Perspektiven der stationären elektrischen Energiespeicherung für stark fluktuierende Erneuerbare Energiequellen im Netzverbund

Inhalt

Zusammenfassung

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Formelverzeichnis

1. Einleitung

2. Grundlagen
2.1 Warum Speichersysteme
2.2 Anforderungen an Speicher
2.3 Verschiedene Speicherformen

3. Technologien im Megawatt-Bereich
3.1 Pumpspeicherkraftwerke
3.1.1 Bestehende Kraftwerke
3.1.2 Geplante Projekte
- Pumpspeicherkraftwerke in stillgelegten Bergwerken
- Pumpspeicherkraftwerke in stillgelegten Tageabbaustätten
- Pumpspeicherkraftwerke in Küstengewässern
3.2 Druckluftspeicherkraftwerke
3.2.1 Bestehende Kraftwerke
3.2.2 Geplante Projekte
- Diabate Anlagen
- Adiabate Anlagen
- Isobares GuD - Druckluftspeicherkraftwerk mit Wärmespeicher
- Adiabate Druckluftspeicher für die Elektrizitätsversorgung
- Submarine Druckluftspeicherung
- Submarine adiabate Druckluftspeicherung
- System der direkten Drucklufterzeugung
3.3 Chemische/Elektrochemische Speicherungen
3.3.1 Wasserstoff
3.3.2 Methan
3.3.3 Batterien

4. Förderungen

5. Wirtschaftlichkeit

6. Perspektiven

Literaturverzeichnis

Zusammenfassung

Eine stabile Energieversorgung ist Grundlage unserer Industriegesellschaft. Ziel ist es, in den nächsten Jahrzehnten den Anteil Erneuerbarer Energien im Netzverbund zu erhöhen, bis hin zu einer Vollversorgung. Da Einspeisungen aus Erneuerbaren Energiequellen meist von meteorologischen Bedingungen abhängen, wie Sonne und Wind, unterliegt die Leistungsabgabe starken Schwankungen. Somit wächst der Bedarf an Energiespeichern, die in der Lage sind große Mengen an Energie bei Überangebot aufzunehmen und bei Bedarf abzugeben. Hierzu eignen sich Pumpspeicherkraftwerke, Druckluftspeicherkraftwerke, chemische Speicherung in Form von Wasserstoff oder Methan und elektrochemische Speicherung durch Flow-Batterien. Für die Kurzzeitspeicherung von wenigen Stunden bis Tagen und zur Energiebereitstellung in wenigen Minuten eignen sich Pumpspeicherkraftwerke, Druckluftspeicherkraftwerke und Redox-Flow-Batterien. Pumpspeicherkraftwerke sind technisch und wirtschaftlich ausgereift, das Ausbaupotential ist durch die Abhängigkeit der Standorte von geografischen Bedingungen allerdings in Deutschland sehr begrenzt. Perspektiven sind neue Bauformen wie z.B. in stillgelegten Bergwerken oder als angelegte Inseln in Küstengewässern. Pumpspeicherkraftwerke eignen sich durch sehr geringe Speicherverluste auch für Langzeitspeicherung, sind aber bei einer höheren Zyklenanzahl pro Zeit wirtschaftlicher in der Fahrweise. Druckluftspeicherkraftwerke gibt es bisher nur wenige auf der Welt. Für die Langzeitspeicherung eignet sich Druckluft aufgrund von Speicherverlusten nicht. Um bessere Wirkungsgrade zu erzielen, wird die Entwicklung des bisher noch nicht realisierten adiabaten Druckluftspeicherkraftwerks als groß angelegtes Forschungsprojekt vorangetrieben. Auch hier sind verschiedene Systeme, Bauformen und Speicherbehälter denkbar. Redox-Flow- Batterien sind wegen ihrer begrenzten Zyklenanzahl bisher schwierig wirtschaftlich einzusetzen, haben aber im Gegensatz zu Akkumulatoren eine externe Speichereinheit.

Andere Anforderungen werden an Langzeitspeicher gestellt. Sie müssen Kapazitäten über Wochen oder Monate ausgleichen können. Eine Alternative ist der Netzausbau im Verbund mit Norwegen, um das dortige große Potential an Pumpspeichern einzubinden. Andere Möglichkeit ist die Speicherung in Wasserstoff oder synthetischem Methan.

