Erneuerbare und sichere Energieversorgung ist für die Industrie von hoher Wichtigkeit und kann nicht zuletzt aufgrund der internationalen Klimaziele nur durch die optimale Nutzung aller verfügbarer Ressourcen erreicht werden.

Selbst in Österreich, das einen hohen Wasserkraftanteil besitzt, wird derzeit nur ein Teil des elektrischen Energiebedarfs durch erneuerbare Energiequellen bereitgestellt und es ist in naher Zukunft nicht vorstellbar, auch den Wärmebereich mit erneuerbarem Strom abzudecken und somit zu elektrifizieren. Daher sollten zur Deckung des industriellen Prozesswärmebedarfs im niedrigen und mittleren Temperaturbereich (<400 °C) exergetisch sinnvolle Alternativen zur Anwendung kommen: Abwärmenutzung, solare Prozesswärme und Wärmepumpen, jeweils kombiniert mit Speichern, sowie Photovoltaik und PVT-Kollektoren.

Bis dato werden die Vorteile einer kombinierten Integration verschiedener erneuerbarer Technologien nur im Gebäudebereich realisiert. In der Industrie sind, obwohl ein technisches und wirtschaftliches Potenzial zur Abdeckung des industriellen Prozesswärmebedarfs durch erneuerbare Energien existiert, folgende Problemstellungen noch zu adressieren:

• Kriterien und Methoden zur Identifikation und Bewertung der technisch und wirtschaftlich sinnvollsten Auswahl bzw. Kombination möglicher Technologien,
• Design-, Betriebs- und Regelungsstrategien für die optimierte Integration erneuerbarer Technologiekombinationen sowie
• Systemsimulationen zur Abbildung bzw. Bearbeitung der genannten Fragestellungen.

Ergebnisse des Projekts CORES sollen nachvollziehbare globale System-Indikatoren (Key Performance Indicators), ein Optimierungsalgorithmus für die erforderlichen Systemsimulationen und die daraus abgeleiteten Regelungsstrategien für eine optimierte Betriebsführung der Technologiekombinationen sein. Außerdem sollen drei konkrete Umsetzungen mittels realer Industriestudien initiiert werden.

Das Projekt CORES wird gemeinsam mit einem Konsortium aus Deutschland und der Schweiz durchgeführt. Der Fokus der österreichischen Forschungsarbeiten liegt auf der innerbetrieblichen optimierten Integration der erneuerbaren Technologienkombinationen. Der Schwerpunkt des deutschen Konsortiums liegt in der Integration in Industrieparks bzw. der netzgebundenen Energieversorgung, die Schweizer Forschungsgruppe beschäftigt sich mit ökonomischen Bewertungskriterien sowie Finanzierungsmodellen.

Der Forschungsbereich Thermodynamik und Wärmetechnik beschäftigt sich seit geraumer Zeit mit konzentrierenden Solar-Systemen (CSP - Concentrated Solar Power).

Neben der direkten Umwandlung von Solar-Strahlung in elektrische Energie mittels Photovoltaik (PV) ist der Pfad der Energiewandlung von Solar-Strahlung über thermische Energie hoher Temperatur zu elektrischer Energie nach wie vor eine bedeutende Alternative. Bei dieser wird die Solar-Strahlung über Linien- oder Punkt-Konzentratoren gebündelt, ehe sie auf einen thermischen Receiver auftrifft. Dadurch können höhere Temperaturen als bei Planar-Receivern erreicht werden, was eine Speicherung der thermischen Energie bei hohen Temperaturen ermöglicht und eine Umwandung der thermischen Energie in elektrische Energie mit hohen Wirkungsgraden erlaubt. Insbesondere die Speicherung der thermischen Energie bringt Vorteile gegenüber einem PV-Pfad.

