Lagring af El. Marie Katrine Bech Andersen. EKSAMENSPROJEKTAPPORT Rapport nr. MEK-TES-EP-2009-01 Vejleder: Brian Elmegaard

Lagring af El Danmarks Tekniske Universitet Marie Katrine Bech Andersen EKSAMENSPROJEKTAPPORT Rapport nr. MEK-TES-EP-2009-01 Vejleder: Brian Elmegaard Institut for Mekanisk Teknologi Januar 2009

Lagring af El EKSAMENSPROJEKTAPPORT Rapport nr. MEK-TES-EP-2009-01 Vejleder: Brian Elmegaard Januar 2009 DATO Marie Katrine Bech Andersen s031838 Institut for Mekanisk Teknologi Danmarks Tekniske Universitet 1

Resumé Dansk Mængden af fossile brændstoffer svinder hastigt ind, og udledning af drivhusgasser er et problem, der modtager megen opmærksomhed. Det betyder, at vedvarende energi fra eksempelvis vind i stigende grad er aktuelt. Produktionen af elektricitet fra vedvarende energikilder er svært at administrere, og sker sjældent i god overensstemmelse med forbrugermønstre. Denne rapport indeholder en komparativ analyse af el-til-elvirkningsgraderne og det økonomiske potentiale for varianter af fire forskellige metoder til lagring af energi. Fokus er rettet mod energimanagement, hvilket indebærer at kunne udjævne uoverensstemmelserne mellem produktion af vindkraft og forbrug af el i Danmark. Det økonomiske potentiale er baseret på data for det danske elmarked i årene 2005, 2006 og 2007. Systemerne der analyseres, er et konventionelt CAES-anlæg og et CAES-anlæg med varmelager, reversible brændselsceller, underjordisk PHS og varmepumper, der bruger CO 2 som kølemiddel. Det er også undersøgt, hvad mulighederne er for produktion af elektricitet med en Organic Rankine Cycle drevet af fjernvarmevand produceret på CO 2 -varmepumper. Af de analyserede er det mest rentable system CAES med varmelager med en el-tilelvirkningsgrad på 59 %. Det økonomiske potentiale lægger sig tæt op ad det for konventionelt CAES, men ud fra et miljøøkonomisk synspunkt er CAES med varmelager at foretrække, da naturgasforbruget er lavere. Underjordisk PHS, hvor et aquifer udgør det nederste lager har en el-til-elvirkningsgrad på 79 %. Grundet meget høje omkostninger forbundet med konstruktion af PHS-anlæg, er det dog svært at gøre lagring af el med underjordisk PHS rentabelt. Tendensen er dog, at ved grundig overvejelse og planlægning af driften af underjordisk PHS er der potentiale for at forbedre anlægsøkonomien betragteligt. Lagring af elektricitet med CO 2 - varmepumper og reversible brændselsceller er uøkonomisk grundet lave el-tilelvirkningsgrader. Derimod kan en betydelig udvikling af varmepumpeteknologi betyde, at salg af fjernvarme produceret på CO 2 -varmpeumper bliver fordelagtigt. 2

English The rapid decrease in the amount of fossil fuels and greenhouse gas emissions are issues, which are currently receiving much attention. This means that renewable energy from e.g. wind is becoming increasingly relevant. The production of electricity from renewable energy sources is hard to administrate, and it rarely occurs in good accordance with electricity consumption patterns. This report contains a comparative analysis of the electricity-to-electricity efficiencies and the financial potential for variants of four different energy storage methods. Energy management is brought into focus, which entails being able to even out the discrepancy between production of wind power and the consumption of electricity in Denmark. The financial potential is based on data for the Danish electricity market in 2005, 2006 and 2007. The systems that have been analysed are a conventional CAES plant and a CAES plant with heat storage, reversible fuel cells, underground PHS and heat pumps that use CO 2 as a refrigerant. A further analysis has been carried out to examine the potential for electricity production with an Organic Rankine Cycle driven by district heating water produced on CO 2 heat pumps. The system that proves most cost-effective is CAES with heat storage, which has an electricityto-electricity efficiency of 59 %. Its financial potential is somewhat comparable to that of a conventional CAES plant, but since CAES with heat storage uses less natural gas, it is preferable from an environmental point of view. Underground PHS where the lower reservoir consists of an aquifer has an electricity-to-electricity efficiency of 79 %. Due to high construction costs, underground PHS is not easily made cost-effective. However, the tendency is that by thorough consideration and planning of the underground PHS operation, the economy of such a plant can be improved significantly. Electricity storage with CO 2 heat pumps and reversible fuel cells is financially unfeasible due to low electricity-to-electricity efficiencies. Nevertheless, a considerable technological refinement of heat pump technology might make the production of district heat on CO 2 heat pumps profitable. 3

Nomenklatur a I0 Annuitet [ ] α Porøsitet [-] A fr Frontareal, regenerator [m 2 ] A TOT Samlet overfladeareal i regenerator [m 2 ] COP Coefficient Of Performance [-] c REG D EK Varmekapacitet, regenerator [J/kgK] Diameter [m] Efterkøler ε Varmevekslereffektivitet [-] η Virkningsgrad [-] f Friktionsfaktor [-] F Faradays konstant [c/mol] g Tyngdeacceleration [m/s 2 ] G H G L h H Gennemsnit af høje elpriser [ /MWh] Gennemsnit af elpriser v. eksport af vind [ /MWh] Massespecifik entalpi [kj/kg] Entalpi [kj] h reg Varmeoverføringskoefficient [W/ m 2 K] I Investeringsgrundlag [ ] I 0 Investering [ ] KOMP Kompressor L Længde [m] LHV Nedre brændværdi [MJ/kg] M Masse [kg] Massestrøm [kg/s] M Molvægt [g/mol] Molstrøm [mol/s] MK Mellemkøler n Tilbagebetalingstid [år] O&M Omkostninger forbundet med drift og vedligehold [ /år] p Tryk [Pa] 4

P Effekt [MW] P lag P prod Effekt optaget under lagring [MW] El produceret ved tømning af lager [MW] Installeret fjernvarme [MW] Fjernvarme produceret [MWh] Varme [MJ/s] r Rente [%] Re Reynolds tal [-] ρ Densitet [kg/m 3 ] T Temperatur [K; o C] T eks T prod V X forb X inst Antal timer med eksport af vindkraft per år Antal timer med produktion af lagret el per år Specifik volumen [m 3 /kg] Volumenstrøm [m 3 /s] Fjernvarmepris [ /MWh] Pris per installeret MW fjernvarme [ /MW] 5

Indholdsfortegnelse 1 Introduktion... 10 2 Problemformulering... 11 3 Produktion og forbrug af vindkraft i DK... 12 3.1 Lagringsbehov... 12 3.1.1 Den elektriske storebæltsforbindelse... 12 3.1.2 Korrelationsanalyse... 12 3.1.3 Lagerstørrelser... 14 3.1.4 Systemanalyse... 15 3.2 Økonomi... 15 3.2.1 Beregning af investeringsgrundlag... 16 4 CAES... 18 4.1 Systemerne... 18 4.1.1 Huntorf, Tyskland... 18 4.1.1.1 Model... 19 4.1.2 CAES med varmelager... 20 4.1.2.1 Model... 21 4.1.2.2 Varmelagrene... 22 4.2 Exergianalyse... 25 4.3 Økonomisk potentiale... 27 4.3.1 Sensitivitetsanalyse af lagerstørrelsen... 29 5 Elektrolyse... 31 5.1 Produktion af H 2... 32 5.2 Elproduktion... 33 5.3 Exergianalyse... 34 5.4 Økonomisk analyse... 36 6 Lagring af el som varme i fjernvarmenettet... 37 6.1 Elektrisk CO 2 varmepumpe drevet af geotermisk varme... 37 6.1.1 Model... 38 6.1.2 Geologisk baggrund... 39 6.2 Sensitivitetsanalyse af varmepumper... 39 6.2.1 Gaskøleren og Termodynamikkens Anden Hovedsætning... 41 6.3 Exergianalyse... 43 6

6.4 Økonomisk potentiale... 44 7 Pumped Hydro Storage (PHS)... 48 7.1 Systemerne... 48 7.1.1 Lille Torup Gaslager... 48 7.1.2 Stenlille Gaslager... 49 7.2 Modellerne... 50 7.2.1 Tryktab i rørledning... 51 7.2.2 Turbinen... 51 7.2.3 Kavernen... 52 7.2.4 Pumpen... 52 7.2.5 Lille Torup... 52 7.2.6 Stenlille... 53 7.3 Exergianalyse... 53 7.4 Økonomisk potentiale... 54 7.4.1 Sensitivitetsanalyse... 56 8 Alternative scenarier... 58 8.1 Scenarie 2... 58 8.2 Scenarie 3... 58 8.3 Resultat... 58 9 Diskussion... 62 10 Konklusion... 64 Bibliografi... 66 Bilag A... 68 Bilag B (CD)... Vedlagt 7

Figurer Figur 3-1 Korrelationskoefficienter... 12 Figur 3-2 Nettoeksport af el vs. Vindkraftproduktion, december 2006... 13 Figur 3-3 Systemrating... 15 Figur 4-1 Huntorf CAES... 19 Figur 4-2 CAES med varmelager... 21 Figur 4-3 Simpel regenerator... 22 Figur 4-4 Udvidet regeneratormodel... 23 Figur 4-5 Regeneratorerne... 25 Figur 4-6 Exergiforløb Huntorf CAES... 26 Figur 4-7 Exergiforløb CAES med varmelager... 27 Figur 4-8 Sensitivitetsanalyse af lagerstørrelse... 29 Figur 5-1 Reversibel elektrolyse / SOFC celle... 31 Figur 5-2 SOFC trykafhængighed... 34 Figur 5-3 Exergiforløb SOC... 35 Figur 6-1 Varmepumpe... 38 Figur 6-2 Varmepumpe COP... 40 Figur 6-3 p,h diagram... 41 Figur 6-4 Q,T-diagram, gaskøler... 42 Figur 6-5 Exergivirkningsgrader for varmepumpe... 43 Figur 6-6 ORC... 43 Figur 6-7 Sensitivitetsanalyse, varmepumpe + ORC... 47 Figur 7-1 Lille Torup PHS anlæg... 49 Figur 7-2 Stenlille PHS anlæg... 50 Figur 7-3 Exergiforløb Lille Torup... 53 Figur 7-4 Exergiforløb Stenlille... 54 Figur 7-5 Stenlille sensitivitetsanalyse... 57 Figur 8-1 Scenarieanalyse, normaliserede værdier af overskuddet... 60 8

Tabeller Tabel 3-1 Lagerstørrelser... 14 Tabel 4-1 Faste parametre, Huntorf CAES... 20 Tabel 4-2 PackedSpheres i EES... 24 Tabel 4-3 CAES... 28 Tabel 5-1 SOEC data... 32 Tabel 5-2 SOFC data... 33 Tabel 5-3 HEX effektiviteter... 35 Tabel 5-4 SOC... 36 Tabel 6-1 Faste parametre, varmepumpe... 39 Tabel 6-2 Fjernvarme... 46 Tabel 7-1 PHS-anlæg... 55 Tabel 8-1 Årlig drift, udgangsscenarie... 58 Tabel 8-2 Totale mængder lagret el... 59 Tabel 8-3 Sammenligning af scenarier... 61 9

1 Introduktion I forbindelse med at mængden af fossile brændstoffer svinder ind, og at det derudover er uhensigtsmæssigt at være afhængig af at skulle købe brændstofferne i lande, som for de flestes vedkommende er politisk ustabile, er lagring af el meget aktuelt. Derudover har el-lagring stor betydning i forhold til at kunne administrere energi fra vedvarende kilder såsom vind, bølger og sol. Denne energi er blandt andet karakteriseret ved, at dens produktion er ganske uafhængig af forbrugernes efterspørgsel. Globale klimaændringer forårsaget af CO 2 udslip har dikteret behovet for udbygning af enheder, der producerer vedvarende energi, men for at en sådan udbygning har relevans, er det nødvendigt at kunne lagre overskudsenergi. Fokus i projektet er lagring af el med henblik på energiadministration, dvs. at større mængder overskudsenergi skal lagres og efterfølgende anvendes som substitut for eller supplement til konventionelle elproducerende enheder som f.eks. kulkraftværker. 10

2 Problemformulering Formålet med nærværende projekt er en komparativ analyse af metoder til lagring af større mængder el over længere tid. Jeg ønsker både at afdække, hvorledes el-til-elvirkningsgraden er for lagrene, men også hvor stort det økonomiske potentiale er. Lagrene skal dimensioneres på grundlag af en analyse af den årlige mængde eksporterede vindkraft. De fire systemer, der skal analyseres er - Compressed Air Energy Storage (CAES). Både i en konventionel udgave, samt i en udgave, hvor systemets samlede entalpitab minimeres vha. konstruktion af varmelagre. - Produktion af brint ved elektrolyse af vand, lagring af brint i underjordiske kaverner og endelig produktion af elektricitet ved katalyse af brint. En reversibel brændselscelle er basis for systemet. - Lagring af el som varme i fjernvarmenettet. Overskudselektricitet driver en varmepumpe, som bruges til at producere fjernvarmevand. - Pumped Hydro Storage (PHS). I lyset af Danmarks utilstrækkelighed hvad angår geografisk passende lokaliteter til PHS, er det undersøgt hvorledes omstændighederne er for PHS, hvor det nedre reservoir er underjordisk. 11