Durch Elektrolyse von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff kann überschüssiger Strom in chemischer Energie gebunden werden. In einem weiteren Schritt kann aus dem Wasserstoff durch Zudosieren von Kohlendioxid synthetisches Methan gewonnen werden, das direkt in das Erdgasnetz eingespeist werden kann. Somit erschließt sich die Infrastruktur und Speicherkapazität des Erdgasnetzes. Mit beiden obengenannten Gasen sind auch Hybridanlagen in Kopplung mit Biogasanlagen denkbar und geplant.

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Einheiten

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Formelzeichen

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1 Negative Strompreise an der EEX

Abbildung 2 Definition der Spitzenleistung Mittellastleistung und Grundlastleistung anhand der Jahresdauerkennlinie

Abbildung 3 Zeitlicher Ablauf des Einsatzes der verschiedenen Regelenergiearten

Abbildung 4 Einteilung nach Art der Energiespeicherung

Abbildung 5 Vergleich der Systemgrößen und Entladungszeit von verschiedenen Energiespeichern

Abbildung 6 Zeitlich unterschiedliche Fluktuationen der EE-Überschüsse (links) und des Spitzenlastbedarfs der verbleibenden Last

Abbildung 7 Schematische Darstellung eines Pumpspeicherkraftwerks

Abbildung 8 Beispielhafte Aufteilung der Wirkungsgradverluste eines PSW.

Abbildung 9 Zeitverlauf bei Betriebsartenwechsel des PSW Goldisthal

Abbildung 10 PSW unter Tage

Abbildung 11 Querschnitt durch einen Braunkohletagebau

Abbildung 12 Pumpspeicherwerk in einem Tagebaurestloch

Abbildung 13 Energy Island

Abbildung 14 Vielseitige Nutzungsmöglichkeiten der Green Power Island

Abbildung 15 Schaltschema Druckluftkraftwerk Huntorf.

Abbildung 16 T - s - Diagramm des Druckluftkraftwerks Huntorf

Abbildung 17 Schaltschema Gasturbinenkraftwerk.

Abbildung 18 Druckluftspeicher

Abbildung 19 Speicherwirkungsgrad der Anlage Huntorf.

Abbildung 20 Isobares GuD - Druckluftspeicherkraftwerk mit Wärmespeicher

Abbildung 21 Submarine adiabate Druckluftspeicher

Abbildung 22 Elektrolyse von Wasser (schematische Darstellung).

Abbildung 23 Wind/Wasserstoffsystem der Insel Utsira

Abbildung 24 Aufbau und Funktion des Enertrag-Hybridkraftwerks

Abbildung 25 Wirkungsgrade des Methanpfades

Abbildung 26 Konzept zur Wandlung überschüssigen Stroms aus EE-Anlagen (Wind/Photovoltaik) via Wasserstoff zu Methan (SNG) mit Rückverstromung in Gasturbinen-oder Gas-und Dampfturbinenkraftwerken

Abbildung 27 Containerintegrierte Alpha-Anlage der Solar Fuel GmbH am ZSW Stuttgart

Abbildung 28 SNG integriert in eine Biogasanlage

Abbildung 29 Schematische Darstellung einer Redox-Flow-Batterie

Abbildung 30 Zusammensetzung der Stromgestehungskosten für eingespeicherte Energie

Abbildung 31 Einordnung der Betriebs- und Investitionskosten verschiedener Speichertechnologien.

Abbildung 32 Speicherkosten bei zentraler Stundenspeicherung, 1 GW für 8 Stunden (8 GWh), 1 Zyklus pro Tag, Zugriffszeit < 15 min ohne Kosten für Energie zur Aufladung

Abbildung 33 Speicherkosten bei Wochenspeicherung, 500 MW für 200 Stunden (100 GWh), 2 Zyklen pro Monat ohne Kosten für Energie zur Aufladung

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1 Bedarf an positiver und negativer Regelleistung

Tabelle 2 Kenngrößen zur Bewertung von Speichern

Tabelle 3 Turbinentypen in PSW

Tabelle 4 CAES Konzeptentwicklungsstufen

Tabelle 5 verschiedene Möglichkeiten für Wärmespeicher

Tabelle 6 Gravimetrische und volumetrische verschiedener Brennstoffe im Vergleich

Tabelle 7 Auswahl in Japan betriebener Redox-Flow-Anlagen

Tabelle 8 Zusammenfassung der einzelnen Forschungsvorhaben mit Bezug zu Energiespeichern

Formelverzeichnis

Formel 1 Wirkungsgrad Pumpspeicher

Formel 2 Potentielle Energie.

