Strom aus Wind und Sonne sicher im Speicher

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Sie haben eine Kapazität von 700 bis 1000 MWh. Das reicht für eine Überbrückung von acht bis 15 Stunden, je nachdem, wie viel Wärme tagsüber in die Speicher gefahren wird. Allerdings hat diese Technik zwei gewichtige Nachteile: Das Salz – ein Mischung aus Natrium- und Kaliumnitrat – ist teuer. Außerdem belastet das mehrere Hundert Grad heiße Salz Pumpen, Isolierung und Behältermaterial.

Kommerziell genutzte Energiespeicher arbeiten mit Salzlösung

Eine Weiterentwicklung des Flüssigsalzspeichers sind Latentwärmespeicher. Hier werden für Be- und Entladung Salzmischungen aus Nitrat- und Nitritsalzen genutzt, die Energie in einem engen Temperaturbereich aufnehmen und abgeben können und bei denen die beim Phasenwechsel auftretende Latentwärme ausgenutzt wird.

Ein solcher Speicher arbeitet seit März am Standort eines solarthermischen Pilotkraftwerks im südspanischen Carboneras. Das Kraftwerk dort erzeugt Strom über Direktverdampfung, die gebündelten Sonnenstrahlen verwandeln Wasser im Absorberrohr, also ohne ein Wärmeträgeröl, direkt in Dampf für den Generator. Bei 305 °C nimmt das Salz Energie dadurch auf, dass es von einem festen in einen flüssigen Zustand übergeht. „Der Vorteil ist die hohe Speicherdichte bei minimaler Temperaturänderung“, sagt Zunft.

Neuartiger Betonspeicher nimmt Wärme auf

Außerdem verfügt Carboneras über einen neuartigen Betonspeicher, der die Wärme des überhitzten Dampfes aufnimmt. Für Beton sind im Gegenteil zum Salz, das unter 230 °C erstarrt und dann alle Komponenten und Leitungen verkrustet, niedrige Temperaturen kein Risiko. Experten der DLR und von Ed. Züblin haben eine Betonmischung entwickelt, die zwischen 250 und 400 °C bis zu 50 kWh/m³ speichern kann. Beton selbst ist kein besonders guter Wärmeleiter, daher wird in die feste Matrix ein Röhrensystem als Wärmetauscher integriert.

Effiziente Speichertechnik ist nicht nur für Wind und Sonne unverzichtbar, sie kann Effizienz und Wirtschaftlichkeit auch von herkömmlichen Kraftwerken deutlich erhöhen. Beispielsweise haben GuD-Kraftwerke mit Kraft-Wärme-Kopplung häufig den Nachteil, dass sie viel überschüssige Wärme erzeugen, für die sich im Sommer keine Abnehmer finden. Ein Wärmespeicher könnte thermische Energie „parken“ und nachts – bei abgeschalteter Gasturbine – zur Verfügung stellen. Das wäre ein großes wirtschaftliches Plus für Betreiber.

Hochtemperatur-Wärmespeicher als Pilotanlage geplant

RWE Power hat 2009 mit Thyssen-Krupp Xervon Energy, der Paul Wurth Gruppe und dem DLR die Entwicklung eines Hochtemperatur-Wärmespeichers für GuD-Kraftwerke gestartet. Eine erste Pilotanlage soll beim Heizkraftwerk von RWE Power in Dortmund gebaut werden – und zwar so groß, dass kein Upscaling hin zu einer Großanlage mehr nötig ist. Mitte 2012 soll mit dem Detailengineering begonnen werden. Die Inbetriebnahme könnte dann 2014 erfolgen. MM

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