit unter 3 Minuten (SAE J2601). Es besteht bei der 700 Bar Gasflasche keine Selbstentleerung. |
| Subsysteme | Subsysteme als solches gibt es keine. Es existieren aber unterschiedliche Arten von Brennstoffzellen, wie z.B.: die Alkalische Brennstoffzelle. In der Regel wird eine wässrige Kaliumhydroxid-Lösung als Elektrolyt verwendet. Entsprechend dem pH-Wert des Elektrolyten wird die Zelle als alkalische Brennstoffzelle bezeichnet. Als Brenngas dient ebenfalls Wasserstoff, der der Anode zugeführt und dort zu H+ oxidiert wird. Zusammen mit OH−-Ionen, die an der Kathode durch Reduktion von Sauerstoff gebildet werden und über den Elektrolyten zur Anode gelangen, bildet sich an der Anode als Reaktionsprodukt Wasser, welches ständig abgeführt werden muss. Die Arbeitstemperatur der Zelle liegt bei 60–120 °C. Im Vergleich zur PEMFC hat die AFC eine geringere Leistungsdichte, aber aufgrund der höheren Zellenspannung einen etwas besseren Wirkungsgrad. Sie erreicht jedoch zurzeit nicht die hohen Stromdichten einer PEMFC. Der Elektrolyt dient gleichzeitig zur Temperaturregelung des Stacks, womit kein weiterer Kühlkreislauf notwendig ist. |
| Referenzen/Links |
Wasserstoff in der Fahrzeugtechnik: Erzeugung, Speicherung, Anwendung (ATZ/MTZ-Fachbuch) Gebundene Ausgabe – 13. April 2012 von Helmut Eichlseder (Autor), Manfred Klell (Autor) Wasserstoff und Brennstoffzellen. von Sven Geitmann Erneuerbare Energien und Alternative Kraftstoffe - Mit neuer Energie in die Zukunft? von Sven Geitmann Wasserstoff und Wirtschaft - von Alf-Sibrand Rühle, Sven Geitmann Fuel Cell Technology Handbook von Martin G. Hogarth, David Thompsett, Charles Richard Stone, Gregor Hoogers Energierevolution Brennstoffzelle. Perspektiven - Fakten - Anwendungen. von M. Pehnt Brennstoffzellen: Entwicklung, Technologie, Anwendung von Konstantin-Hey Ledjeff, Falko Mahlendorf, Jürgen Roes Brennstoffzellentechnik von Peter Kurzweil Handbook of Fuel Cells - Fundamentals, Technology, Applications von Wolf Vielstich, Arnold Lamm und Hubert Gasteiger Auslegung von Brennstoffzellenanlagen von W. Winkler Brennstoffzellen-Technologie. Hoffnungsträger für den Klimaschutz. von Dagmar Oertel, Torsten Fleischer Fuel Cells and their applications von Karl Kordesch, Günter Simader Energie der Zukunft. Die Ballard Brennstoffzelle und der Weg zum sauberen Elektroauto. von Tom Koppel |
| Technologiereifegrad | Heute findet noch Forschung im Bereich Effizienzsteigerung, Beständigkeit, Lebensdauererhöhung und Kostenreduktion statt. Die genaueren Maßnahmen und die möglichen Forschungsfragen sind im Abschlussbericht zusammengefasst. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 5 - 7 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 5 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | schnell |
| Energiedichte (Wh/kg) | Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind. |
| Leistungsdichte (W/kg) | Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg sind typische Werte für Batterien; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind. |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | keine |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 30 - 40% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | mehrere Jahre - noch in Entwicklung (stark abhängig von Betriebsweise) |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | nicht anwendbar |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
Investitionskosten > 2.000 €/kW integrierte Einheit kommerziell nicht verfügbar |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Treibhauspotential [kg CO2-Äqu.] sehr stark abhängig von Strominput Edelmetalleinsatz (F&E Fokus) |
| Recyclingfähigkeit | J |
| Absatz, erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | F&E Projekte, Systementwicklungen |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | kW-MW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | k.A. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
Cortney Mittelsteadt, Tim Norman, Meagan Rich, Jason Willey Giner, PEM Electrolyzers and PEM Regenerative Fuel Cells Industrial View, doi:10.1016/B978-0-444-62616-5.00011-5 in Electrochemical Energy Storage for Renewable Sources and Grid Balancing, Patrick T. Moseley and Jurgen Garche (ed.) ISBN: 978-0-444-62616-5 (2014) |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | k.A. |
| Materialien (Zellchemie) | k.A. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | k.A. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche | k.A. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Die SOFC ist eine Hochtemperatur-Brennstoffzelle, die bei einer Betriebstemperatur von 650–1.000 °C betrieben wird. Der Elektrolyt dieses Zelltyps besteht aus einem festen keramischen Werkstoff, der in der Lage ist, selektiv Sauerstoffionen zu leiten, für Elektronen jedoch isolierend wirkt. An beiden Seiten der Elektrolytschicht sind die Elektroden, Kathode und Anode, angebracht. Sie sind gasdurchlässige elektrische Leiter. Der sauerstoffionenleitende Elektrolyt ist als dünne Membran vorgesehen, um die Sauerstoffionen energiearm transportieren zu können. Dies funktioniert nur bei hohen Temperaturen. Die dem Elektrolyt abgewandte, äußere Seite der Kathode wird von Luft umgeben, die äußere Anodenseite von Brenngas. Ungenutzte Luft und ungenutztes Brenngas sowie Verbrennungsprodukte werden abgesaugt. Im Inneren der SOFC findet die Redox-Reaktion von Sauerstoff mit dem Brennstoff, der Wasserstoff sein kann, jedoch z. B. auch Kohlenstoffmonoxid oder Methan, statt. Auf der Kathodenseite herrscht Sauerstoffüberschuss, während auf der Anodenseite Sauerstoffmangel herrscht, weil der vorhandene Sauerstoff gleich z. B. mit dem Wasserstoff reagiert. Durch dieses Konzentrationsgefälle diffundiert der Sauerstoff von der Kathode zur Anode. Hat das Sauerstoffmolekül die Grenzfläche zwischen Kathode und Elektrolyt erreicht, nimmt es 2 Elektronen auf, wird damit zum Ion und kann die Barriere durchdringen. An der Grenze zur Anode angekommen, reagiert es katalytisch mit dem Brenngas unter Abgabe von Wärme und den entsprechenden Verbrennungsprodukten, und gibt wieder 2 Elektronen an die Anode ab. Voraussetzung dafür ist ein Stromfluss, der Zweck der Festoxidbrennstoffzelle, der anderweitig genutzt werden kann. Aufgrund der variablen Brennstoffe kann keine einheitliche Reaktionsgleichung für die SOFC angegeben werden. |
| Speichercharakteristika |