Formel 3 Theoretische Leistung PSW

Formel 4 Oxidation von Wasserstoff

Formel 5 Reaktion an den Elektroden eines Elektrolyseurs.

Formel 6 Sabatier-Prozess.

1. Einleitung

Ohne eine sichere Energieversorgung ist unser Leben heute nicht mehr vorstellbar, ohne eine Einbindung von immer größeren Anteilen an Erneuerbaren Energiequellen (EE), unser Energiesystem nicht mehr denkbar. Vielfach als vierte Revolution bezeichnet, bringt die Umstellung unseres Energiesystems Probleme mit sich, die gelöst werden müssen. Die Einspeisung regenerativer Energien, die wie z.B. Wind und Sonne von meteorologischen Bedingungen abhängen, kurzfristig und stark schwanken können (Volatilität), und zudem einer Prognoseungenauigkeit unterliegen, stellt die Netzbetreiber vor eine große energiewirtschaftliche Herausforderung. Ziel der Bundesregierung ist es, einen Anteil von mindestens 30% EE bis 2020 zu erreichen, aus den Zahlen des BMU Leitszenarios 2009 ergibt sich sogar ein Anteil von 35%. [DENA 2010]

Das Stromnetz besitzt keine wesentliche Speicherkapazität (0,04 TWhei) und unsere heutige Energieversorgung stimmt die Bereitstellung von Strom auf die Nachfrage ab. Wie kann die überschüssige Energie aus Zeiten in denen der Wind stark weht und die Nachfrage übersteigt, in Zeiten der Windflauten mit hoher Nachfrage verlegt werden? Die Boston Consulting Group nennt im März 2010 den Markt für Energiespeicherung im industriellen Maßstab einen der interessantesten Wachstumsmärkte die derzeit entstehen. [BCG]

Immer wieder fällt der Strompreis in den letzten Monaten an der Europäischen Strombörse (EEX) in Leipzig ins Minus, d.h. Stromkunden werden für die Abnahme von elektrischer Energie bezahlt, da die Windkraftanlagen (26 GW installierte Leistung, Tendenz steigend) bei Starkwind inzwischen zeitweise mehr elektrischen Strom produzieren als die Verbraucher Strom benötigen und das Netz Überhangenergie nicht aufnehmen kann. Zu Spitzenlastzeiten, d.h. hohem Strombedarf von Verbraucherseite aus kostet eine kWh wiederum Höchstpreise.

Wegen der Vorrangigkeit der Regenerativen Energien dank Erneuerbarem Energien Gesetz (EEG) müssen dann nicht nur konventionelle und nukleare Kraftwerke zurückgefahren werden, sondern sogar der überschüssige Strom im Netz aufgenommen werden. Da kurzfristiges Zurückfahren sehr ineffiziente Regelvorgänge erfordert, dies ist z.B. zu Zeiten deutlicher Windfehlprognose der Fall, fällt der Spotmarktpreis für Strom an der Börse auf Werte unter null, wie die Abb. 1 für die Monate September 2009 bis März 2010 zeigt. Bei Spotmarktpreisen unter null erhält der Käufer des Stroms eine Vergütung. Negative Rekordpreise lagen am 04. 10. 09 bei 1499 € pro MWh.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Negative Strompreise an der EEX [Spiegel 04/2010]