3 Produktion og forbrug af vindkraft i DK For at kunne vurdere potentialet i at installere energilagringsfaciliteter er det nødvendigt at vide hvor meget, der kan tjenes ved at opkøbe billig strøm og sælge det, når prisen er høj. Da hensigten er at skulle kunne lagre strøm fra vindmøller, er et estimat af den årlige mængde eksporterede vindmøllestrøm nødvendig. Fra offentlig side bekendtgøres det, hvor meget vindkraftproduktionen udgør af det samlede danske forbrug, og der tages ikke hensyn til det faktum, at vindkraftproduktion og forbrug er uafhængige af hinanden (1). Denne uafhængighed består f.eks. i, at vindforholdende varierer kraftigt over årstiderne, samt at vindkraft produceret om natten ikke harmonerer med forbrugsmønstret. Altså er oplysningen, om hvor stor en andel den dansk producerede vindkraft udgør af det samlede danske elforbrug, i nogen grad vildledende, i og med at den giver indtryk af, at dansk produceret vindkraft bruges i Danmark. Dette er ofte langt fra tilfældet. 3.1 Lagringsbehov Behovet for lagring af el fra overskydende vindkraft estimeres ud fra en model. I modellen bruges udtræk af markedsdata (2) for hhv. 2005, 2006 og 2007. Estimat af lagringsbehovet er desuden blevet lavet ud fra en række antagelser: 3.1.1 Den elektriske storebæltsforbindelse Data fra DK-Vest (Jylland og Fyn) og DK-Øst (Sjælland med øer) er slået sammen. Det er gjort med henvisning til Den elektriske Storebæltsforbindelse, som forventes at være i drift fra år 2010 (1). Når det sker, vil elektricitet produceret i DK-Vest kunne transmitteres til DK-Øst og vice versa. Det vil sige, at spotmarkedspriserne repræsenterer et gennemsnit af priserne i de to regioner, mens forbruget og mængden af såvel produceret vindkraft som eksporteret el er summer. Det er antaget, at forbindelsen kan transmittere store nok mængder el til, at det er forsvarligt at analysere DK som helhed. Der tages således ikke hensyn til, at forbindelsen har begrænset kapacitet. 3.1.2 Korrelationsanalyse For at kunne vurdere, hvor meget af den eksporterede el der kommer fra vindkraft, er Pearsons korrelationskoefficient blevet brugt. Koefficienten er et udtryk for, hvor god sammenhæng der er mellem to datasæt. Den kan dermed anvendes til at sige noget om hvorledes eksport af el, vindkraftproduktion og forbruget af el i DK varierer i forhold til hinanden. Figur 3-1 Korrelationskoefficienter (3) 12

MWh/h Figuren illustrerer ideen med korrelationskoefficienten, som kan variere mellem -1 og 1. Vektorer med samme hældning har korrelationskoefficienten 1, og har hældningerne modsat fortegn er korrelationskoefficienten -1. Altså vil der eksempelvis være god positiv korrelation mellem to datasæt, hvis de begge vokser i et interval, hvilket er relevant, når det skal afgøres om, der er sammenhæng mellem variationer i vindkraftproduktion og eksport af el. Generelt gælder det, at numeriske værdier af korrelationskoefficienter på over 0,5 betyder høj grad af korrelation. I analysen af udtrækkene fra Energinet.dk vil en korrelationskoefficient på 0,6 udgøre den nedre grænse for, hvornår to datasæt kan siges at være korrelerede i tilfredsstillende grad. Datasættene der analyseres, er mængden af produceret vindkraft og nettoeksporten på overføringsforbindelserne fra 1/1-2005 til 31/12-2007. Der skelnes mellem fire forskellige tilfælde. For hver time i løbet af de tre år vil ét af tilfældene beskrive den aktuelle time (4): - Vindkraftproduktionen er større end nettoeksporten af el: Al den eksporterede el stammer fra vindkraft, den resterende mængde vindkraft bruges i DK. Nedenstående figur har til formål at understøtte denne beslutning: 3000 2500 Udsnit af december 2006 Nettoeksport Vindkraft 2000 1500 1000 500 0 Time Figur 3-2 Nettoeksport af el vs. Vindkraftproduktion, december 2006 Der er en gennemgående tendens til, at når vindkraftproduktionen overstiger nettoeksporten, så er de to størrelser stærkt korrelerede. Den gennemsnitlige, numeriske værdi af korrelationskoefficienten for denne periode er 0,9. Det betyder, at de to kurver i høj grad stiger hhv. falder i de samme intervaller. Det giver et indtryk af, at 13

det er at foretrække at eksportere vindkraft frem for el produceret på konventionelle kraftværker. - Nettoeksporten er større end vindkraftproduktionen og korrelationskoefficienten mellem de to er mindre end 0,6: Der er en lav grad af sammenhæng mellem mængden af eksporteret elektricitet og mængden af produceret vindkraft. Al produceret vindkraft antages anvendt indenlands. - Nettoeksporten er større end vindkraftproduktionen og korrelationskoefficienten mellem de to overstiger 0,6: Det estimeres, at halvdelen af den producerede vindkraft eksporteres, mens resten anvendes herhjemme. - Nettoeksporten er 0: Den producerede mængde vindkraft anvendes i DK. 3.1.3 Lagerstørrelser For at kunne vurdere, hvor store lagre der er påkrævet for at kunne lagre overskudsstrøm, er hver dag i 2005, 2006 og 2007 delt op i to intervaller á tolv timer; fra kl. 06-18 og fra kl. 18-06, og i hvert interval er mængden af eksporteret vindkraft over de tolv timer summeret op. Intervallerne er konstrueret ud fra en antagelse om, at forbruget er størst i løbet af dagen, når der er industriel produktion og væsentligt mindre om natten. Det giver mulighed for at dimensionere lagrene med henblik på at kunne rumme den største mængde eksporterede elektricitet i ét interval. Tabel 3-1 viser, hvad den nødvendige lagerkapacitet er for hvert af de tre år samt mængden af el, der samlet skal lagres per år. Yderste kolonne viser gennemsnittet for de tre år. 2005 2006 2007 Gennemsnit Størrelse [GWh] 21,9 26,0 23,3 23,7 Interval 30-01-2005 Nat 30-12-2006 Dag 09-11-2007 Dag Lagret per år [GWh] 1552,0 2613,5 2340,5 2168,7 Tabel 3-1 Lagerstørrelser Som forventet er forekomsten af de største mængder eksporteret el fra vindkraft at finde i vinterperioden. Det er for alle tre år en stor del af det samlede danske energiforbrug, der skal kunne lagres. For at sætte det lidt i perspektiv, har CAES-anlægget i Huntorf, Tyskland en lagerkapacitet på omkring 480 MWh. Men estimatet er også gældende for DK som helhed, og altså skal det samlede, vurderede lagringsbehov tænkes fordelt ud på en række lagringsenheder. Dog vil lagre i størrelsesordnerne nævnt i tabel 1 kun få gange årligt blive fyldt helt op over et interval på et halvt døgn. Det er derfor værd at vurdere, om det er at foretrække rent økonomisk at lave lageret mindre og dermed acceptere, at man få gange må eksportere en del af overskudsstrømmen. 14

I analysen af lagerstørrelsen er der ikke taget hensyn til, at der i løbet af de næste fire år er projekteret nye vindmøller med en samlet effekt på omtrent 800 MW. 3.1.4 Systemanalyse Baseret på ovenstående er der behov for et system, der kan lagre større mængder energi i længere tid ad gangen; ergo et system til det der betegnes energimanagement. Figur 3-3 giver karakteristikker af forskellige systemer til lagring af el. Det ses at i forbindelse med energimanagement, er compressed air energy storage (CAES) og pumped hydro storage (PHS) oplagte kandidater til lagring af el under ovennævnte forudsætninger. Begge systemer opfylder til fulde kravene om, at større mængder energi skal kunne lagres i længere tid. Der er, i det mindste i Danmark, nogen diskussion omkring brugen af varmepumper som aftagere af overskudsstrøm (5). Derfor undersøges det også, hvad det indebærer at omdanne el til varme i fjernvarmenettet. Varmen produceres af en varmepumpe, hvori der anvendes CO 2 som kølemiddel. Endelig foregår der til stadighed megen forskning indenfor brintteknologi, og forskere på Risø har opnået gode resultater i forsøg med reversible brændselsceller, dvs. brændselsceller som både kan omdanne el til brint og ilt og omvendt. Det vil derfor være varianter af lagre baseret på komprimeret luft, hydro power, varmepumper og brint, der analyseres. 3.2 Økonomi Figur 3-3 Systemrating (31) Motivationen for at kunne lagre elektricitet er først og fremmest, at det vil kunne give anvendelsen af vedvarende energikilder mere gunstige forhold, men også at der umiddelbart vil være nogle økonomiske fordele i at kunne planlægge salget af el til forbrugerne i henhold til udbud og efterspørgsel. Denne analysedel vil derfor fokusere på økonomiske forhold samt indpasning af VE strøm. 15

3.2.1 Beregning af investeringsgrundlag Investeringsomkostninger samt omkostninger forbundet med drift og vedligehold er, i det omfang det har været muligt, taget fra Teknologihåndbogen (6). I de tilfælde, hvor der anvendes komponenter og/eller delsystemer, som det ikke har været muligt at prissætte vha. Teknologihåndbogen, er det beregnet hvor meget, der maksimalt kan betales for komponenten/delsystemet ud fra indtægterne ved produktion af el eller varme. Analyserne laves med henblik på at undersøge, hvad der er af muligheder for lagring af el i fremtiden. Det er gjort ud fra en forventning om, at behovet for at kunne lagre el kun vil stige med tiden pga. øget produktion af energi fra vedvarende, og dermed ukontrollerbare, energikilder. Derfor er de priser, de forskellige anlæg forventes at have i år 2020-2030 brugt snarere end nu -priser. Annuiteten beregnes som en funktion af investeringsomkostningerne og ud fra en antagelse om, at renten er 5 % (7). n er tilbagebetalingstiden i år, og den er sat lig systemets forventede, tekniske levetid. [3.1] Omkostningerne forbundet med drift og vedligehold, O&M, er ligeledes fundet i Teknologihåndbogen i det omfang, det har været muligt. Det anerkendes, at det er atypisk at sætte tilbagebetalingstiden af investeringen lig levetiden. Traditionelt accepteres tilbagebetalingstider på mere end omkring 3-10 år ikke, da usikkerheder forbundet med udvikling af nye teknologier, der kan erstatte de gamle, gør det risikabelt at lave meget langsigtede investeringer. I dette tilfælde må man dog anerkende, at der er behov for metoder til lagring af el, og at det derfor sandsynligvis før eller siden bliver en nødvendighed at acceptere længere tilbagebetalingstider. I de tilfælde, hvor et system giver overskud, er det selvfølgelig en mulighed at reducere tilbagebetalingstiden mod accept af et lavere provenu i en årrække. Det økonomiske potentiale, og dermed grundlaget for at kunne investere i lagringsfaciliteter, er blevet beregnet ud fra gennemsnitlige spotmarkedspriser. For hvert af de tre år er spotmarkedsprisen for hver time, hvor nettoeksporten af vindkraft har været over 0, taget ud. Udgifterne forbundet med at opkøbe elektricitet til lagring beregnes dernæst på grundlag gennemsnittet af alle disse priser, G L. Den effekt P lag, der kan optages under lagring, varierer fra system til system, og ligeledes gør den mængde energi, der kan leveres under tømning af det givne lager. For de systemer, hvor produktet P prod ved tømning er el, beregnes investeringsgrundlaget som 16

[3.2] Hvor T prod er det antal timer, systemet kan levere el årligt, og G H er gennemsnittet af de T prod højeste spotmarkedspriser. I den situation, hvor overskudselektricitet anvendes til at producere varme til fjernvarmenettet, beregnes investeringsgrundlaget som [3.3] Hvor X forb er prisen på fjernvarme per MWh og X inst er prisen per installeret MW. I denne beregning antages det, at varmen fra alle varmepumper kan aftages. 17

4 CAES Ved Compressed Air Energy Storage (CAES) lagres energi som trykluft i underjordiske geologiske strukturer, som eksempelvis kan bestå af et grundvandsmagasin eller være et hulrum udskyllet i en salthorst. Generelt kan det siges, at kavernen skal kunne indkapsle en gas ved et højt tryk, f.eks. 75 bar. I CAES-anlæg er arbejdsmediet atmosfærisk luft, som er billigt og lettilgængeligt. Det er en fordel, at væggene i hulrummene ikke på nogen vis reagerer kemisk med gassen (luft i dette tilfælde) i lageret. For eksempel vil lagring af trykluft i grundvandsmagasiner betyde en stigning i relativ luftfugtighed, hvilket indebærer, at luften skal affugtes, inden den kan bruges i turbinen. Ved kavernelagring sker det samme, da vand vil trænge igennem kavernevæggene. Det sker, fordi kavernetrykket er lavere end det omgivende jordtryk. 4.1 Systemerne To forskellige systemer er blevet analyseret. Udgangspunktet for analysen af anvendelsen af CAES til lagring af el er Huntorf-anlægget i Tyskland, som blev bygget sidst i 1970erne og stadig er i brug. Dernæst er et anlæg blevet modelleret, hvor det primære formål har været at lagre og genanvende den varme, der genereres, når luft komprimeres til høje tryk. 4.1.1 Huntorf, Tyskland Figur 4-1 viser et procesdiagram over anlægget. 18

Figur 4-1 Huntorf CAES Kompressionsmodulet består af fire kompressorer, tre mellemkølere og en efterkøler. Trykket efter efterkøleren er 70 bar, som også er maksimaltrykket i kavernen. Det tager 8 timer at fylde lageret helt, og i løbet af disse 8 timer er effektoptaget fra kompressorerne 60 MW. Ekspansionsmodulet består af to turbiner, to brændere der bruger naturgas og en rekuperator. Trykket ved indløbet til rekuperatoren er 41 bar. Altså drøvles der fra kavernens udløbstryk ned til 41 bar for, at indløbstryk til turbinerne er konstant. Turbinerne kan levere 290 MW i to timer. 4.1.1.1 Model I modelleringen af anlægget er kompressions- hhv. ekspansionsmodulet blevet lavet hver for sig. Der ligger en række antagelser til grund for hvert modul. Kompression: - Temperaturen efter hver mellemkøler er 50 o C. - Kompressionsforholdet er det samme for de fire kompressorer. - Tryktabene i både mellemkølere og efterkøler er 3 %. - Isentropvirkningsgraden for LP kompressoren er 84 %, for de tre HP kompressorer er det 85 %. Alle kompressorernes mekaniske virkningsgrad er 98 %. - Tryktab i rørføringen mellem de forskellige komponenter er negligeret. 19