Bei einer Spannung von etwa 0,7 V wird eine Leistungsdichte von circa 1 W/cm² (entsprechend einer Stromdichte von 1,4 A/cm²) erreicht. Da Brennstoffzellen an sich keine Energiespeicher sind, sondern nur Energiewandler, muss, was die Speicherkenndaten angeht, das Gesamtsystem betrachtet werden. Weiters ist zu beachten, dass Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien sind; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind. Falls dennoch ein Wert gefordert ist, bieten sich hier die Werte von Wasserstoff (33,3 kWh/kg) und Methan (13,9 kWh/kg) an. |
| Subsysteme | Im Wesentlichen unterscheidet man aufgrund der Bauform: tubuläre (röhrenförmige) und planare (flache) SOFCs. |
| Referenzen/Links |
Solid Oxide Fuel Cells herausgegeben von J. Mizusake,Subhash C. Fuel Cell Handbook (Seventh Edition) ab Seite 7–1, ISBN 978-0-387-77707-8, 2009 Einführung in die Hochtemperaturbrennstoffzelle (SOFC), Institut für Technische Thermodynamik des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt A.J. Appleby, F.R. Foulkes, Fuel Cell Handbook, Van Nostrand Reinhold, New York, NY, 1989. zitiert in: Fuel Cell Handbook, EG&G |
| Technologiereifegrad | Die genaueren Maßnahmen und die möglichen Forschungsfragen sind im Abschlussbericht der Speicherinitiative Phase I angeführt. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 3 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | 5 - 7 |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | langsam - mittel |
| Energiedichte (Wh/kg) | k.A. |
| Leistungsdichte (W/kg) | 0.1 - 1 kW/kg |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | k.A. |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 50% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | < 5.000 Stunden |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | k.A. |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | IK 1.000 - 2.000 €/kW (System) |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Zellkomponenten enthalten Seltene Erden |
| Recyclingfähigkeit | ev. Rückgewinnung Seltener Erden |
| Absatz, erwartet | unbekannt |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | kein SOFC/SOEC-Stackhersteller in Ö |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | CHP als Primärversorgung mit Stand-alone Funktion einer dezentralisierten, ausfallsicheren Netzinfrastruktur (erste positive Erfahrungen in den USA) |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | kW-MW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | Lebensdauer 40.000 - 90.000 Stunden |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
"Power to Gas – eine Systemanalyse, Markt- und Technologiescouting und -analyse", Energieinstitut an der Johannes Kepler Universität Linz (2014). "Electrical Energy Storage Using Fuel Cell Technology", University of Pennsylvania - Department of Chemical & Biomolecular Engineering (2011). "Development of Water Electrolysis in the European Union", E4tech Sàrl with Element Energy Ltd for the Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking (2014) "planSOEC: R&D and commercialization roadmap for SOEC electrolysis, R&D of SOEC stacks with improved durability", Topsoe Fuel Cell A/S (2011) M. Ni et al., International Journal of Hydrogen Energy, 33 (2008) 2337. Brett et al., International Journal of Hydrogen Energy, 36 (2011) 5782. E. Wachsman et al., Energy & Environmental Science, 5 (2012) 5498. |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | k.A. |
| Materialien (Zellchemie) | k.A. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | k.A. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche | k.A. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Beim Blei Säure Akku tritt eine Reaktion zwischen Blei-Elektroden und Schwefelsäure auf. Beim Laden bildet sich ein Blei-Sulfat um die Blei-Elektroden. Dieses löst sich beim Entladen zwar wieder, es bleiben aber immer kleinere Blei-Sulfat-Rückstände zurück, die dann im Laufe der Zeit die Speicher-Leistung schwächen und somit auch die Nutzungsdauer verkürzen. Bei Blei-Gel-Akkus wird die Schwefelsäure in einem dickflüssigen Gel gebunden. Die typischen Elektroden-Schäden eines Akkus werden so aber auch nicht komplett vermieden, sodass Blei-Gel-Akkus mit rund 15 Jahren auch nur eine etwas längere Lebensdauer als Blei-Säure-Akkus besitzen. |
| Speichercharakteristika |
Energiedichte: Mobile Anwendung: 30 Wh/kg Pack; Spezifische Leistung (W/kg): Mobile Anwendung: 100 Wh/kg Pack; Nominelle Spannung - 2V; Temperaturbereich (°C) 15 - 40; Wirkungsgrad (%) 80 - 85; Zyklische Lebensdauer < 3.000; Kalendarische Lebensdauer 5 - 15 |
| Subsysteme | Pb-Säure; Pb-Gel |
| Referenzen/Links |
Technologie-Roadmap Stationäre Energiespeicher 2030, Fraunhofer, ISI VDE - Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.:VDE-Studie: Batteriespeicher in der Nieder- und Mittelspannungsebene, http://www.vde.com/etg www.hoppecke.com J.Badeda, M. Leuthold, Technologies of energy storage, RWTH Aachen University, 2013 |
| Technologiereifegrad | 9 |
| TRL (Technology Readiness Level) | 9 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) | mobile Anwendung |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | in der Regel: Ladestrom = 1/10 von Nennkapazität (bei Schnellladen -> 1/5) |
| Energiedichte (Wh/kg) | 30 Wh/kg Pack |
| Leistungsdichte (W/kg) | 100 Wh/kg Pack |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | 3 - 30% pro Monat |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | 60 - 70 % |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | 3 - 5 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) |
ca. 1.500 bei einer Entladetiefe von weniger als 20% ca. 200-500 bei einer Entladetiefe von mehr als 80% |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | 100 - 250 €/kWh |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) | Pb-schwer Metall |
| Recyclingfähigkeit | sehr hohe Recyclingquote |
| Absatz, erwartet | k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Banner Batterien GmbH |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | nn |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | N |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | Energiedichte 2020: 150 Wh/kg |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
VDE - Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.V.:VDE-Studie: Batteriespeicher in der Nieder- und Mittelspannungsebene, http://www.vde.com/etg http://www.hoppecke.com |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) | -40 bis 60°C |
| Materialien (Zellchemie) | Pb, H2SO4 |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) | hoch |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | N |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | kein Forschungsbedarf |