Speichersysteme können überschüssigen Strom aufnehmen und bei Bedarf abgeben, Angebot auf Verbrauch abstimmen, Netzzusammenbrüche vermeiden und beheben, Windenergie plan-und regelbar gestalten und sind somit zunehmend Teil einer effizienten, sicheren und umweltverträglichen Stromversorgung. Im Folgenden werden technische Lösungen und Perspektiven der Stromspeicherung im Großenergiebereich vorgestellt. Um das Themengebiet einzugrenzen wird in dieser Arbeit bewusst darauf verzichtet, auf kleinere dezentrale Speichermöglichkeiten und in dieser Hinsicht auch auf Elektromobilität näher einzugehen, ebenso wird Wärmespeicherung nur in Zusammenhang mit dem geplanten Großprojekt des adiabaten Druckluftkraftwerks erwähnt. Großenergiespeicher sind sicherlich auch zur Speicherung von Strom aus konventionellen Quellen interessant, da sich durch die großen Preisunterschiede zu Stark-und Schwachlastzeiten durch eine Zwischenspeicherung trotz Energieverlusten wirtschaftliche Vorteile ergeben können. Gefördert und vorangetrieben durch die Notwendigkeit, die sich bei einem höheren Anteil Regenerativer Energien ergibt, wird sich zeigen, welche Aufgaben große Speichermöglichkeiten in Zukunft übernehmen werden. Auch diese Frage wird im Umfang dieser Arbeit nicht thematisiert. Ziel dieser Arbeit ist es, einen Überblick über technische Lösungsmöglichkeiten und Perspektiven zur Speicherung von großen Energiemengen zu geben.

2. Grundlagen

2.1 Warum Speichersysteme

Grundsätzliche Lösungsmöglichkeiten zum Ausgleich von Verbrauch und Bereitstellung sind Lastmanagement (Absenken und Verteilen der Spitzenlasten von Verbraucherseite aus), bessere internationale und nationale Vernetzung (z. B. durch Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ)) und Speichersysteme. Alle drei Ansätze sollten in ergänzender Form nebeneinander bestehen.

Speichersysteme wie Pumpspeicherkraftwerke und Batterien für unterbrechungsfreie Stromversorgung (USV) sind schon lange Teil unseres Versorgungsnetzes und werden zum Abfangen von Spitzenlasten, Störfällen konventioneller Kraftwerke bzw. Netzausfällen und revisionsbedingten Abschaltungen genutzt. Einspeichern zu Schwachlastzeiten und Ausspeichern zu Spitzenlastzeiten (Stromveredelung) ist seit langem mit konventionellen Quellen trotz Verlusten bei der Umwandlung durch die starken Preisunterschiede wirtschaftlich.

Doch aufgrund der Zunahme der EE in ernst zu nehmendem Umfang wie der geplante Ausbau von Offshore-Windparks (bereits heute beträgt der Anteil Windenergie knapp ein Fünftel der gesamten Kraftwerksleistung) reichen bisherige Lösungen für den Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage nicht aus und machen die (Weiter)Entwicklung von Speichersystemen notwendig. Die DENA-Netzstudie II rechnet mit einem Anstieg der benötigten Regelleistung um das ca. dreifache (siehe Tab.:)

Tab. 1: Bedarf an positiver und negativer Regelleistung [nach DENA 2]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Da Last und Erzeugung im Netz übereinstimmen muss, übernehmen bisher steuerbare konventionelle Kraftwerke die Bereitstellung von kurzfristig benötigter Leistung (positive Regelleistung). Mit abnehmender Auslastung (Teillast) der Kraftwerke und durch häufige An- und Abfahrvorgänge sinkt der Wirkungsgrad, die spezifischen Kosten der Stromerzeugung erhöhen sich und die häufigen Leistungsänderungen führen zu Materialermüdung. Speichersysteme können hingegen nicht benötigte Strommengen aufnehmen und wenn benötigt als negative Regelleistung wieder abgeben.

Im Netzverbund wird zwischen Grundlast (Leistungen mit mindestens 7000 Volllaststunden im Jahr), Mittellast (regelmäßige Lastschwankungen oberhalb der Grundlast mind. 2000 Vollaststunden im Jahr, Leistung muss innerhalb von Grenzen flexibel anpassbar sein) und Spitzenlast (Leistungsbedarf oberhalb Mittellast, schnell einsatzfähig) unterschieden. Wie folgende Abbildung zeigt, liegt die Leistung der benötigten Grundlast unserer derzeitigen Versorgung bei ca. 45-50 GW, zum Mittellastausgleich werden weitere ca. 14 GW benötigt, sodass die Spitzenlastabdeckung beginnt wenn eine Leistung von ca. 63 GW überschritten wird.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Definition der Spitzenleistung Mittellastleistung und Grundlastleistung anhand der Jahresdauerkennlinie [IWES2009]