Ekspansion: - I rekuperatoren er der et tryktab på røggassiden på 3 %. På luftsiden er tryktabet negligeret. - I hver brænder er der et tryktab på 2 %. - Såvel højtryks- som lavtryksturbine har en isentropvirkningsgrad på 85 %. - Akslen på turbinestrengen er forbundet med en generator, som har virkningsgraden 95 %. - Tryktab i rørføringen mellem de forskellige komponenter er negligeret. Da alle modeller er statiske, er det ikke nødvendigt at lave en model af selve lageret. I overensstemmelse med data for Huntorf-anlægget (8), (9) er trykluftens tilstand kendt både ved indløb til og udløb fra kavernen, og dette er tilstrækkeligt til at kunne vurdere el-tilelvirkningsgraden for anlægget. Kavernen anskues rent modelleringsmæssigt som en sort boks, hvori der forekommer et vist tryk- og temperaturfald. De parametre, der har været faste på forhånd i modellen, er: Parameter 4.1.2 CAES med varmelager Værdi, kompressionsstreng 108 kg/s, ekspansionsstreng 425 kg/s, rekuperator, kold side 60 kg/s T, udløb kaverne 35 o C T, udløb rekuperator, kold side 250 o C T, udløb 1. brænder 550 o C T, udløb 2. Brænder 825 o C T. udløb LP turbine 395 o C p, efter ventilen på ekspansionssiden 41 bar p, indløb LP turbine 11 bar Tabel 4-1 Faste parametre, Huntorf CAES Systemet hvor der lagres varme, ses på Figur 4-2 20

Figur 4-2 CAES med varmelager Så vidt det har været muligt, er anlægget konstrueret således, at det udgør en pendant til Huntorf-anlægget. Luftmassestrømmene i kompressions- og ekspansionsstrengen er uændrede, og ligeledes er kavernetrykket. Det primære hensyn i udformningen af anlægget har været minimering af entalpiproduktionen. Altså at undgå drøvling samt at opnå en optimal udnyttelse af varmeindholdet i arbejdsmediet. Da det ikke umiddelbart er muligt at komprimere fra 1 til 71 bar i et trin, er både kompression, varmelager og ekspansion delt op i to trin. Det betyder, at den lagrede varme forekommer ved relativt lave temperaturer i forhold til den teoretiske temperatur, luften ville have opnået ved kompression fra 1 til 71 bar over én kompressor. Altså består systemet af en gasturbine øverst og en lavtrykskompressor samt en ekspansionsmaskine nederst. 4.1.2.1 Model En serie delprogrammer udgør den samlede model. I DNA er lavet separate kompressions- og ekspansionsmoduler, mens varmelagrene er modelleret i EES, og trykfaldene i disse er så overført til DNA-modulerne. De antagelser, der ligger til grund for modellen som helhed, er 21

Kompression: - Temperaturen efter hvert varmelager er 50 o C. - Den første kompressor komprimerer til 25 bar. - Isentropvirkningsgraden for begge kompressorerne er 84 %, og den mekaniske virkningsgrad er 98 %. - Tryktab i rørføringen mellem de forskellige komponenter er negligeret. Ekspansion: - I regeneratoren og køleren er der tryktab på 3 %. - I brænderen er der et tryktab på 2 %. - Ekspansionsmaskinen har en isentropvirkningsgrad på 90 %, mens den for turbinen er 85 %. - Indløbstemperaturen til turbinen er 1200 o C. - Akslerne på turbinestrengene er forbundet med generatorer, som har virkningsgraden 95 %. - Tryktab i rørføringen mellem de forskellige komponenter er negligeret. 4.1.2.2 Varmelagrene Idéen er, at varmelagrene skal bestå af tætpakkede sten, som tilnærmes at være kugleformede. Dermed kan varmeoverføringskoefficient og tryktab beregnes ved brug af velkendte resultater for packed bed varmevekslere. Varmelagrene er blevet modelleret i overensstemmelse med en simpel model for regeneratorer, som er blevet modificeret en anelse for at tage hensyn til regeneratormaterialets varmekapacitet. Grundmodellen for regeneratoren er baseret på, at temperaturen ændrer sig lineært gennem regeneratoren, som vist på Figur 4-3 (10). Det være sig såvel temperaturen af det Figur 4-3 Simpel regenerator gennemstrømmende medie som temperaturen af regeneratormaterialet. Derudover gælder det også, at regeneratortemperaturen ikke ændrer sig i tiden. Antagelsen om, at temperaturprofilen gennem regeneratoren er statisk, er baseret på, at regeneratormaterialets varmekapacitet er væsentlig større end det varmeoverførende mediums. Disse antagelser betyder, at varmevekslingen kan beregnes som [4.1] 22

For at tage hensyn til varmekapaciteten af regeneratorerne og samtidig kunne anvende ligning [4.1] er modellen vist i Figur 4-3 blevet modereret. Figur 4-4 viser, hvorledes regeneratormodellen ser ud, når der tages hensyn til, at regeneratormatricens varmekapacitet ikke er uendelig stor. Det sker ved at lade den lineære regeneratortemperatur forskydes parallelt alt afhængig af, om der lagres eller produceres el. Når der afgives varme til lageret, er lagerets entalpiændring [4.2] Hvor referencetemperaturen T ref sættes til f.eks. 0 o C. Når luften varmes op, og lageret altså afgiver varme, er entalpiændringen [4.3] Varmetabet i lageret er lig forskellen mellem de to entalpiændringer [4.4] Det vil sige, at både under opvarmning og afkøling af lageret har en del af lageret med længden L-ΔL gennemsnitstemperaturen T REG,av. Forskellen i de to processer består i, at under opvarmning har en del af lageret med længden ΔL temperaturen T REG,høj, mens en tilsvarende del af lageret under Figur 4-4 Udvidet regeneratormodel afkøling har temperaturen T REG,lav. Ligning [4.4] giver m ΔL, og derfra bruges regeneratormaterialets densitet, diameteren af stenene i regeneratoren samt porøsiteten af regeneratoren til at beregne ΔL. Til beregning af friktionsfaktor og varmeoverføringskoefficient for varmelagrene benyttes EES og funktionen PackedSpheres, som er indbygget i EES: 23

INPUT PACKED SPHERES OUTPUT Fluid Fluiden, der strømmer gennem regeneratoren Massestrøm af fluiden f Friktionsfaktor D Kuglediameter A fr Regeneratorens frontareal h reg Varmeoverføringskoefficient L Regeneratorlængde T Indløbstemperatur NTU Antal transfer units på flowsiden P Indløbstryk Tabel 4-2 PackedSpheres i EES Alle input er kendte og bruges til at finde friktionsfaktoren f. Dernæst findes tryktabet som (11) [4.5] Da massestrømmen på ekspansionssiden er højere end på kompressionssiden, bliver varmeoverføringskoefficienterne på ekspansionssiden også højere end på kompressionssiden. Det vil sige, størrelsen af regeneratorerne er bestemt ud fra de varmemængder, der skal afsættes på kompressionssiden. Hvis størrelsen af regeneratorerne blev bestemt ud fra ekspansionssiden, hvor varmeoverføringskoefficienterne er højest, ville regeneratorerne blive for små til, at al varme på kompressionssiden kunne overføres. Figur 4-5 viser, hvordan 24

regeneratorerne kan konstrueres, når det varmelagrende materiale består af sandsten med en diameter på 8 cm. REGENERATOR 1 REGENERATOR 2 ε = 98 % ε = 90 % Figur 4-5 Regeneratorerne Udformes regeneratorerne som cylindere, vil den store få en diameter på 8,2 m og den lille en diameter på 8 m. Effektiviteten af varmevekslerne er udregnet som [4.6] Hvor den varme sides indløb hhv. udløb er givet indekserne 1 og 2. På den kolde side er indløb hhv. udløb givet indekserne 3 og 4. På Figur 4-2 ses, at luften køles efter ekspanionsmaskinen og før det store varmelager. Årsagen er, at luftens udløbstemperatur efter ekspansionen til 25 bar er for høj til at kunne udnytte lavtemperaturvarmen i den store regenerators indløb. En mere realistisk måde at udforme systemet på er, at lade luften løbe ind i regenerator 1 direkte efter ekspansionsmaskinen. Derved vil luften rent faktisk opvarme regeneratoren, indtil luften når til det sted, hvor T REG = T LUFT, hvorefter den tilsigtede opvarmning af luften vil begynde. 4.2 Exergianalyse Figur 4-6 viser, hvorledes exergiindholdet i hhv. naturgas, luft og el udvikler sig fra lagring påbegyndes, til lageret er tømt. Den samlede exergivirkningsgrad er 40,2 %. 25

η ex [%] 100 90 80 NATURGAS LUFT EL 70 60 50 40 30 20 10 0 Figur 4-6 Exergiforløb Huntorf CAES De største exergitab forekommer i brænderne, og når exergiholdig luft ved processens slutning lukkes ud til omgivelserne. Når systemet modificeres og der indsættes varmelagre, bliver exergiforløbet som i Figur 4-7. Den samlede exergivirkningsgrad er 58,7 %. Eftersom varmen er lagret ved lave temperaturer, er der stadig behov for at tilføre naturgas for at kunne drive en gasturbine. Indløbstemperaturen til gasturbinen er 1200 o C og er fastsat i overensstemmelse med den nyeste gasturbineteknologi (12). Under disse forudsætninger kan systemet under tømning af lageret levere ca. 375 MW og således noget mere end Huntorf CAES. Under lagring optager kompressorerne samlet ca. 71 MW. Begrænses indløbstemperaturen til gasturbinen til 860 o C, leverer systemet samlet 290 MW ligesom Huntorf CAES. Derved nedsættes naturgasforbruget, og exergivirkningsgraden kan komme op på 63,1 %. Også i dette system forekommer de største exergitab i brænderen hhv. når exergiholdig luft lukkes ud til omgivelserne. 26

η ex [%] 100 90 80 Gas Lager 2 Lager 1 LUFT EL 70 60 50 40 30 20 10 0 Figur 4-7 Exergiforløb CAES med varmelager 4.3 Økonomisk potentiale Tabel 4-3 viser, hvordan økonomien er for konstruktion af CAES-anlæg til at lagre overskudsel. Den nødvendige lagerkapacitet refererer til det største lagringsbehov i en 12-timersperiode over et år. Årsagen til, at lagringskapaciteten er større for CAES med varmelager end for Huntorf CAES er, at CAES med varmelager har et større eloptag i løbet af de 8 timer, det tager at fylde lageret. Dermed lagres der samlet set mere el per lager. Antallet af timer med lagring refererer til summen af det antal timer årligt, hvor nettoeksporten af vindkraft er større end 0. Produktionskapaciteten er den samlede mængde el, et totalt fyldt lager vil kunne levere. Det maksimale antal timer med elproduktion årligt er det antal timer, der vil kunne produceres el, hvis anlægget udnyttes fuldt ud, dvs. at det kører på fuldlast alle de timer, der er eksport af vindkraft årligt. Gennemsnitligt er 50 anlæg af samme type og størrelse som Huntorf CAES netop dét, der skal til for at kunne dække hele det maksimale lagringsbehov. Det ses, at systemet akkurat ikke kan løbe rundt økonomisk. Årsagen er, at systemet er meget stort, og at det vil komme til at køre i dellast mange timer årligt, fordi der er relativt få 12-timers perioder med så stort lagringsbehov som for 12-timersperioden med det største lagringsbehov. Hvis alle 50 anlæg lagrede på fuldkraft alle de 3433 timer der gennemsnitligt skal lagres el per år, ville de kunne lagre mere end 4,7 gange så meget el, som der eksporteres vindkraft årligt. 27

Huntorf CAES CAES m. varmelager 2005 2006 2007 Gennemsnit 2005 2006 2007 Gennemsnit Nødvendig lagerkapacitet [MWh] 21896 26032 23287 23738 21896 26032 23287 23738 Antal anlæg á 480 MWh lager 46 55 49 50 - - - - Antal anlæg á 568 MWh lager - - - - 39 46 41 42 Antal timer med lagring/år (eloptag) 2568 4311 3420 3433 2568 4311 3420 3433 Produktionskapacitet [MWh] 26680 31900 28420 29000 29135 34364 30629 31376 Maks. antal timer med elproduktion 642 1078 855 858 642 1078 855 858 Investering [M ] 795 950 847 864 797 941 838 859 Total O&M [k /år] 146740 175450 156310 159500 160243 189005 168461 172569 Annuitet, tilbagebetalingstid 30 år [k ] 51708 61825 55080 56204 51877 61188 54537 55867 Gennemsnitspris v. eksport [k /MWh] 0,0312 0,0442 0,0323 0,0359 0,0312 0,0442 0,0323 0,0359 Højeste pris [k /MWh] 0,1205 0,0882 0,1230 0,1106 0,1205 0,0882 0,1230 0,1106 Udgift, elopkøb [k /år] 48397 115453 75630 79827 48397 115453 75630 79827 Indtægt, elsalg [k /år] 227091 280125 349661 291253 245997 303446 378771 315500 Overskud [k /år] -19755-72603 62641-4278 -14521-62199 80143 7237 Tabel 4-3 CAES 28

MWhel Overskud [k /år] MWhel Overskud [k /år] Konstruerer man 49 anlæg i stedet for 50, vil systemet baseret på Huntorf CAES-type anlæg netop give overskud forudsat de mængder el, man ikke kan lagre fordi der ikke er tilstrækkelig lagerkapacitet, er meget små. For CAES-anlæg med varmelager er overskuddet en smule større. Årsagen er, at CAES med varmelager har en bedre exergivirkningsgrad end Huntorf CAES, hvilket betyder at indtjeningen på salg af el er højere. Der skal dog tages hensyn til, at omkostninger forbundet med konstruktion af varmelagrene ikke er inkluderet i investeringen vist i tabellen. Den absolut maksimale ekstrainvestering til varmelagre er 111 mio.. En ekstrainvestering af denne størrelse vil betyde, at anlægget giver 0 overskud hele sin levetid, forudsat O&M forbundet med at drive lagrene er negligible. 4.3.1 Sensitivitetsanalyse af lagerstørrelsen For at kunne verificere resultatet fra Tabel 4-3 er sammenhængen mellem største lagringsbehov og det samlede systemprovenu blevet analyseret. Hvis der findes relativt få forekomster af meget høje lagringsbehov over en 12-timersperiode i løbet af et år, og mængden af eksporteret vindkraft per halve døgn derudover fordeler sig forholdsvist ligeligt, vil det formodentligt være muligt at konstruere mere rentable CAES-anlæg. Under antagelse af, at det er muligt at planlægge salg af vindkraft således salget sker, når priserne er på det højest mulige niveau, og at gennemsnitsprisen for opkøb af vindkraft til lagring er konstant, er det umiddelbart fordelagtigt at lave lagrene en anelse mindre. 2,5E+4 1,5E+5 2,5E+4 1,5E+5 0,0E+0 Største lager -5,0E+4 0,0E+0 Største lager -5,0E+4 Nødvendig lagerkapacitet Overskud Overskud Skaleret O&M Huntorf CAES CAES med varmelager Figur 4-8 Sensitivitetsanalyse af lagerstørrelse 29

