Luftaufnahme des Campus Getreidemarkt mit dem Logo des IET

© Matthias Heisler

Energiespeicherung

Es wurden zahlreiche Projekte im Forschungsgebiet der Energiespeicherung durchgeführt.

Ausgewählte Projekte

In Europa fällt die Hälfte des Gesamtenergieverbrauchs auf die Bereiche Heizen und Kühlen. Auch heute wird die Einbindung erneuerbarer Energiequellen in Fernwärme- und Kältenetze durch verschiedene Barrieren behindert. Ein Beispiel dafür ist der monatlich oder saisonal unterschiedliche Bedarf an Fernwärme und elektrischer Energie.

Da sich die EU bis zum Jahr 2050 verpflichtet hat, klimaneutral zu sein, betreffen die daraus resultierenden, erforderlichen Maßnahmen den ökonomisch-sozialen Bereich wie auch den Umgang mit der Umwelt.

Der Anteil von Fernwärme und Fernkälte beträgt im Wärmemarkt der EU heute etwa 12 % (3 578 TWh/a). Konventionelle Fernwärme- und Kältenetze basieren meist auf fossil befeuerten Wärmeerzeugern und Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, welche ebenfalls mit fossilen Energieträgern befeuert werden (Erdgas: 46 %, Kohle: 15 %, Heizöl: 10 %) und nuklearer Energie (7 %).

Verschiedene Szenarien sagen eine dynamische Zunahme des Anteils erneuerbarer Energieträger im Bereich von Fernwärme und Fernkälte voraus, um zum verbindlichen Ziel von 32 % erneuerbarer Energieträger im Endenergiebedarf der EU bis 2030 beizutragen.

Schätzungen für 2050 zeigen die Verteilung des Einsatzes verschiedener regenerativer Energieträger, um die Dekarbonisierung im Energiebereich zu bewältigen, siehe Bild 1.

Tortendiagramm mit der Darstellung des Energiemixes

Ein Fernwärme- und Fernkältenetz benötigt Elektrizität (für Wärmepumpen und Zirkulationspumpen) und Wärme (Lieferung des Nutzwärmestroms, Betrieb von Absorptionskältemaschinen). Der Anteil dieser benötigten Energieformen wird von der eingesetzten Technologie, der Jahreszeit und dem Aufstellungsort beeinflusst.

Beide Energieformen können idealerweise aus erneuerbaren Energiequellen stammen, wodurch der Fernwärme- und Fernkältesektor zu einem wirksamen Hebel für die Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energie im gesamten Energiesektor werden kann.

Darüber hinaus ist die Fernwärme/Fernkälte, aus technischer und organisatorischer Sicht, ein Konzept, das den raschen und kosteneffizienten Übergang zu erneuerbaren Energieträgern ermöglicht (verglichen mit Umstellungsmaßnahmen in Einzelhaushalten).

Fernwärme-/Fernkältesysteme bieten dem Gesamtenergiesystem viele Vorteile, wie Betriebsflexibilität sowie die Kopplung zum elektrischen Netz.

Die wichtigste erneuerbare Energiequelle in Fernwärme- und Kältenetzen ist die Biomasse (11 %). Andere Technologien, wie Wind, PV und Wasserkraft, spielen eine untergeordnete Rolle (in Summe kommen diese auf etwa 5 %). Solarthermie, Geothermie und Umgebungswärme liefern gemeinsam nur einen Beitrag von 1,5 %.

Darüber hinaus ist wichtig festzustellen, dass in der EU an die Umgebung abgeführte industrielle Abwärme 25 % des Wärmebedarfs der Wohnhäuser und der tertiären Gebäude decken könnte.

