Eine Vollversorgung mit 100% EE wird nur durch einen strukturellen Wandel des Energiesystems vollzogen werden können. Die Herausforderung besteht darin, den Elektrizitäts-, Wärme- und Transportsektor in Zukunft gemeinsam zu betrachten und Synergien zu nutzen. Die hauptsächliche Energiebereitstellung wird dabei durch PVA und WEA erfolgen. Der in nahezu allen grundlegenden Studien zur Energietransformation prognostizierte massive Ausbau von WEA offshore wird in dieser Arbeit nicht befürwortet. Eine regenerative Energieversorgung ist eine dezentrale Energieversorgung.
Die Volatilität der Strombereitstellung erfordert ein schnelles Reagieren des Kraftwerkparks, sowohl zur Begegnung der negativen wie auch der positiven Regelleistung. Konventionelle Großkraftwerke jeder Art sind daher für die zukünftige Versorgungsstruktur ungeeignet. Es müssen geeignete Kurzzeit- wie auch Langzeitspeicher für den Regelbedarf bereitgestellt werden. Insbesondere bei der PV sind zusätzliche Systemleistungen erforderlich. Durch eine bedarfsgerechte Verteilung der EE-Anlagen in Deutschland auch im Hinblick auf WEA oder PV werden Ausgleichseffekte erzielt. Diese dienen dem Lastausgleich. Der Grad der Ausgleichseffekte ist daher abhängig vom Grad der Dezentralisierung. DSM ist ein wichtiger Bestandteil der zukünftigen Netzstruktur und Regelglied für den Lastausgleich.
Die skizzierten Mengengerüste stellen nur mögliche Entwicklungsergebnisse des Energiesektors dar und sollen als eine Lösungsoption von vielen gesehen werden. Der daraus resultierende Speicherbedarf ist eine entsprechende Option. Eine Erhöhung der Speicherkapazität zieht eine Reduzierung der Erzeugungsreserve nach sich und umgekehrt. Unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten ist eine Erhöhung der Kapazität der EE-Anlagen mit zeitweiser Überproduktion in Kombination mit Speichersättigung die zur Abregelung von EE-Anlagen führt gegeben. Die Möglichkeiten zu dem Ziel der 100% EE-Versorgung sind sehr flexibel. Es ist genügend technologische Vielfalt und Potenzial geboten um ausfallende Anteile bestimmter Technologien durch andere Technologien wieder abzufangen.
Inhaltsverzeichnis
Bilderverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Verzeichnis der Grundbegriffe
Abkürzungen und Einheiten
1 Einleitung und Zielsetzung
1.1 Schwerpunkt der Arbeit und Fragestellung
1.2 Methodik
2 Grundlagen
2.1 Ausgewählte Speichersysteme
2.1.1 EE-Gas-Speichersysteme
2.1.2 Pumpspeicherkraftwerke
2.1.3 Druckluftspeicherkraftwerk
2.1.4 Vergleich
2.2 Ausgewählte Erneuerbare Energien
2.2.1 Solarenergie
2.2.2 Windenergie
2.2.3 Wasserkraft
2.2.4 Biomasse zur Stromerzeugung
2.2.5 Tiefe Geothermie
2.3 Lastmanagement
2.3.1 Intelligentes Stromnetz (Smart Grid)
2.3.2 Netztransformation
3 Szenarien
3.1 Stündlicher Strombedarf
3.2 Täglicher Strombedarf
3.3 Jährlicher Strombedarf und dessen Lastausgleich
4 Wirtschaftliche Aspekte
5 Zusammenfassung
Literaturverzeichnis
Bilderverzeichnis
Bild 1: Technische Speichermöglichkeiten
Bild 2: Vergleich der Systemgrößen und Entladungszeit von verschiedenen Energiespeichern /1/
Bild 3: Zeitlich unterschiedliche Fluktuationen der EE-Überschüsse (links) und des Spitzenlastbedarfs der verbleibenden Last (rechts). Darstellungsreihe mit aufsteigendem Anteil an EE /3/
Bild 4: Aufbau und Funktionsweise einer Elektrolyse /10/
Bild 5: Konzept zur Wandlung überschüssigen Stroms aus EE-Anlagen zu Methan (SNG) mit Rückverstromung in Gasturbinen- oder Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD) nach /6/
Bild 6: Prinzip eines GuD, Gas- und Dampf Kombikraftwerk /13/
Bild 7: Prinzip einer Brennstoffzelle /14/
Bild 8: Potenziale zur SNG-Erzeugung aus CO2 Quellen /9/
Bild 9: Schema eines Pumpspeicherkraftwerkes /20/
Bild 10: Standort Pumpspeicherkraftwerke und deren Turbinenleistung /9/
Bild 11: Einsatzbereitschaft bei Betriebsartenwechsel am Beispiel PSKW Goldisthal /23/
Bild 12: Schema Pumpspeicherwerk unter Tage /27/
Bild 13: Bergbauregion nach Eignung entsprechend des Kriterienkataloges aus den bergmännischen Untersuchungen /28/
Bild 14: Querschnitt durch einen Braunkohletagebau /29/
Bild 15: Konzept Pumpspeicherkraftwerk in einem Tagebaurestloch /29/
Bild 16: einfachste Form eines Ringwallspeichers /31/
Bild 17: Ringwallspeich-Hybridkraftwerk /32/
Bild 18: Flächenverbrauch in km2 in Relation zum Energiebedarf und Anzahl bereitgestellter Tagesladungen. Annahme: mittlere Fallhöhe 100 m, Pegelschwankung 20 m, Entladewirkungsgrad 94%. Bedarf an Ober- und Unterbecken
Bild 19: Funktionsprinzip eines adiabaten Druckluftspeichers nach /38/
Bild 20: Solarkarte Deutschland, mittlere Jahressummen /46/
Bild 21: Flächenbedarf für 200 GW installierte Photovoltaik (linke Abbildung), sowie Potenziale der Photovoltaik /49/
