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Vattenfall versenkt keine Milliarden mehr?

Laut der FTD wird der Energieversorger Vattenfall nicht mehr Milliarden in die CCS-Technologie zur Abscheidung Kohlendioxid aus Kohlekraftwerken versenken. Die Anlage zur Abscheidung von Kohlendioxid sollte 1,5 Milliarden kosten und bis zum Jahre 2016 in Betrieb gehen. Vattenfall begründet den Ausstieg aus CCS-Technologie damit, dass das Projekt nicht von der Politik unterstützt wird. Vielmehr wird Vattenfall erkannt haben, dass die Abscheidung von Kohlendioxid extrem unwirtschaftlich ist.

Bei der wirtschaftlichen Bewertung der CCS-Technologie zeigt sich, dass bei der Abscheidung von Kohlendioxid die elektrische Leistung eines Kohlekraftwerkes um 15% abnimmt. Bei einem Erzeugerpreis eines Kohlekraftwerkes von 3,35 ct/kWh steigt der Erzeugerpreis bei 15% auf 3,85 ct/kWh. Vergleicht man diese Erzeugerpreise mit den von Windkraftanlagen, die inzwischen bei 2,9 bis 4,6 ct/kWh liegen, ist bei Vattenfall die wirtschaftliche Vernunft wieder eingekehrt.

Konzept zum unlimitierten Ausbau von Windenergie in MV

Druckluft kann eines der großen Probleme bei der Verwirklichung der Energiewende lösen helfen: Die Speicherung der überschüssigen Elektroenergie, die Offshore-Windkraftanlagen erzeugen, wenn sie gar nicht gebraucht wird. Also wenn Windgott Rasmus zu Höchstform aufläuft. Bei Flaute wird gespeicherte Energie wieder eingespeist. Laut Expertenschätzungen muss, wenn bis zum Jahre 2020 in Deutschland nur 20 Prozent des Stroms mittels Windkraft erzeugt wird, die Speicherkapazität auf das 50-fache des heutigen Werts gesteigert werden. Des Weiteren geht Anfreas Mau, vom Wirtschaftsrat der CDU in MV davon aus, dass in Deutschland rund 400 weitere Pumpspeicherwerke errichtet werden müssen.

Dass Druckluft gerade für Mecklenburg-Vorpommern bestens geeignet ist, beweist das Druckluftkonzept von Dr. Gerhard Heymel. Seit mehreren Jahren berechnet inzwischen Dr. Heymel ein Konzept mit einem Druckluftspeicher als zentralem Element. Die Speicherung per Druckluft erfolgt, in dem Luft „zusammenpresst“ und unterirdisch in Salzkavernen speichert wird. Weht der Wind nicht, „entspannt“ man die Druckluft und nutzt sie dabei zum Antrieb von Turbinen in einem Expansionskraftwerk zur Erzeugung von bedarfsgerechter Elektroenergie. Die Berechnungen zeigen, dass die Technische Machbarkeit sowie die Wirtschaftlichkeit des Druckluftspeicherkonzeptes gegebenen ist. Dieses Druckluftspeicher-Konzept ist sogar kostengünstiger als Pumpspeicherwerke in der norddeutschen Tiefebene.

Der Wirkungsgrad des Druckluftspeicher-Konzeptes liegt bei 78 Prozent, weil die bei der Erzeugung der Druckluft entstehende Wärme zur Heizung genutzt wird. Schon bestehende Druckluftspeicher in Deutschland und den USA können von so einem Wert nur träumen, weil sie die bei der Drucklufterzeugung entstehende „Abwärme“ nicht nutzen und darum nur 55 Prozent erreichen. Mit 78 Prozent Wirkungsgrad wird ein höherer Wert erreicht als bei ADELE, dem seit 2010 vom Bund geförderten adiabatische Druckluftspeicherkonzept der RWE.

In der Hansestadt Greifswald würde laut dem Konzept die Druckluft erzeugt und die dabei entstehende Wärme zum Heizen genutzt. Gleiches könnte in Stralsund, Neubrandenburg, Neustrelitz, Wolgast und Anklam passieren. Als Speicher käme der Salzstock bei Moeckow in Frage. Ein idealer Standort für ein Expansionskraftwerk, zur Entspannung der Druckluft, ist der Energieknotenpunkt „Lubmin“ in Vorpommern. Nahe dem Seebad sind Gaskraftwerke geplant, so dass das Expansionskraftwerk mit der Abwärme der geplanten Gaskraftwerke sehr vorteilhaft betrieben werden kann.