RESTORE Hauptprojektziel:

Entwicklung einer technischen Lösung, mit deren Hilfe die derzeitigen technologischen Barrieren, welche die Verbreitung erneuerbarer Energieträger im Bereich des Fernwärme- und Fernkältebereichs behindern, überwunden werden können. Die entwickelte Technologie soll den Anteil erneuerbarer Energie und den Einsatz industrieller Abwärme stark erhöhen. Dadurch soll die Wettbewerbsfähigkeit und Nachhaltigkeit von Fernwärme- und Kältesystemen gesteigert werden, was wiederum eine positive Rückwirkung auf Stakeholder, Konsumenten und Industrie hat, siehe Bild 2.

Schematisches Fluss-Diagramm von Primärenergie zu Endenergie

Projektpartner

CEN– Foundation CENER
TUW – Technische Universität Wien
POL – Politecnico di Milano
TUR – Turboden
EB – Enerbasque
SIM – SemTech Simulation Technology
AAL – Aalborg CSP
SIG – Steinbeis Innovation GmbH
AND – Andritz
RD – Südbayrisches Portland-Zementwerk Gebr. Wiesböck  Co. GmbH
UBB -  Babes-Bolyai University
PI – Prospex Institute vzw

Kontakt

Univ.-Prof. Dipl.-Ing. Dr.
Markus HAIDER
+43 1 58801 30208
markus.haider@tuwien.ac.at

Die diesem Projekt zu Grunde liegende Idee ist, thermochemische Speicher in Backöfen zur Wärmerekuperation bzw. -steuerung einzubauen. Für den Temperaturbereich dieser Anwendung wird thermochemisches Material für den Niedertemperaturbereich eingesetzt. Durch die große Speicherdichte von thermochemischen Speichermaterialien können sehr kompakte Systeme gebaut werden, die leicht in Backöfen integriert werden können.

Thermische Speicherkonzepte für einen Backofen basieren momentan größtenteils entweder auf der Überführung in latente Wärme oder auf der Umwandlung in elektrische Energie. Die Überführung in latente Wärme ist für den kurzfristigen Einsatz während des Garvorgangs ausgelegt. Es soll insbesondere die in der (gegebenenfalls wasserbeladenen) Abluft vorhandene Energie an die Zuluft übertragen werden. Die Umwandlung in elektrische Energie mittels eines Thermogenerators benötigt zur Energiespeicherung eine Batterie oder Vergleichbares.

Zur Erwärmung des Garguts im Backofen wird nicht nur die Luft im Ofen, sondern auch das Backrohr erwärmt. Dafür wird eine entsprechende Menge an Energie benötigt, die insbesondere nach Beendigung des Garvorgangs als Wärme an die Umgebung abgegeben wird.

Ziel dieses Forschungsprojektes ist es, ein Funktionsmuster für die thermochemische Wärmerekuperation in einem Backofen mittels unterschiedlicher thermochemischer Substanzen zu entwickeln und umfangreiche Untersuchungen zu den Limitierungen des Systems, der optimalen Prozessführung, der Anwendbarkeit für den Endkunden, dem praktischen Potential und den Herausforderungen im Realsystem durchzuführen.

Schematische Darstellung eines Backrohrs mit seitlich angeordneten Energiespeichern und einem Wasservorratsbehälter unten.

© IET

Projektpartner

BSH Hausgeräte GmbH
Innoweld-Metallverarbeitung GmbH

Kontakt

A.o. Univ.Prof. DI. Dr.
Andreas WERNER
+43-1-58801-302310
andreas.werner@tuwien.ac.at

Das Institut für Energietechnik und Thermodynamik (IET) arbeitet seit mehr als 10 Jahren an der Entwicklung partikelbasierter Hochtemperatur-Wärmespeichersysteme (Thermal Energy Storage – TES). Diese Arbeit hat bis 2022 vier (4) Patente, ~15 Veröffentlichungen, 6 Prüfstände im Labormaßstab, zwei (2) Pilotanlagen und eine (1) Lizenzvereinbarung hervorgebracht.