Bild 22: Flächenpotenzial für die Installation von PVA /50/
Bild 23: Geplante und tatsächlich Stromproduktion /51/
Bild 24: Beispiel einer Häufigkeitsverteilung von Windgeschwindigkeiten /10/
Bild 25: Anteil an nutzbarer Fläche in Prozent /54/
Bild 26: Verteilung von Flächen für gute Standorte und Schwachwindstandorte /54/
Bild 27: Nutzbare Fläche in km2 pro Bundesland /54/
Bild 28: Aufteilung des technischen Potenzial großer (links) und kleiner bis mittelgroßer Gewässer (rechts) /55/
Bild 29: Dezentrale Stromerzeugung eines Smart Grid Systems /62/
Bild 30: eGrain /64/
Bild 31: Verschiedene Ladearten für E-Fahrzeuge /67/
Bild 32: Zeitbereiche der Demand Side Integration im Vergleich mit netzüblichen Prozessen und Technologien /68/
Bild 33: Anteile Energiemedien verschiedener Entwicklungsziele im Verkehrssektor
Bild 34: Durchschnittlicher Tageslastgang, Mittwoch und Sonntag /74/
Bild 35: Zeitlicher Verlauf ruhender Anteil der Fahrzeuge /75/
Bild 36: Tägliche Höchst- und Tiefstlast im deutschen Verbundsystem des Jahres 2006 /74/
Bild 37: Verlauf des prognostizierten Bruttostrombedarfs/a bis zur annähernden Vollversorgung mit EE (Säule 2060) der Leitstudie 2011 des BMU /58/.
Bild 38: Energieverbrauch nach Nutzungsart ohne Umwandlungs-und Transportverluste
Bild 39: Vergleich Anteile verschiedener EE-Quellen, 3 Fokussierungen. Annahme VLS: Photovoltaik 900, Windenergie onshore 2071, Windenergie offshore 4400
Bild 40: Möglichkeit der Deckung und Darstellung des zukünftigen Bruttoenergiebedarfs in TWh/a
Bild 41: Höchst- und Tiefstwerte der kalendertäglichen Windenergieeinspeisung für das Jahr 2006 /74/
Bild 42: Höchst- und Tiefstwerte der kalendertäglichen Windenergieeinspeisung für das Jahr 2007 /74/
Bild 43: Jahresganglinie von Last, EE-Erzeugung und Residuallast im Referenzszenario (Daten der Jahre 2009/2010) /35/
Bild 44: Jahresganglinie von Last, EE-Erzeugung und Residuallast im 100% Szenario /35/
Bild 45: Szenario von Stromnutzung und -erzeugung in einer Winterwoche /50/
Bild 46: Investitionskosten der Leistung verschiedener Speicher (bezogen auf Austrittsleistung); bei P2G und Wasserstoffspeicher inkl. Kosten für GuD-Anlage (700 €/kW) zur Rückverstromung /9/
Bild 47: Spezifische Investitionskosten der Kapazität der Speicher
Bild 48: Spezifische Stromeinspeisungskosten inklusive Kosten des Strombezugs /9/
Bild 49: Stromgestehungskosten /35/
Bild 50: Gesamtentwicklung der Differenzkosten aus den Bereichen Strom, Wärme und Verkehr /79/
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Einige Kenngrößen und Kriterien zur Beurteilung von Energiespeicher
Tabelle 2: Gesamtwirkungsgrad unter Einbeziehung von Transport mit Lade- und Entladevorgang, Erneuerbare Energie aus Windenergieanlage und Photovoltaikanlage. Wirkungsgrade basierend auf Angaben für die jeweilige Technik bzw. Anlageform, Daten eigene Berechnung und teilweise überarbeitet nach /42/; Wirkungsgrad (WG), Wirkungsgrad Zwischenschritt (WGZ)
Tabelle 3: Speicherdichte in Kavernen, bzw. bei Pumpspeicher Speichersee, Daten teilweise aus /43/
Tabelle 4: ausgewählte Eigenschaften verschiedener Speichersysteme. (AZ = Aktivierungszeit)
Tabelle 5: Jährliches Leistungs- und Ertragspotential durch Windkraftanlagen
Tabelle 6: Leistungspotenzial der einzelnen Bundesländer im Vergleich (berechnet auf Grundlage von Daten der Studie /54/)
Tabelle 7: Netzspannungen in Deutschland nach /61/
Tabelle 8: Steuerbare Lasten in GW nach BMU Leitstudie 2010 nach /8/
Tabelle 9: Reduktion der Kurzzeitspeicherenergie und -leistung durch DSM nach /35/
Tabelle 10: Frequenzanalyse der Residuallasten nach /35/
Tabelle 11: Parameter zur Berechnung der Investitionskosten eines Pumpspeicherkraftwerkes. Nach /35/
Tabelle 12: Parameter zur Berechnung der Investitionskosten eines Adiabaten Druckluftspeichers. Nach /35/
Tabelle 13: Parameter zur Berechnung der Investitionskosten einer Elektrolyseanlage. Die Turbine wird im Kraftwerkspark berücksichtigt. Nach /35/
Verzeichnis der Grundbegriffe
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Abkürzungen und Einheiten
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
1 Einleitung und Zielsetzung
1.1 Schwerpunkt der Arbeit und Fragestellung
Wind- und Solarstrom ist volatil und unterliegen einer Prognoseungenauigkeit. Dies erfordert ausreichender Kraftwerkskapazität. Auf dem Weg zu einer Vollversorgung mit erneuerbaren Energien (EE) und dem dadurch resultierenden Ausbau an ausreichend EE-Anlagen könnten zeitweise hohe EE-Überschüsse entstehen Dies fordert einen massiven Ausbau an Massenspeicher um die Abregelung an EE zu vermindern und einen adäquaten Lastausgleich zu gewährleisten. Grundlastkraftwerke verlieren dadurch an Bedeutung.
