Chemische/Thermische Systeme
Obwohl die Speicherung von flüssigem Wasserstoff leistungsstarke und kostengünstige Fahrzeuge ermöglichen kann, werden Sicherheitserwägungen wahrscheinlich einen weit verbreiteten Einsatz ausschließen.
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Metallhydridspeicher sind mit fortschrittlichen Batteriesystemen vergleichbar, aber Wasserstoffverfügbarkeit und Kosten sind große Hindernisse.
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Die thermische Speicherung ist ein Forschungssystem, das mit fortschrittlichen Batteriefahrzeugen vergleichbar sein könnte; allerdings sind die Sicherheit, die Art der thermischen Aufladung und die Entwicklung des Stirlingmotors die Hauptprobleme.
Den zweiten Vortrag über Energiespeichermechanismen im Verkehr hielt Professor Robert McAlevy vom Stevens Institute of Technology. Er begann mit der Feststellung, dass Kraftfahrzeuge in den letzten 60 Jahren fast ausschließlich mit aus Erdöl gewonnenen Kraftstoffen angetrieben wurden. Angesichts der unsicheren Lage bei den ausländischen Erdölvorkommen und der rapide steigenden Preise muss nun jedoch eine praktikable Alternative zu erdölbetriebenen Fahrzeugen entwickelt werden.
Eine Alternative ist eine Klasse von Fahrzeugen, die an Bord Energiespeicher mit Energie aus anderen Quellen als Erdöl verwenden. Beispiele für solche Fahrzeuge sind Elektrofahrzeuge, mit Wasserstoff betriebene Fahrzeuge und Schwungradfahrzeuge. Zur Bewertung dieser alternativen Fahrzeuge wurde ein einfaches analytisches Modell entwickelt und erfolgreich angewandt.
Das Modell ermöglicht es, die Gesamtmasse und den Energieverbrauch des Fahrzeugs mit Hilfe linearer algebraischer Gleichungen mit den Fahrzeugkomponenten und Leistungsmerkmalen in Beziehung zu setzen. Diese Gleichungen wurden verwendet, um die Masse und den Energieverbrauch alternativer Fahrzeuge für künftige Zeiträume zu prognostizieren und um die Auswirkungen der Hinzufügung von Schwungrad und Getriebe auf die Gesamtmasse und den Energieverbrauch des Fahrzeugs vorherzusagen. Die Modellergebnisse können eine rationale Grundlage für Forschungs- und Entwicklungsinvestitionen und andere politische Analysen im Zusammenhang mit der Förderung alternativer Fahrzeuge bilden.
Dr. Ronald Smelt, ehemaliger Chief Scientist der Lockheed Aircraft Co. erörterte die Auswirkungen der Energiekrise auf die Automobilindustrie aus der Sicht eines Automobilherstellers. Im Zusammenhang mit dem internationalen Angebot an und der Nachfrage nach Autos stellt sich bei der Bewertung der Marktdurchdringung von Elektrofahrzeugen die Frage, welche Länder zuerst von Erdöl auf alternative Energiequellen umsteigen werden. Eine sekundäre Frage ist, welche alternativen Kraftstoffe verwendet werden.
Ausgehend von den Erfahrungen der Vergangenheit kam Dr. Smelt zu dem Schluss, dass erstens ein starker Bedarf bestehen muss (z.B. Ölknappheit). Zweitens muss das Land in der Lage sein, die Technologie zu produzieren und einzusetzen. Drittens dürfen die Menschen in dem Land keine weiten Entfernungen zurücklegen müssen.
In einer Diskussion im Anschluss an Dr. Smelts Vortrag waren sich die Mitglieder des Gremiums einig, dass sein Ansatz nützlich ist, um die Parameter zu ermitteln, die bei der Bewertung der Marktdurchdringung berücksichtigt werden müssen. Dr. Smelt wies darauf hin, daß die Modellierer dazu neigen, ihre Aufmerksamkeit auf die Vereinigten Staaten zu richten. Die Vereinigten Staaten werden jedoch höchstwahrscheinlich das letzte Land sein, das auf den weit verbreiteten Einsatz von Elektrofahrzeugen umsteigt, da die Möglichkeiten synthetischer Kraftstoffe aus Kohle, Schiefer und Biomasse noch nicht ausgeschöpft sind.