| Problembereiche | keine |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Nickel-Metall-Hydrid-Batterien (NiMH) sind Teil der Gruppe Nickel basierter Batterien und heute deren wichtigste Vertreter. Eine Batterie besteht aus einer positiven Elektrode aus Nickelhydroxid, einer negativen Elektrode aus Metallhydrid, einem Separator und einem Elektrolyt aus Kalilauge. Bei der Ladung wird an der positiven Elektrode das Nickelhydroxid oxidiert und an der negativen Elektrode entsteht aus Wasser Wasserstoff, der als Metallhydrid gespeichert wird. Bei der Entladung dreht sich dieser Vorgang um. |
| Speichercharakteristika |
NiMH-Batterien haben eine Energiedicht von etwa 80 Wh/kg und eine Leistungsdichte von 600-750 W/kg. Sie weisen eine relativ hohe Selbstentladung von bis zu 25% pro Monat auf. Der Wirkungsgrad der Batterie liegt bei ca. 80%. Die kalendarische Lebensdauer liegt bei etwa 5 Jahren mit einer Zyklenzahl von etwa 1.000. Die Batterie kann in einem Temperaturbereich von -20°C bis 60°C betrieben werden. |
| Subsysteme |
NiMH sind heute die relevantesten Batterien auf Nickelbasis. Nickel-Cadmium-Batterien (NiCd) werden aus Gründen der Toxizität heute weniger verwendet. Im Weiteren gibt es in dieser Gruppe noch Nickel-Eisen-Batterien (NiFe), Nickel-Zink-Batterien (NiZn) und Nickel-Wasserstoff-Batterien (NiH), die jedoch heute kaum Relevanz haben. |
| Referenzen/Links |
http://batteryuniversity.com/learn/article/nickel_based_batteries "Untersuchungen zur Energiegewinnung für AmI-Systeme Philipp Münch Oliver Gabel; http://public.beuth-hochschule.de/~heineman/AEK/BMS%20nach%20Esslingen%2098%20.pdf ; Strukturen von Batterie- und Energiemanagementsystemen mit Bleibatterien und Ultracaps Detlef Heinemann; http://www.esu-services.ch/fileadmin/download/frischknecht-2012-Umweltaskpekte-Elektroautos.pdf; Die Marktdurchdringung der Elektromobilität in Deutschland: Eine Akzeptanz ... von Fabian Schühle; Eigenschaften heutiger Batterie- und Wasserstoffspeichersysteme für eine nachhaltige elektrische Mobilität Dipl.-Ing. Andreas Schuster Autor " |
| Technologiereifegrad |
Der Technologiereifegrad kann mit 8-9 angegeben werden. NiMH-Systeme sind in der heutigen Form seit den 1990ern verfügbar. 2006 wurden Systeme eingeführt, die eine geringere Selbstentladung aufweisen. Aktuelle Forschungsaktivitäten zielen auf eine Steigerung der Energiedichte dieser Systeme ab. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 8 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) |
mobile Anwendung |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) |
150 Ah / 3 Stunden |
| Energiedichte (Wh/kg) |
80 Wh/kg (bei Hochleistungszellen 55) |
| Leistungsdichte (W/kg) |
600 - 750 W/kg |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) |
bis zu 25% pro Monat |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) |
80% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) | 5 |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) | 1.000 |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
Kosten konnten mittels Desktop Recherche nicht genau ermittelt werden. Prognosen gehen von 753 €/kwh (2015) aus. |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) |
18,3 kg CO2-eq / 1 kg NiMH |
| Recyclingfähigkeit |
nur bedingt |
| Absatz, erwartet |
unbekannt |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) |
gering |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | nn |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | N |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | k.A. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
Untersuchungen zur Energiegewinnung für AmI-Systeme Philipp Münch Oliver Gabel; http://public.beuth-hochschule.de/~heineman/AEK/BMS%20nach%20Esslingen%2098%20.pdf ; Strukturen von Batterie- und Energiemanagementsystemen mit Bleibatterien und Ultracaps Detlef Heinemann; http://www.esu-services.ch/fileadmin/download/frischknecht-2012-Umweltaskpekte-Elektroautos.pdf; Die Marktdurchdringung der Elektromobilität in Deutschland: Eine Akzeptanz ... von Fabian Schühle; Eigenschaften heutiger Batterie- und Wasserstoffspeichersysteme für eine nachhaltige elektrische Mobilität Dipl.-Ing. Andreas Schuster Autor |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) |
-20 bis 60 |
| Materialien (Zellchemie) | Wie bei NiCd Zellen besteht die positive Elektrode aus reversibel ladbarem β-Nickelhydroxid. Die negative Elektrode besteht aus einer Metalllegierung, die Wasserstoff in Form von Hydriden speichern kann. Als Elektrolyt kommt wie in anderen alkalischen Systemen Kalilauge (KOH) zum Einsatz. Der Elektrolyt nimmt an der Zellenreaktion nicht teil. Die Konzentration des Elektrolyten ist somit über den gesamten Bereich des SOC konstant. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) |
Grundstoff Nickel weltweit hohe Verfügbarkeit |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) |
k.A. |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) |
k.A. |
| Problembereiche |
k.A. |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Derzeit ist eine 4V Lithium-Ionen Batterie aus einer negativen Elektrode (meist Graphit, C6), einer positiven Elektrode (meist Schichtoxid, LiMOx), einem flüssigen Elektrolyten (meist LiPF6 als Leitsalz in einem Gemisch aus binären Carbonaten, zzgl. Additiven) und einem Separator (hochporöses Polymer, oft keramikbeschichtet) aufgebaut. Beim Entladen wird die negative Elektrode (LixC6) oxidiert, zugleich findet eine Reduktion der positiven Elektrode (Li1-yMOx) statt. Beim Ladevorgang kehren sich die Elektrodenreaktionen um. |
| Speichercharakteristika |
Einerseits muss man Energie- und Leistungsdichte der 4V Lithium-Ionen Batterien für das Zelllevel, andererseits aber auch für das gesamte System (mehrere Zellen, inkl. Kühlung, Elektrik, Elektronik etc.) betrachten. In folgender Tabelle sind die Charakteristika für jeweils 1 Zelle bzw. ein System, das aus 100 Zellen besteht, zusammengefasst: Zelllevel Systemlevel (~ 100 Zellen) Energiedichte [Wh kg-1] 80 - 240 50 - 170 Leistungsdichte [Wh kg-1] 400 - 1.200 400 - 2.200 Die Spannweite an Energie- und Leistungsdichtewerte ist dadurch zu erklären, dass Batterien für Plug-in Hybridanwendungen (PHEV), Hybridanwendungen (HEV) und vollelektrische Anwendungen (BEV) speziell designt werden. Lithium-Ionen Batterien weisen eine geringe Selbstentladung (<1% pro Monat) und eine hohe Coulombeffizienz von nahezu 100% auf. Die kalendarische Lebensdauer liegt derzeit bei 10 Jahren mit einer Vollzyklenzahl von ca. 3.000 für beispielsweise PHEV Anwendungen. Die Ladedauer der Systeme beträgt 1-3 Stunden, wobei die Möglichkeit zum Schnelladen (30 Minuten) besteht. Die empfohlene Betriebstemperatur der Systeme ist 20-35°C (durch Zellchemie bedingt). |