Die Zielstellung der vorliegenden Arbeit ist eine Potenzialanalyse der wichtigsten erneuerbaren Energiequellen um daraus beispielhafte Möglichkeiten und den Ausbaubedarf unterschiedlicher Massenspeicher abzuleiten. Dabei werden folgende Fragestellungen berücksichtigt:
- Welchen Beitrag (Einsatzbereich, Einspeicherleistung bzw. Speichervolumen) können Kurz- und Langzeitspeicher leisten in Zusammenspiel mit flexiblen Kraftwerken und EE-Anlagen zum Ausgleich der volatilen Stromproduktion?
- Welche Auswirkungen ergeben sich für die Stromerzeugung, Stromtransport sowie Netzinfrastruktur und Stromgestehungskosten?
Es wird zudem der Frage nach der Integrierbarkeit im bestehenden Netzverbund, bzw. der Notwendigkeit einer Inklusion von Netzverbund und Stromerzeugung aus EE-Quellen nachgegangen.
Obwohl ein europäischer bzw. internationaler Austausch im Bereich der Versorgungsnetze zu erwarten ist, wird in der vorliegenden Arbeit Deutschland als autarkes System betrachtet. Die Vollversorgung durch EE wird durch die erwartende internationale Vernetzung weder in Frage gestellt noch beeinträchtigt.
1.2 Methodik
Neben einer Bestandsaufnahme auf der Grundlage vorhandener Daten aus den Jahren 2009 bis 2012 soll durch die verschiedenen Szenarien eine Abschätzung des Ausbaubedarfs EE-Anlagen und Speichertechnologien getroffen werden. Ausgehend von einer umfangreichen Literaturrecherche und den Szenarien verschiedener Studien, vorrangig der Leitstudie 2010 und der Leitstudie 2011 des BMU, Ergebnisse von VDE-Studien, der Fraunhofer Institute und des SRU die Leistungs- und Energiebedarf darstellen, wurden Rückschlüsse für die Abschätzung der Szenarienkonfigurationen getroffen. Die Datenlage zum Ausgleichs- und Speicherbedarf beruhen auf Jahreszeitreihen mit stundengenauer Auflösung und wurden für die Szenarien oder Abschätzungen aufbereitet bzw. errechnet. Einige Annahmen aus der Literatur wurden in Frage gestellt und neu beziffert, wie etwa das Ausmaß des Ausbaus verschiedener EE-Anlagen. Andere Daten wurden iterativ ermittelt. Die resultierende Datengrundlage diente zur Herausarbeitung der Darstellung der möglichen Entwicklung im Energiesektor. Wirtschaftliche Aspekte wurden anhand verschiedener Berechnungen aus der Literatur erörtert und dargestellt.
2 Grundlagen
2.1 Ausgewählte Speichersysteme
Volatile Stromerzeugung und fluktuierender Stromverbrauch führen zeitweise zu positiven wie auch negativen Regelleistungen. Um Stromnachfrage und -angebot zu synchronisieren, bedarf es einem System von verschiedenen Speichertechnologien. Einige Kenngrößen und Kriterien zur Beurteilung von Speicher sind in Tabelle 1 dargestellt. Da Energieumwandlung stets mit Verlusten verbunden ist, ist eine der wichtigsten Qualitätskriterien von Speichersystemen der Wirkungsgrad.
Tabelle 1: Einige Kenngrößen und Kriterien zur Beurteilung von Energiespeicher
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Wie in Bild 1 dargestellt wird bei den technischen Speichermöglichkeiten zwischen chemischen, thermischen, elektrischen/elektromagnetischen und mechanischen Speichern unterschieden. Weiterhin unterteilt man in Bezug zur Entladungszeit zwischen Kurzzeitspeicher (Minuten bis Stunden) und Langzeitspeicher (Tage bis Monate).
