Pumpspeicherkraftwerke. Eine Lösung für das Speicherproblem der erneuerbaren Energien?

Inhaltsverzeichnis:

1. Einleitung

2. Pumpspeicherkraftwerke
2.1 Speicherung
2.2 Energieumwandlung
2.3 Energiewirtschaftliche Bedeutung
2.4 Ökonomie
2.5 Wirkungsgrad

3. Stromerzeugung durch erneuerbare Energien in Deutschland
3.1 Das Speicherproblem
3.2 Pumpspeicherkraftwerke als Lösungsansatz

4. Ausblick

5. Zusammenfassung

6. Literaturverzeichnis

7. Abbildungsverzeichnis

1. Einleitung

Um den schnell wachsenden aber stark schwankenden Strombedarf abdecken und die Wärmekraftwerke besser ausnutzen zu können wurde in den 1920er Jahren in Deutschland die Idee der Pumpspeicherkraftwerke geboren. Erst durch sie sollte es ermöglicht werden elektrischen Strom indirekt und in größeren Mengen zu speichern. Im Jahr 1930 erfolgte in Deutschland die Inbetriebnahme der ersten beiden Anlagen mit einer Leistung von zusammen 250 MW. Die vorerst letzte Inbetriebnahme eines deutschen Pumpspeicherkraftwerks erfolgte im Jahr 2003, als das Kraftwerk Goldisthal mit einer Leistung von 1.060 MW seinen Betrieb aufnahm. Somit sind in Deutschland derzeit über 30 Pumpspeicherkraftwerke (auch als Pumpspeicherwerke bezeichnet) mit einer Leistung von circa 7GW in­stalliert (vgl. WWF 2004, S. 3; vgl. Wagner 2003 [online]).

Mit der vorliegenden Seminararbeit werden vorrangig zwei Ziele verfolgt: Zum einen wird zu Beginn der spezielle Kraftwerkstyp der Pumpspeicherkraftwerke dargestellt, zum anderen wird darauffolgend, der Möglichkeit nachgegangen, das Speicherproblem der erneuerbaren Energien durch Einsatz der Pumpspeicherkraft zu lösen.

Für die Darstellung des Kraftwerktyps der Pumpspeicherkraftwerke wird im An­schluss an eine kurze prinzipielle Einführung auf verschiedene Aspekte der Pumpspeicherkraftwerke eingegangen. Hierbei werden die Speicherung, die Ener­gieumwandlung, die Bedeutung für die Energiewirtschaft, die Ökonomie sowie der Wirkungsgrad von Pumpspeicherkraftwerken thematisiert.

Anknüpfend an den darstellenden Abschnitt wird der Fragestellung nachgegan­gen, inwieweit die Pumpspeicherkraft eine Lösung für das Speicherproblem der erneuerbaren Energien sein könnte. Hierfür werden zunächst die derzeitige Stromerzeugung durch erneuerbare Energien (EE) in Deutschland sowie deren geplanter Ausbau betrachtet. Ausgehend von dieser Basis wird danach das Spei­cherproblem der erneuerbaren Energien abgeleitet, eingegrenzt sowie erörtert.

Den letzten Abschnitt dieser Arbeit bildet ein Ausblick, in dessen Verlauf ein kur­zes Fazit die Leitfrage dieser Arbeit beantwortet wird: Sind Pumpspeicherkraft­werke eine mögliche Lösung für das Speicherproblem?

2. Pumpspeicherkraftwerke

Ein Pumpspeicherkraftwerk ist eine spezielle Form eines Speicherkraftwerks und wird genutzt um elektrische Energie zu speichern. Hierfür wird Wasser mittels elektrischer Energie hochgepumpt und in potentieller Energie zwischengespei­chert. Bei Bedarf lässt man das Wasser später wieder herunter strömen und wan­delt die potentielle Energie mittels Turbinen und Generatoren wieder in elektri­sche Energie um. Dieser Vorgang der Zwischenspeicherung ist mit Wirkungsver­lusten verbunden, was bedeutet das Pumpspeicherkraftwerke per Saldo weniger Strom erzeugen als sie verbrauchen - sie sind deshalb auch keine Kraftwerke im herkömmlichen Sinne sondern dienen vor allem der Netzregelung und der Abde­ckung von Spitzenlasten (vgl. Quaschning 2008, S. 221-223; Leonhard/Wenzel 2007, S. 52-57; vgl. Envia Mitteldeutsche Energie AG 2011 [online]).