| Subsysteme |
Eine Vielzahl an 4V Lithium-Ionen Batteriesystemen sind bekannt. Der TRL variiert je nach System. Kathoden: LiMn2O4, LiCoO2, LiMnxCoyNi1-x-yO2 (NMC), LiNixCoyAl1-x-yO2 (NCA), Blends untereinander, Gedopte Materialien mit z.B. Mg, etc. Anoden: Graphit (Natur, modifiziert), Li4Ti5O12 (LTO), Silizium-Graphit Komposite, etc. Elektrolyt: Meist LiPF6, aber auch andere Leitsalze (z.B. LiBF4, Ionische Flüssigkeiten), Carbonate (z.B. Ethylencarbonat, Dimethylcarbonat, fluorierte Carbonate), Additive (z.B.Vinylencarbonat, Fluorethylcarbonat) |
| Referenzen/Links |
Basierend auf derzeit erhältliche Kenndaten von Zellen am Markt (eigene Expertise) [1] M. M. Thackeray, C. Wolverton, E. D. Isaacs. Energy Environ. Sci. 5, 2012, p.7854-7863 [2] D. Larcher, J.-M. Tarascon. Nat. Chem. 7, 2015, p. 19-29. [3] C. Daniel, J.O. Besenhard. Handbook of battery materials 2nd edition. Germany: WILEY -VCH Verlag & Co KGaA. 2012 [4] The electrification of the Vehicle and the Urban Transport System, http://www.eucar.be/category/publications, 16.11.2015 [5] C. Daniel, J.O. Besenhard, Handbook of battery materials, Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, 2012 [6] T. Reddy, D.Linden, Linden's Handbook of Batteries, Mcgraw-Hill Education Ltd, 2010 |
| Technologiereifegrad |
TRL von 8-9 bezieht sich auf das zuvor beschriebene System. Derzeit finden Forschungsaktivitäten bzgl. neuer Kathodenmaterialien (z.B. gedopte Materialien, Variation in der Stöchiometrie à erhöhter Li-Anteil oder Senkung von Co-Gehalt), neuer Anodenmaterialien (z.B. Silizium-Graphit Komposite) aber auch bzgl. Elektrolyt (z.B. fluorierte Carbonate zur Erhöhung der elektrochemischen Stabilität, Prävention der Oxidation) statt. Hier ist der TRL geringer. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 8 - 9 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) |
nicht relevant |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) | Laden: 1h - 3h; Schnelladung möglich (in 30 Minuten); Super fast charge in 15 min |
| Energiedichte (Wh/kg) |
Zellevel (theoretisch) Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 80 - 240 W/kg Gesamtes Batteriepack (basierend auf 100 Zellen, theoretisch): Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 50 - 170 W/kg |
| Leistungsdichte (W/kg) |
Zellevel (theoretisch) Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 400 - 1.200 Gesamtes Batteriepack (basierend auf 100 Zellen, theoretisch): Abhängig von der EV, PHEV und HEV Anwendung zwischen 400 - 2.200 |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) |
Abhängig von der Zellspannung und Temperatur bei Lagerung bei RT & SoC < 50% ~1%/Monat |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) | Coulombeffizienz: ≤ 100% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) |
> 10 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) |
Hängt vom SOC Fenster, Temperatur, Lade-/Entladerate, … ab 3.000 Vollzyklen oder 10 Jahre |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
Abhängig von der Stückzahl/Massenproduktion bzw. auch vom Batterientyp EV: ~ 300- 350 €/kWh PHEV: ~ 700 € /kWh |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) | wegen Preis & Reichweite immer noch mittel. Erwartungen - hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) |
Sofern der Strom hauptsächlich aus Wasserkraft deutliche Senkungen von CO2, GHGs und PM möglich |
| Recyclingfähigkeit | J (Metalle - Stromsammler/Gehäuse; Aktivmaterialien, Elektronik/Elektrik: EAG-Recycling) |
| Absatz, erwartet |
EV: > 3.000/a PHEV: > 35.000/a (bis 2020 70.000/a erwartet) HEV: > 50.000/a Mild hybrids: > 100.000/a |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) | Keine Zellhersteller; Gehäuse/Materialien inländisch herstellbar; Assembling-Modules & Packs ;kleine Prototypen (Komponente und Zellen) in Forschungsprojekte (AIT, AVL, VIF, TUGraz, VMI; Samsung SDI; KTM, etc.) |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | Spitzenleistung, 50% SoC, 25°C: 0.4 - 0.6; kW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | auf dem Markt |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 |
System: 200 Wh kg -1 bis 2020 Theoretisch bis zu 300 Wh kg-1 möglich |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
Basierend auf derzeit erhältliche Kenndaten von Zellen am Markt [1] M. M. Thackeray, C. Wolverton, E. D. Isaacs. Energy Environ. Sci. 5, 2012, p.7854-7863 [2] D. Larcher, J.-M. Tarascon. Nat. Chem. 7, 2015, p. 19-29. [3] C. Daniel, J.O. Besenhard. Handbook of battery materials 2nd edition. Germany: WILEY -VCH Verlag & Co KGaA. 2012 [4] The electrification of the Vehicle and the Urban Transport System, http://www.eucar.be/category/publications, 16.11.2015 [5] C. Daniel, J.O. Besenhard, Handbook of battery materials, Wiley-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, 2012 [6] T. Reddy, D.Linden, Linden's Handbook of Batteries, Mcgraw-Hill Education Ltd, 2010 |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) |
Keine Einschränkungen: +10 to +40°C Standard Betriebstemperaturen mit Ladeeinschränkungen: -25 to +60°C |
| Materialien (Zellchemie) |
Negative Elektrode: Graphit (modifizierte natürlicher und künstlicher Graphit); LTO Positive Elektrode NMC; NCA; LMO; LFP, etc. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) |
Verfügbar, Co teuer - Anteil senken Lithium u.a. in Österreich (Koralpe) Kritische Rohstoffe - Recycling wichtig |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) |
verbesserte Kommunikation (BMS) notwendig (intern/extern= Batterie selbst & Batterie-Ladesäule; optimierte Integration |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) | k.A. |
| Problembereiche |
Stückzahlmarkt erforderlich um Kosten zu reduzieren Forschungsbedarf: neue Komponentarchitektur-erhöhte Energie,-und Leistungsdichte; Zelldesign optimierung; Lücke in know-how in Europa für Produktion von großdimensionalen Komponenten; System/Modul/Zelle (T-Bereich, Energiedichte, Cost-Down, Modularer Aufbau, Kerngehäusetechnologien) Elektronik-BMS (Verbesserung Algorithmen, Simplifizierte Überwachung) Niedervoltspeicher Fertigung-Design/HighVolume/Automatisierung Recycling / 2nd Life ; Battery diagnostics |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Die Funktionsweise und der Aufbau sind identisch mit denen der Gen2 Lithium-Ionen-Batterien (siehe Beschreibung für 4 V Lithium-Ionen-Batterien – Gen2). Die Aktivmaterialien für die Anoden- und Kathodenseite sowie für den Elektrolyten werden in der Sektion „Subsysteme“ beschrieben. |