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 1: Technische Speichermöglichkeiten
Einen Überblick über die Anwendbarkeit einer Speichertechnologie gibt Bild 2.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 2: Vergleich der Systemgrößen und Entladungszeit von verschiedenen Energiespeichern /1/
Dabei wird die Entladezeit bei Nennleistung in Zusammenhang mit der Leistung der jeweiligen Technologie gestellt. Somit können 3 Gruppen von Speichersystemen unterteilt werden:
- Unterbrechungsfreie Stromversorgung (USV): Bei Netzausfällen ist eine unterbrechungsfreie Versorgung (bis zur Notstromversorgung) gewährleistet. Gekennzeichnet durch kleinere Leistung und geringe Entladezeit
- Notstromversorgung: In erster Linie zur Überbrückung bei Stromausfällen. Gekennzeichnet durch höhere Leistung und höhere Entladezeit als bei USV
- Großtechnische Energiespeicherung: Als Kurz- und Langzeitspeicher geeignet. Gekennzeichnet durch hohe Leistung, lange Entladezeiten und hohe Kapazitäten
Es wird dabei auch zwischen Primärregelleistung (< 30 s Einsatzbereitschaft), Sekundärregelleistung (< 5 min Einsatzbereitschaft) und Tertiärregelleistung (< 15 min) unterschieden. Energiespeicher in Kraftwerke integriert sorgen für eine konstante Grundlastfähigkeit für die Strombereitstellung. Energiespeicher können negative wie auch positive Regelleistung bereitstellen. Welche Speichertechnologien in welchem Umfang für eine Vollversorgung Deutschlands mit EE notwendig sind, hängt neben der Netzstruktur auch von den zu erwartenden Wetter- und Verbrauchsdaten ab. Auf Grundlage der Verbrauchs- und Wetterdaten aus dem Jahre 2007 erstellte Sterner /2/ mithilfe des Fraunhofer IWES-Modell SimEE und der BMU Leitstudie 2009 eine räumliche und zeitliche Simulation der EE-Einspeisung. Zusätzlicher Verbrauch, Verkehr und EE-Import wurden dabei nicht berücksichtigt. Der EE-Anteil 2050 liegt dabei bei 78%. Der zeitliche Verlauf der Fluktuationen, sowie die Leistungs- und Arbeitsanteile wurden analysiert. Somit konnten die benötigten Speicherkapazitäten (siehe Bild 3) sowie die zeitliche Verteilung von Ein- und Ausspeicherung prognostiziert werden.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 3: Zeitlich unterschiedliche Fluktuationen der EE-Überschüsse (links) und des Spitzenlastbedarfs der verbleibenden Last (rechts). Darstellungsreihe mit aufsteigendem Anteil an EE /3/
Es ist deutlich erkennbar, dass der Anteil an Kurzzeitspeicher ein bestimmtes Maß, unabhängig von Anteil des EE-Stroms, benötigt und nicht übersteigt. Der Bedarf an Langzeitspeicher steigt dagegen kontinuierlich mit dem Anteil an EE im Netzverbund. Eine wichtige Rolle im Wärme- und Energiesektor werden in Zukunft Wärmespeicher einnehmen. Der Heizenergiesektor wird sich auch dank der Gebäudeisolierung weitgehend vom elektrischen Netzverbund abkoppeln. Wärmespeicher werden dabei einen wichtigen Beitrag zur Innenraumbeheizung leisten. So reicht ein gut isolierter Wassertank von 30 m3 mit einer großen Solaranlagen (60 - 80 m2) aus um den Wärmebedarf eines nach modernen Energiestandart gebauten EFH im Wesentlichen zu decken /4/. In der vorliegenden Arbeit wird in erster Linie auf die Speichertechnologien der Massenspeicher Gas aus erneuerbaren Energien (EE-Gas), Pumpspeicherkraftwerke (PSKW) und nachrangig Druckluftspeicher eingegangen. Wobei PSKW und EE-Gas auch als Langzeitspeicher einsetzbar sind. Dabei wird neben der Art der Speicherung auf die Aspekte Wirkungsgrad, Einsatzbereich und Einspeicherleistung bzw. Speichervolumen im Zusammenspiel mit flexiblen Kraftwerken und EE-Anlagen eingegangen.
2.1.1 EE-Gas-Speichersysteme
Als EE-Gas wird Methan oder Wasserstoff bezeichnet, welches durch Elektrolyse unter Verwendung von Strom aus EE hergestellt wird. Die Rückverstromung erfolgt durch Gaskraftanlagen, Kraft-Wärmekopplungsanlagen oder Brennstoffzellen.
Insbesondere EE-Methan, aber auch EE-Wasserstoffspeichersysteme sind chemische Langzeitspeicher mit sehr guten Transportoptionen. Die modulare Anlageform lässt Insellösungen zu und ist dadurch im dezentralen Energiesektor hervorragend einsetzbar.. Power-to-Gas steht für ein Konzept, bei dem überschüssiger Strom dazu verwendet wird, per Elektrolyse Wasserstoff zu produzieren und bei Bedarf in einem zweiten Schritt unter Verwendung von Kohlendioxid (CO2) in synthetisches Methan umzuwandeln und dieses im vorhandenen Gasnetz zu speichern. Als Speicher für dieses Methan und bis zu einem gewissen Volumenanteil auch des elementaren Wasserstoffs könnte die bestehende Erdgasinfrastruktur, also das Gasnetz mit den angeschlossenen Untertagespeichern, verwendet werden. /5/. Es ist einsetzbar als Strom-, Wärme und Kraftstofflieferant. Energie aus Wind-. Solar- oder anderen Anlagen der regenerativen Energieproduktion wird hierbei mittels Elektrolyse in Wasserstoff und in einem zweiten Schritt zu Methan gewandelt (Sebatier-Reaktion). oder anderweitig genutzt. Als Speicherraum eignen sich Porenspeicher und Kavernen /6/. Der Transport kann u.a. durch das Erdgasnetz, das bereits über 400 000 Kilometer Erdgasleitung verfügt erfolgen. Die 47 unterirdischen Gasspeicher in Deutschland haben eine Kapazität von 217 TWh /7/. Ein Zuwachs von weiteren 80 TWh /8/ sind geplant bzw. in Bau. Die Gesamtkapazität entspricht dann einer Komplettversorgung von 2 Monaten für Deutschland /7/. Andere Quellen geben eine bestehende Planungsfestlegung über weitere 163 TWh an /9/. Erdgas besteht zu 77 - 98% aus Methan. Um die vorhandenen technischen Anlagen nicht zu gefährden wird derzeit kontrovers über den möglichen Anteil von Wasserstoff am EE-Gas diskutiert. Zum einen senkt ein hoher Anteil an Wasserstoff die Erzeugungskosten und erhöht den Wirkungsgrad. Der Energieverlust liegt bei der Elektrolyse bei rund 20%, wird methanisiert sind es weitere 20% (siehe auch Tabelle 2). Andererseits wirkt Wasserstoff korrosiv, besitzt einen niedrigeren Brennwert und einen höheren Zündbereich. Der Hauptanteil der bestehenden Erdgasrohre, bzw. die moderne Erdgasrohrtechnik wird von der korrosiven Eigenschaft des Wasserstoffes nicht belastet. Bis in den 80er Jahren wurden einige Städte mit sogenanntem Stadtgas versorgt. Der Wasserstoffanteil betrug dabei rund 50%. In Studien hat sich bereits gezeigt, dass Endverbraucher wie Gasherde oder Heizungsanlagen kompatibel mit diesem hohen Wasserstoffanteil sind. Für Gaskraftwerke liegen noch keine mir bekannten Studien vor. Der zulässige Anteil von Wasserstoff im Erdgasnetz ist derzeit auf 10% beschränkt.