Figur 4-8 viser en analyse af, hvorledes systemprovenuet udvikler sig efterhånden, som størrelsen af det største lager gøres mindre. Kurven, der beskriver den samlede størrelse af det største lager, er fremkommet ved at sortere alle lagringsbehov per 12 timer efter størrelse, og for hver lagerstørrelse er det tilsvarende provenu beregnet. I beregningen er der taget hensyn til, at priserne for salg af el ændrer sig i takt med den samlede mængde lagrede el. Resultaterne for de to typer anlæg er rent tendensmæssigt ganske ens. Den tungeste udgift i begge regnskaber er omkostninger forbundet med drift og vedligehold, O&M. For begge systemer udgør O&M over 50 % af de årlige udgifter. Årsagen er til dels, at drift og vedligehold indebærer køb af naturgas. Når anlæggene skaleres efter de største lagringsbehov, og man udelukkende ser på anlæggenes anvendelighed i forbindelse med lagring af eksporteret vindkraft, vil en stor del af driften foregå i dellast. Den værdi, der er brugt til at beregne de samlede O&M, er baseret på produktionskapacitet. Implicit deri ligger en antagelse om, at anlægget som helhed bliver drevet ved fuldlast, og at naturgasforbruget således er derefter. I det aktuelle tilfælde forholder det sig som bekendt anderledes. For at forsøge at tage hensyn til det faktiske driftsmønster er O&M blevet skaleret. Skaleringen er lavet ud fra en antagelse om, at O&M er lineært afhængige af antal produceret MWh snarere end antal installeret MW. Dette er i nogen grad en tilsnigelse, eftersom naturgasforbruget blot udgør en del af de samlede O&M, mens resten består af vedligehold af materiel etc. Og f.eks. vedligehold af materiel vil i mindre grad end naturgasforbruget være afhængig af driften. Ikke desto mindre siger det noget om, hvad en sænkning af udgifterne forbundet med indkøb af naturgas gør for det overordnede resultat. Resultatet af skaleringen er, at potentialet for begge typer anlæg forbedres markant. Atter uden hensyntagen til udgifterne forbundet med konstruktion, drift og vedligehold af varmelagrene, vil provenuet forbundet med at drive et CAES med varmelager øges med ca. 430 %. Det siger under alle omstændigheder noget om, at der er plads i systemets økonomi til væsentlige ekstrainvesteringer. Hvad angår et system baseret på Huntorf CAES-anlæg, kan et beskedent underskud vendes til et årligt overskud på ca. 121 mio.. 30

5 Elektrolyse Systemet der er analyseret, ses nedenfor Figur 5-1 Reversibel elektrolyse / SOFC celle For overskuelighedens skyld er systemet på figuren delt op i to dele; elektrolyse før hydrogenlageret og produktion af elektricitet efter hydrogenlageret. I realiteten er der tale om én enhed, der er reversibel. Det indebærer, at den kan fungere som både elektrolysecelle og katalysecelle. Dog vil rørføring og systemet af varmevekslere være forskellige alt afhængig af, om der lagres eller produceres strøm. Cellen er af typen Solide Oxide Cell (SOC). Navnet henviser til materialerne anvendt i cellen, og generelt for denne celletype gælder, at den fungerer ved høje temperaturer. Helt grundlæggende er den kemiske reaktion, der ligger til grund for systemet (13) [5.1] 31

I dette system er udgangspunktet, at vand ved atmosfæretryk bliver varmet op til elektrolysecellens arbejdstemperatur. Cellen splitter vandet op i brint og ilt ved at bruge el (elektrolyse). Ilten ledes derefter ud til atmosfæren, mens brinten komprimeres til 200 bar, køles og lagres i underjordiske kaverner. Ved kølingen lukkes overskudsvarmen ud til omgivelserne. Når der skal produceres el, ekspanderes brinten først ned til atmosfærisk tryk i en turbine. Før ekspansionen tilføres der varme, da temperaturen af brinten efter turbinen ville blive for lav uden opvarmning. Brinten varmes op og ledes gennem brændselscellen, som leverer strøm (katalyse). Restprodukterne er brugt brændstof, som mestendels består af vand og ikkereageret brint samt udstødningsgas, som er en blanding af kvælstof og ilt. 5.1 Produktion af H 2 Hele systemet er modelleret i DNA. SOC en er dimensioneret, således at eloptaget ved elektrolyse er 5 MW, hvilket også er det, cellen kan levere ved katalyse. Data for elektrolysedelen er fundet i artiklen Hydrogen and synthetic fuel production from renewable energy sources (14), som er en artikel over en række forsøg med reversible brændselsceller foretaget på Risø. De parametre, der skal gives som input til elektrolysecellemodulet, er temperaturen ud af cellen samt cellens virkningsgrad. Virkningsgraden er givet ved [5.2] Af ligning [5.1] fremgår det, at antal mol brint ud af elektrolysecellen er lig antal mol vand brugt. De data, der er anvendt til at udregne massestrømmen af brint ud af cellen samt eloptaget, er vist i Tabel 5-1. Massestrømmen af H 2 er beregnet som Værdi Volumenstrøm H 2 O [l/h] 31,5 Udnyttelsesgrad H 2 O [%] 37 Celletemperatur [ o C] 950 LHV H2 [MJ/kg] 120,1 Tabel 5-1 SOEC data [5.3] Cellens eloptag er 32

[5.4] Ligning [5.2], [5.3], og [5.4] giver tilsammen, at elektrolysecellens virkningsgrad er η SOEC = 0,847. 5.2 Elproduktion Den celle, der er anvendt i forsøgene på Risø, er som nævnt en reversibel celle. Dog er det i artiklen ikke omtalt, hvorledes dens karakteristika er i katalysemode. Som input til SOFCmodulet i DNA skal der gives udnyttelsesgraden af brint, virkningsgraden og arbejdstemperaturen. Udnyttelsesgrad og virkningsgrad er estimeret i overensstemmelse med den nyeste teknologi fra Siemens Power Generation (15), mens arbejdstemperaturen er bestemt ud fra en antagelse om, at en SOFC i nær fremtid vil kunne virke ved noget lavere temperaturer end, den gør nu. Arbejdstemperaturen er fastsat i overensstemmelse med Teknologihåndbogens forfatteres forventninger til SOFC er i 2010-2015. Data for cellen er Værdi Virkningsgrad η SOFC [%] 70 Udnyttelsesgrad H 2 [%] 85 Celletemperatur [ o C] 700 Tabel 5-2 SOFC data Ud over disse parametre har det også været nødvendigt at fastsætte indløbstemperaturen til SOFC en, som antages at være perfekt isoleret og altså ikke har noget varmetab. I og med at der frigives energi i cellen, og energivirkningsgraden er under 1, må den uudnyttede energi skulle transporteres væk i udstødningsgassen. Jo tættere indløbstemperaturen er på udløbstemperaturen (celletemperaturen), jo mere luft skal der løbe gennem cellen for at fjerne overskydende energi. For at holde ressourceforbruget på et minimum for systemet som helhed, er det derfor fordelagtigt at lade indløbstemperaturen til cellen være så lav som muligt. Dog sætter cellens fysik nogle klare begrænsninger for, hvor lav indløbstemperaturen må være. En høj temperaturdifferens over cellen indebærer store belastninger på cellen rent materialemæssigt, og det vurderes at den øvre grænse er ΔT = 100 o C. Altså løber luften ind i SOFC en ved 600 o C. En kontinuerlig brintproduktion over 12 timer giver brændstof til at levere el i 4,2 timer. Altså er der tid til at sænke cellens temperatur mellem lagring og elproduktion, og dermed undgå problemer med materialespændinger forårsaget af varierende arbejdstemperaturer. I situationer hvor det er fordelagtigt at lagre én time og producere el den næste, må der så nødvendigvis indpasses tid mellem lagring og produktion til at køle cellen i et passende tempo. 33

Generelt gælder, at det er en fordel rent virkningsgradsmæssigt at drive SOFC en ved højt tryk (13). Under antagelse af, at den reversible SOC rent materialemæssigt godt kan operere i elektrolysemode ved atmosfæretryk og som brændselscelle ved højere tryk, er effekten af at hæve arbejdstrykket over atmosfærisk undersøgt. Figur 5-2 viser, hvorledes exergivirkningsgraden for hele systemet hhv. SOFC en isoleret set udvikler sig som funktion af arbejdstrykket under katalyse. 1 0,8 System SOFC η ex 0,6 0,4 0,2 0 1 2 3 4 5 Tryk [bar] Figur 5-2 SOFC trykafhængighed Grafen viser, at nok er det en fordel at lade arbejdstrykket stige i SOFC en, hvis man ser på dens ydeevne som isoleret komponent. Dog forholder det sig modsat når man betragter systemet som helhed, da luftkompressorens effektforbrug bliver for stort i forhold til SOFC ens forbedrede ydeevne til, at der samlet set er en gevinst. 5.3 Exergianalyse Figur 5-3 viser, hvorledes exergiindholdet af de forskellige elementer i systemet udvikler sig fra lagring påbegyndes, til den lagrede brint er omdannet til el igen. 34

η ex [%] 140 120 100 RØGGAS BRUGT BR.STOF LUFT H2O O2 H2 EL 80 60 40 20 0 Figur 5-3 Exergiforløb SOC Pilene angiver, hvordan varmeudvekslingen er i rekuperatorerne. Exergifaldet i kavernen skyldes, at lagringen indebærer såvel et tryk- som et temperaturfald. Temperaturfaldet er på 15 o C og er fastsat i overensstemmelse med temperaturfaldet i kavernerne i Huntorf CAES uden hensyntagen til forskellen i egenskaberne for H 2 og luft. Trykket i kavernen varierer mellem 50 og 200 bar (16). Altså er trykket i kavernen, når lageret er fyldt, 200 bar, mens der drøvles til 50 bar ved tømning af lageret for at have et konstant trykfald over turbinen, der sidder umiddelbart før den første rekuperator. Den samlede exergivirkningsgrad er på 32,6 %. Figuren viser, at der overordnet set er en ret god energiudnyttelsesgrad. Der tabes noget exergi efter rekuperator nr. 4 og 3, hvor brugt brændstof og røggas lukkes ud til omgivelserne. Tabet associeret med at lukke exergiholdig røggas og brugt brændstof ud til omgivelserne betyder et fald i exergivirkningsgrad på 7 %. Derudover er der også et markant exergitab i efterkøleren. Effektiviteten af de fire varmevekslere er udregnet i overensstemmelse med ligning [4.6]. Resultatet er: Rekup 1 Rekup 2 Rekup 3 Rekup 4 ε 0,96 0,99 0,86 0,68 Tabel 5-3 HEX effektiviteter 35

5.4 Økonomisk analyse Tabel 5-4 viser økonomien i at anvende brint som lagringsmedie. Efter anbefaling fra Søren Højgaard Jensen (Risø DTU) er investerings- og O&M-omkostninger ikke taget fra Teknologihåndbogen, men fra artiklen Long- vs. Short-Term Energy Storage Technologies Analysis. A Life-Cycle Cost Study. A Study for the DOE Energy Storage Systems Program (17). 2005 2006 2007 Gennemsnit Nødvendig lagerkapacitet [MWh] 21896 26032 23287 23738 Antal enheder á 5 MW 317 376 337 343 Antal timer med lagring/år (optag) 2568 4311 3420 3433 Produktionskapacitet [MWh] 6974 8273 7414 7554 Maks. antal timer med elproduktion 891 1495 1186 1191 Investering M 1702 2019 1810 1842 Total O&M [k /år] 4280 5076 4550 4631 Annuitet, tilbagebetalingstid 20 år [k ] 136596 162019 145214 147799 Gennemsnitspris v. eksport [k /MWh] 0,0312 0,0442 0,0323 0,0359 Højeste pris [k /MWh] 0,0952 0,0807 0,0919 0,0893 Udgift, elopkøb [k /år] 48397 115453 75630 77836 Indtægt, elsalg [k /år] 48629 69457 70767 63719 Overskud [k /år] -140644-213091 -154626-166546 Tabel 5-4 SOC Omkostningerne for konstruktion af lageret per MWh er taget fra Teknologihåndbogen. Tabellen viser, at det som udgangspunkt er uøkonomisk at lagre el i en elektrolyse -> kaverne -> brændselscellekæde. Årsagerne er den relativt lave el-til-el-virkningsgrad på blot 32,9 %, at det er alt for dyrt at indkøbe SOC er til at dække det aktuelle lagringsbehov, samt at de reversible celler i bedste fald har en maksimal levetid på 20 år. Førstnævnte årsag betyder, at provenuet ved salg af den lagrede el er lavere end omkostningerne forbundet med indkøb af el til lagring. Ergo er anlægget i højeste grad økonomisk ubæredygtigt, da salg af el ikke indbringer nok til at dække afbetalinger på lån, drift og vedligehold mv. Selv hvis man kun lagrer små mængder el på denne måde og derved opnår højere gennemsnitspriser på salg af el, er systemet urentabelt. 36