Die ursprüngliche Idee zielte auf die Wärmespeicherung in adiabatischen Druckluftspeichern (Adiabatic Compressed Air Energy Storage - ACAES) ab. Sehr bald zeigte sich, dass das Konzept auch für Solarthermische Kraftwerke (Concentrated Solar Power - CSP), elektrothermische Energiespeicherung in Verbindung mit Dampf- und sCO2-Kreisläufen, auch Carnot-Batterien oder PTES (Pumped Thermal Energy Storage) genannt, und für industrielle Wärmespeicherung anwendbar ist.

Alle erwähnten Anwendungen benötigen einen indirekten Partikel-Fluid-Wärmetauscher, der optimiert ist für (a) maximierte thermische Gesamtleistung, daher Gegenstromcharakteristik; (b) minimierte Hilfsenergie; (c) minimierte Kosten, daher maximierte Wärmeübertragung und Wärmeübertragungskoeffizienten.

In ETES-Systemen muss der Partikelsuspensionsfluss umkehrbar sein, um ein schnelles Umschalten vom Lade- zum Entladebetrieb zu ermöglichen. Eine Pfropfen-Strömung der Suspension ist sehr wichtig.

Das IET hat zwei grundlegende Wärmetauscher-Konzepte entwickelt. Das ursprüngliche Konzept, auch sandTES_1.0 genannt, basierte auf einer Längsströmung von Partikeln entlang der Rohre. Eine neuere Entwicklung namens sandTES_2.0 basiert auf Querströmung über die Rohre.

Beide Konzepte nutzen die patentierten Ansätze eines 2-stufigen Fluidisierungs-Düsenbodens (für eine stabile und gleichmäßige Verteilung der Fluidisierungs-Luft) und die Verwendung von ventilgesteuerten Luftkissen über dem Freeboard. Die Luftkissen sind obligatorisch für eine effiziente Umkehrung des Partikelstroms in ETES-Anwendungen. Sie sind auch für die Einstellung eines Plug-Flow-Strömungsverhaltens auf der Partikelseite unerlässlich.

sandTES_1 mit Partikellängsströmung hat den Vorteil des konstanten Querschnitts in Partikel-Strömungsrichtung und das Fehlen von 180°-Rohrbögen. Es eignet sich gut für Anwendungen wie ACAES, bei denen die Wärmeübertragung auf der Fluid-Seite begrenzt ist und bei denen aufgrund mäßiger Fluid-Drücke ein hoher Strömungsquerschnitt in den Rohren erforderlich ist.

sandTES_2 mit transversaler Partikelströmung bietet die Vorteile maximaler Design-Flexibilität zur Optimierung sowohl der Partikel- als auch der Fluid-Massenstromdichte. Die Querströmung ermöglicht auch die Verwendung von spiralförmigen Querrippen, die es ermöglichen, den auf dem Außendurchmesser basierenden (äquivalenten) Wärmeübertragungskoeffizienten mit einem Faktor zwischen 4 und 6 (im Vergleich zu einem glatten Rohr) zu multiplizieren. Da die Hilfsleistung eines sandTES-Wärmetauschers direkt proportional zum Bettvolumen ist, wirken sich hohe Wärmeübertragungskoeffizienten sowohl auf die Leistung als auch auf die Kosten stark aus.

Die meisten Prüfstände sind der Analyse der Wärmeübertragung, der Strömungscharakteristik und der Systemcharakteristik gewidmet. Ein Prüfstand wurde entwickelt, um beschleunigte Erosionstests durchzuführen, die das Ziel haben, nachzuweisen, dass in HTX-Anwendungen ohne chemische Reaktion und mit kleinen Partikeln, die bei niedrigem Fluidisierungsgrad (Vielfaches der minimalen Fluidisierungsgeschwindigkeit) betrieben werden, mit einer Rippenrohr-Lebensdauer von mehr als 20 Jahren gerechnet werden kann. Die experimentellen Arbeiten zur Wärmeübertragung und zum Suspensionsströmungsverhalten wurden durch numerische Analysen basierend auf dem CPFD-Code Barracuda unterstützt. Diese Simulationen zielten einerseits darauf ab, auf Systemebene zu verstehen, was für die Etablierung des Plug-Flow-Verhaltens in FB-HTXs mit horizontaler Strömung erforderlich ist.