Im Abstand von 15 Minuten wird über den jeweils anstehenden Einsatz der verschiedenen verfügbaren regelbaren Kraftwerke entschieden (Dispatch), um die Stromnachfrage jederzeit vollständig zu decken. Für diese Einsatzentscheidung spielen im Wesentlichen die variablen Kosten der verfügbaren Kraftwerke eine Rolle, die nach ihrer Kraftwerkseinsatzreihenfolge, das heißt der aufsteigenden Reihenfolge ihrer Grenzkosten (der sogenannten Merit Order), eingesetzt werden. Üblicherweise wird Grundlaststrom von großen zentralen Kern- und Kohlekraftwerken produziert. Diese haben zwar höhere Investitionskosten als andere Kraftwerksarten, jedoch vergleichsweise günstige Brennstoff- und damit niedrige variable Kosten. [SRU] Bei einem hohen Anteil EE wird Strom aus Windkraft oder Photovoltaikanlagen vorrangig zur Deckung der Nachfrage eingesetzt werden, da kein Brennstoff benötigt und somit keine mit dem Betrieb steigenden Kosten entstehen. Anhand Simulationen von verschiedenen Szenarien des Ausbaus von EE kommt das Fraunhofer Instituts IWES Kassel zu der Folgerung, dass mit einer zunehmenden Einspeisung aus EE- Quellen der Bedarf an Grundlastkraftwerken sinkt und der Bedarf an Mittel-und Spitzenlastausgleich ansteigt. [Fraunhofer2009/1] Konventionelle Kraftwerke müssen dann nicht mehr die Nachfrage im Netz bedienen, sondern nur noch die Differenz zwischen der stark und eventuell schnell schwankenden Stromerzeugung aus EE und der Nachfrage der Verbraucher ausgleichen (Residuallast). Außerdem gilt es kurzfristige Differenzen zwischen Prognose und tatsächlicher Einspeisung bzw. Verbrauch auszugleichen. Dadurch ergibt sich erhöhter Speicherbedarf.

Zu bedenken gilt andererseits, dass eine Speicherung in größerem Ausmaß immer auch Energiewandlung bedeutet und dementsprechend verlustbehaftet ist.

2.2 Anforderungen an Speicher

Die Anforderungen an Speicher sind sehr unterschiedlich, je nachdem welche Aufgaben sie übernehmen. Unterschieden werden kann in Kurzzeit- Langzeit- und Saisonalspeicher.

Aufgaben können sein:

- Stromveredelung: Einspeicherung zu Schwachlaststromzeiten und Verkauf zu Spitzenlastzeiten (täglicher Zyklus, Kurzzeit-/Langzeitspeicher)
- Regelreserve: Angebot von negativer und positiver Regelreserve als Minutenreserve (kurze Zugriffszeiten, Kurzzeitspeicher)
- Windkraft grundlastfähig machen: Ausgleich von wöchentlichen/monatlichen Fluktuationen (Langzeit-/Saisonalspeicher)

Folgende Tabelle gibt eine Übersicht über die wichtigsten Kenngrößen zur Bewertung von Speichern

Tab. 2: Kenngrößen zur Bewertung von Speichern

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Weitere Aspekte zur Beurteilung sind Kosten für Herstellung, Instanthaltung und evtl. Entsorgung des Speichers in €/kWh oder€/kW installierter Leistung, Umweltverträglichkeit, Sicherheitsaspekte, Schwarzstartfähigkeit (Systemstart ohne Zufuhr von Energie von außen z.B. bei Netzausfall) und Vorliegen von geografische Gegebenheiten (z. B. für Pumpspeicherkraftwerke).

Im Netzverbund wird auf unvorhergesehene Lastspitzen mit einem dreistufigen Verfahren reagiert:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3: Zeitlicher Ablauf des Einsatzes der verschiedenen Regelenergiearten [DENA2010]

Primärregelung: zur Netzqualitätsverbesserung (Spannungs/Frequenzstabilisierung), USV Zugriffszeit: wenige Millisekunden bis 5min

Sekundärregelung: Bereitstellung von Leistung ab 5 min

Tertiärregelung (Minutenreserve): Bereitstellung von Leistung ab 15 Minuten bis zu 4x15min

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