Die Wirtschaftlichkeit und der konkret erreichbare Wirkungsgrad des Druckluftkonzeptes wird von der technischen Ausprägung des Systems und der Fahrweise abhängen. Die Zielsetzung von Dr. Heymel ist, in den nächsten Monaten das komplexe Verbundsystem weiter durch computergestützte Simulationen zu optimieren. Wenn regionale Unternehmen mitziehen, könnte das eine Umsetzung fördern.

 

 

 

Präsentation von Dipl.  Betriebswissenschaftlerin Judith Brockmann und Dipl.-Ing. Robert Brockmann

Einsatz von Scuderi Hybrid Fahrzeugen

Fahrzeuge mit der Scuderi-Technologie verwenden einen neuartigen, nachgewiesenen thermodynamischen Prozess. Diese neue Technologie wird von vielen als der potenziell größte Fortschritt bei Verbrennungsmotoren seit der Erfindung des Otto-Prinzips vor mehr als 130 Jahren betrachtet. Dank eines einzigartigen Verbrennungsvorgangs zeichnet sich der Scuderi-Motor im Vergleich zu herkömmlichen Motoren durch mehr Leistung, höhere Effizienz und geringere Emissionen aus. Durch Hinzufügen eines Luftspeichertanks zwischen den gepaarten Zylindern kann der Scuderi-Motor zudem in einen Scuderi Druckluft-Hybrid Fahrzeuge umgewandelt werden. Ein Vorteil eines Scuderi Druckluft-Hybrid Fahrzeuges gegenüber Elektro-Hybrid Fahrzeuges ist die Beladung mit Druckluft innerhalb weniger Sekunden.
Vorteilhaft wäre der Einsatz von Scuderi Druckluft-Hybrid Fahrzeugen in Mecklenburg-Vorpommern. Durch den stetigen Ausbau von Offshore-Windpark nehmen die Schwankung innerhalb des Stromnetzes deutlich zu. Bei einem Überangebot an Strom, könnte überschüssiger Strom als Druckluft für Scuderi Hybrid Druckluft Fahrzeuge erzeugt werden.

     

Der Netzbetreiber 50 Hertz sieht den Netz-Anschluss von Offshore-Windparks in der Ostsee in Gefahr

Grundlage zum Einstieg in das Regenerative Zeitalter ist der beschleunigte Ausbau der Stromnetze in unserer Region. Neben dem Netzausbau sind aber auch Maßnahmen notwendig, die überschüssigen Strom aus Offshore-Windparks in unserer Region verstetigen. Inzwischen sieht der Netzbetreiber 50 Hertz die Gefahr, dass Ausbau der Windenergie-Kapazitäten durch fehlende Stromnetze ins Stocken gerät. Neben der seeseitigen Anbindung der Offshore-Windparks sieht der Netzbetreiber auch die landseitige Anbindung als kritisch an.(Quelle: Ostsee-Zeitung)

Ein weiteres Problem ist auch, nach einer VDE-Studie, dass die gesamte in Deutschland installierte Pumpspeicherkapazität bei weitem nicht mehr ausreicht. Zum Beispiel steigt auch der Bedarf an Speicherkapazitäten in der 50 Hertz-Regelzone um das 20-fache bis zum Jahre 2020. Eine Möglichkeit zur Bereitstellung von  Speicherkapazitäten in unserer Region sind zum Beispiel H2-Speicher oder Druckluftspeicher.

Netzbetreiber Tennet warnt vor Netz-Engpässen in Norddeutschland

Laut dem Netzbetreiber Tennet steht das Stromnetz durch die Anbindung von Offshore-Windparks an seinen Grenzen. Tennet hatte im vergangenen Jahr das frühere Stromnetz von E.on übernommen – und muss nun alle Windparks in der Nordsee anschließen. Der Netzbetreiber rechnet für 2016 mit vier Prozent Windstrom von Offshore-Windparks im deutschen Erzeugungsmix, so dass dieser wegen des stetigen Ausbaus von Offshore-Windparks Tennet an die Grenzen ihrer Ressourcen angelangt ist.

Des Weiteren machte Herr Pro. Dr.-Ing. Bruno Braun in dem Magazin „Der Gemeinderat“ vom letzten Monat darauf aufmerksam, dass bis zum Jahre 2020 die erforderlichen Speicherkapazitäten um das 50-fache ausgebaut werden müssen. Dieses forderte auch der Wirtschaftsrat der CDU. Laut dem Landesvorsitzenden Herrn Mau sind rund 400 weitere Pumpspeicherwerke notwendig, um die Energiewende sicherzustellen.

Pumpspeicherkraftwerke in alten Erzbergwerken im Harz könnten künftig als Speicher für Strom aus großen Offshore-Windkraftanlagen an der Küste dienen.