DANKSAGUNG:

Unsere Arbeit wurde teilweise unterstützt von

• der österreichischen Forschungs-Förderungs-Gesellschaft (FFG) (mehrere Projekte, Forschungs- und Versuchsstände der ersten Generation),

• ARPA-e, im Programm DAYS Projekt DE-AR0000996 mit Lead Partner Echogen Power Systems,

• DOE Solar Technologies Office, im Projekt CPS 38476 „Compact Counterflow Fluidized Bed Particle Heat Exchanger“ mit dem Lead Partner Sandia National Laboratories,

US Department of Energy (DOE) unter der Projektnummer DE-FE0032024 mit dem Lead Partner Electric Power Research Institute EPRI.

An der TU Wien haben Karl Schwaiger, Peter Steiner und Stefan Thanheiser die größten Beiträge geleistet. Sie wurden ihrerseits von zahlreichen Master- und Bachelorstudierenden mit ihren Abschlussarbeiten unterstützt.

Konzept eines SandTES Wärmetauschers, mit Rohren und Wirbelschicht-Boxen

© IET

Kontakt:

Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.
Markus HAIDER
+43 1 58801 30208
markus.haider@tuwien.ac.at

Prozess-Flussbild einer SandTES-Anlage

© IET

3 D Bild des U-förmigen Wärmetauschers mit Hauptabmessungen

© IET

In Stahl gefertigter Rippenrohr-Wärmetauscher

© IET

In den letzten Jahren wurden mehrere Konzepte zur thermodynamischen Stromspeicherung veröffentlicht. Diese sogenannten Elektrothermische Energiespeicher (ETES) tragen auch die Bezeichnungen „Pumped Thermal Energy Storage“ (PTES) und „Carnot-Batterie“.

Das Institut für Energiesysteme und Thermodynamik (IET) ist an zwei Projekten mit Partnern aus den USA beteiligt.

ETES-Technologien haben Folgendes gemeinsam:

  • Strom wird als thermische Energie (TES) gespeichert,
  • die Technologie ist ortsunabhängig,
  • je nach Temperaturniveau werden ein oder zwei Wärmespeicher benötigt,
  • im Allgemeinen werden zwei gegenläufige thermodynamische Kreisprozesse benötigt (Wärmepumpenzyklus zum Laden und Leistungszyklus zum Entladen).

Die Wärmespeichertemperaturniveaus können über oder unter der Umgebungstemperatur liegen. Für den Fall, dass die Umgebungstemperatur für die niedrigere Temperatur gewählt wird, wird nur ein thermischer Speicher, und zwar für hohe die Temperatur, benötigt.

In einem einfachen Aufbau lädt eine elektrische Widerstandsheizung (anstelle eines Wärmepumpenkreislaufs) den Hochtemperaturspeicher.

Die Kombination eines Wasser-Dampf-basierten Rankine-Kreisprozesses mit elektrischer Heizung und thermischem Energiespeicher (TES) ergibt den Spezialfall eines thermischen Speicherkraftwerks (TSPP).

Die beigefügten Abbildungen zeigen die Konzepte sowohl für CO2- als auch für H2O-basierte Konzepte.