2.1.1.1 Physikalisch-technische Grundlage
Methan hat eine rund 3 fach höhere Energiedichte als Wasserstoff.
Aus regenerativen Quellen kann Wasserstoff durch Vergasung von Biomasse oder durch Elektrolyse gewonnen werden. Es gibt drei Verfahren der Elektrolyse: Die saure Elektrolyse, die alkalische Elektrolyse und die Wasserdampfelektrolyse. Die alkalische Druckelektrolyse wird seit Jahren erfolgreich großtechnisch im Industriebereich eingesetzt. Im Folgenden wird ausschließlich auf die alkalische Elektrolyse eingegangen. Bei der alkalischen Elektrolyse wird Wasser mithilfe von Elektroenergie getrennt. Die Reaktion an den Elektroden des Elektrolyseurs ist dabei:
Kathode: [Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten]
Anode: [Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten]
Gesamtreaktion: [Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten]
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 4: Aufbau und Funktionsweise einer Elektrolyse /10/
Die Elektroden werden in ein basisches Milieu getaucht. Moderne Anlagen verwenden dabei eine 25 - 30% Kaliumhydroxid-Lösung. Im elektrischen Feld wandern positiv geladene Oxonium-Ionen (H3O+) zu der negativ geladenen Kathode. Dabei entstehen Wasserstoffatome die sich zu Wasserstoffmolekülen vereinigen. Der gasförmige Wasserstoff steigt an der Kathode auf, der Kathodenraum wird basischer. Falls nicht durch Leitsalze, Ionenaustauscher oder durch Trennung von Kathoden- und Anodenraum verhindert, wandern die negativ geladenen Hydroxidionen (OH-) zur Anode und reagieren unter Elektronenabgabe zu Sauerstoff. Der abgeschiedene Sauerstoff steigt an der Anode auf, der Anodenraum wird saurer.
Die katalytische Methanisierung erfolgt durch den sogenannten Sabatier-Prozess, benannt nach Paul Sabatier:
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten ( 4 )
Gesamtreaktion: Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten ( 5 )
Wasserstoff reagiert mit CO2 zu Wasser und Methan. Wobei im ersten Schritt Kohlenmonoxid erzeugt wird, der dann mit Wasserstoff wiederum zu Methan reagiert. Die stark exotherme Reaktion wird durch einen festen Katalysator, wie zum Beispiel Nickel oder Ruthenium katalysiert. Zudem lässt sich Methan effizient aus Biomasse erzeugen. Dabei werden Archaebakterien zur Methanogenese eingesetzt.
Der Wirkungsgrad des Elektrolysesystems wird mithilfe des Brennwertes für Wasserstoff (3,54 kWh/m³ i.N. /11/) und den spezifischen Energieverbräuchen für das Elektrolysesystem inklusive Peripherie sowie dem Systemwirkungsgrad von elektrischer Energie zu Wasserstoff der Elektrolyse berechnet. Dieser beträgt für aktuelle Systeme 59 - 79% /12/. Bei der Methanisierung werden in der Literatur lediglich die Konversionsverluste, die bei 20 - 25% liegen, benannt. Energieaufwendungen, die für die katalytischen Methanisierung notwendig sind werden nicht benannt. Die Wirkungsgrade der Umwandlung von Strom zu Methan liegen im Bereich von 44 - 63% bei einem durchschnittlichen Wert von 54% /12/. Die anschließende Rückverstromung des Methans führt wiederum zu einer Senkung des Gesamtwirkungsgrades auf Werte von 11 - 38% und einem mittleren Wert von 20%. Transportverluste sind dabei nicht berücksichtigt. Berechnungen auf Datengrundlage der DBI Gas- und Umwelttechnik GmbH ergeben einen Gesamtwirkungsgrad von 20% - 37% (siehe auch Tabelle 2).