6 Lagring af el som varme i fjernvarmenettet En mulighed, der er aktuel i f.eks. en dansk kontekst, hvor der er et stort fjernvarmenet, er at afsætte overskudselektricitet som varme i fjernvarmenettet. Det kan gøres ved at anvende varmepumper drevet af elektricitet. 6.1 Elektrisk CO 2 varmepumpe drevet af geotermisk varme Der er en række betingelser, der skal være opfyldt, for at et kølemiddel tages i brug i en varmepumpe. Når varmepumpen f.eks. skal levere varme til fjernvarmenettet, er det helt grundlæggende, at man kan trække varme ud af varmepumpens arbejdsmedie ved passende temperaturer. Dernæst er det afgørende, at kølemidlet har de rette karakteristika rent miljømæssigt. I 1980 erne blev der rettet stor opmærksomhed mod nedbrydning af ozonlaget. Det har medført udfasning af de såkaldte CFC-kølemidler og andre ozonnedbrydende kølemidler. Sidenhen er global opvarmning i dén grad blevet aktuelt. Det har betydet, at kraftige drivhusgasser, som førhen med succes har været anvendt som kølemidler, også bliver udfaset. Dette betyder så igen, at der er store forventninger til brugen af CO 2 som kølemiddel, i og med at det er let tilgængeligt i store mængder, ikke er ozonnedbrydende, og kun er en mild drivhusgas. To forskellige udgaver af en varmepumpe er analyseret. Figur 6-1 viser dem. Varmepumpe 1 er helt simpel. CO 2 ved 30 bar komprimeres i kompressoren, der er drevet af elektricitet. Derefter ledes CO 2 en igennem gaskøleren, hvor varme afsættes i fjernvarmevand. Konventionelt afgives varmen i kølemidlet efter kompressoren ved at lade kølemidlet kondensere, men siden det kritiske punkt for CO 2 er ved for lav en temperatur til at producere fjernvarme, sker afgivelsen af energi i dette tilfælde overkritisk. Fjernvarmevandet varmes fra 40 o C til 80 o C (18). Drøvling efter gaskøleren sænker trykket af kølemidlet. CO 2 en havner et sted i tofase-området, alt afhængig af, hvilket tryk der drøvles fra. I fordamperen fordampes CO 2 en, således det kommer ud med en dampkvalitet på 1. Herefter starter processen forfra. I varmepumpe 2 er indsat en intern varmeveksler, således at CO 2 ud af gaskøleren ved høje temperaturer opvarmer CO 2 ved lavere temperaturer før kompressoren. Ideen er, at temperaturen ud af kompressoren derved bliver hævet, og at der dermed kan afleveres mere varme fra CO 2 en til fjernvarmevandet. 37

1 2 Figur 6-1 Varmepumpe 6.1.1 Model Data for komponenterne er: - Kompressorens isentropvirkningsgrad er 80 %, og dens mekaniske virkningsgrad er 98 %. - Pumpens virkningsgrad er 95 %. - Tryktab i al rørføring er negligeret. - For gasser er tryktab i varmevekslere sat til 3 %. - For væsker er tryktab i varmevekslere sat til 10 %. - Alle varmevekslere er perfekt isolerede, altså er varmetabet fra dem lig 0. - Effektiviteten af gaskøleren er sat til 80 %, jf. ligning [4.6]. - I den interne varmeveksler samt i fordamperen er pinch-temperaturen, dvs. den minimale temperaturforskel mellem den kolde og den varme, side 10 o C. De faste parametre i modelleringen af varmepumperne er: 38

Parameter Værdi, fjernvarmevand 300 kg/s T, fjernvarmevand, indløb 40 o C T, fjernvarmevand, udløb 80 o C T, Fordampervand, indløb 10 o C / 20 o C p, fjernvarmevand, indløb 20 bar p, kompressorindløb 30 bar Tabel 6-1 Faste parametre, varmepumpe Massestrømmen af fjernvarmevand er fastsat således, at begge varmepumper genererer 50 MW varme. Effekten, der kræves for at pumpe vand op fra undergrunden, er [6.1] 6.1.2 Geologisk baggrund Varmekilden til fordampning af kølemidlet i varmepumpen er som sagt vand. Vandet pumpes op fra undergrunden. Der anvendes vand som varmekilde, da vand fra undergrunden er tilgængeligt ved højere temperaturer end, hvis der tages luft ind fra omgivelserne. Luft og vand er umiddelbart de medier, der er bredt tilgængelige. Dog med den begrænsning for vands vedkommende, at de rette geologiske forhold skal være til stede. I Danmark er den gennemsnitlige lufttemperatur 7,7 o C (19) og alt efter hvor dybt, der bores, kan man finde vand ved både 10 o C og 20 o C. Vedrørende onshore boringer efter vand, gælder det generelt, at temperaturen stiger med 30 o C per km. Altså skal der bores ca. 330 m efter vand ved 10 o C, og ca. det dobbelte efter vand ved 20 o C. Dernæst skal der bores de rette steder, dvs. der hvor der er porøse, vandholdige sandstenslag. Uden at komme nærmere ind på lokal geologi kan det siges, at de rette forhold for at kunne udtrække varmt vand fra porøse sandstenslag er at finde en række steder i Danmark (20). 6.2 Sensitivitetsanalyse af varmepumper En varmepumpes Coeffiecient Of Performance (COP) er givet ved [6.2] COP en er således et udtryk for, hvor mange enheder varme, varmepumpen kan levere for hver enhed elektricitet, den optager. En analyse af de to forskellige typer varmepumpers COP er som 39

funktion af trykket ud af kompressoren og indløbstemperaturen af vandet i fordamperen giver følgende resultat: COP 10 C u. REK 20 C u. REK 1,8 1,6 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 Figur 6-2 Varmepumpe COP 10 C m. REK 20 C m. REK 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 Tryk ud af kompressoren [bar] Figur 6-2 viser, at det bedste resultat fås for en varmepumpe uden intern varmeveksler, hvor varmekilden er vand ved 20 o C, og trykstigningen over kompressoren er 110 bar. Det giver en COP på 1,77. Nok skal vandet pumpes op fra 660 m i forhold til 330 m, hvis der bruges vand ved 10 o C, men temperaturforskellen betyder, at der skal pumpes væsentlig mindre vandmængder op for at fordampe CO 2 en. Vandmængden reduceres til mindre end 1/3, som altså er mere end nok til at kompensere for den øgede dybde af borehullet. Årsagen til at varmepumpen med intern varmeveksler oftest er dårligere end den uden, kan findes ved at kigge på Figur 6-3. Data er taget for tryk ud af kompressoren p = 140 bar. 40

Figur 6-3 p,h diagram Figuren har entalpi på x-aksen, log 10 (p) på y-aksen og klokkekurven for CO 2 angives af den sorte, fuldt optrukne streg. Den røde stiplede linje repræsenterer varmepumpen med intern varmeveksler, mens den sorte stiplede linje repræsenterer den simple varmepumpe. Den interne varmeveksler indebærer, at entalpifaldet over gaskøleren vokser, og at massestrømmen af kølemiddel i varmepumpen dermed bliver formindsket med 27 %. Årsagen er, at når entalpiforskellen bliver større, skal der mindre kølemiddel til for at producere den samme mængde varme. Dog betyder forrykkelsen af kompressionsprocessen, at entalpiforskellen over kompressoren stiger med 56 %. Entalpistigningen i fordamperen forøges med 20 %, og massestrømmen af vand gennem fordamperen stiger med 14 %. Samlet set betyder det, at for varmepumpen med intern varmeveksler stiger kompressorens energiforbrug med 15 % sammenlignet med den simple varmeveksler. For pumpens vedkommende er der tale om en 11 % forøgelse. Ergo er forbedringen på gaskølersiden ikke nok til at kompensere for de øgede effektbehov, den interne varmeveksler også medfører. Det antydes dog på Figur 6-2, at tendensen er en anden ved tryk under ca. 100 bar, og at den interne varmeveksler potentielt er en fordel ved lavere tryk end de, der er analyseret. 6.2.1 Gaskøleren og Termodynamikkens Anden Hovedsætning Populært sagt betyder 2. H.S., at varme ikke kan overføres spontant fra et koldt til et varmt medie eller legeme. DNA-modulerne for varmevekslere er indrettet således, at DNA giver en fejlmeddelelse ved kompilering, hvis 2. H.S. overtrædes i én af enderne af varmevekslerne. I tilfældet med gaskøleren er det dog ikke tilstrækkeligt, at 2. H.S. overholdes ved ind- og udløb til varmeveksleren, da kurven, der beskriver temperaturen af CO 2, når det køles, er lettere 41

T [C] T [C] konkav. Rent beregningsmæssigt betyder det, at det er muligt at modellere en varmeveksler, hvor det varme medie er varmere end det kolde medie i begge ender, selvom kurverne, der beskriver de to mediers temperaturer, krydser hinanden et vilkårligt sted mellem ind- og udløb. I EES er lavet en model af gaskøleren, som beskriver temperaturen af hhv. CO 2 og vand som funktion af den overførte varme. Figur 6-4 viser resultatet for et tryk ud af kompressoren på p = 140 bar. 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] Simpel varmepumpe Figur 6-4 Q,T-diagram, gaskøler Varmepumpe med intern varmeveksler Den øverste, fuldt optrukne linje viser, hvorledes temperaturen af CO 2 ændrer sig, mens den nederste, stiplede linje beskriver temperaturforløbet af fjernvarmevandet. Temperaturforløbet gennem gaskøleren afhænger udelukkende af, om varmepumpen er med intern varmeveksler eller ej. Når indløbstemperaturen af vandet i fordamperen ændrer sig, er det kun massestrømmen af vand gennem fordamperen, der ændrer sig, mens CO 2 -processen forbliver uændret. Analyser af temperaturforløbet gennem gaskøleren ved tryk fra 100 til 200 bar med intervaller på 10 bar er at finde i Bilag A. Hvad angår de to andre varmevekslere i systemet, fordamperen og den interne varmeveksler, er det ikke nødvendigt at lave samme analyse. I fordamperens tilfælde er temperaturen af CO 2 tilnærmelsesvist konstant fra ind- til udløb, fordi varmevekslingen sker i to-faseområdet. Derfor er det tilstrækkeligt at sørge for, at fordampervandets udløbstemperatur ikke er lavere end CO 2 ens indløbstemperatur. I den interne varmeveksler, hvor der er CO 2 på såvel den kolde som den varme side, vil temperaturkurverne, der beskriver hhv. opvarmning og afkøling begge være lettere konkave og vil derfor ikke kunne krydse hinanden. Minimumstemperaturforskellen mellem de to strømme vil være at finde ved udløbet af den kolde strøm, hvor den vil svare til pinch-temperaturen, altså 10 o C. 42

% 6.3 Exergianalyse Produktet ud af varmepumpen er fjernvarmevand. Figuren nedenfor angiver, hvorledes exergivirkningsgraderne er for alle de forskellige varmepumper. Varmepumpen med den højeste exergivirkningsgrad er den, hvor varmekilden er vand ved 10 o C og trykstigningen over kompressoren er 110 bar. Den højeste exergivirkningsgrad er på η ex = 31 %. COP en for denne varmepumpe er COP = 1,67. η ex 10 C u. REK 20 C u. REK 10 C m. REK 20 C m. REK 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 Tryk ud af kompressoren [bar] Figur 6-5 Exergivirkningsgrader for varmepumpe Hvis man indsætter en ekspansionsmaskine drevet af butan (R600) i systemet, er det muligt at få en ide om, hvorledes mulighederne er for at have elektricitet snarere end varme som slutprodukt. En turbine drevet af butan hedder en Organic Rankine Cycle (ORC), og en skitse af et sådant system er vist i Figur 6-6. ORC en benyttes, fordi butans egenskaber er sådan, at man kan opnå fordampning af arbejdsmediet ved de tilgængelige temperaturer. Her betyder det køling af fjernvarmevand fra 80 o C til 40 o C. Efter fordampningen ledes butanen over en ekspansionsmaskine. En intern varmeveksler udnytter, at temperaturen ud af ekspansionsmaskinen er højere end den er ud af pumpen. Efter den interne varmeveksler kondenseres butanen, og en pumpe hæver trykket til 10 bar. Figur 6-6 ORC 43

Systemet er dimensioneret således, at det øvre tryk er bestemt af fordampningstemperaturen og dermed temperaturen af fjernvarmevandet. Det nedre tryk begrænses af, at kondensering sker ved varmeveksling med atmosfærisk luft med en indløbstemperatur på 5 o C. Alle tryktab er negligerede, turbinens isentropvirkningsgrad er sat til 90 %, pinch-temperaturen i såvel kondensatoren som fordamperen er 0 o C og i den interne varmeveksler er den 5 o C. Systemet vist i Figur 6-6 er dermed designet således, at det repræsenterer et best case scenario de givne restriktioner taget i betragtning. Exergiforløbet fra optag af el i varmepumpen til produktion af el i ORC en lader sig ikke alt for godt fremstille grafisk. Årsagen er, at både CO 2, R600 og fjernvarmevand bevæger sig i lukkede kredsløb inde i det samlede system. I realiteten er beregningen af exergivirkningsgraden for systemet simpel: [6.3] Varmepumpen med den bedste exergivirkningsgrad kombineret med en ORC vil samlet set kunne levere elektricitet med en exergivirkningsgrad på η ex = 26,2 %. 6.4 Økonomisk potentiale Sensitivitetsanalysen af varmepumpen alene og systemet med varmepumpe + ORC gør det muligt at analysere potentialet ved såvel varme- som elsalg. Tabel 6-2 viser resultatet. Der er en række forhold, der bør tildeles ekstra opmærksomhed i forbindelse med analysen af økonomien for varmepumpelagring. For det første er det kontroversielt, at når systemet baseres på den mængde el, der skal kunne optages frem for den mængde varme, der skal kunne leveres, er det billigst rent investeringsmæssigt at vælge en varmepumpe med en lav COP! Jo større hver varmepumpes eloptag er, jo færre varmepumper skal der samlet set investeres i for at dække et givent lagringsbehov. Rent energimæssigt er det dog mest korrekt at producere varme på den varmepumpe, der har den bedste COP. Det giver den maksimale varmeproduktion, men er dog ikke nødvendigvis den løsning der er mest økonomisk pga. høje investeringsomkostninger per MW varme genereret. Data for salg af fjernvarme i Tabel 6-2 er udregnet på basis af varmepumpen med højst COP. Data for salg af el produceret ved varmepumpe + ORC er udregnet på basis af varmepumpen med den bedste exergivirkningsgrad. Det giver den højst mulige elproduktion og dermed den bedste indtægt på salg af el. Dernæst gælder data opgivet i Teknologihåndbogen egentlig ikke for varmepumper, der anvender geotermisk varme som varmekilde. Ikke desto mindre er Teknologihåndbogens data anvendt, og det må antages, at særligt værdierne for installationspriser er vel lave. Årsagen er, 44

at de ikke inkluderer omkostninger forbundet med boring til udtag af vand. Det betyder, at resultaterne, der refererer til minimumsværdierne for investering samt O&M-omkostninger, reelt er irrelevante. De resultater, det drejer sig om, er udeladt fra tabellen, og altså er kun Teknologihåndbogens maksimumværdier for varmepumpepriser medtaget. Endelig er dataene baseret på varmepumper, hvis COP er 5 og dermed en del højere end den fundne, maksimale COP. Årsagen til at dataene gælder for varmepumper med COP = 5 er, at forfatterne af Teknologihåndbogen har en forventning om, at varmepumpeteknologi kan forbedres væsentligt i løbet af en årrække. Derfor indbefatter Tabel 6-2 både resultater for COP = 1,77 / COP = 1,67, men også skalerede resultater for COP = 5. Skaleringen er ganske enkelt lavet ved at multiplicere varme-outputtet fra den modellerede varmepumpe med hhv. 5/1,77 = 2,82 for ren fjernvarmeproduktion og 5/1,67 = 2,99 for fjernvarme- og elproduktion. Med det øgede varmeinput til elproduktion, kommer exergivirkningsgraden for varmepumpe + ORC op på η ex = 72 %. 45