DANKSAGUNGEN:

Diese Arbeit wurde teilweise unterstützt durch

  • ARPA-e, im Programm DAYS Projekt DE-AR0000996 mit Projektleiter Echogen Power Systems,
  • US Department of Energy (DOE), Projekt DE-FE0032024 mit Projektleiter Electric Power Research Institute EPRI,
  • mehrere von der FFG geförderte Projekte (Forschungs- und Versuchsstände der ersten Generation).
3D Schematische Darstellung des Konzepts mit Silos für heißen und kalten Sand, sowie Wärmetauscher und Kraftwerks-Einheit

© Echogen

Kontakt

Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn.
Markus HAIDER
+43 1 58801 30208
markus.haider@tuwien.ac.at

In Stahl gefertigter Rippenrohr-Wärmetauscher

© IET

Blockschaltbild eines TSPP-Systems

© IET

Steigende soziale und gesetzliche Anforderungen, die Energieversorgung und die Prozessindustrie zu dekarbonisieren und nachhaltig zu gestalten, fordern einen starken Ausbau erneuerbarer Energietechnologien, wie z.B. Solarthermie, Photovoltaik oder Windkraft. Vor allem für elektrische Energiesysteme entsteht dadurch auch eine zeitliche Varianz der Energieverfügbarkeit, die durch entsprechende Flexibilisierungsmaßnahmen, zu denen Speicher zählen, ausgeglichen werden muss. Derzeit sind wenige Speichersysteme realisiert, die die Synergien kombinierter thermischer und elektrischer Speicherung nutzen.

Im Projekt SyndETES wird ein instationärer offener Wasser-Dampf-Kreisprozess untersucht, der diese Synergien nutzt. Ausgangspunkt ist das Konzept für Carnot-Batterien, das auf der Speicherung von elektrischer Energie in Form von thermischer Exergie beruht. Dieses wird erweitert, sodass neben elektrischer Energie auch industrielle Abwärme genutzt werden kann. Bei erhöhtem Bedarf im Industrieprozess kann die thermisch gespeicherte Energie flexibel entweder direkt als Prozessdampf oder elektrisch über beispielsweise eine Dampfturbine bereitgestellt werden.

Ziel des Projekts SyndETES ist eine wirtschaftliche und technologische Analyse des im Projekt entwickelten Systemdesigns. Mit Unterstützung eines Stakeholder-Expertenpools soll festgestellt werden, unter welchen Rahmenbedingungen ein SyndETES-System in industrielle Prozesse eingebunden werden kann. Neben Aussagen zur Machbarkeit in Form von Betriebscharakteristika und Wirtschaftlichkeit erfolgt eine Gegenüberstellung zu einem Referenzsystem, sowie das Ableiten weiterer Maßnahmen zum Anheben des Technology-Readiness-Levels.

Schaltplan ein instationärer offener Wasser-Dampf-Kreisprozess

Projektpartner

AIT Austrian Institute of Technology GmbH

Kontakt

A.o. Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.
Karl PONWEISER
+43 1 58801 302310
karl.ponweiser@tuwien.ac.at
 

Ziel dieses F&E-Projekts war es, eine 10 MWth Hochtemperatur-Wärmerückgewinnung aus einem Zementwerk zu entwickeln und den Transport der Wärme zu Industriekunden zu ermöglichen, die mehr als 1,5 km von der Wärmequelle entfernt sind. Die Querung von öffentlichem Gelände mit einer Wärmetransportleitung auf diesem Temperaturniveau wurde in Österreich noch nie realisiert. Der Kontext erfordert maximale Standards für Zuverlässigkeit und Sicherheit.

Da Zementwerke im Winter typischerweise für mehrere Wochen stillstehen, ist die Frage der Wärmespeicherung von zentraler Bedeutung. Die Umweltverträglichkeit ist im Hinblick auf Emissionen, aber auch auf den Gewässerschutz wichtig, da der Standort in einem touristischen Gebiet an einem See liegt. Als Wärmetransportmedium kommen nur umweltverträgliche Flüssigkeiten wie H2O oder CO2 in Frage.