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 5: Konzept zur Wandlung überschüssigen Stroms aus EE-Anlagen zu Methan (SNG) mit Rückverstromung in Gasturbinen- oder Gas- und Dampfturbinenkraftwerken (GuD) nach /6/
In Bild 5 ist ein Konzept zur Wandlung und Rückverstromung von Strom aus EE-Anlagen dargestellt. Überschüssiger Strom aus regenerativen Energiequellen wird mithilfe von Elektrolyse zu Wasserstoff gewandelt. Der entstehende Sauerstoff wird entweder gespeichert oder an die Atmosphäre abgegeben. Kohlendioxid (CO2) aus der Umgebungsluft, Kraftwerken oder Industrie wird gespeichert und für die Methanisierung des Wasserstoffs bereitgestellt. Bei der Methanisierung entsteht neben Methan (CH4) als Nebenprodukt Wasser. Methan wird in das Gasnetz eingespeist. Bei Bedarf erfolgt eine Rückverstromung über Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, GuD oder Gaskraftwerke. GuD-Anlagen stellen dabei den günstigsten Wirkungsgrad (neue Anlagen bis > 60%) für die Rückverstromung dar. Das GuD-Kraftwerk ist eine Kombination von Gasturbinenkraftwerk und Dampfkraftwerk. Das Prinzip ist in Bild 6 dargestellt. Die Abgaswärme der Gasturbine wird durch den Abhitzekessel zur Dampfproduktion genutzt.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 6: Prinzip eines GuD, Gas- und Dampf Kombikraftwerk /13/
Die Rückverstromung der in Wasserstoff gespeicherten Energie kann in einer Brennstoffzelle erfolgen. Je nach Brennstoffzellentechnologie werden wie in Bild 7 dargestellt der Anode Wasserstoff (H2) oder wasserstoffhaltige Verbindungen wie Methan (CH4) zugeführt. H+ bzw. O2--Ionen gelangen in Lösung. H+-Ionen diffundieren durch die Elektrolyten zur Kathode und reagieren dort mit den O2--Ionen zu Wasser. Es wird sowohl thermische wie auch elektrische Energie frei. Die bei der Rückverstromung anfallende Abwärme sollte genutzt werden um eine günstigere Energiebilanz zu erzielen.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 7: Prinzip einer Brennstoffzelle /14/
Die CO2-Bindung ist ein wichtiger Aspekt bei der Erzeugung von Methan. Für die CO2-Bereitstellung kommen folgende Quellen in Frage:
- biogene Quellen wie etwa Biogasanlagen
- CO2 aus Industrieprozessen wie etwa bei der Zementindustrie
- CO2 aus der Luft
Da die Gewinnung von CO2 aus der Luft die teuerste Variante darstellt, sollte auf CO2-Quellen zurückgegriffen werden, die als Abfall- bzw. Nebenprodukt in den auf Bild 8 dargestellten Quellen anfallen. Daraus ist ersichtlich dass das größte Potenzial die Zementindustrie aufweist.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 8: Potenziale zur SNG-Erzeugung aus CO2 Quellen /9/
2.1.1.2 Potenzial
Durch die schnelle und flexible Einsetzbarkeit der Elektrolyseure ist der Einsatz bei intermittierendem Energieangebot und somit zur Netzregelung gegeben. Durch seine zusätzlich günstige und flexible Speicherbarkeit ist das EE-Gas als Langzeit- und saisonaler Speicher unverzichtbar. Die Speicherung in Tanks und Kavernen ist kostengünstig und aufgrund geringer Selbstentladung annähernd verlustfrei. Aufgrund der 3-fach höheren Energiedichte benötigt Methan bei unterirdischer Speicherung 3-fach weniger Speichervolumen als Wasserstoff. Wasserstoff ist hochexplosiv und entweicht leichter als Methan. SNG kann problemlos in das vorhandene Versorgungs- und Speichernetz eingespeist werden. Diese Punkte sprechen für die weitere Umwandlung von Wasserstoff zu Methan. Die Rückverstromung von Wasserstoff via Brennstoffzelle besitzt dagegen die höchsten elektrischen Wirkungsgrade. Es gibt jedoch noch keine Brennstoffzellenkraftwerke in Bereich mehrerer Megawatt. Der Gesamtwirkungsgrad inkl. Transport des Power-to-Gas-Konzeptes liegt für Wasserstoff derzeit bei max. 46%, für Methan bei max. 37% (siehe Tabelle 2). Da es sich um Werte des aktuellen technischen Standes handelt, ist zu erwarten, dass die Effizienz des Power-to-Gas-Konzeptes durch die intensive Forschung in diesem Bereich sich erhöhen wird. Die Methanisierung des Wasserstoffes bewirkt einen Wirkungsgradverlust von etwa 15%. Aus diesem Grund ist eine Direktverwendung des Wasserstoffs immer anzustreben. Etwa durch die Einspeisung des Wasserstoffs ins Erdgasnetz bis zur möglichen Höchstgrenze oder durch die direkte Nutzung des Wasserstoffs. Im mobilen Einsatz sowie zur Nutzung im Verkehrssektor stellt die Brennstoffzelle eine wichtige Option dar. Eine Einschränkung ist hierbei der geringe Wirkungsgrad und die schweren, voluminösen Druckgas- und Flüssiggastanks.
Entwicklungsbedarf besteht bei der Rückverstromung, insbesondere für Brennstoffzellenkraftwerke höherer Leistung und GuD-Kraftwerke.
Folgende Rückverstromungsmöglichkeiten sind denkbar nach /15/:
- Zentrale Rückverstromung
- Wasserstofftransport und dezentrale Rückverstromung
- Einspeisung des EE-Gas in das Gasnetz oder andere gasbasierte Anlagen
(z.B. Biogasanlagen)
- Nutzung im Verkehrssektor
Das Potenzial der Speicherkapazität von Wasserstoffspeicher wird in der Literatur mit 1800 TWh zuzüglich anteiliger Einspeisung in das bestehende Erdgasnetz angegeben. Für die Power-to-Gas Technologie steht für die maximale Speicherkapazität in Zukunft die angestrebte Gasinfrastruktur von 380 TWh zur Verfügung. Der absehbare Bedarf an CO2 zur Methanisierung steht wie in Kapitel 2.1.1.1 dargestellt, für die voraussehbare notwendige Speicherleistung zur Verfügung.