2005 2006 2007 Gennemsnit varme Gennemsnit ORC Nødvendig lagerkapacitet [MWh] 21896 26032 23287 23738 Varme 65 77 69 Antal varmpumper á 50 MW 70 66 El 61 73 65 Antal timer med lagring/år (eloptag) 2568 4311 3420 3433 Investering [M ] Varme 4225 5005 4485 El 3965 4745 4225 4550 4290 Total O&M [k /år] Varme 9750 11550 10350 El 9150 10950 9750 10500 9900 Annuitet, tilbagebetalingstid 20 år [k ] Varme 339025 401614 359888 El 318162 380751 339025 365104 344241 Gennemsnitselpris v. eksport [k /MWh] 0,0312 0,0442 0,0323 0,0359 Højeste elpris [k /MWh] COP = 1,67 0,0662 0,0688 0,0620-0,0657 COP = 5 0,0671 0,0693 0,0628-0,0664 Udgift, elopkøb [k /år] 48397 115453 75630 77836 Indtægt, varmesalg [k /år] COP = 1,77 212471 329808 295392 278936 - COP = 5 498362 811235 726524 678420 - Indtægt, elsalg [k /år] COP = 1,67 26950 47199 38064-37364 COP = 5 74949 130446 105826-103676 Overskud, varmesalg - COP = 1,77 [k /år] -184701-198809 -150477-174503 - Overskud, varmesalg - COP = 5 [k /år] 101190 282618 280656 224980 - Overskud, elsalg - COP = 1,67 [k /år] -348759-459954 -386342 - -202652 Overskud, elsalg - COP = 5 [k /år] -123342-164387 -129527 - -136340 Tabel 6-2 Fjernvarme 46

MWhel Overskud [k /år] Prisen, der kan opnås ved salg af el, varierer alt efter om varmepumpens COP er 1,67 eller 5. En stigning i COP betyder, at ORC ens produktionskapacitet stiger. Dvs., at et lager af en given størrelse vil tømmes hurtigere, jo større COP en er. Idet prisen af el ved salg er udregnet som højest mulige gennemsnit over det antal timer, der sælges el, vil prisen stige, jo kortere salgsperioden er. Hvad varmeproduktionen angår, er systemet ikke rentabelt ved COP = 1,77. Skulle det derimod blive muligt at forbedre CO 2 -varmepumper så meget, at COP en, som forventet af forfatterne af Teknologihåndbogen, når op på 5, ser det lysere ud. I henhold til øgede investeringsomkostninger til udboring til vandrør, er der plads at øge investeringsomkostningerne med over 32 %, hvis udgangspunktet er 0 overskud i hele anlæggets levetid. Produktion af el baseret på fjernvarmevand er derimod definitivt ikke nogen god forretning under de givne omstændigheder. Selv med væsentligt forbedrede varmepumper, og modellen af en ORC med minimale tab, er den samlede exergivirkningsgrad for lav til, at systemet er rentabelt. Selv ikke med en exergivirkningsgrad på 1 kan systemet give overskud. Og det på trods af at udgangspunktet for økonomiberegningerne er en varmepumpe, hvor atmosfærisk luft, og ikke vand fra undergrunden, er varmekilde, og hvor investeringsomkostninger forbundet med at konstruere et passende antal ORC-anlæg ikke er medtaget. Årsagen er som set tidligere, at det samlede anlæg er meget stort og ydermere i drift for få timer til at være profitabelt. 3,0E+4 Overskud [k /år] Nødvendig lagerkapacitet [MWh] 0,0E+0 Figur 6-7 viser en sensitivitetsanalyse af provenuet som funktion af størrelsen af det største lager. Systemet består af en varmepumpe, hvor trykket ud af kompressoren er p = 140 bar, og hvor outputtet er reguleret, således varmepumpens COP er 5. Lageret vil ikke umiddelbart kunne give overskud. 0,0E+0 Største lager Figur 6-7 Sensitivitetsanalyse, varmepumpe + ORC -5,8E+5 47

7 Pumped Hydro Storage (PHS) I forbindelse med at lagre elektricitet er PHS yderst relevant. Grundprincippet i PHS er, at en højdeforskel mellem to reservoirer udnyttes til at udvinde energi. Arbejdsmediet er vand, hvis energiindhold i form af potentiel energi varierer alt afhængig af, hvor stor højdeforskellen mellem de to reservoirer er. Energien udvindes ved at lede vandet igennem en turbine. Når der i nettet er mere elektricitet til rådighed, end der er behov for, kan den overskydende elektricitet benyttes til at pumpe vand fra det nederste reservoir til det øverste, hvorved der opbygges et energilager. Den effekt, der kan udvindes fra et vandlager af et givent volumen, varierer alt afhængig af to faktorer. Den første er volumenets størrelse, og den anden er forskellen i højde mellem de to reservoirer. En vandmasse på 1000 kg, som falder 100 m genererer 0,272 kwh (21). De teknologier, der skal anvendes i et PHS-anlæg, er velkendte. Grundlæggende er der behov for en turbine, en pumpe og noget rørføring. Altså er den afgørende faktor for, hvorvidt PHS er en mulighed i første omgang ikke af teknologisk karakter, men derimod af geografisk. Den primære forudsætning er en struktur, der tillader at opbevare relativt store mængder vand i to reservoirer adskilt af en betydelig, vertikal afstand. Siden sådanne strukturer i form af bakker eller bjerge ikke er at finde i Danmark, er en mulig løsning et koordineret samarbejde med Norge, som har konventionelle PHS-anlæg. En anden løsning er at tænke i alternative reservoirer, hvis PHS skal have relevans. Et sådant alternativ kunne meget vel bestå i underjordisk PHS, hvor det nedre reservoir udgøres af en kaverne eller et grundvandslager (et aquifer) (22). Nærværende analyse er baseret på sidstnævnte mulighed. 7.1 Systemerne 7.1.1 Lille Torup Gaslager Energinet.dk driver et gaslager i Lille Torup i Nordjylland, hvor kaverner udskyllet i en stor salthorst bruges til at lagre naturgas. Data for dette lager er benyttet til at opbygge en model, hvor kavernerne benyttes som nedre reservoir i et PHS-anlæg. Figur 7-1 giver et overblik over anlægget. Lageret er på 3,5 mio. m 3 fordelt på 7 kaverner. Kavernerne befinder sig ca. 1,2 km under jordens overflade (23). I modellen er det antaget, at de 7 kaverner er lige store, og at de ligger lige dybt. Det oprindelige anlæg er blevet tilføjet et vandbassin på overfladen samt en turbine ved indgangen til hver kaverne. Det antages, at turbinen kan fungere som pumpe, når der tilføres effekt, og flowet løber fra kavernen til øverste reservoir. 48

Figur 7-1 Lille Torup PHS anlæg For at kavernerne ikke kollapser, er minimumstrykket i dem 66 bar (23). Det har nogle konsekvenser. For det første sætter det begrænsninger i forhold til trykfaldet over vandturbinen. Det viser sig imidlertid, at dette er positivt, idet det giver mulighed for at anvende en Francis-turbine i anlægget. En Francis-turbine er en pumpeturbine, der er konstrueret til at kunne fungere såvel som pumpe som turbine. Sådanne pumpeturbiner findes typisk til vandhøjder på 20-700 m (24). I og med at der er et minimumstryk i kavernen på 66 bar, vil trykfaldet over turbinen svare nogenlunde til en højdeforskel på omtrent 520 m frem for de 1200 m, som det i virkeligheden er, og det er dermed muligt at anvende en Francis-turbine. Dernæst indebærer minimumstrykket i kavernen, at det ikke er muligt at tømme kavernen for vand uden at kompensere for det faldende tryk. Dette gøres ved at komprimere luft til at fylde kavernen med i takt med, at vandet pumpes op til overfladen. Næste komplikation er, at når der står en vandsøjle på 1200 m over kavernen, er et lufttryk på 66 bar i kavernen ikke nok. Det er nødvendigt at tryksætte luften så meget, at trykket i kavernen er det samme som trykket fra vandsøjlen. I afsnit 7.2 beskrives det nærmere, hvorledes der er blevet taget hensyn til disse omstændigheder rent modelteknisk. 7.1.2 Stenlille Gaslager I Stenlille på Midtsjælland driver Dong Energy et gaslager. Her opbevares gassen ikke i kaverner, men derimod i et aquifer. Lageret har en kapacitet på 1000 mio. Nm 3 (25), hvilket betyder, at 49

det er rigeligt stort til at kunne rumme vand svarende til den mængde energi, der ønskes lagret. Figur 7-2 viser systemet. Figur 7-2 Stenlille PHS anlæg Den primære forskel mellem dette system og ét, hvor udskyllede saltkaverner udgør det nedre reservoir er, at i en aquifer er der ikke behov for et hjælpesystem, hvor luft pumpes ned i lageret for at opretholde et minimumstryk. I takt med at den vandmængde, der udgør arbejdsmediet, flyttes fra nederste til øverste reservoir, forrykkes grundvandsspejlet, og trykket i aquiferen holdes konstant. I realiteten vil der ikke kunne skelnes mellem grundvand og arbejdsvand, men i princippet er det dette fænomen, der sørger for konstant lagertryk. Der er ikke taget højde for den træghed, der er i systemet. Denne består i, at vandet maksimalt kan fortrænges med en hvis hastighed pga. tryktab i sandstenslaget. 7.2 Modellerne Modellerne til at beskrive PHS er blevet lavet i EES. Fælles for de to modeller er beskrivelsen af trykfaldet i rørføringen mellem øverste og nederste kaverne. Rørdiameteren er sat til 2,75 m (25) og rørlængden til 1200 m. Vandtemperaturen ved jordoverfladen er sat til 10 o C, mens den i kavernen er sat til 50 o C. Når pumpeturbinen fungerer som turbine, har den isentropvirkningsgraden 0,93 (22), mens isentropvirkningsgraden i pumpemode er 0,85 (26). Begge modeller er dimensioneret således, at lagring af el i 12 timer vil indebære, at der flyttes 500000 Nm 3 vand 1200 meter vertikalt op, svarende til at én kaverne i Lille Torup tømmes fuldstændig for vand, eller at én Francis-turbine i Stenlille optager 70 MW i 12 timer. 50

7.2.1 Tryktab i rørledning Når vandet er i det øvre reservoir, er trykket atmosfærisk. Trykfaldet igennem røret er bestemt ved (27) [7.1] Moody friktionsfaktoren f er fundet som funktion af Reynolds-tallet, og rørets relative ruhed, som er sat til 0. [7.2] Hastigheden er tilpasset, således ydelsen for turbinen bliver som ønsket. Viskositet og densitet for vand er fundet ved en middeltemperatur (30 o C) og atmosfærisk tryk. 7.2.2 Turbinen Effekten fra turbinen beregnes som (28) [7.3] Q T er volumenstrømmen gennem turbinen, og H T er [7.4] Indløbstrykket til turbinen beregnes som trykket fra en vandsøjle på 1200 meter + atmosfæretryk fratrukket det tab, der kan tilskrives friktion i røret [7.5] Udløbstrykket, og altså kavernetrykket, er i Stenlille modellen sat til 66 bar, mens det i Lille Torup modellen er varierende pga. nødvendigheden af at have luft i kavernen, når energilagret er fyldt. 51

7.2.3 Kavernen Kavernen antages at være tabsfri. Altså er tryk og temperatur ved indløbet til pumpen det samme som ved turbinens udløb. 7.2.4 Pumpen Effektoptaget fra pumpen beregnes som (28) [7.6] Q P er volumenstrømmen gennem pumpen, og H P er [7.7] Trykket efter pumpen skal være højt nok til både at flytte vandet 1200 m vertikalt til det øverste reservoir og kompensere for tryktab i røret: [7.8] 7.2.5 Lille Torup Når der lagres strøm i PHS-anlægget, bruges der dels energi til at pumpe vand fra det nedre reservoir og op til overfladereservoiret og dels til at tryksætte luft, som skal opretholde trykket i kavernen. De geologiske forhold medfører, at der er et minimumstryk i kavernen på 66 bar, som er det tryk, der er i lageret, når det er fyldt med vand. Når lageret er tømt for vand, vil det være fyldt med luft ved trykket 117 bar, som svarer til trykket fra den vandsøjle, der står over lageret. I modellen er dette lavet ved, at trykket i kavernen varierer lineært fra 66 til 117 bar. Når luften er blevet komprimeret, køles den til en temperatur på 50 o C, som er maksimumstemperaturen i kavernen. Når der produceres el, og kavernen altså fyldes med vand igen, varierer trykket så lineært fra 117 til 66 bar. Under fyldning af lageret ledes luften fra kavernen over en turbine for at kunne udnytte det høje energiindhold, der er i luft ved højt tryk. Når luften ekspanderes til et lavere tryk, falder temperaturen, og det tryk, der kan ekspanderes ned til, er begrænset af turbinens udløbstemperatur. Denne er sat til 5 o C for at undgå, at det vand, der er i luften, fryser. 52