Für das Gesamtkonzept wurden ca. 30 Verschaltungen der Teilsysteme Wärmeentnahme, Speichersystem und Fernwärmesystem thermodynamisch und hinsichtlich des technischen und wirtschaftlichen Optimums analysiert.

Daraus wurden vier (4) Konzepte technisch ausgelegt und wirtschaftlich analysiert. (K0, K5, K9, K10).

Bild 1 zeigt das Temperatur/Wärmeleistungs-Diagramm (T/Q) der Aufgabenstellung.

Bild 2 zeigt das Verfahrensfließbild des Grundkonzeptes K0 ohne Speicher.

Für die Wärmeauskopplung hat der Vergleich zwischen den Ansätzen „Staubbeladener Glattrohrwärmetauscher“ und „Keramischer Heißgasfilter + Rippenrohrwärmetauscher“ finanzielle Vorteile für die Rippenrohrvariante aufgezeigt.

Für das technisch-wirtschaftliche Projektkonzept wurde dennoch die Glattrohrvariante gewählt, da einerseits das technische Risiko geringer ist und andererseits die innerbetrieblichen Materialflüsse besser organisiert werden können.

Für den Wärmetransport über 1,5 km (Wärmekopplung) hat sich ein Fernwärmesystem auf Dampfbasis klar als technisch-ökonomisch vorteilhafteste Lösung herausgestellt.

Dies stand im Gegensatz zu der ursprünglichen Einschätzung zu Beginn des Projekts.

Das Projektteam konnte eine technisch machbare Route zwischen der Abwärme-Quelle und den potenziellen Industriekunden erarbeiten.

Es wurden verschiedene Arten von Wärmespeichern analysiert. Ziel eines Wärmespeichers ist es einerseits, den Betrieb zu optimieren und andererseits durch eine zeitliche Entkopplung von Erzeugung und Verbrauch die Abwärme-Nutzung zu maximieren und somit CO2-Emissionen zu vermeiden. Die Lastprofile der Abwärme und des Wärmebedarfs sind sehr unterschiedlich. Ein Speicher ermöglicht die Abstimmung von Angebot und Nachfrage. Im Projekt wurde zwischen Betriebsspeicher (6 MWh), Tagesspeicher (330 MWh) und Langzeitspeicher (> 4 GWh) unterschieden.

Die Anzahl der Speicherzyklen steigt mit abnehmender Speichergröße.

Für die betriebliche Speichervariante wurden Ruths Dampfspeicher (K5) und Druckwasserspeicher (K10) technisch-ökonomisch bewertet. Für Tagesspeicher oder größere Hochtemperaturspeicher (K9) wurde ein Kiesspeicher entwickelt, simuliert, im Labor der TU Wien getestet und techno-ökonomisch bewertet. Für die Langzeitspeicherung, mit Nutzung bis hin zur Saisonspeicherung, wurden Kiesspeicher und Grubenwasserspeicher (pit-storage) bewertet.

In Bezug auf CO2-Einsparung und Wirtschaftlichkeit hätte die verfügbare Abwärme von 70 bis 90 GWh (je nach Konzept) ein theoretisches CO2-Emissionsvermeidungspotenzial von bis zu 22.000 Tonnen (22 kT) CO2 pro Jahr.

Die untersuchten Varianten ohne Speicher (K0), mit Betriebsspeicher (K5 und K10) oder mit Tagesspeicher (K9) erlauben eine Abwärme-Nutzung im Bereich von 42 GWh jährlich bis 65 GWh jährlich (47 bis 72 % des maximalen Potenzials).

Folgende Eckdaten sind die wesentlichen Eingangsgrößen für die Wirtschaftlichkeit des Projektes:

  • Investitionskosten,
  • laufende Kosten (Betriebskosten),
  • wirtschaftlicher Betrachtungszeitraum (Nutzungsdauer),
  • Zinssatz,
  • spezifische Brennstoffkosten,
  • substituierte Menge an Primärenergie,
  • Finanzierung (insbesondere Invest-Finanzierung),
  • andere vermiedene Kosten (z. B. Steuern pro kWh oder pro Tonne CO2) basierend auf der Menge an vermiedener Primärenergie und Emissionen.