2.1.2 Pumpspeicherkraftwerke
Pumpspeicherkraftwerke (PSKW) speichern elektrische Energie als potenzielle mechanische Energie. Aus einem tiefer gelegenen Reservoir wird Wasser in ein höher gelegenes Reservoir gepumpt. Zur Stromgewinnung wird das Wasser wieder vom höher gelegenen Reservoir nach unten geleitet. Die Rückverstromung erfolgt dabei mittels Turbinen. Der Energiegehalt ist proportional zum nutzbaren Volumen des Oberbeckens und zu der mittleren Höhendifferenz zwischen Ober- und Unterbecken.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten ( 6 )
1 m3 Wasser des Oberbeckens enthält bei einer mittleren Fallhöhe von 200m einen Energiegehalt von:
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
PSKW können alternierend arbeiten. Sie können dadurch im Stromnetz Regelleistung zur Verfügung stellen. Bei Stromüberschuss wie auch bei Strombedarf sind sie gleichermaßen einsatzfähig. Turbine, Motor-Generator und Pumpe sind auf einer Welle angebracht. Dies ermöglicht zwei Betriebsarten. Bei Strombedarf funktioniert der Motor-Generator als Generator und erzeugt Energie (positive Regelleistung). Bei Stromüberschuss funktioniert der Motorgenerator als Elektromotor (negative Regelleistung). Dieser treibt die Pumpe an um das Wasser aus dem unteren Becken in das obere Becken zu pumpen. Das obere Becken ist zudem mit einer Staumauer umgeben in die ggf. ein Wasserschloss eingelassen ist. Das Wasserschloss dient zum Druckausgleich beim Umschalten des Anlagebetriebes /16/. Der Gesamtprozess besitzt einen Wirkungsgrad von 65 - 80% /17/. Die Energiespeicherkapazität ist abhängig von der jeweiligen Anlagenauslegung. Die maximale Ein- uns Ausspeicherleistung ist aber nur teilweise unabhängig /18/. Die Anlagen sind schwarzstartfähig (vgl. /19/) und daher als Stromlieferant bei einem Totalstromausfall einsatzfähig. PSKW, bei denen ein natürlicher Zufluss in das Oberbecken fließt sind keine reinen Energiespeicher, da der Zufluss der Stromerzeugung dient. Die Lebensdauer der Anlagen ist ähnlich der von Wasserkraftwerken und damit sehr hoch in Relation zu anderen Energiespeicher. Selbstentladung des Energieträgers erfolgt bei PSKW durch Wasserverlust. Dieses ist jedoch vernachlässigbar.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 9: Schema eines Pumpspeicherkraftwerkes /20/
PSKW gehören zu den stationären Energiespeicher, die große Energiemengen bis in den GWh Bereich aufnehmen können und Regelleistungen in MW bis GW bereitstellen. Diese hohe Speicherkapazität versetzen PSKW nicht nur in die Lage Überangebot und saisonale Schwankungen von regenerativen Energieerzeugern auszugleichen, sie können zudem Totalausfälle über Stunden und Tage hinweg überbrücken. Ihre Einsatzbereitschaft erfolgt bereits nach wenigen Sekunden (siehe auch Bild 11). Rund 99% der Speicherkapazität im Übertragungsnetz werden sowohl weltweit wie auch in Deutschland durch PSKW bereit gestellt /21/. Die Betriebskosten der PSKW sind im Vergleich mit anderen Speichertechnologien sehr gering (siehe auch Kapitel 4). Bei neu gebauten Anlagen ergeben sich bei einem Speicherzyklus pro Tag und einem üblichen Acht-Stunden-Handelsblock im GW-Bereich 3 - 6 €ct/kWh /17/.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 10: Standort Pumpspeicherkraftwerke und deren Turbinenleistung /9/
Die Investitionskosten liegen dagegen relativ hoch und liegen für die bereitgestellte Leistung bei 500 - 2000 €/kW /22/. Vergleich auch Kapitel 4.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 11: Einsatzbereitschaft bei Betriebsartenwechsel am Beispiel PSKW Goldisthal /23/
Des Weiteren können PSKW zur Frequenzhaltung, für den Phasenschieberbetrieb beim Ausgleich von Blindleistungen und zum schnellen Abfangen von extremen Leistungsschwankungen eingesetzt werden /10/. Sie sind im Rahmen des Stromhandels zur Stromveredelung geeignet. In jedem Gelände, das Höhenunterschiede aufweist, ob künstlich oder natürlich, kann ein PSKW errichtet werden. Da PSKW in jeder Größe erstellbar sind, sind sie auch für die dezentrale Stromversorgung geeignet. Die neuste PSKW Anlage wurde im Jahr 2003 in Goldisthal/Thüringen in Betrieb genommen. Die speicherbare Energiemenge bei dieser Anlage beträgt 8480 MWh. Es hat eine Leistung von 1060 MW und ist damit das größte PSKW Deutschlands und eines der größten in Europa. Es besitzt ein umgehbares Oberbecken mit einem Nutzvolumen von etwa 12 Millionen m³ Wasser bei einer Fläche von 55 ha. Diese Menge ist ausreichend für 8 h Turbinen-Volllastbetrieb. Nach den Umweltzielen der Bundesregierung sind bis 2020 drei neue PSKW geplant /24/.
2.1.2.1 Physikalisch-technische Grundlagen
Zur Speicherung wird elektrische Energie in potenzielle Energie umgewandelt.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Die speicherbare Energiemenge ergibt sich aus potenzieller Energie multipliziert mit dem Wirkungsgrad
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
die daraus resultierende Leistung ist folglich
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Die Energiemenge ist sowohl proportional zum Speichervolumen VSpeicher wie auch zur Fallhöhe h.