Dr. Joseph Asbury vom Argonne National Laboratory hielt anschließend einen Vortrag über Energiespeichermechanismen für Gebäude. Die jüngste Arbeit der Argonne-Speicherbewertungsgruppe konzentrierte sich auf die Bewertung elektrischer Speicherheiz- und -kühltechnologien, einschließlich elektrischer Speicherheizungen, bivalenter Heizsysteme (z. B. Öl, Strom), elektrischer Wärmepumpen und Solarenergiesysteme. Die Gesamtkosten für die Bereitstellung von Raumheizungs- und Kühlungsdiensten mit thermischen Energiespeichersystemen wurden mit den Kosten für die Bereitstellung dieser Dienste mit konkurrierenden Technologien verglichen.
In Anbetracht der Tatsache, dass der Preis für elektrische Energie nicht den tatsächlichen Grenzkosten entspricht, hat Argonne eine Methode zur Berechnung der Stromkosten entwickelt, um die Gesamtkosten der Dienstleistung zu ermitteln. In der Fallstudie zu diesem Problem wurde das Argonne-Kostenverteilungsmodell SIMSTOR verwendet, um die Versorgungskosten in Versorgungsgebieten im ganzen Land zu schätzen. Die Analyse von zwei Versorgungsgebieten (die Region Nordost, die von einem Stromversorger beliefert wird, dessen Spitzenlast während der Heizperiode im Winter auftritt, und die Region Mittelatlantik, die von einem sommerlichen Versorgungsunternehmen beliefert wird) ergab, dass die Speicher- und bivalenten Systeme die effizientesten Technologien im winterlichen Versorgungsgebiet sind, während die Wärmepumpe in Kombination mit der Speicherung die kostengünstigste Technologie im Versorgungsgebiet des sommerlichen Versorgungsunternehmens ist (siehe Abb. MA.1 und MA.2). Die Kosten für die Energieversorgung umfassen die Kosten für das Versorgungsunternehmen und die beiden Brennstoffe. Um die Kapitaleinheiten auf beiden Seiten des Stromzählers einheitlich zu bewerten, werden die annualisierten Kosten des Kunden auf der Grundlage desselben Kapitalwiedergewinnungssatzes berechnet, der für das Stromversorgungsunternehmen verwendet wird.
Abbildung MA.1. Jährliche Kosten für verschiedene Heiz- und Kühltechnologien – Winter-Peaking Service Area (Versorgungskosten auf beiden Seiten des Zählers)
Ausstellung MA. 2. Annualized Cost of Different Heating and Cooling Technologies-Summer-Peaking Service Area (Utility Costs on Both Sides of Meter)
Dr. Asbury ging auch kurz auf die Arbeit von Argonne zur saisonalen Speicherung für die 100-prozentige Beheizung von Gebäuden und die Verfügbarkeit von Solarenergie für die Raumheizung ein.
Dr. Heinz Pfeiffer von Pennsylvania Power and Light Company präsentierte sein Papier zur Bewertung von Energiespeichersystemen für Stromversorger. Er stellte fest, dass die Stromversorgungsbranche einen großen potenziellen Markt für geeignete moderne Speichersysteme darstellt. Solche Systeme, die für tägliche oder wöchentliche Speicherzyklen ausgelegt sind, könnten eine Alternative zu primären Erzeugungseinheiten für Spitzen- oder Zwischenerzeugungszwecke sein. Installationen können an zentralen Erzeugungsstandorten oder, bei verteilten Einheiten, an Standorten in Übertragungs- und Verteilungsnetzen oder beim Kunden selbst möglich sein. Wenn es gelingt, geeignete Speichertechnologien zu entwickeln und zu demonstrieren, könnten bis zu 10 % der installierten Primärerzeugungsanlagen, die von den Stromversorgungsunternehmen im Zeitraum 1985-95 benötigt werden, durch Speichersysteme ersetzt werden.
Die potenziell interessanten Speicherkapazitäten reichen von 15 MW für verteilte Umspannwerke bis zu mehreren tausend MW für große Zentralstationen. Die Einheiten werden Speicherdauern von 2 Stunden bis 2 Tagen benötigen und müssen mit Lade-/Entladezeitverhältnissen von 0,2 bis 2,4 arbeiten. Diese große Bandbreite an Betriebsparametern bietet einen großen Spielraum für technologische Innovationen.