2.1 Speicherung

Die Speicherkapazität eines Pumpspeicherkraftwerks ist abhängig von der nutzba­ren Höhendifferenz zwischen der Turbine und dem Oberbecken sowie von der speicherbaren Wassermenge bzw. dem Nutzvolumen. In Deutschland variieren die genutzten Höhendifferenzen bzw. Fallhöhen im Mittel um die 300 Höhenme­ter (bspw. Goldisthal: 350m; Waldeck: 280m; Hohenwarte 310m), eine erwäh­nenswerte Ausnahme bildet hierbei das Pumpspeicherkraftwerk Wehr, welches eine mittlere Fallhöhe von 625m aufweist. Bezüglich der speicherbaren Wasser­menge besitzt das Pumpspeicherkraftwerk Bleiloch mit 215 Mio. m[3] das größte Nutzvolumen (vgl. Giesecke/Mosonyi 2005, S. 693; vgl. Quaschning 2008, S. 221-223; vgl. Schluchseewerk AG 2011 [online]; vgl. Vattenfall Europe AG 2011a [online]).

Die sichtbarsten Kennzeichen der Speicherung sind die beiden Becken: jeweils ein Oberbecken und ein Unterbecken. Das Oberbecken ist hierbei meist so konzi­piert, dass durch die Generatoren unter Volllast zwischen 4 und 8 Stunden Strom produziert werden kann (bspw. Goldisthal: 8h; Markersbach: 4h). Manche Becken besitzen ferner einen natürlichen Zulauf und/oder sind in die lokalen Hochwasser­schutzkonzepte eingebunden (vgl. Quaschning 2008, S. 221-223; vgl. Vattenfall Europe AG 2011a [online]; vgl. Vattenfall Europe AG 2011b [online]).

Eines der Hauptmerkmale eines Pumpspeicherwerkes ist der umkehrbare bzw. reversible Anlagenbetrieb. Dieser kann entweder als Dreimaschinensatz oder als Pumpturbine ausgeführt sein und ist in einem Maschinenhaus verortet:

Variante a) Dreimaschinensatz (siehe Abbildung 2)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Dreimaschinensatz (eigene Darstellung; Basisdaten nach Strom-online.ch 2011)

Hierbei besteht die Maschinengruppe aus einer Turbine, einem Motor-Generator und einer Pumpe. Eine gemeinsame Welle verbindet diese drei Maschinen. Diese Maschinengruppe hat zwei Betriebsarten: Bei einem Leistungsüberschuss im Stromnetz wird der Motor-Generator als Elektromotor einge­setzt und treibt über die gemeinsame Wel­le die Pumpe an, welche Wasser aus dem Unterbecken in das Oberbecken be-

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 3: Turbinen- und Pumpbetrieb (eigene Darstellung)

fördert (siehe Abb. 3:

Pumpbetrieb). Bei Strombedarf wird der Motor-Generator hingegen als Generator eingesetzt und liefert, über die gemeinsame Welle von der Turbine angetrieben, Strom (siehe Abb. 3: Turbinenbetrieb). Die Antriebsleistung erbringt hierbei das Wasser, welches vom Ober- ins Unterbecken fließt (vgl. Strom-online.ch 2011 [online]).

Variante b) Pumpturbine:

Heute werden Pumpspeicherkraftwerke an Stelle eines Dreimaschinensatzes häu­fig mit sogenannten Pumpturbinen ausgerüstet. Eine Pumpturbine ist eine Strö­mungsmaschine, welche in beide Richtungen laufen kann und entweder als Turbi­ne oder als Pumpe arbeitet. Bei dieser Bauart besteht der gesamte Maschinensatz nur aus zwei Maschinen: der Pumpturbine und dem Motor-Generator (vgl. Kohli 1990, S. 31-32; vgl. Strom-online.ch 2011 [online]).

2.3 Energiewirtschaftliche Bedeutung

Pumpspeicherkraftwerke können elektrische Energie sowohl aufnehmen als auch abgeben. Diese Fähigkeit wird zur Regelung des Stromnetzes genutzt. Hierbei ist die maximale Leistungsabgabe bzw. Leistungsaufnahme im Bedarfsfall innerhalb von Minuten verfügbar und weitgehend flexibel regelbar. Dies sind auch die gro­ßen Vorteile gegenüber thermischen Kraftwerken die konventionell betrieben werden, denn diese können einerseits kaum Leistung aufnehmen und andererseits nur relativ langsam in ihrer Leistungsabgabe angepasst werden (ausgenommen Gasturbinenkraftwerke). Typische sogenannte Starklastzeiten, in denen Pump­speicherwerke Strom ins Netz ein­speisen, sind insbesondere mittags und am frühen Abend (vgl. Abbil­dung 4), Schwachlastzeiten sind hingegen typischerweise zwischen 22 Uhr und 6 Uhr, in diesen Zeiten laufen die Pumpspeicherkraftwerke im Pumpbetrieb und entnehmen Strom aus dem Netz. Eine weitere bedeutende Fähigkeit der Pumpspei­cherkraftwerke ist die Schwarzstart­fähigkeit. Da sie in der Lage sind ohne Fremdstrom anzufahren, können sie somit bei einem Totalausfall (Blackout) zum Hochfahren anderer Kraftwerke eingesetzt werden (vgl. Quaschning 2008, S. 221-223; vgl. Giesecke/Mosonyi 2005, S. 692­693; vgl. Fritz 2011 [online]; vgl. Wagner 2003 [online]; vgl. Popp 2011 [onli­ne]).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 4: Typischer Tagesgang eines Pump- speicherkraftwerks von Mo-Fr (Schweiss 2005)