| Speichercharakteristika |
Durch den Einsatz von Hochvoltmaterialien wird eine Erhöhung der Energiedichte im Vergleich mit herkömmlichen Lithium-Ionen-Batterien erwartet. Da es noch keine kommerziell verfügbaren Hochvoltzellen gibt, wurden die Werte sowohl für die Energie- als auch für die Leistungsdichte aus den 2020 Zielen von USCAR (United States Council for Automotive Research LLC) für EV-Zellen abgeleitet – siehe Tabelle 1 (aus [1]). Tabelle 1: 2020 Zielwerte für die Energie- und Leistungsdichte von EV-Systemen – aus [1] Zelllevel Systemebene Energiedichte [Wh kg-1] 350 235 Leistungsdichte [Wh kg-1] > 700 > 470 Die anderen Eigenschaften sind ähnlich zu den 4V-Systemen – siehe Beschreibung für 4 V Lithium-Ionen-Batterien – Gen2 |
| Subsysteme |
Kathodenseite: Es gibt zwei mögliche Entwicklungen in Richtung Hochvolt-Kathodenmaterialien: 1) „authentische“ Hochvoltmaterialien - mittlere Entladespannung liegt bei ca. 5V; Phosphate: LiCoPO4, Li3V2(PO4)3; Fluorphosphate Li2MPO4F, M=Co, Ni; Hochvoltspinelle: LiMn2-xMxO4; M = Co, Cr, Cu, Fe, Ni; wichtigster Vertreter/meistuntersuchtes Material: LiNi0.5Mn1.5O4; 2) andere hochkapazitive Materialien mit moderater mittlerer Entladespannung; die höheren Kapazitätswerte werden nur dann erreicht, wenn die Materialien bis ca. 4,8 V geladen werden; Li-reiche Schichtoxide: wo M = Mn, Ni, Co, Cr Anodenseite: Si- oder Sn-Legierungen, Kohlenstoff/Metall Komposite sowie Lithium-Titanate Elektrolyt: Es gibt unterschiedliche Ansätze, um dem Problem der Elektrolytzersetzung bei höheren Spannungen entgegenzuwirken. Die Verwendung von neuen Elektrolytsalzen oder Additiven sind einige Beispiele davon. |
| Referenzen/Links |
[1] USABC Goals for Advanced Batteries for EVs [2] M. Hu et al., J. Power Sources 237 (2013) 22 [3] J.-H. Kim, N. P. W. Pieczonka, and L. Yang, ChemPhysChem 15 (2014) 1940 [4] Fraunhofer ISI, Technologie-Roadmap Lithium-Ionen-Batterien 2030 [5] A. Kraytsberg and Y. Ein-Eli, Adv. Energy Mater. 2 (2012) 922 |
| Technologiereifegrad |
Der Technologiereifegrad (TRL) beträgt derzeit ca. 5-6. Folgende potenzielle Problembereiche, welche den Durchbruch dieser Technologie verzögern könnten, wurden identifiziert: - Stabilität des Elektrolyten gegen Oxidation, Nebenreaktionen mit den Aktivmaterialien - Korrosion der Zellkomponenten - Zyklenfestigkeit |
| TRL (Technology Readiness Level) | 5 - 6 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) |
nicht relevant |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) |
Laden: 1h - 3h, auch 30 min möglich |
| Energiedichte (Wh/kg) |
> 270 Wh/kg |
| Leistungsdichte (W/kg) |
700 Wh/kg (peak spec. discharge power, 30 s pulse) |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) |
≤ 1%/Monat |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) |
75 - 95% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) |
> 10 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) |
2.000 bei 1C/1C |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) | k.A. |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) |
mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) |
k.A. |
| Recyclingfähigkeit | Ja |
| Absatz, erwartet |
k.A. |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) |
Keine Produktion von Komponenten und Zellen, nur Forschungsprojekte-AIT, TUGraz, VMI; Assembling von Module & Packs-Samsung, einige kleine Unternehmer |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung | kW |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | J |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 |
erwartete Markteinführung - 2020 |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
USABC Goals for Advanced Batteries for EVs;Technology Roadmap Energy storage from IEA, International Energy Agency; NRW Masterplan Elektromobilität 2014 |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) |
-25 bis +55 |
| Materialien (Zellchemie) |
K: HV Spinell, Phosphate, Ni-reiche, Li, Mn-reiche Schichtoxide**; A: Si, Sn Legierungen, Kohlenstoff-Metallkomposite |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) |
Ni, Mn, Li, Si - OK; Co - kritischer Rohstoff |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) |
neues System -> neue Integrationskonzepte, bessere BMS, leistungsfähige Elektronik |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) |
Aufbau Infrastruktur notwendig |
| Problembereiche |
- Entwicklung von Hochspannungselektrolyten: Stabilität gegen Oxidation, Nebenreaktionen mit den Aktivmaterialien - Li, Mn-reiche Schichtoxide: Hohe irrev. Kapazitätsverluste im 1. Zyklus, Spannungsabfall, Zyklenfestigkeit - Korrosion der Zellkomponenten - Insgesamt LIB für mobile Anwendungen: sichere Systeme (Gehäuse, Verbindung, Kühlsystem, Leistungselektronik, BMS), Alterungsmodellierung, Recycling, Second-life...'Battery diagnostics |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise | Das Funktionsprinzip der Technologien ist sehr unterschiedlich: von Interkalation für Mg-Ionen Batterie (-> Kathode: Ein-und Auslagerung von Mg-Ionen in der Struktur; als Anode ist Mg-Folie verwendet -> Abscheiden, Auflösen) über Oxidation/Reduktion von Sauerstoff auf Gasdiffusionselektrode-Kathode für Me-Luft Systeme (als Anoden dienen jeweilige Metallen-Li, Al, Zn) bis zu „conversion“ Mechanismus für Li-S. Während der Entladung werden Lithium Ionen an der Anode (Li Metall) aufgelöst. An der Kathode verbindet er sich mit Schwefel, wobei Lithiumsulfide entstehen. Bei den Lithium-Schwefel- und Mg-Ionen-Akkumulatoren findet der Ladungstransport innerhalb des Elektrolyten durch Metallionen statt. Beim Me-Luft System wird die Ladung durch O2 von der Luft passiert. |
| Speichercharakteristika |
Die oben genannten Speichertechnologien sind heutzutage geforscht und entwickelt. Die Zielwerte sind noch nicht erreicht: auf Zellebene Wh/kg -> Li-S (300-800 ); Li-O2 (700-1.000); Zn-Luft (220-330); Mg-Ionen (400); Target Werte für Packs, die bis 2025 erreicht werden sollen: e.g. Li-S 600 Wh/kg; Li-O2 800; Die gezielte Zyklenfestigkeit für Li-S ist 1.500 bis 2.020 und für Li-O2 - 500. Derzeit gibt es noch keine Serienproduktion. In Bezug auf Mg-Batterie sind in Österreich sowohl Rohstoffe als auch Know-how für Gewinnung, Bearbeitung, Recycling vorhanden. Anlagen ebenfalls -> Nische in Batterietechnologie. |
| Subsysteme |
Me-Luft, Me-O2; Für Mg-Ionen und Li-S sind noch keine definiert |
| Referenzen/Links |
