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?"
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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- Citar trabajo
- Kilian Norden (Autor), 2011, Pumpspeicherkraftwerke. Eine Lösung für das Speicherproblem der erneuerbaren Energien?, Múnich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/489489
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