Auf Basis der für das Projekt im Jahr 2021 geltenden Eckdaten konnte leider für keines der untersuchten Konzepte eine wirtschaftliche Machbarkeit nachgewiesen werden. Bei noch größeren Wärmespeichern verschlechterte sich die Wirtschaftlichkeit unter den vorherrschenden Rahmenbedingungen. Im Zuge des Projekts wurde erarbeitet, welche Änderungen der Rahmenbedingungen eine Umsetzung ermöglichen würden.

Acknowledgments:

Das Projekt wurde vom Österreichischen Klima- und Energie-Fonds gefördert.

Temperatur über Wärmeleistung aufgetragen, Übersicht und Detail

© IET

Konsortium:

  • TU Wien (Projektleitung)
  • Energie AG Oberösterreich Erzeugung GmbH
  • Energie AG Oberösterreich Vertrieb GmbH
  • Zementwerk Hatschek GmbH                
Block Diagramm mit Energiebereitstellung durch Rauchgaskühlung und Energienutzung in einer Molkerei

© IET

  • Energieinstitut an der JKU Linz
  • Kremsmüller Industrieanlagenbau KG
  • Porr AG
  • ste.p ZT GmbH
Ergebnis-Kennzahlen der Systeme: Pressurized Water, indirect, Supercritical CO2, indirect, Steam supply, direct. Auswahl: Direct steam supply

© IET

Kontakt:

Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.
Markus HAIDER
+43 1 58801 30208
markus.haider@tuwien.ac.at

Ziel des Projektes SANBA ist es, für eine zukünftige Nutzung eines ehemaligen Kasernenareals ein so genanntes Anergie- oder Niedertemperatur-Heiz- und Kühlsystem (< 30°C) zu entwickeln und anhand dieser Aufgabenstellung offene Forschungsfragen zu beantworten. Zentrale Elemente sind dabei die Nutzung der industriellen Niedertemperatur-Abwärme aus Prozessen einer benachbarten Molkerei sowie die Entwicklung von Sanierungs- und Umrüstungskonzepten für die denkmalgeschützten Gebäude. In einem ersten Schritt und als Kerninhalt dieses industriellen Forschungsprojektes wurden nach einer umfassenden Untersuchung des Geländes neuartige und kommunizierende Simulationswerkzeuge entwickelt, um die komplexe Situation des Areals, bestehend aus verschiedenen Wärmequellen, denkmalgeschützten und potenziellen neuen Gebäuden, unterschiedlichen Temperaturniveaus und Zeiten des Energiebedarfs, unterschiedlichen Nutzungen der Gebäude etc. zu bewältigen. Das Konzept des Anergienetzes umfasst (I) die Wärmerückgewinnung aus dem Abwasser der benachbarten Molkerei, (II) die Integration von lokal verfügbaren erneuerbaren Energiequellen, (III) Energiespeicheraspekte, (IV) die besondere Herausforderung unterschiedlicher Gebäudestandards der denkmalgeschützten Altbauten gegenüber Neubauten mit unterschiedlichen Nutzungen (Wohnen, Gewerbe, Bildung) und damit unterschiedlichen Angebotstemperaturen und Nachfrageeigenschaften, und (V) die moderate Kühlung über Free Cooling.

Das Projekt SANBA ist Teil der thematischen Modellregion NEFI, die energieintensive und verarbeitende Industrien und deren Dekarbonisierung in den Mittelpunkt eines langfristigen Innovationsprozesses zur Förderung der technologischen Entwicklung stellt. SANBA trägt zu den NEFI-Innovationsfeldern Energieeffizienz & Neue Prozesse und Erneuerbare Energien & Speicher & DSM bei.