In der einer Studie des Energie-Forschungszentrum Niedersachsen (EFZN) in Goslar wurde in der einer Machbarkeitsstudie geprüft, ob alte Erzbergwerke im Harz als Pumpspeicherkraftwerke zum Ausgleich von Leistungsschwankungen genutzt werden könnte. „Bei Überschüssen im Netz wird Strom verbraucht und damit „gespeichert“, in dem Wasser aus einem tief gelegenen Speichersee in einen höheren See gepumpt wird. Bei Engpässen „fällt“ das Wasser abwärts und wird über eine Turbine in Strom zurückverwandelt. Wasserkraft dient also zum Speichern von Strom, die Anlagen können kurzfristig und sehr variabel je nach Netzlage mit Voll- oder Teilkraft gefahren werden.

Die Studie zeigt, dass ein solches Projekt realisierbar ist. Geeignet sind neben dem Harz auch das Erzgebirge sowie das Siegerland. Die erforderlichen Investitionen zur Errichtung von Pumpspeicherkraftwerken belaufen sich auf 150 Millionen Euro. Laut der Studie sind aber aus technischen Gründen keine Salz- oder Kohlebergwerke geeignet, um Pumpspeicherkraftwerke in diesen zu errichten.

Quelle: HAZ

Vorsprung durch Lithium-Metall-Polymer-Batterien

Das Berliner Unternehmen DBM Energy unternahm bereits am 25. Oktober 2010 mit einem Elektro-Fahrzeug eine 605 Kilometer lange Testfahrt von München nach Berlin. Das Elektro-Fahrzeug erreichte mit einer Batterie auf Lithium-Metall-Polymer-Basis bei einer weiteren Testfahrt einen Wirkungsgrad von 97 Prozent. Damit ist die Lithium-Batterie der Firma DBM Energy die erste Batterie die es erlaubt, Fahrstrecken über 150 km zurückzulegen (Näheres unter Handelsblatt).

Des Weiteren arbeitet die DBM Energy an Energiespeicher für Stromnetze. Die Energiespeicher gewährleisten die Netzstabilität mit den von der Firma DBM Energy entwickelten Lithium-Batterien. Zudem plant DBM Energy den Bau von Akkukraftwerken. Mithilfe des Akkukraftwerkes wird der Strom zwischen Energieerzeugern, Netzbetreibern, Industrie und Endverbrauchern sowie Bund, Länder und Kommunen ausgeglichen, um zur rechten Zeit, am rechten Ort, die benötigte Menge an Strom bereitzustellen (Näheres unter Akkukraftwerke).

Was noch in Greifswald fehlt: Elektrofahrrad-Tankstelle

Die Stadtverwaltung gab vor einiger Zeit bekannt, dass Angestellte der Stadtverwaltung Dienstwagen gegen Elektro-Fahrräder tauschen werden. Die Elektro-Dienstfahrräder der Stadt, vom finnischen Hersteller Helkama, erlauben es mit einer Akku-Ladung eine Strecke von 80km bequem zurückzulegen.

Wie sich inzwischen zeigt, werden E-Bikes aufgrund der ausgereiften Batterien-Technologie, auch in Greifswald immer beliebter. Eine Möglichkeit diesen Trend  städtisch zu Unterstützung ist die Errichtung einer Elektrofahrrad-Tankstelle am Rathaus.

Siehe Fleischervorstadt-Blog

Stoppt der Bundesrat die unwirtschaftliche CCS-Technologie heute

Ob der Klimakiller CO2 in Deutschland jemals unterirdisch gespeichert wird, ist fraglich. Der Bundesrat entscheidet heute, am 23.09.2011, über dieses Thema. Ein entscheides Argument gegen die CCS-Technologie ist, dass die Abscheidung von Kohlendioxid einhergeht mit einem Wirkungsgradverlust von ca. 10 Prozentpunkte bei einem Kohlekraftwerk. Bezogen auf den Erzeugerpreis heißt dieses, dass sich der Strom aus Braunkohlekraftwerken von 2,40 ct/kWh auf 2,7 ct/kWh und von Steinkohlkraftwerken von 3,35 ct/kWh auf 3,7 ct/kWh verteuern wird. Vergleicht man nur die reinen Erzeugungskosten von CCS-Kohlekraftwerken mit den Erzeugerkosten von Windkraftanlagen, die inzwischen bei 2,9 bis 4,6 ct/kWh liegen, sollten keine weiteren Fördergelder in die CCS-Technologie fließen und die Beforschung der CCS-Technologie sofort gestoppt werden.