Vi kan lagre vedvarende energi i afløbsrens

Vedvarende energikilder som vindmøller og solceller producerer populært sagt (og rent praktisk) elektricitet, som vinden blæser, og solen skinner.

Dette passer kun sjældent med forbruget, og der er derfor et behov for at eksportere eller importere overskydende energi fra udlandet, når vi selv har for meget energi eller mangler.

Allerede nu ser vi, at der ved blæsevejr i Danmark kan være et overskud af grøn strøm. Det medfører negative elpriser, hvor producenter eller forbrugere bliver betalt for at forbruge strøm i stedet for at betale for den.

Fremtidens energisystem i Danmark kræver nytænkning for at kunne anvende stadig stigende mængder vedvarende energi i elforsyningen.

Traditionelle varmekraftværker står til at blive udfaset, og der er stigende behov for elektricitet til eksempelvis elbiler, Power-to-X-anlæg og datacentre.

Det er derfor vigtigt, at vi finder måder at lagre store mængder energi, når vinden blæser, og solen skinner, og vi producerer mere strøm, end vi bruger.

Det er her, min (og mine kollegers) forskning i højtemperatur-energilagring i smeltet salt kommer ind i billedet. Det er en lovende teknologi med billige råmaterialer, nul udledninger og dansk knowhow.

Et hul i markedet

Lige nu foregår storstilet energilagring ved vandkraft ('Pumped Hydro Storage') og batterilagring.

Vandkraft er afhængig af en god geografisk placering, og udbredelsen af batterilagring er begrænset af høje omkostninger og anskaffelsen af råmaterialer.

Højtemperatur-energilagring dækker derfor et hul i markedet ved potentielt at være en billigere måde at lagre energi på, og det kan være med til at sikre større udbredelse af grøn strøm.

Energilagring ved brug af varme er ikke noget helt nyt koncept.

Det kendes fra de store beholdere (såkaldte ’akkumuleringstanke’) til fjernvarme, som blandt andet kan bruges til at lagre varme til spidsbelastede perioder, eksempelvis når alle folk skal have et varmt bad om morgenen.

Dette udgør et vigtigt element af fjernvarmeforsyningen og er med til at sikre en billig og stabil varmeforsyning.

Lagring i afløbsrens

Ved at gemme overskydende energi ved højere temperaturer kan man omdanne varmen til elektricitet via velkendte teknologier, som vi kender fra dampkraftværker.

Spørgsmålet er bare, hvordan vi bedst opbevarer energi som varme ved meget høje temperaturer. Det er
her, afløbsrensen kommer ind i billedet.

På et kommende pilotanlæg vi vil teste teknologien, hvor vi anvender hydroxid-saltet NaOH, natriumhydroxid, til at lagre varme. Dette er også kendt som afløbsrens og er som sådan et billigt og nemt anskaffeligt materiale.

Fordelene ved at bruge NaOH er, at det har en højere varmekapacitet (omkring 3,6 kJ/(kg·°C) og højere
drift-temperatur (mellem 585 og 650 grader celcius) end sammenlignelige salte.

Højere varmekapacitet vil sige, at der skal bruges mindre materiale til at lagre den samme mængde energi, og en højere drift-temperatur medfører højere effektivitet.

Sådan lagres varmen

Energilagring med smeltet salt kan betragtes som et varmebatteri. Overskydende grøn elektricitet bruges til at varme saltet op til 700 grader celsius via et specialudviklet varmelegeme.

Det smeltede salt gemmes herefter i en velisoleret tank, hvor det ikke taber varmen igen. Når der er behov for elektricitet, pumpes saltet gennem en kedel, hvor varmen bruges til at overhede damp.

Damp ved høj temperatur og tryk sendes derefter igennem en konventionel dampturbine og generator, der kan omsætte energien i dampen til elektricitet igen. Spildvarme fra dampen kan også bruges til fjernvarme.

