Energiewende Strom speichern mit Dampf: Sächsische Forscher optimieren neues Batteriekonzept

An der Hochschule Zittau/Görlitz experimentieren Forscher mit einem neuen Typ von Batterie zur kurzfristigen Speicherung von Strom. Statt eines Lithium-Ionen-Akkus verwenden sie Wasserdampf und Druckbehälter.

Will die Menschheit Strom künftig ausschließlich mit Windrädern und Solarzellen erzeugen, benötigt sie gewaltige Stromspeicher. Die müssen Zeiträume überbrücken, in denen weder Wind weht noch Sonne scheint, die Menschen aber Energie benötigen und umgekehrt. Ingenieure an der Hochschule Zittau/Görlitz erproben jetzt einen neuen Typ von Batterie: Zwei Druckbehälter mit Wasserdampf und dazwischen eine Maschine, die mit Strom den Dampfdruck erhöhen kann (Aufladung) bei der Reduktion von Druck wieder Strom erzeugen kann (Entladung).


Wirkungsgrad: Rund 60 Prozent

Dem Grunde nach funktioniert der Speicher nach dem alten Prinzip der Dampfmaschine. "Dampf als Speichermedium ist schon sehr lange bekannt", sagt Thomas Schäfer vom Institut für Prozesstechnik, Prozessautomatisierung und Messtechnik an der Hochschule Zittau/Görlitz. "Jeder, der Dampfloks kennt, weiß, dass sie sehr schwere Güterzüge ziehen können, weiß, welche Energie in Dampf stecken kann. Deswegen ist Dampf als Speichermedium auch hervorragend geeignet für eine Batterie."

Bei dem jetzt im Labor der Forscher aufgebauten Speicher wird beim Ladevorgang Dampf aus einem Behälter mit eine niedrigen Druck von sieben bis 20 bar komprimiert und in einem Hochdruckbehälter mit rund 60 bar gespeichert. Dabei wird der Dampf auf rund 280 Grad Celsius erhitzt. Beim Entladen produziert die Maschine wieder Strom, der Dampfdruck sinkt auf etwa 30 bar.


Kombinierte Strom und Wärmenutzung sinnvoll

Wie bei allen Speichertechnologien liegt auch bei der Dampfbatterie der Knackpunkt im Wirkungsgrad. Bei der Umwandlung des Stroms in höheren Dampfdruck erreichen die Ingenieure aktuell einen Wirkungsgrad von 60 bis 70 Prozent. Bei der Rückwandlung in Strom liegt er dagegen nur bei 35 bis 60 Prozent.

Dieser Wert könnte aber auf bis zu 90 Prozent steigen, wenn die gespeicherte Energie nicht nur in Strom zurückverwandelt, sondern auch direkt als Wärme genutzt wird. "Das könnte in der Anwendung beispielsweise für Stadtwerke interessant sein, die nicht nur Stromkunden haben, sondern auch Fernwärme anbieten", sagt Thomas Schäfer. Der Fachbegriff für solche kombinierten Nutzungen heißt "Sektorenkoppfung". Ein weiteres Einsatzgebiet sind Industrien, bei denen Dampf als Abfallprodukt anfällt.


Benötigte Ressourcen: Stahl und Wasser

Die jetzige Versuchsanlage ist vergleichsweise klein. Insgesamt kann sie rund 110 kWh Strom speichern. Doch die Anlage sei leicht skalierbar, wenn man sie um zusätzliche Druckkessel und Maschinen erweitere, sagt Schäfer. So könnte die Speicherleistung auf viele Megawatt vergrößert werden.

Ein weiterer Vorteil liegt im relativ einfachen Grundprinzip, erklärt Thorsten Voss vom Hamburger Unternehmen Spilling, das den Prototypen im Auftrag der Hochschule gebaut hat: "Gegenüber Akkus haben wir erst einmal den großen Vorteil, dass wir keine schwer zu beschaffenden Werkstoffe benötigen. Seltene Erden heißen seltene Erden, weil sie so selten sind. Das brauchen wir alles nicht, wir verwenden nur Stahl und Eisen. Und ansonsten: Arbeitsmedium ist Wasser."

Bein einem späteren Einsatz in der Praxis rechnet Schäfer damit, dass der Speicher die Energie bis zu 24 Stunden halten kann, bevor die Wärmeverluste das Dampfdruckkessels zu groß werden. Dieser Wert könne zwar mit zusätzlicher Isolierung verbessert werden, grundsätzlich sei das jetzige Konzept des Dampfspeichers aber eher auf den Ausgleich kurzzeitiger Schwankungen zwischen Stromangebot und Nachfrage ausgerichtet. Sprich: Der Speicher nimmt den nicht benötigten Strom auf, den Solarzellen bei ihrer Leistungsspitze am Mittag produzieren und gibt ihn wieder ab, wenn die Privatverbraucher abends nach Hause zurückkehren.


Laufzeit: Bis zu 40 Jahren

Der Dampfspeicher ist einer von mehreren Ansätzen der thermischen Energiespeicherung, die aktuell erforscht werden. Andere Teams arbeiten an Batterien, die mit deutlich höheren Temperaturen arbeiten und Strom beispielsweise speichern, in dem sie geschmolzene Salze auf mehrere tausend Grad Celsius erwärmen. Auf diese Weise lässt sich deutliche mehr Energie speichern. "Das kann sinnvoll sein im Kraftwerksbereich, etwa in großen Solarthermiekraftwerken, wie sie derzeit unter anderem in Spanien gebaut werden", sagt Thomas Schäfer von der Hochschule Ziitau/Görlitz.

Der Nachteil: Flüssige Salze sind sehr aggressiv, die Speicherbehälter daher großem Verschleiß ausgesetzt. Das thermo-mechanische-Speichersystem aus Sachsen dagegen soll eine Lebensdauer von bis zu 40 Jahren haben.

(ens)

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