2.4 Ökonomie

Für ein stabiles Stromnetz sind schnell zu schaltbare Kraftwerksleistungen positi­ver sowie negativer Art unabdingbar (Regelleistung). Grundlastkraftwerke wie Kernkraft- oder Kohlekraftwerke liefern jedoch eine möglichst konstante Leis­tung. Diese Kraftwerke können weiterhin nur relativ langsam geregelt werden und sind im Teillastbetrieb nicht besonders effizient. Für die Erbringung der Regelleis­tung bieten sich daher vor allem schnell zu schaltbare und effizient regelbare Kraftwerke an. Beispiele hierfür sind Gasturbinenkraftwerke oder Pumpspeicher­kraftwerke, wobei letztere ökonomischer arbeiten, da sie nicht vom teuren Erdgas abhängig sind. Andere Speicherverfahren (vgl. Abbildung 5), die ebenfalls eine Regelleistung erbringen könnten, sind derzeit entweder noch nicht großtechnisch verwirklicht oder schlichtweg zu teuer - daher sind Pumpspeicherkraftwerke im Bereich der Speicherverfahren für elektrische Energie heutzutage nahezu konkur­renzlos (vgl. Leonhard/Müller 2002 [online]; vgl. Popp 2011 [online]; vgl. Fritz 2011 [online]; vgl. Wagner 2003 [online]).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Speicherverfahren für elektrische Energien im Vergleich (eigene Darstel­lung; die Basisdaten sind vereinheitlicht, gerundet, aktualisiert und stammen aus: Bun­desministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) 2003 [online]; BMWi 2007 [online]; Wikimedia Foundation 2011 [online].

Durch den Handel an der Strombörse EEX in Leipzig ist es für die Betreiber der Pumpspeicherkraftwerke weiterhin auch möglich, aus dem im Tages- und Wo­chenverlauf stark schwankenden Stromverbrauch direkt Profit zu erzielen. Dies ist möglich, weil ein Pumpspeicherkraftwerk während der Schwachlastzeiten “relativ günstigen“ Strom nutzt um im Pumpbetrieb Wasser in sein Oberbecken zu pum­pen. In Spitzenlastzeiten wird dann im Turbinenbetrieb “relativ teurer“ Strom er­zeugt und mit einem vielfachen Gewinn an der Strombörse wieder veräußert (vgl. WWF 2004, S. 10-15; vgl. EEX AG 2011 [online]; vgl. Popp 2011 [online]).

2.5 Wirkungsgrad

Im Verlauf der Arbeit wurde bereits ausgeführt, dass für das Hochpumpen des Wassers mehr Energie benötigt wird als beim Turbinenbetrieb zurückgewonnen werden kann und somit der Stromsaldo eines Pumpspeicherkraftwerks immer ne­gativ ist. Ferner wurde auch darauf eingegangen, dass Pumpspeicherkraftwerke im Bereich der großtechnischen Speicherverfahren für elektrische Energie heutzutage nahezu konkurrenzlos sind - die Ursache hierfür ist unter anderem der relativ ho­he Wirkungsgrad, der zwischen 70% und 85% beträgt. Am Beispiel des Kraft­werks Oberaar-Grimsel II (Schweiz) wird in der nachfolgenden Abbildung die Berechnung des Wirkungsgrades dargestellt (vgl. Electricity Storage Association 2009 [online]):

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 6: Wirkungsgrad-Beispielrechnung für das Pumpspeicherkraftwerk Oberaar-Grimsel II (eigene Darstellung, Basisdaten nach WWF 2004, S. 5).

In der dargelegten Beispielrechnung sind die Leitungsverluste von ca. 3% für den Hin- und Rücktransport nicht berücksichtigt. Anhand der Energiebilanz eines mo­dernen Pumpspeicherkraftwerks mit gesetzten 80% Wirkungsgrad wird die Ver­teilung der Verluste deutlich (vgl. Gloor 2010 [online]:

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: Beispielhafte Energiebilanz eines modernen Pumpspeicherkraftwerkes (Gloor 2010 [online]).

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