Im Zuge der Forschung an CSP-Systemen sind wertvolle Forschungskooperationen und Publikationen entstanden. - Hier ein kurzer Auszug:

• U. Leitner:
  "Numerische Analyse der Intensitätsverteilung am Absorber eines pneumatisch vorgespannten Solarkonzentrators";
  Betreuer/in(nen): K. Ponweiser; Institut für Thermodynamik und Energiewandlung, 2009.
• M. Hartl:
  "Pneumatisch vorgespannter Solarkonzentrator - theoretische Betrachtungen und praktische Erfahrungen";
  Betreuer/in(nen), Begutachter/in(nen): K. Ponweiser, F. Rauscher; Institut für Energietechnik und Thermodynamik, 2010; Rigorosum: 11.10.2010.
• C. Diendorfer:
  "System Design and Analysis of Floating Solar Power Plants";
  Betreuer/in(nen), Begutachter/in(nen): M. Haider, F. Rammerstorfer; Institut für Energietechnik und Thermodynamik, 2014; Rigorosum: 25.06.2014.
• M. Lauermann:
  "Pneumatic prestressed solar concentrator - thermal and optical analyses";
  Betreuer/in(nen), Begutachter/in(nen): K. Ponweiser, F. Rauscher; Institut für Energietechnik und Thermodynamik, 2015.
• M. Heigl:
  "Entwicklung des pneumatisch vorgespannten Solarkonzentrators vom Prototyp bis zur Serienreife";
  Betreuer/in(nen), Begutachter/in(nen): K. Ponweiser, R. Willinger; Institut für Energietechnik und Thermodynamik, 2015.
• E. Esmaeili:
  "Electrolytic solar water splitting at elevated temperatures a thermodynamic approach";
  Betreuer/in(nen), Begutachter/in(nen): K. Ponweiser, J. Fleig, A. Werner; Institut für Energietechnik und Thermodynamik, 2017.
• G. Oberndorfer:
  "Sensitiv of Annual Solar Fraction for Solar Space and Water Heating Systems to Tank and Collector Heat Exchanger Parameters";
  Betreuer/in(nen): W. Linzer; Institut für Technische Wärmelehre, 1999.
• G. Fuchs:
  "Measurement and Control of a Pneumatic Solar Concentrator";
  Betreuer/in(nen): K. Ponweiser; Institut für Thermodynamik und Energiewandlung, 2008.
• M. Garcia Ano:
  "Investigation of the Optical Behavior of a Concentrating Solar Collector";
  Betreuer/in(nen): K. Ponweiser; Institut für Thermodynamik und Energiewandlung, 2008.
• V. Layec:
  "Formfinding of inflatable solar concentrators";
  Betreuer/in(nen): K. Ponweiser; Institut für Thermodynamik und Energiewandlung, 2008.
• D. Wertz:
  "Comparison between various concepts of Solar Thermal Power Plants";
  Betreuer/in(nen): H. Walter; Institut für Thermodynamik und Energiewandlung, 2008.
• D. Wagner:
  "Investigation of Solar Cells for a Concentrating Solar Collector";
  Betreuer/in(nen): K. Ponweiser; Institut für Thermodynamik und Energiewandlung, 2009.
• A. Miguez da Rocha:
  "Analysis of Solar Retrofit in Combined Cycle Power Plants";
  Betreuer/in(nen): A. Steiner, M. Haider; Institut für Energietechnik und Thermodynamik, 2010.
• A. Bacher:
  "Auswirkung erhöhter Einspeisung durch Solar- und Windkraftlagen auf die Betriebsweise von Wasserkraftanlagen";
  Betreuer/in(nen): C. Bauer, E. Doujak; E302 - Institut für Energietechnik und Thermodynamik, 2013; Abschlussprüfung: 05/2013.
• L. Panzer:
  "Design and simulation of a solar tower cavity receiver with "solar salt" as heat transfer fluid";
  Betreuer/in(nen): M. Haider; Institut für Energietechnik und Thermodynamik, 2015.
• H. Ernst:
  "Erarbeitung des Festigkeitsnachweises sowie Entwicklung eines Stabilisierungssystems einer Heliofloat Luftkissenplattform";
  Betreuer/in(nen): R. Eisl, M. Haider; Institut für Energietechnik und Thermodynamik, 2018.

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.

Danksagung:

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

Da Top-Down-Ansätze zur Erreichung der Energiewende aufgrund der Komplexität der Energiesysteme von Kontinenten, Ländern usw. allein nicht zum gewünschten Erfolg führen, wird hier der Vorschlag gemacht, für einen Typ von Regionen energetisch nachhaltige Lösungskonzepte zu erarbeiten. Im Forschungsschwerpunkt (FSP) 1 des ResearchLabs sollen Regionen mit einer Einwohnerzahl von ca. 2500 (vorerst auf Österreich bezogen) analysiert werden, mit dem Ziel, diese dezentral mit regenerativen Energieträgern zu versorgen. Dafür soll der Import von Strom, Wärme und Treibstoffen basierend auf Kohlenwasserstoffen minimiert und die dezentral verfügbaren emissionsneutralen Energieträger verstärkt verwendet werden.