η ex [%] Francis-turbinen er blevet dimensioneret således, at det gennemsnitlige effektoptag i pumpemode, og den gennemsnitlige ydelse i turbinemode er ens. 7.2.6 Stenlille I modellen af PHS-anlægget i Stenlille falder trykket over vandturbinen til 66 bar. Effektoptaget per pumpeturbine og dermed også per rør, når der lagres energi, er lig 70 MW. Det samme er ydelsen af pumpeturbinen, når der produceres strøm. 7.3 Exergianalyse Exergiforløbet gennem systemet, der er baseret på kaverner, ser således ud: 120 100 LUFT VAND EL 80 60 40 20 0 Figur 7-3 Exergiforløb Lille Torup Figuren viser, hvorledes den samlede exergi for hhv. vand, el og luft ændrer sig alt afhængig af, hvilken tilstand systemet er i. Som det ses, er den samlede exergivirkningsgrad af systemet 36 %. Dog er el-til-el-virkningsgraden blot 9 %. Én årsag til, at virkningsgraden er så lav er, at effektoptaget fra kompressoren er meget højt. Hvad den samlede exergivirkningsgrad angår, er det meget omkostningstungt først at komprimere luften og derefter køle den for at undgå for høje temperaturer i kavernerne. For anlægget baseret på et aquifer, ser exergiforløbet således ud: 53

ηex [%] 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 VAND EL Figur 7-4 Exergiforløb Stenlille I dette tilfælde er exergivirkningsgraden for hele systemet 95 %, mens el-til-el-virkningsgraden er 79 %, hvilket er sammenligneligt med konventionelle PHS-anlæg. Tabene i systemet kan tilskrives tabene i pumpeturbinen samt tryktabene op og ned i rørene. 7.4 Økonomisk potentiale De investeringsomkostninger der er opgivet i Teknologihåndbogen, er gældende for et anlæg, hvor nedre og øvre reservoirer allerede eksisterer, og hvor rørføring er etableret. Dvs. at der ikke er inkluderet omkostninger til konstruktion af reservoirer, rørføring mv. I henhold til et underjordisk PHS-anlæg, hvor det nedre reservoir udgøres af saltkaverner, vil investeringsomkostningerne ikke være inklusive udskylning af nye kaverner, konstruktion af et overfladereservoir, rørføring mellem de to reservoirer, samt konstruktion af et system til at trykregulere med luft. Hvad et aquifer-anlæg angår, er de væsentligste ekstrainvesteringer forbundet med udgifter til boringer, rørføring samt konstruktion af det øvre reservoir. Tabel 7-1 viser resultatet for beregninger for Lille Torup og Stenlille. For at et anlæg baseret på kaverner skal kunne dække lagringsbehovet på gennemsnitligt ca. 23700 MWh, skal der installeres Francis-turbiner, luftkompressor og ditto turbine i tre kaverner á 500000 m 3. Årsagen til at tre kaverner er tilstrækkeligt er, at eloptaget under lagring er meget højt grundet kompressorens effektoptag. Produktionskapaciteten angiver, hvor meget el, der kan leveres fra hhv. Francis-turbine og luftturbine, hvis tre fyldte kaverner tømmes. Det maksimale antal af timer med elproduktion er fundet som antallet af timer med lagring ganget med forholdet mellem den tid, det tager at hhv. tømme og fylde en kaverne. 54

Lille Torup Stenlille 2005 2006 2007 Gennemsnit 2005 2006 2007 Gennemsnit Nødvendig lagerkapacitet [MWh] 21896 26032 23287 23738 21896 26032 23287 23738 Energiforbrug per kaverne - optag [MWh] 10069 - - - - Antal kaverner 3 3 3 3 - - - - Energiforbrug per kaverneanlæg - optag [MWh] 30208 30208 30208 30208 - - - - Energiforbrug per rør - optag [MWh] - - - - 841 Antal rør - - - - 27 31 28 29 Energiforbrug per røranlæg - optag [MWh] - - - - 22718 26083 23559 24401 Antal timer med lagring/år (optag) 2568 4311 3420 3433 2568 4311 3420 3433 Produktionskapacitet [MWh] 2767 2767 2767 2767 17949 20608 18614 19057 Maks. antal timer med elproduktion 2023 3396 2694 2704 2029 3406 2702 2712 Investering M 12083 12083 12083 12083 945 1085 980 1015 MIN 151038 151038 151038 151038 10850 9800 10150 9875 Total O&M [k /år] MAKS 302077 302077 302077 302077 21700 19600 20300 19749 Annuitet, tilbagebetalingstid 50 år [k ] 661871 661871 661871 661871 51764 59433 53681 55598 Gennemsnitspris v. eksport [k /MWh] 0,0312 0,0442 0,0323 0,0359 0,0312 0,0442 0,0323 0,0359 Højeste pris [k /MWh] 0,1760 0,0991 0,1856 0,1536 0,0735 0,0724 0,0687 0,0715 Udgift, elopkøb [k /år] 48397 115453 75630 79827 48397 115453 75630 79827 Indtægt, elsalg [k /år] 25025 23724 39794 30509 90117 149507 127086 122580 Overskud [k /år] MIN -987320-1055677 -999784-1013266 -47078-21825 -33145-31085 MAKS -836282-904638 -848746-862228 -36228-12025 -22995-21211 Tabel 7-1 PHS-anlæg 55

I Teknologihåndbogen er installationsprisen per MW el genereret opgivet for et anlæg, hvor den totale virkningsgrad er 80 %. Derfor er den samlede investering for Lille Torup anlægget ikke beregnet ud fra systemets produktionskapacitet, men på grundlag af eloptaget. Dvs. at de samlede investeringsomkostninger er 0,8 gange eloptaget i MW. Det ses, at det gennemsnitlige provenu i bedste fald bliver ca. -862 mio. per år. Årsagen til anlæggets udpræget dårlige økonomi er for det første, at der for hver lagrede MWh kun kan produceres 0,09 MWh. Det medfører, at indtægten fra salg af el ikke engang kan dække udgifterne til opkøb af vindkraft. Dernæst betyder det meget høje samlede eloptag fra hver kaverne, at det er nødvendigt at konstruere lagre, der samlet set er alt for store. Det fremgår af 4. række i tabellen, hvor det ses, at lageret baseret på gennemsnitsværdier er knap 6500 MWh for stort. Med andre ord betyder det høje eloptag per kaverne, at systemet bliver meget ufleksibelt, hvad variation af samlet lagerstørrelse angår. Baseres et underjordisk PHS-anlæg på et aquifer, bliver det nødvendigt at installere 29 Francisturbiner á 70 MW for at kunne dække det gennemsnitlige, maksimale lagringsbehov. Også her er der røde tal på bundlinjen. Problemet er, at for at kunne dække det maksimale lagringsbehov i ét interval á 12 timer, skal der bygges et enormt stort anlæg. Anlægget vil skulle køre ved dellast meget af den tid, hvor der ellers lagres strøm, da eksporten af vindkraft og dermed lagringsbehovet, er for lille til at kunne udnytte anlægget fuldt ud. 7.4.1 Sensitivitetsanalyse Den største udgiftspost i regnskabet vedr. Stenlille PHS-anlæg, er udgifterne forbundet med opkøb af el. Disse beløber sig til over 50 %, men med ca. 40 % af udgifterne følger den årlige annuitet tæt efter. 56

MWhel Overskud [k /år] 2,5E+4 4,0E+4 2,0E+4 0,0E+0 0,0E+0 Største lager Nødvendig lagerkapacitet Annuitet 100 % Annuitet 50 % Annuitet 25 % -2,0E+4 Figur 7-5 Stenlille sensitivitetsanalyse Figur 7-5 viser resultatet af at variere investeringsomkostningerne og dermed også de årlige annuiteter. Det er i alle tre tilfælde antaget, at omkostningerne forbundet med drift og vedligehold, O&M, kan holdes på et minimum. Det salte miljø i kavernen taget i betragtning kan dette dog blive en væsentlig udfordring, fordi saltet vil bevirke, at det tekniske materiel korroderer. Figuren viser, at systemet rent faktisk giver overskud allerede i det tilfælde, hvor investeringsudgifterne er reduceret til 50 %. Det må gentages, at disse investeringsomkostninger gælder for et anlæg, hvor hydroinfrastrukturen findes i forvejen. Et anlæg der kan lagre al eksporteret vindkraft, fordrer et øvre reservoir på 29 x 0,5 mio. Nm 3 = 14,5 mio. Nm 3. For at systemet i bedste fald giver 0 overskud hele sin levetid, må installation af både teknisk udstyr og hydroinfrastruktur ikke koste mere end maksimalt 64 % af, hvad det gør nu. 57

8 Alternative scenarier Analysen af de fire forskellige metoder til lagring af el på basis af udgangsscenariet har vist, at udnyttelsesgraden af lagrene på årsbasis er lille. Når lagrene dimensioneres efter største eksport af vindkraft over et år, og de derudover udelukkende bruges til lagring af samme, vil de være i drift få timer årligt. CAES Antal timer i drift (lagring + produktion) Huntorf 903 M. varmelager 909 Elektrolyse 1470 Varmepumpe COP = 1,77 2157 COP = 5 2112 Varmepumpe + ORC PHS COP = 1,67 2531 COP = 5 2475 Lille Torup 144 Stenlille 1912 Tabel 8-1 Årlig drift, udgangsscenarie Tabel 8-1 viser hvor mange timer, hver type anlæg gennemsnitligt vil være i drift, når den samlede, gennemsnitligt mængde eksporterede el lagres. Der er i alle tilfælde plads til at udvide og idriftsætte værkerne flere timer årligt. 8.1 Scenarie 2 Ud over at kunne lagre den mængde vindkraft, der vurderes eksporteret årligt, anvendes lagrene også til at lagre el produceret på centrale og decentrale kraftværker. Vel at mærke i de tilfælde, hvor produktionen af el på kraftværkerne overstiger det samlede forbrug i DK. Lagrene dimensioneres stadig efter største eksport af vindkraft over en 12-timersperiode, så el fra kraftværker lagres kun i det omfang, der er ledig kapacitet til det. 8.2 Scenarie 3 Igen dimensioneres lagrene efter eksporteret vindkraft. Der ses derudover på den samlede mængde eksporteret elektricitet. I de tilfælde hvor eksporten over en 12-timersperiode er lig med eller mindre end lageret, lagres al eksporteret el. 8.3 Resultat I disse estimater er det antaget, at gennemsnitsprisen for opkøb af el ikke ændrer sig, og at det stadig er muligt at planlægge salg af den lagrede el, således der opnås maksimal pris ved salget. I Tabel 8-2 sammenlignes de samlede mængder lagret el. I nederste række er angivet, hvor stor procentuel stigning de to nye scenarier hver svarer til i forhold til udgangsscenariet. 58

El lagret / år [GWh] 2005 2006 2007 Gennemsnit Udgangsscenarie 1552,0 2613,5 2340,5 2168,7 Scenarie 2 1811,3 5319,8 3247,1 3459,4 Scenarie 3 1946,8 6873,2 3525,9 4115,3 Procentuel stigning Scenarie 1 16,7 103,6 38,7 59,5 Scenarie 2 25,4 163,0 50,6 89,8 Tabel 8-2 Totale mængder lagret el Netop fordi lagrene er lavet så store i forhold til de totale mængder el, de skal kunne lagre per år i udgangsscenariet, er det ikke noget problem at øge mængden af lagret el. Der er rigelig med kapacitet. Figur 8-1 viser normaliserede værdier for systemoverskuddet for hvert system og hvert af de tre scenarier. Ud ad hver x-akse er scenarierne, og op ad y-akserne er de normaliserede systemprovenuer. De første to grafer viser resultatet af at øge udnyttelsesgraden af Huntorf CAES hhv. CAES med varmelager. For begge af de to systemer er effekten markant. Overskuddet fra varmeproduktion med en varmepumpe med COP = 1,77 når ikke op over 0. Under antagelse af, at en CO 2 -varmepumpe med COP = 5 bliver en realitet, kan øget brug af varmepumpen medføre op til mere end en tredobling af systemprovenuet. Igen ses der bort fra resultaterne, der er beregnet på grundlag af Teknologihåndbogens minimumsværdier for investeringer og O&M for varmepumpen. For Stenlille PHS er effekten af at øge mængden af lagret el mærkbar, og underskuddet nærmer sig 0. Hvis den lagrede mængde el øges med 7 %, vil provenuet passere 0. Hvad angår varmepumpe + ORC, Lille Torup PHS samt elektrolyse, er effekten af at øge udnyttelsesgraden af systemerne begrænset, og for alle tre systemers vedkommende forbliver overskuddet negativt. Faktisk medfører øget udnyttelse af de tre lagre, at det samlede provenu falder en anelse. Årsagen er de lave exergivirkningsgrader, som medfører uholdbart lave indtjeningsmuligheder, dvs. at salget af lagret el ikke engang dækker omkostninger forbundet med opkøb af el til lagring. Dernæst bliver gennemsnitsprisen ved salg af el lavere, når der produceres el flere timer. Tabel 8-3 viser resultatet af at udvide lagrene i absolutte værdier. For overskuelighedens skyld er kun gennemsnittet af resultaterne for de tre år vist. 59

40 30 20 10 0-10 4 3 2 1 0-1 -2 0-1 -2 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 2 3 Huntorf CAES CAES m. varmelager Varmepumpe Varmepumpe + ORC PHS - Lille Torup PHS - Stenlille Elektrolyse Signaturforklaring, Varmepumpe + PHS COP = 1,77 COP = 1,67 COP = 5 MIN MAKS Figur 8-1 Scenarieanalyse, normaliserede værdier af overskuddet 60

Huntorf Udgangsscenarie CAES Varmepumpe u. / m. ORC PHS m. varmelager Elektrolyse Lille Torup Stenlille COP = 1,77 / 1,67 COP = 5 MIN MAKS MIN MAKS Overskud, elsalg [k /år] -4278 7237-166546 -394612-328300 -1013266-862228 -33145-22995 Overskud, varmesalg [k /år] - - - -174503 224980 - - - - Scenarie 2 CAES Varmepumpe u. / m. ORC PHS Huntorf m. varmelager Elektrolyse Lille Torup Stenlille COP = 1,77 / 1,67 COP = 5 MIN MAKS MIN MAKS Overskud, elsalg [k /år] 83169 107097-183347 -423407-325954 -1044173-893134 -18983-8833 Overskud, varmesalg [k /år] - - - -90734 546509 - - - - Scenarie 3 CAES Varmepumpe u. / m. ORC PHS Huntorf m. varmelager Elektrolyse Lille Torup Stenlille COP = 1,77 / 1,67 COP = 5 MIN MAKS MIN MAKS Overskud, elsalg [k /år] 125033 154654-192297 -438417-327757 -1068626-917587 -14245-4095 Overskud, varmesalg [k /år] - - - -48164 709901 - - - - Tabel 8-3 Sammenligning af scenarier 61