[1] Cost and performance of EV Batteries: Final report forThe Committee on Climate Change , Autors: Element Energy Limited (Shane Slater), Axeon (George Paterson, Valentina Gentili, Allan Paterson) and FRSE, School of Chemistry, University of St Andrews (Prof. P. Brus) [2] Tudron, F.B., Akridge, J.R., and Puglisi, V.J. (2004): Lithium-Sulfur Rechargeable Batteries: Characteristics, State of Development, and Applicability to Powering Portable Electronics (AZ: Sion Power). [3] Matthew M. Huie, David C. Bock, Esther S. Takeuchi, Amy C. Marschilok, Kenneth J. Takeuchi, Cathode materials for magnesium and magnesium-ion based batteries, Review, Coordination Chemistry Reviews 287 (2015) 15–27 |
| Technologiereifegrad |
TRL 1-4 für Me-Luft Systeme und Mg-Ionen Technologie: Die beiden Technologien sind immer noch in der Laborentwicklung / Grundlagenforschungsbereich. Die F&E fokussiert sich auf neue Materialien und Komponente, sowie deren Kombination und Integration. Lithium-Schwefel Technologie ist in TRL 4-6. Erste Prototypen von Li-S pack für BEV sind vorhanden (Demo am Geneva Motor show2014-Induct, France; Oxis Energy UK); China plant 40.000 packs für e-bike (500 Zyklen) bis 2018 |
| TRL (Technology Readiness Level) | 1 - 4 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) |
nicht relevant |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) |
sollte gleich wie LIB sein |
| Energiedichte (Wh/kg) |
Zielwerte-noch nicht erreicht: auf Zellebene Wh/kg -> Li-S (300-800 ); Li-O2 (700-1.000); Zn-Luft (220-330); Mg-Ion (400); |
| Leistungsdichte (W/kg) |
Target data pack 2025: e.g. Li-S 600 Wh/kg; Li-O2 800 |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) |
k.A. |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) |
> 90% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) |
> 10 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) |
Li-S: 1.500 (2.020); Li-O2 (500) |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
k.A. |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) |
Erwartung: hoch |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) |
nachhaltige und umweltfreundliche Technologien |
| Recyclingfähigkeit |
Ja (Materialien leicht rezyklierbar) |
| Absatz, erwartet |
Li-S pack in in kleiner Serie BEV (Demo am Geneva Motor show2014-Induct, France; Oxis Energy UK); China plant 40.000 packs für e-bike (500 Zyklen) bis 2018 |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) |
Keine Produktion; Im Bezug auf Mg-Batterie-in Österreich sowohl Rohstoffe als auch Know-how für Gewinung, Bearbeitung, Recycling vorhanden; Anlagen ebenfalls -> Nische in Batterietechnologie |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | Ja |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung |
erwartet 1.000 Wh/kg (Li-O2) |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | N |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 |
> 2.020 (Li-S); > 2.030 (2.050)-Li-O2, und andere |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
Cost and performance of EV Batteries: Final report forThe Committee on Climate Chang , Autors: Element Energy Limited (Shane Slater), Axeon (George Paterson, Valentina Gentili, Allan Paterson) and FRSE, School of Chemistry, University of St Andrews (Prof. P. Brus) |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) |
-25 bis +65 |
| Materialien (Zellchemie) |
Kohlenstoffe, Sweffel, Katalysatoren(nicht Edelmetale), Keraik, Mg, Halkogenide, Phosphate, etc. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) |
alle Materialien verfügbar - keine kritischen Rohstoffe |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) |
Forschungsbedarf auf allen Niveaus: Komponente, Zelle, system-wissenschaftliche und engineer-Aspekte |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) |
k.A. |
| Problembereiche |
Alle Systeme sind in Entwicklungsphase: Elektrolytstabilität; Materialien, Leistungen; Interphase Prozesse; Design, Gehäusertechnologie, Elektronik |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Die Polymerelektrolytbrennstoffzelle (Protonenaustauschmembran-Brennstoffzelle) ist eine Niedrigtemperatur-Brennstoffzelle. Die Membran ist beidseitig mit einer katalytisch aktiven Elektrode beschichtet, einer Mischung aus Kohlenstoff und einem Katalysator (meistens Platin, eine Mischung aus Platin und Ruthenium, Platin und Nickel oder Platin und Cobalt). H2-Moleküle dissoziieren auf der Anodenseite und werden unter Abgabe von zwei Elektronen zu je zwei Protonen oxidiert. Diese Protonen diffundieren durch die Membran (nur für positive Wasserstoffionen durchlässig). Auf der Kathodenseite wird Sauerstoff durch die Elektronen, die zuvor in einem äußeren Stromkreis elektrische Arbeit verrichten konnten, reduziert; zusammen mit den durch den Elektrolyt transportierten Protonen entsteht Wasser. Um die elektrische Arbeit nutzen zu können, werden Anode und Kathode an den elektrischen Verbraucher angeschaltet. Eine solche Einheit wird als Stack bezeichnet. Für die gute Verteilung der Gasströme werden Bipolarplatten genutzt. Mehrere Stacks werden u.a. über Interkonnektoren zusammengeschlossen. Der elektrische Wirkungsgrad beträgt je nach Arbeitspunkt etwa 60 Prozent. Als Elektrolyt dient dabei normalerweise eine feste Polymermembran, beispielsweise aus Nafion. Die Betriebstemperatur liegt im Bereich von 60 bis 120 °C, wobei für den kontinuierlichen Betrieb bevorzugt Temperaturen zwischen 60 und 80 °C gewählt werden. |
| Speichercharakteristika |
Da Brennstoffzellen an sich keine Energiespeicher sind, sondern nur Energiewandler, muss, was die Speicherkenndaten angeht, das Gesamtsystem betrachtet werden. Weiters ist zu beachten, dass Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien sind; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind. Falls dennoch ein Wert gefordert ist, bieten sich hier die Werte von Wasserstoff an: 33,3 kWh/kg DOE 2020-Dokument: 0,65 kW/L; 0,65 kW/kg Ladezeit beträgt derzeit unter 3 Minuten (SAE J2601). Es besteht bei der 700 Bar Gasflasche keine Selbstentleerung. |
| Subsysteme | Subsysteme als solches gibt es keine. Es existieren aber unterschiedliche Arten von Brennstoffzellen, wie z.B.: die Alkalische Brennstoffzelle. In der Regel wird eine wässrige Kaliumhydroxid-Lösung als Elektrolyt verwendet. Entsprechend dem pH-Wert des Elektrolyten wird die Zelle als alkalische Brennstoffzelle bezeichnet. Als Brenngas dient ebenfalls Wasserstoff, der der Anode zugeführt und dort zu H+ oxidiert wird. Zusammen mit OH−-Ionen, die an der Kathode durch Reduktion von Sauerstoff gebildet werden und über den Elektrolyten zur Anode gelangen, bildet sich an der Anode als Reaktionsprodukt Wasser, welches ständig abgeführt werden muss. Die Arbeitstemperatur der Zelle liegt bei 60–120 °C. Im Vergleich zur PEMFC hat die AFC eine geringere Leistungsdichte, aber aufgrund der höheren Zellenspannung einen etwas besseren Wirkungsgrad. Sie erreicht jedoch zurzeit nicht die hohen Stromdichten einer PEMFC. Der Elektrolyt dient gleichzeitig zur Temperaturregelung des Stacks, womit kein weiterer Kühlkreislauf notwendig ist. |