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.

IET arbeitet an einer neuartigen Technologie für schwimmende Solarkraftwerke namens HELIOFLOAT.

Das Projekt ist Teil eines Doktorandenprogramms und die Forschung wird in Zusammenarbeit mit mehreren nationalen und internationalen Partnern durchgeführt. Derzeit sind ein Antrag auf nationale Förderung und Patentanmeldungen anhängig.

Die Motivation für Solar-Offshore-Lösungen liegt darin, dass Europa nicht über ausreichend Landflächen verfügt, um einen nennenswerten Beitrag zur Solarenergie zu leisten; nur Spanien verfügt über bedeutende Landflächen mit hoher direkter Normalstrahlung (DNI). Das Solarpotenzial Europas steigt dramatisch, wenn man einen Küstenstreifen von 30 km um die Küsten Südspaniens, Maltas, Lampedusas, Italiens, der Peloponnes-Halbinsel (Griechenland), Kretas oder Zyperns berücksichtigt. Die Offshore-Solarstromerzeugung hat gegenüber landgestützten Systemen zwei Vorteile: die Möglichkeit einer relativ mühelosen Nachführung um eine vertikale Achse (Kostenvorteil) und die Möglichkeit der Nutzung von Meerwasser zur Kühlung (Kosten- und Effizienzvorteile). Die grundlegende Hoffnung des HELIOFLOAT-Konzepts besteht darin, dass diese Vorteile die Herausforderungen, Kosten und Schwierigkeiten im Zusammenhang mit der Offshore-Anordnung ausgleichen werden.

Die wichtigsten technischen Merkmale von HELIOFLOAT sind:

• Die Solarplattformen werden durch eine Kombination aus Spar-Bojen, einem Fachwerksystem und einem pneumatischen Stützsystem getragen und stabilisiert.
• Als Konzentrationstechnologie kommt entweder die bewährte HELIOTUBE-Technologie mit vorgespannten pneumatischen Konzentratoren (PPC) oder alternative Optionen zum Einsatz.
• Als Wärmeträgerflüssigkeit wird entweder organische Wärmeträgerflüssigkeit oder Direktdampf verwendet.
• Die Energieplattform ist von den Solarplattformen getrennt. Sie entspricht dem konventionellen und bewährten Plattformdesign für Öl- und Gasplattformen. Sie umfasst einen Kontrollraum, eine Dampfturbine, einen Generator, einen mit Meerwasser gekühlten Kondensator, die Nebenanlagen und ein optionales thermisches Energiespeichersystem.

Aufgrund der laufenden Patentanmeldung können zum jetzigen Zeitpunkt keine weiteren Details genannt werden.

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.

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).

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.

Danksagungen:

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.

In einer Forschungskooperation unterstützt das IET die Firma Hydrotaurus GmbH bei der Entwicklung einer Hubkolbenmaschine mit CO2 als Arbeitsmedium, welches sich stets im überkritischen (im superkritischen) Zustandsbereich befindet. Die Maschine soll dazu genutzt werden, thermische Energie von niedriger Temperatur (Niedertemperaturwärme) in möglichst hohem Maße in mechanische Energie umzuwandeln.

Während eines Arbeitszyklus tauscht das Arbeitsmittel mechanische Energie mit einem hydraulischen System aus, in welchem Hydrauliköl von einem niedrigen auf ein hohes Druckniveau gebracht wird. In idealisierter Weise nehmen dabei die Zustandsänderungen des Arbeitsmittels während des Kreisprozesses in einem Zustandsdiagramm, bei dem der Druck über dem spezifischen Volumen aufgetragen wird (p,v-Diagramm), eine rechteckige Gestalt an.

Bei gegebenen Temperaturniveaus der Wärmezufuhr und der Wärmeabfuhr ist die Geometrie der Hubkolbenmaschine so zu wählen, dass die vom Kreisprozess eingeschriebene Fläche möglichst groß wird. In den Abbildungen sind beispielhaft zwei Kreisprozesse im p,v- und im T,s-Diagramm (Temperatur über Entropie) dargestellt.

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.

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.