Den afkølede salt pumpes derefter tilbage i en separat beholder, hvor varmelegemer sikrer, at temperaturen på saltet ikke kommer under dens smeltepunkt, og det bevares på flydende form.

Teknologiens potentiale

Vi forventer, at cirka én procent af varmen i saltet tabes for hver dag, det opbevares i de isolerede tanke og venter på at blive brugt.

Ligeledes vurderer vi, at anlægget vil være cirka tre timer om at nå til fuld produktion fra stilstand. Teknologien er således bedst egnet til at lagre energien i en periode på mellem få dage og få uger.

Modellering af systemet har vist, at 43 procent af den energi, der bruges på at varme saltet, bliver omsat til nyttig elektricitet igen uden at udlede CO₂ eller andre emissioner. Derudover kan spildvarme fra elproduktionen også bruges til fjernvarme.

Dette kan sammenlignes med batterilagring, som typisk ligger omkring 90 procent, og vandkraft, som kan være op til 85 procent.

Prisen for lagre én megawatt-time (cirka 1.000 tøjvaske) er omkring 800 kroner (LCOS – Levelized Cost of Storage = 107 euro pr. megawatttime) ifølge vores model.

Det indikerer, at energilagring med smeltet salt er lidt dyrere end konventionel vandkraft (25 til 85 euro pr. megawatttime), men billigere end energilagring med flowbatterier (170 til 340 euro pr. megawatttime).

100.000 boliger skal kunne få el og varme i 10 timer

Fordelende ved at bruge smeltet salt er, at råmaterialet er billigt og let tilgængeligt – modsat eksempelvis råmaterialerne til moderne batterier.

Teknologien kan betragtes som let at håndtere, da den ikke stiller bestemte krav til sikkerhed, bortskaffelse af brugt brændsel, udledninger og lignende.

For at teknologien kan udbredes, er det afgørende, at effektiviteten forbedres, at vi øger den gennemsnitlige tid, hvor anlægget er i drift, og at den løbende bliver billigere og billigere at bruge.

Ambitionen er, at det endelige anlæg kan lagre én gigawatt-time og producere el og varme til at forsyne 100.000 boliger med elektricitet og varme i 10 timer.

Et anlæg baseret på smeltet salt vil også kunne erstatte kedelanlæg, der forbrænder naturgas for at producere damp til industrielle processer.

Dette giver reelt mulighed for helt at stoppe med at bruge naturgas i den del af den tunge industri, der ikke kan elektrificeres direkte. Her ligger varmeforbruget ved temperaturer over 200 grader celcius, og de forbruger energi konstant året rundt.

Udfordringen ved smeltet salt

Den største udfordring med at anvende afløbsrens til energilagring er, at det er stærkt korrosivt, altså det nedbryder tanke og rør, hvis der ikke tages forholdsregler.

Dette kræver specielle modstandsdygtige materialer samt et overvågningssystem til korrosions-kontrol.

Flere materialer er blevet undersøgt i projektet for at bestemme det bedst egnede, og i første omgang er valget faldet på den nikkelbaserede legering ’Inconel’ til pilotanlægget.

Et andet fokuspunkt har været at sikre, at konstruktionen kan holde til de kraftige temperaturforskelle, den bliver udsat for både ved opstart og drift.

Høje temperaturforskelle kan medføre termiske spændinger, der, hvis de overskrider materialernes flydespænding, kan forårsage vridninger på rør og i sidste ende brud.

For at løse det problem er varmevekslerne fremstillet med inspiration fra andre lignede anlæg, og vi har brugt avancerede computermodeller for at simulere strømningen.

Pilotanlægget i Esbjerg indvies den 24. april 2024. Planen er at høste erfaringer derfra, inden et kommercielt demonstrationsanlæg skal bygges i Rønne og stå færdigt i 2025 (projekt ’2LIPP’).

Dette anlæg skal have en kapacitet på 15-20 megawatttimer. Derefter er tanken, at teknologien vil kunne bruges kommercielt og langsomt kunne opskaleres til større kapacitet.