| Referenzen/Links |
Wasserstoff in der Fahrzeugtechnik: Erzeugung, Speicherung, Anwendung (ATZ/MTZ-Fachbuch) Gebundene Ausgabe – 13. April 2012 von Helmut Eichlseder (Autor), Manfred Klell (Autor) Wasserstoff und Brennstoffzellen. von Sven Geitmann Erneuerbare Energien und Alternative Kraftstoffe - Mit neuer Energie in die Zukunft? von Sven Geitmann Wasserstoff und Wirtschaft - von Alf-Sibrand Rühle, Sven Geitmann Fuel Cell Technology Handbook von Martin G. Hogarth, David Thompsett, Charles Richard Stone, Gregor Hoogers Energierevolution Brennstoffzelle. Perspektiven - Fakten - Anwendungen. von M. Pehnt Brennstoffzellen: Entwicklung, Technologie, Anwendung von Konstantin-Hey Ledjeff, Falko Mahlendorf, Jürgen Roes Brennstoffzellentechnik von Peter Kurzweil Handbook of Fuel Cells - Fundamentals, Technology, Applications von Wolf Vielstich, Arnold Lamm und Hubert Gasteiger Auslegung von Brennstoffzellenanlagen von W. Winkler Brennstoffzellen-Technologie. Hoffnungsträger für den Klimaschutz. von Dagmar Oertel, Torsten Fleischer Fuel Cells and their applications von Karl Kordesch, Günter Simader Energie der Zukunft. Die Ballard Brennstoffzelle und der Weg zum sauberen Elektroauto. von Tom Koppel |
| Technologiereifegrad |
7 bzw. schon am Markt (9) (Hyundai, Toyota, Honda, etc.) TRL 7 soll nur den Stand im Vergleich zu einem konventionellen Fahrzeug angeben. Heute findet noch Forschung im Bereich Effizienzsteigerung, Beständigkeit, Lebensdauererhöhung und Kostenreduktion statt. Die genaueren Maßnahmen und die möglichen Forschungsfragen sind im Abschlussbericht zusammengefasst. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 7 - 9 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) |
mobile Anwendung |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) |
Ladefähigkeit: < 3 min. (SAE J2601) |
| Energiedichte (Wh/kg) |
Wasserstoffgas (700 bar): 1,855 Wasserstoff: 33,3 kWh/kg |
| Leistungsdichte (W/kg) |
FC (DOE 2020): 0,65 kW/L; 0,65 kW/kg |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) |
keine |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) |
FC (DOE 2020): 65% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) |
> 15 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) |
> 20.000 |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
FC (DOE 2020): <40 $/kW H2 Tank: <10 $/kW |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) |
mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) |
Treibhauspotential [kg CO2-Äqu.] sehr stark abhängig von Strominput Edelmetalleinsatz (F&E Fokus) |
| Recyclingfähigkeit |
Pt-Recyling möglich. Second Life nicht relevant |
| Absatz, erwartet |
Weltweit (2014): 50.000 (stationär & mobil) Österr. 2015: 6 FCEV erwartet für 2016: 35 - 50 FCEV |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) |
OMV: H2-Produktion Fronius: Produktion FC für industrielle Anwendungen (z.B Gabelstapler) Linde: Tankstellen-Produktion Plansee: Bipolarplatten, Interkonnektoren Magna: H2-Tanks AVL: Entwicklungsdienstleister automotive und stationäre FC Systeme; Produktion Komponenten Miba, Proionic: H2 Speichermaterial Miba: Beschichtungstechnologie für metall. BPP |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) |
Back-up Power / USV: Anwendung im Bereich Telekom (Tetranetze mit langer Backup Zeit) |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung |
W bis MW Scale möglich |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) | Ja |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 |
siehe DOE Targets |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
Buch: Brennstoffzellentechnik: Grundlagen, Komponenten, Systeme, Anwendungen |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) |
60 - 80°C / -30°C bis +45°C |
| Materialien (Zellchemie) |
Katalysatormaterialen sind vor allem Pt (bzw. Gemisch aus Pt und Ni oder Co) als Katalysator. (Mengenreduktion wurde vorwiegend über Strukturierung der Pt Katalysatoren erreicht); Sulfoniertes Tetrafluorethylen-Polymer für die Membran |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) |
Pt: Verfügbar, aber teuer, daher wird versucht zu substituieren. Derzeitige FC-Autos haben nicht mehr Pt in der Zelle als ein herkömmlicher Diesel im Katalystor (laut Toyota bei der A3PS-Konferenz) Restliche oben erwähnte Materialien leicht und billig zu erwerben. Metallische Bipolar Platte aus zB.316 L mit 0,1 mm Dicke ermöglicht starke Kostenreduktion. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) |
Elektronik ist wichtige Integrationstechnologie für Leistung, Steuerung (Lebensdauer), Sicherheit |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) |
Stückzahlmarkt erforderlich, um stabile Lieferantenstrukturen für Komponenten zu etablieren und Kosten zu senken. Forschungsbedarf parallel zur Marktentwicklung auf allen Ebenen, um Performance zu steigern und Kosten weiter zu senken; Marktbarrieren wie Mangel an HRS, legistische Benachteiligungen durch Unwirksamkeit der Vorteile (Emissionsfreiheit, CO2 Einsparung, etc.) aufheben |
| Problembereiche |
Initialmarkt in Europa für Stabilisierung der Wertschöpfungsketten und Technologiereifung (Kostensenkung, Lebensdaueroptimierung, etc.); für mobile Anwendungen ist ausreichende Anzahl HRS erforderlich; Pilotprojekte zur Darstellung und Kommunikation der technolog. Vorteile; Abbau von legistischen Barrieren für Emissionsfreie Technologien und Aufbau von legistischen Barrieren für gesundheitsschädigende, herkömmliche Technologien |
| Kenngröße | Ausgewählter Speicher |
|---|---|
| Funktionsweise |