Der Wirkungsgrad moderner PSKW liegt bei etwa 80%. Dieser errechnet sich aus den Teilwirkungsgraden Aufladen des Speichers und Entladen des Speichers. Speicherverlust durch Verdunsten ist vernachlässigbar. Der Wirkungsgrad für das Aufladen des Speichers ηP durch Hochpumpen des Wasser mir der Pumpenmotorenergie EP ergibt in der Regel einen Wirkungsgrad von ca. 88%. Der Wirkungsgrad für das Entladen des Speichers ηT gibt die gewinnbare elektrische Energie ET im Verhältnis zu der im Oberbecken gespeicherten Energie Epot wieder. Er wird bei modernen Anlagen mit ca. 94% beziffert /25 S. 42/.
Der Gesamtwirkungsgrad ist hierbei 88% Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten 94% = 82,72%.
Allgemein stellt sich der Wirkungsgrad für PSKW wie folgt dar:
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Vergleich Gas-KW: [Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten](ohne KWK)
Um einen Flächenverbrauch mit einhergehenden Umwelteingriffen für neue PSKW zu umgehen, können PSKW auch unterirdisch realisiert werden. Als Unterbecken kommen hierbei natürliche oder künstlich errichtete Hohlräume, wie etwa stillgelegte Bergwerke, in Frage. Dabei werden erprobte Techniken der PSKW und des Tagebaus miteinander verbunden. Das begrenzte Fassungsvermögen der Becken wird dabei durch die Möglichkeit einer hohen Fallhöhe ausgeglichen.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten ( 13 )
Es sollen dabei Anlagen von etwa 100 MW realisiert und Verstromungszeit von 12 h erreicht werden. Da von einem großen Fallhöhenbereich ausgegangen wird, ist der Einsatz von Pelton-Turbinen angezeigt. Um eine zu starke Belastung der Sohlewände zu vermeiden, muss der Wasserstrom nach Austritt aus der Turbine in einem Strömungsberuhigungsraum verlangsamt werden. Das Unterbecken kann bei wasserdichten Gesteinsschichten direkt in der tiefsten Sohle langgestreckt werden /26/. Als weitere Variante kommen miteinander verbundene Beton-, Metall- oder Kunststofftanks in Betracht. Das Oberbecken kann sowohl in der obersten Sohle wie auch oberirdisch als Tanks oder als offenes Becken errichtet werden. Um Höhendifferenzen von >1000m zu bewältigen müssten mehrere Zwischenstufen mit kleineren Zwischenlagern eingerichtet werden /26/.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 12: Schema Pumpspeicherwerk unter Tage /27/
Das Energieforschungszentrum Niedersachsen (EFZN) und Partner aus Wirtschaft und Technik erarbeiteten in ihrem Projekt „Windenergiespeicherung durch Nachnutzung stillgelegter Bergwerke“ ein integriertes Konzept. Dabei wurde auch das technisch-wirtschaftliche Potenzial für die Nachnutzung von stillgelegten Bergwerken abgeschätzt. Bei der Bewertung der Eignung der stillgelegten Bergwerke zur Nachnutzung als PSKW sind verschiedene grundlegende Rahmenbedingungen zu beachten. Dies tangiert vor allem den Bereich Sicherheitsaufwand und Umweltgefahren, etwa durch Freisetzung von umweltgefährdenden Stoffen. Im Ergebnis der Untersuchungen der Institute für Bergbau sowie Geotechnik und Markscheidewesen wurden drei Regionen identifiziert, in denen mit hoher Wahrscheinlichkeit stillgelegte Bergwerke mit guter Eignung zur Nachnutzung als Pumpspeicherwerk unter Tage zu finden sind (Bild 13). Dies sind das Erzgebirge, das Siegerland mit dem Lahn-Dill-Gebiet und der Harz /28/.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 13: Bergbauregion nach Eignung entsprechend des Kriterienkataloges aus den bergmännischen Untersuchungen /28/
Vorteil
- kein zusätzlicher Flächenverbrauch
Nachteil
- teilweise hoher Aufwand für Grundwasserschutz
Die zahlreichen nicht mehr genutzten Tagebaugruben aus der Braunkohleförderung stellen eine weitere Möglichkeit für eine Nutzung als PSKW dar. Vor allem in den Bundesländern wie Sachsen, Sachsen-Anhalt und Brandenburg existieren viele Rest-Tagebaugruben. Im Zuge von Renaturierungsmaßnahmen der letzten Jahre und Jahrzehnte wurden bereits viele dieser Gruben geflutet. Dabei sind allein im Gebiet der Lausitzer und Mitteldeutschen Bergbau-Verwaltungsgesellschaft (LMBV) 68 Restseen mit einem Volumen von 4511 Millionen m3 entstanden. Für eine Eignung zur Installation eines PSKW müssen dabei folgende Kriterien erfüllt sein:
- großes Speichervolumen
- stabile geologische Bedingungen
- Möglichkeiten für den Netzanschluss von einigen GW Leistung
Bild 14 gibt den Querschnitt einer Resttagebaugrube wieder. Eine mögliche Integration eines PSKW in diese Tagebaustätte stellt Bild 15 dar.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 14: Querschnitt durch einen Braunkohletagebau /29/
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Bild 15: Konzept Pumpspeicherkraftwerk in einem Tagebaurestloch /29/
Bei einer möglichen Nachnutzung von einem Zehntel dieser Tagebauseen und einer durchschnittlichen Fallhöhe von 80 m ergibt dies eine Speicherkapazität von fast 100 GWh /29/.
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- Citation du texte
- Birgit Knoblauch (Auteur), 2013, Massenspeicher und Netzstruktur, Munich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/232633
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