9 Diskussion Med et CAES-anlæg med to varmelagre á 1880 m 3 hhv. 565 m 3 kan opnås en exergivirkningsgrad på 58,7 %, sammenlignet med 40,2 % for et konventionelt CAES-anlæg som Huntorf CAES. Pga. den maksimale trykstigning, der kan opnås over én kompressor, findes al den lagrede varme ved lave temperaturer, og både ekspansions- og kompressionsstrengen i CAES med varmelager må modificeres betragteligt sammenlignet med Huntorf CAES for at minimere den samlede proces entalpitab. Under forudsætning af at O&M er lineært afhængig af antal MWh produceret, er begge typer anlæg rentable ved lagring af vindkraft. Det udgør en markant forbedring af begge systemers økonomi at øge udnyttelsesgraden, dvs. antal timer i drift årligt. En reversibel SOC-brændselscelle kan lagre el med en el-til-elvirkningsgrad på 32,6 %. Den forholdsvist lave exergivirkningsgrad sammenholdt med høje investeringsomkostninger i forbindelse med implementering af brændselsceller og udskylning af kaverner gør, at det er urentabelt at lagre el på denne måde. Selv hvis et lager baseret på reversible brændselsceller udnyttes til lagring af andet og mere end blot eksporteret vindkraft, vil systemet give underskud. Underskuddet bliver rent faktisk større af at hæve udnyttelsesgraden, fordi den negative forskel mellem indtjening med salg af el og opkøb af el til lagring bliver større. Varmepumpen, som har CO 2 som kølemiddel, og producerer 50 MW varme, har en COP på 1,74. Medmindre varmepumpens COP kan forøges til 5, er det i ingen af scenarierne rentabelt at lagre el som varme i fjernvarmenettet. Hvis CO 2 -varmepumpens COP kan hæves tilstrækkeligt, vil det åbne op for muligheden for at lagre el som varme, alt afhængig af hvilke ekstraomkostninger der er forbundet med at bore til udtag af vand. Produktion af el med en ORC drevet af varme fra fjernvarmenettet kan ikke betale sig, og det uafhængigt af om varmepumpens COP er 1,74 eller 5. Øges udnyttelsen af et lager baseret på CO 2 -varmepumper, således der lagres elmængder som i scenarie 3, viser beregningerne for (den luftdrevne) varmepumpe med COP = 5 et betragteligt overskud. Dette overskud kan give plads til en ekstrainvestering på op til 218 % i henhold til at skulle bruge grundvand som varmekilde snarere end luft. Lagring af el med PHS, hvor det nederste reservoir udgøres af en kaverne udskyllet i en salthorst, har en el-til-elvirkningsgrad på blot 9 %. Årsagen er, at trykket i kavernen ikke må komme under 66 bar, da dette i værste fald kan få kavernen til at kollapse. Derudover skal trykket i kavernen, når den er tømt for vand, modsvare trykket fra den vandsøjle, der står over kavernen. Disse to ting betyder, at der skal bruges store mængder energi på at komprimere luft til trykregulering i kavernen, når den tømmes for vand. Hvis nederste reservoir udgøres af et aquifer kan en el-til-elvirkningsgrad på 79 % opnås. Systemet er dog samlet set stadig uøkonomisk. Årsagen er meget høje investeringsomkostninger sammenholdt med lav 62

udnyttelsesgrad. Hvis lageret baseret på aquifer-phs udnyttes væsentligt bedre, og større mængder el lagres på årsbasis, vil lagerets økonomi forbedres markant. 63

10 Konklusion Den umiddelbart mest økonomiske måde at lagre elektricitet på er i et CAES-anlæg med varmelager. Det er det eneste system, der, alt afhængig af prisen på konstruktion og implementering af varmelagre, giver overskud i udgangsscenariet. Det gennemgående problem ved lagring af vindkraft er, at produktionen varierer meget, og der dermed skal bygges store lagre, som skal køre i dellast megen tid. Hvis det kan lykkes at udnytte lagrene bedre, ser det endnu mere positivt ud for CAES med varmelager, men også et konventionelt CAES anlæg har en udmærket økonomi. Selv hvis konstruktion og drift af varmelagrene er så omkostningstungt, at Huntorf CAES bliver mest økonomisk, er CAES med varmelagre værd at prioritere først, da det har et lavere naturgasforbrug per MWh end Huntorf CAES, og det dermed er bedre ud fra en miljøøkonomisk betragtning. Underjordisk PHS, hvor et aquifer udgør det nederste lager, har så god en el-til-elvirkningsgrad, at en tilstrækkelig høj udnyttelse kan betyde en indtjening på salg af el. Dog kræver det megen planlægning, da investeringsomkostningerne forbundet med konstruktion af et sådant anlæg er høje. Derimod er el-til-elvirkningsgraden for underjordisk PHS med kaverner som nedre reservoir alt for lav til, at det kan blive en fornuftig løsning i fremtiden. Aquifer-PHS er ydermere umiddelbart en god løsning, da det ikke indebærer brug af fossile brændstoffer. Der er dog en række komplikationer forbundet med at lave et underjordisk PHS-anlæg. For det første vil arbejdsmediet nødvendigvis være samme vand, som er i aquiferet. Alt afhængig af hvor man finder et vandfyldt sandstenslag i en passende dybde, vil vandet indeholde forskellige mineraler, som i visse tilfælde kan bevirke at det tekniske materiel korroderer. Dernæst skal vandet filtreres, således sand og småsten ikke skader turbinebladene. Dog vil den største udfordring være at konstruere et øvre reservoir. Den slags er sjældent velanset i et lokalsamfund. Kritikpunkterne varierer lige fra kosmetiske, idet det er uklædeligt at konstruere et kæmpereservoir i et ellers fængende landskab, over menneskelige, idet et stort bassin betyder druknefare for eksempelvis små børn, og endelig til økologiske, idet et øvre reservoir kan have betydelige effekter på flora og fauna. Systemet med elektrolyse, brintlagring i kaverner og endelig elproduktion ved katalyse er yderst uøkonomisk grundet uforholdsmæssigt store investeringsomkostninger. Om end den reversible brændselscelle har vist sig at være en dårlig løsning, når det kommer til at lagre el under de givne omstændigheder, er det ikke usandsynligt, at brændselsceller i fremtiden kan få stor betydning inden for eksempelvis produktion af syntetiske brændstoffer til transportsektoren. Varmepumper, hvor CO 2 anvendes som kølemiddel, skal forbedres før produktion af varme til fjernvarmenettet bliver en mulighed. At bruge fjernvarmenettet til reel ellagring er ikke 64

realistisk, selv hvis lageret udnyttes bedre og varmen produceres på en varmepumpe med en høj COP. Hvis udviklingen går den rette vej, og CO 2 -varmepumpeteknologien forbedres markant, kan varmepumper eventuelt bruges til at producere varme. Både til fjernvarmenettet, men også decentralt, hvor fjernvarmenettet ikke når ud. Dermed vil overskudsel fra vedvarende energikilder kunne benyttes i stedet for de oliefyr, der i dag anvendes mange steder i landet. 65

Bibliografi 1. Energinet.dk. Energinet.dk. [Online] Oktober 2008. http://www.energinet.dk/da/menu/anlæg/nye+elanlæg/storebælt/den+elektriske+storebælts forbindelse.htm. 2.. Energinet.dk - Udtræk af markedsdata. www.energinet.dk. [Online] September 2008. 3. Diverse. Wikipedia. www.wikipedia.org. [Online] 4. Techconsult. ANALYSE AF VINDKRAFT I DANSK ELFORSYNING 2005 OG 2006. s.l. : Reel Energi Oplysning (REO), 2007. 5. The Role of Heat Pump Technologies in the Design of Future Sustainable Energy Systems. Morten Boje Blarke, Henrik Lund. DK-9220 Aalborg : s.n. 6. Danish Energy Authority; Elkraft System; Eltra. Technology Data for Electricity and Heat Generating Plants. 2005. ISBN 87-7844-503-5. 7. Elmegaard, Brian. Course 41416 Energy Systems - Analysis, Design. Engineering Economy. 2006. 8. KBB- A Schlumberger Company et al. The Huntorf 290 MW CAES Power Plant.ppt. 9. Ter-Gazarian, A. Energy Storage for Power Systems. s.l. : Peter Peregrinus Ltd., 1994. ISBN 0 86341 264 5. 10. Laboratoriet for Energiteknik. VOL VI. VARMEVEKSLERE. 1993. 11. W. M. Kays, A. L. London. Compact Heat Exchangers. Third Edition. s.l. : McGraw-Hill, Inc., 1984. ISBN 0-07-033418-8. 12. H.I.H. Saravanamutoo, G.F.C. Rogers, H. Cohen. Gas Turbine Theory. s.l. : Pearson Education Limited, 2001. ISBN 0-13-015847-X. 13. James Larminie, Andrew Dicks. Fuel Cell Systems Explained. s.l. : John Wiley & Sons, 2003. ISBN 0-470-84857-X. 14. Søren H. Jensen, Peter H. Larsen, Mogens Mogensen. Hydrogen and synthetic fuel production from renewable energy sources. International Journal of Hydrogen Energy. 2007, 32. 15. Siemens AG. Solid Oxide Fuel Cells Introduction. [Online] 2007. http://www.powergeneration.siemens.com/products-solutions-services/productspackages/fuel-cells. 16. Diverse. Scenarier for samlet udnyttelse af brint som energibærer i Danmarks fremtidige energisystem. Roskilde, Danmark : Roskilde Universitetscenter, 2001. ISSN 0106 6242. 17. Hassenzahl, Susan M. Schoenung and William V. Long- vs. Short-Term Energy Storage. A Life-Cycle Cost Study. A Study for the DOE Energy Storage. s.l. : Sandia National Laboratories, 2003. 18. Dansk Fjernvarme. [Online] 2008. www.fjernvarmen.dk. 19. Danmarks Meterologiske Institut. Klimanormaler for Danmark. [Online] http://www.dmi.dk/dmi/index/danmark/klimanormaler.htm. 20. Anders Mathiesen, Seniorrådgiver, Geolog. Geotermi; - en del af Danmarks fremtidige energiforsyning. GEUS; Danmarks og Grønlands Geologiske Undersøgelse. 21. Ibrahima, H., Ilincaa, A. og Perron, J. Energy storage systems - Characteristics and comparisons. Renewable and Sustainable Energy Reviews 12 (2008) 1221 1250. 5. Januar 2007. 22. Wikipedia - The Free Encyclopedia. Pumped-storage hydroelectricity, Wikipedia. [Online] 2008. http://en.wikipedia.org/wiki/pumped-storage_hydroelectricity. 23. Energinet.dk. Energinet.dk Gaslager; J. Kjær. [Online] 2008. http://gaslager.energinet.dk. 66

24. Voith Siemens Hydro Power Generation. [Online] http://www.more-powerfulsolutions.com/vs_e_prfmc_pwrful_prdcts_turbines_francis.htm. 25. DONG Energy A/S. s.l. : Kristian Asmussen. 26. EUROPUMP. European Guide to Pump Efficiency for Single Stage Centrifugal Pumps. s.l. : European Commission, 2003. 27. Robert W. Fox, Alan T. McDonald, Philip J. Pritchard. Introduction to Fluid Mechanics. Sixth Edition. s.l. : John Wiley & Sons, Inc., 2004. s. 501-502. ISBN 0-471-20231-2. 28. Fluid Machinery. [forfatter] Alan T. McDonald, Philip J. Pritchard Robert W. Fox. Introduction to Fluid Mechanics. s.l. : John Wiley & Sons, Inc., 2004. 29. Københavns Energi A/S. [Online] http://www.ke.dk. 30. ESA - Electricity Storage Association. [Online] http://electricitystorage.org/. 67

T [C] T [C] T [C] T [C] T [C] T [C] Bilag A Simpel varmepumpe Varmepumpe med intern varmeveksler 100 180 160 80 140 120 60 100 80 40 60 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] p = 100 bar 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 200 100 180 160 80 140 120 60 100 80 40 60 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] p = 110 bar 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 120 100 80 200 180 160 140 120 60 40 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] p = 120 bar 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 68

T [C] T [C] T [C] T [C] T [C] T [C] Simpel varmepumpe Varmepumpe med intern varmeveksler 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] p = 130 bar 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] p = 140 bar p = 150 bar 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 69

T [C] T [C] T [C] T [C] T [C] T [C] Simpel varmepumpe Varmepumpe med intern varmeveksler 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] p = 160 bar 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] p = 170 bar p = 180 bar 260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 70

T [C] T [C] T [C] T [C] 160 140 120 100 80 60 40 Simpel varmepumpe 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] p = 190 bar p = 200 bar Varmepumpe med intern varmeveksler 280 260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 280 260 240 220 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10000 20000 30000 40000 50000 Q [kj] 71

Bilag B (CD) Vedlagt er en CD, der indeholder DNA- og EES-kode samt excelark i overensstemmelse med nedenstående oversigt: CAES - Huntorf CAES: - CAES m. varmelager: Ekspansion.dna Kompression.dna Huntorf CAES.xls Ekspansion.dna Kompression.dna Varmelager 1 kompression.ees Varmelager 2 kompression.ees Varmelager 1 ekspansion.ees Varmelager 2 ekspansion.ees CAES m. varmelager.xls Elektrolyse Elektrolyse.dna SOFC.dna Elektrolyse.xls Varmepumper CO2HP.dna CO2HP_inthex.dna Gas cooler check.ees Gas cooler check int HEX.ees Simpel varmepumpe, T_vand=10.xls Varmepumpe m. int hex, T_vand=10.xls Simpel varmepumpe, T_vand=20.xls Varmepumpe m. int hex, T_vand=20.xls PHS - Lille Torup: - Stenlille: Lille Torup.ees Lille Torup.xls Stenlille.ees Stenlille.xls Økonomi 01012005 til 31122005.xls 01012006 til 31122006.xls 01012007 til 31122007.xls 72