Die SOFC ist eine Hochtemperatur-Brennstoffzelle, die bei einer Betriebstemperatur von 650 - 1.000 °C betrieben wird. Der Elektrolyt dieses Zelltyps besteht aus einem festen keramischen Werkstoff, der in der Lage ist, selektiv Sauerstoffionen zu leiten, für Elektronen jedoch isolierend wirkt. An beiden Seiten der Elektrolytschicht sind die Elektroden, Kathode und Anode, angebracht. Sie sind gasdurchlässige elektrische Leiter. Der sauerstoffionenleitende Elektrolyt ist als dünne Membran vorgesehen, um die Sauerstoffionen energiearm transportieren zu können. Dies funktioniert nur bei hohen Temperaturen. Die dem Elektrolyt abgewandte, äußere Seite der Kathode wird von Luft umgeben, die äußere Anodenseite von Brenngas. Ungenutzte Luft und ungenutztes Brenngas sowie Verbrennungsprodukte werden abgesaugt. Im Inneren der SOFC findet die Redox-Reaktion von Sauerstoff mit dem Brennstoff, der Wasserstoff sein kann, jedoch z. B. auch Kohlenstoffmonoxid oder Methan, statt. Auf der Kathodenseite herrscht Sauerstoffüberschuss, während auf der Anodenseite Sauerstoffmangel herrscht, weil der vorhandene Sauerstoff gleich z. B. mit dem Wasserstoff reagiert. Durch dieses Konzentrationsgefälle diffundiert der Sauerstoff von der Kathode zur Anode. Hat das Sauerstoffmolekül die Grenzfläche zwischen Kathode und Elektrolyt erreicht, nimmt es 2 Elektronen auf, wird damit zum Ion und kann die Barriere durchdringen. An der Grenze zur Anode angekommen, reagiert es katalytisch mit dem Brenngas unter Abgabe von Wärme und den entsprechenden Verbrennungsprodukten, und gibt wieder 2 Elektronen an die Anode ab. Voraussetzung dafür ist ein Stromfluss, der Zweck der Festoxidbrennstoffzelle, der anderweitig genutzt werden kann. Aufgrund der variablen Brennstoffe kann keine einheitliche Reaktionsgleichung für die SOFC angegeben werden. |
| Speichercharakteristika |
Bei einer Spannung von etwa 0,7 V wird eine Leistungsdichte von circa 1 W/cm² (entsprechend einer Stromdichte von 1,4 A/cm²) erreicht. Da Brennstoffzellen an sich keine Energiespeicher sind, sondern nur Energiewandler, muss, was die Speicherkenndaten angeht, das Gesamtsystem betrachtet werden. Weiters ist zu beachten, dass Energiedichte und Leistungsdichte in Wh/kg bzw. W/kg typische Werte für Batterien sind; bei der Elektrolyse/Bz werden diese Werte normalerweise nicht angegeben, da sie sehr stark vom jeweiligen System und der Nutzung abhängig sind. Falls dennoch ein Wert gefordert ist, bieten sich hier die Werte von Wasserstoff (33,3 kWh/kg) und Methan (13,9 kWh/kg) an. |
| Subsysteme |
Im Wesentlichen unterscheidet man aufgrund der Bauform: tubuläre (röhrenförmige) und planare (flache) SOFCs. |
| Referenzen/Links |
Solid Oxide Fuel Cells herausgegeben von J. Mizusake,Subhash C. Fuel Cell Handbook (Seventh Edition) ab Seite 7–1, ISBN 978-0-387-77707-8, 2009 Einführung in die Hochtemperaturbrennstoffzelle (SOFC), Institut für Technische Thermodynamik des Deutschen Zentrums für Luft- und Raumfahrt A.J. Appleby, F.R. Foulkes, Fuel Cell Handbook, Van Nostrand Reinhold, New York, NY, 1989. zitiert in: Fuel Cell Handbook, EG&G |
| Technologiereifegrad | TRL 7 für den mobilen Bereich. Hier wird diese Technik hauptsächlich als Auxiliary Power Unit (APU bzw. Hilfsantrieb) genutzt, um beim Stillstand eines Schwerverkehrslasters die VKM abstellen zu können und damit CO2 und Treibstoff einsparen zu können. Forschung findet im Bereich Effizienzsteigerung, Beständigkeit, Lebensdauererhöhung und Kostenreduktion statt. Die genaueren Maßnahmen und die möglichen Forschungsfragen sind im Abschlussbericht der Speicherinitiative Phase I angeführt. |
| TRL (Technology Readiness Level) | 7 |
| Netzebene (NS=7, MS=5, HS=3, HöS=1) |
mobile Anwendung |
| Schnelligkeit/Regel-Ansprechverfahren (schnell/mittel/langsam) |
Ladefähigkeit: < 3 min |
| Energiedichte (Wh/kg) |
Wasserstoffgas (700 bar): 1,855 Wasserstoff: 33,3 kWh/kg |
| Leistungsdichte (W/kg) |
k.A. |
| Selbstentladung (%/Tag, %/Monat, ...) | keine |
| Wirkungsgrad (technologisch, Batterie) (%) |
30 - 40% |
| Kalendarische Lebensdauer (a) |
> 15 Jahre |
| Zyklenfestigkeit (Zyklen über Lebensdauer) |
CHP: > 40.000 Bh |
| Kosten (Investitionskosten, Betriebskosten) (€/kWh) bzw. (€/kW) |
CHP: < 1.500 $/kW |
| Soziale Akzeptanz der Technologie (hoch/mittel/niedrig) |
mittel |
| Ökol. Performance (CO2-Äquivalent, seltene Erden, ökol. Fußabdruck) |
Zellkomponenten enthalten Seltene Erden |
| Recyclingfähigkeit |
Recyling von Pt und Seltener Erden möglich (Forschungsbedarf!). Second Life nichtrelevant |
| Absatz, erwartet |
Weltweit (2014): 50.000 (stationär & mobil) |
| Inländische Wertschöpfung (Hersteller in Ö, Demoprojekte, Forschung) |
Zusätzlich zu PEM: AVL: SOFC-APU Profactor: MSC-Platten ALPPS FC-Systems: SOFC-APU (existiert Alpps noch?) |
| Stromoutput (Eignung des Stromspeicher zur Netzrückzuspeisung) (J/N) | J |
| Leistung (kW) ev. Dauer-/Spitzenleistung |
kW bis MW Scale möglch |
| Erzeugungsnähe (produktionsnahe) (J/N) |
Ja |
| Zielwert ausgewählter Kennzahlen für die Technologie z.B. bis 2025/2030 | k.A. |
| Referenzen (Literaturquellen zu eingetragenen tech. Kennzahlen) |
Buch: Brennstoffzellentechnik: Grundlagen, Komponenten, Systeme, Anwendungen |
| Temperaturfestigkeit (Betriebs- und Umgebungstemperatur/Limitierung) (°C, von-bis) |
750 - 900°C / -30°C bis +45°C |
| Materialien (Zellchemie) |
Materialen sind vor allem Elektrolyte aus fester Oxidkeramik (bspw. Yttrium-stabilisiertes Zirkonoxid "YSZ" oder alternativ strontium- und magnesiumdotiertes Lanthangalliumoxid (LSGM) oder selten gadolinium dotiertes Ceroxid). Anode: Verbundwerkstoff aus dem Metall Nickel und der Keramik YSZ. Kathode: viele Kombinationen möglich zb.: Lanthan-Strontium-Manganit, Lanthan-Strontium-Kobaltit,... Durch hohe Einsatztemperatur → unedlere, kostengünstigere Materialien (Pt-Einsparung) einsatzbar. Hohe Einsatztemperatur aber auch der Grund für fast alle technischen Herausforderungen. |
| Rohstoffe/Verfügbarkeit (nach Hauptelemente) |
Aufgrund der hohen Temperatur kann weniger Pt verwendet werden. Zirkonoxid ist billig zu haben. Die Seltnen Erden, die derzeit noch verwendet werden müssen, sind nicht teuer oder "selten", aber der europäische Markt macht sich damit von Asien und da vor allem von China abhängig. Das Yttrium z.b. hebt die Kosten derzeit noch leicht an. Gravierender wäre aber ein wiederholtes Ausfuhrverbot solcher Seltenen Erden seitens China. |
| Peripherie: BMS/Leistungselektronik (F&E Bedarf) (J/N) | Ja |
| Infrastruktur (F&E Bedarf) |
Forschungsbedarf parallel zur Marktentwicklung auf allen Ebenen, um Performance zu steigern und Kosten weiter zu senken; |
| Problembereiche | Initialmarkt in Europa für Stabilisierung der Wertschöpfungsketten und Technologiereifung (Kostensenkung, Lebensdaueroptimierung, etc.); für mobile Anwendungen ist ausreichende Anzahl HRS erforderlich; Pilotprojekte zur Darstellung und Kommunikation der technolog. Vorteile; Abbau von legistischen Barrieren für Emissionsfreie Technologien und Aufbau von legistischen Barrieren für gesundheitsschädigende, herkömmliche Technologien |