Bei der Berücksichtigung der Betriebsparameter ist der Spielraum jedoch wesentlich geringer. Speicherkonzepte dürften nur dann ernsthaft in Betracht gezogen werden, wenn die künftigen Erlösanforderungen zur Deckung ihrer Kosten geringer sind als die für die Bereitstellung vergleichbarer Leistungen durch Primärerzeugungsanlagen. In dem Maße, in dem die Gesamteinsparungen, die sich aus der Senkung der Brennstoffkosten ergeben, mit höheren Anfangsinvestitionen einhergehen, ist es wahrscheinlich, dass wegen der Kapitalbeschaffungsprobleme der Versorgungsunternehmen wesentlich mehr als ein Break-even-Kostenvorteil erforderlich sein wird, um Speichersysteme in Betracht zu ziehen.
Die potenziellen Vorteile von Speichersystemen für Versorgungsunternehmen sind groß genug, um ein Forschungs- und Entwicklungsprogramm zu rechtfertigen, das darauf abzielt, einige der betrieblichen Unsicherheiten in Bezug auf ihre Verwendung zu klären. Ein solches Programm sollte Folgendes umfassen:
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Einrichtung quantitativer Modelle der Auswirkungen und Vorteile von Speicherkapazitäten auf die Zuverlässigkeit von Diensten und optimale Erzeugungsmixe und Reservemargen. Diese sollten detaillierte Nachfrageprognosen für die Zeit nach 1990 enthalten, die die wahrscheinlichen Änderungen der Lastcharakteristiken der Versorgungsunternehmen widerspiegeln.
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Entwicklung der Vorteile einer verteilten Speicherung als Funktion der geographischen, landschaftlichen und nachfragespezifischen Merkmale der Versorgungsunternehmen. Diese Studie sollte eher auf regionaler als auf durchschnittlicher nationaler Basis durchgeführt werden.
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Bestimmung der möglichen Wechselwirkungen zwischen Speicherung, Laststeuerung und schwereren Einheiten zwischen Gebieten mit unterschiedlichen Lastmerkmalen.
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Beziehung zwischen verteilter Speicherung und verteilter Erzeugung und Gesamtenergiesystemen.
Parallel zu solchen Studien besteht ein Bedarf an Forschungs- und Entwicklungsunterstützung für vielversprechende Speicherkonzepte, um die rechtzeitige Verfügbarkeit von Versorgungsspeicheroptionen mit einem breiten Spektrum von Betriebseigenschaften zu gewährleisten.
Dr. Charles Johnson von der University of Maryland präsentierte dann sein Papier über die Festlegung von Prioritäten für Forschungsprojekte, die ein schwieriges Problem für Planer in Regierungen und Unternehmen darstellen. Extreme Ungewissheit und ein erheblicher Informationsbedarf erschweren die Anwendung herkömmlicher Optimierungs- und Portfolio-Ansätze bei der Auswahl einer Reihe von Projekten. Die University of Maryland hat ein Priorisierungsverfahren entwickelt und auf ein Beispielproblem in der Energiespeicherforschung angewandt.
Zunächst wird eine hierarchische Struktur aufgebaut, die aus einem Gesamtziel und mehreren geordneten Unterzielen besteht. Auf allen Ebenen der Hierarchie wird jedes Paar von Elementen mit dem Element verglichen, zu dem es beiträgt. Die Vergleiche können auf experimentellen Nachweisen, Modellübungen, Experten- oder Managementmeinungen und gesellschaftlichen Präferenzen beruhen. Die Vergleiche werden dann in einer quadratischen Matrix zusammengefasst, in der die jeweiligen Verhältnisse angegeben sind. Aus dieser Matrix werden Gewichtungsvektoren abgeleitet und aggregiert, um endgültige Werte zu ermitteln, die für die Rangfolge der Alternativen verwendet werden.
Eine Beispielhierarchie wurde erstellt, um acht vorgeschlagene Batterietypen für den Einsatz im Verkehr zu vergleichen. Die wichtigsten Gesichtspunkte für diese Rangfolge waren die elektrische Leistung, Umwelt- und Sicherheitsaspekte, Entwicklungskosten und -zeitrahmen sowie Marktaspekte. Für die endgültige Konstruktion wurden Vorschläge von Benutzern und DOE-Programmmanagern eingeholt.