Schematische Projektbeschreibung

Kontakt

A.o. Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.
Karl PONWEISER
+43 1 58801 302310
karl.ponweiser@tuwien.ac.at

NEFI - SANBA, öffnet eine externe URL in einem neuen Fenster

Das Projekt „Zweifeldspeicher“ befasst sich mit dem innovativen Design und dem Betrieb von saisonalen thermischen Energiespeichern in Form von Erdwärmesondenfeldern. Dem Stand der Technik entspricht die zyklische Speicherung von Heiz- und Kühlenergie in einem Erdwärmesondenfeld, wobei der benötigte Heiz- und Kühlenergiebedarf aus demselben Speicherfeld gedeckt wird. Der Innovationsansatz dieses Projekts ist die Teilung des Felds in zwei Teile mit unterschiedlichen Temperaturniveaus. Dabei soll ein Feld in erster Linie für die Bereitstellung von Heizenergie, das zweite für die Bereitstellung von Kühlenergie dienen, wodurch sich das Projektteam eine deutliche Effizienzsteigerung sowohl im Heiz- wie auch im Kühlbetrieb verspricht. Darüber hinaus ermöglicht dieser Ansatz die Implementierung zusätzlicher Wärmequellen- und senken in das Speicherkonzept. Die dafür notwendigen Innovationen im Bereich der Speichermodellierung sowie der Regelungstechnik werden im Rahmen des Projekts erarbeitet. Weiters werden im Rahmen dieser Sondierung auch die technisch-ökonomischen Grundlagen für die Konzeptionierung einer full-scale Test- und Demonstrationsanlage ausgearbeitet. Diese soll im Rahmen eines folgenden F&E&I Projekts wissenschaftlich begleitet werden.

Blockschema des Systems mit Kälteübergabe, Wärmeübergabe, zwei Wärmepumpen und zwei Erdsondenspeicher.

© Geologische Bundesanstalt

Projektkoordinator

Geologische Bundesanstalt (GBA)

Projektpartner

ENFOS e.U.
AIT Austrian Institute of Technology

Kontakt

A.o.Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.
Karl PONWEISER
+43 1 58801 302310
karl.ponweiser@tuwien.ac.at

FFG Projektdatenbank – Zweifeldspeicher, öffnet eine externe URL in einem neuen Fenster

Das Projekt zielte darauf ab, Wärmenetze mit Hilfe thermischer Hochtemperaturenergiespeicher zu flexibilisieren.

Als Grundlage für die Untersuchungen sollte der bestehende Wärmeknoten der Fa. EVN am Standort Dürnrohr herangezogen werden, welcher mit einer Müllverbrennungsanlage und dem damals noch in Betrieb befindlichen Kraftwerksblock des Kohlekraftwerks Dürnrohr, Wärme für verschiedene Industriebetriebe sowie die Fernwärmeversorgung der Regionen Tulln und St. Pölten bereitzustellen. Als Wärmespeicher sollten vier thermische Energiespeicher betrachtet werden.

Insbesondere die tägliche Morgenspitze, die momentan durch fossile Energieträger (Kohle, Erdgas) ausgeglichen wird, sollte künftig auf CO2-neutralem und nachhaltigem Weg – mittels Integration thermischer Speicher -  bewältigt werden.

Ziel des Projektes war eine detaillierte technisch-ökonomische Auslegung der vier Wärmespeichertechnologien, um eine gezielte Auswahl des optimalen Wärmespeicherkonzepts auf Basis technischer und wirtschaftlicher Daten zu ermöglichen.

Zylindrische Speicherbehälter für kalten und heißen Sand, Becherwerk und Wärmetauscher.

Poster DE (PDF), öffnet eine Datei in einem neuen Fenster

Kontakt:

Ao.Univ. Prof. Dipl.-Ing. Dr.
Heimo WALTER
Telefon: +43 1 58801 3023 30218