Druckluftspeicher werden aktuell - Boge Kompressoren

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ElEktroSpEichEr WindEnErgiE
Sonne Wind & Wärme 13/2012
Druckluftspeicher
werden aktuell
der druckluftspeicher huntorf bei oldenburg wurde 1978 in Betrieb genommen. oberirdisch sieht man nur das
Maschinenhaus sowie die Zugänge zu den beiden unterirdischen kavernen (links im Bild). Foto: Eon
Mit dem Ausbau der Windenergie in nord- und ostsee wird auch das
thema druckluftspeicherung wieder aktuell. Bestehende konzepte
aus den 70er Jahren werden derzeit weiterentwickelt. da die
erforderlichen geologischen Strukturen in norddeutschland
vorhanden sind, erscheint die technologie ideal für die Speicherung
der offshore-Erzeugung.
Ein anspruchsvolles Vorhaben verfolgt die RWE
Power AG mit ihrem Projekt Adele in Sachsen-
Anhalt bei Staßfurt südlich von Magdeburg:
Dort soll der weltweit erste Druckluftspeicher entstehen,
der ohne Zufeuerung von Erdgas auskommt.
Adele steht für „Adiabater Druckluftspeicher für die
Elektrizitätsversorgung“. In einem ersten Block könnte
mit einer Leistung von 90 MW eine Speicherkapazität
von 360 MWh bereitgestellt werden. Damit würde
vier Stunden lang so viel Strom geliefert, wie rund
50 Windenergieanlagen heutiger Bauart erzeugen.
Vor einem möglichen Baubeginn der Demonstrationsanlage
im Jahr 2016 ist allerdings noch einiges zu
klären: „Wir bereiten derzeit zum Engineering ein Anschlussprojekt
Adele-Ing vor, das rund dreieinhalb
Jahre dauern soll“, beschreibt Roland Marquardt den
Projektstand. Er ist Projektleiter bei der RWE Power
AG und Koordinator dieses Verbundprojektes, an welchem
mehrere Forschungseinrichtungen und Unternehmen,
darunter auch General Electric, beteiligt
sind. „Am Ende soll die Technologie soweit entwickelt
und alle Genehmigungen erteilt worden sein, dass eine
Investitionsentscheidung getroffen werden kann.“
Herzstück der Anlage wird ein oberirdischer Hochtemperatur-Speicher
sein, der heiße Luft von rund
600 °C in einem Festmaterial zwischenspeichert. Zur
Einlagerung der Druckluft soll eine vorhandene Kaverne
am Standort genutzt werden. Die Aussichten für
das Projekt seien aus technischer Sicht gut, allerdings
hätten sich durch die allgemein sinkenden Strompreise
die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen deutlich
verschlechtert, so Marquardt. Sein Ausblick: „Die
Entwicklung geht weiter, aber damit es zur Realisierung
kommt, müssen sich die Rahmenbedingungen
ändern.“
Prinzip der Druckluftspeicherung
Mit Druckluftspeichern, auch Compressed Air Energy
Storage (CAES), ist man in der Lage, elektrische
Energie in großen Mengen zwischenzuspeichern.
Dabei wird in Schwachlastzeiten über einen elektrisch

angetriebenen Verdichter Druckluft erzeugt, die vorzugsweise
in unterirdischen Kavernen gelagert wird.
Bei Strombedarf wird die Druckluft zwischen etwa 50
und 70 bar genutzt, um über eine Expansionsturbine
einen Generator anzutreiben.
Während bei der Verdichtung Wärme entsteht,
droht bei der Entspannung die Vereisung, daher wird
bei diabaten Anlagen (D-CAES) mit Erdgas geheizt,
was den Wirkungsgrad auf 42 % bzw. 54 % reduziert
(Projekte Huntorf bei Oldenburg bzw. McIntosh in den
USA). Gearbeitet wird daher am adiabaten Prinzip
(AA-CAES; Advanced Adiabatic), wie beim Adele-Projekt
in Staßfurt. Dabei wird die Kompressionswärme
in einem Wärmespeicher gelagert bis sie zur Ausspeicherung
gebraucht wird. Auf diese Weise steigt
der Gesamtwirkungsgrad der Anlage auf ca. 70 %.
CAES-Projekte können bei Leistungen von 150 bis
3.000 MW eine Speicherkapazität zwischen einem
und sieben Tagen bereitstellen. Einen anderen Ansatz
verfolgt eine schrittweise adiabate Verdichtung, die
auch für kleinere Anwender interessant sein soll
(siehe Kasten).
Vorkommen ideal für norddeutsche
Windenergie
Zur Druckluftspeicherung besonders geeignet sind
unterirdische Kavernen, wie sie auch zur Erdgasspeicherung
genutzt werden. In Deutschland sind dafür
Gebiete mit Salzstöcken oder Schichtensalz im Untergrund
geeignet. Diese kommen vor allem in Norddeutschland
und unter der deutschen Nordsee vor.
Somit könnten die Speicher in unmittelbarer Nähe
der Einspeisepunkte der Offshore-Windenergie entstehen.
„Für die CAES-Nutzung kommen Lagerstätten
bis zu 1.500 m Tiefe in Frage“, erklärt Fritz Crotogino
von KBB Underground Technologies in Hannover,
die auf die Erstellung von Kavernen spezialisiert ist.
Alleine in Deutschland und den Niederlanden besteht
ein Potenzial von 40 GW für adiabate Druckluftspeicher,
davon 30 GW in Deutschland. In den USA
gibt es auf fast einem Drittel der Fläche ebenfalls
Salzvorkommen oder auch poröse Gesteinsschichten,
welche oftmals auch zur Druckluftspeicherung
geeignet sind. Welches Potenzial davon tatsächlich
genutzt werden wird, lässt sich heute noch schwer
bestimmen. „Obwohl eine gewisse Konkurrenz zur
Gas- und Wasserstoffspeicherung besteht, sind etwa
20 GW grundsätzlich realisierbar“, sagt Bernd
Calaminus, Leiter Technik Erzeugung konventionell/
Wasser in der Holding der EnBW Energie Baden-Württemberg
AG in Karlsruhe.
Der Energieversorger Eon sieht in der Druckluftspeicherung
eine Option zur Energiespeicherung. Das
Eon Luftspeicher-Gasturbinenkraftwerk Huntorf ist
bereits seit über 30 Jahren zur Spitzenlastdeckung in
Betrieb. Das Entwicklungsziel der derzeitigen Forschungsaktivitäten
im Bereich Technologie & Innovation
ist, die Wirkungsgradsteigerung und damit die
Brennstoffreduktion durch ein teil-adiabates System.
Um dieses Ziel zu erreichen, ist die Entwicklung und
Einbindung eines Wärmespeichers und eines Verdich-
ters mit hoher Austrittstemperatur erforderlich. „Die
Wärmespeicherung ist auf einem sehr guten Wege.
Wir planen ein Projekt, bei dem sich die adiabate Stufe
aus einem kleineren Wärmespeicher bedient und
der Restwärmebedarf mit Erdgas zugefeuert wird“,
sagt Andrei Zschocke, Leiter Projektentwicklung Eon
Innovation Center Energy Storage in Essen.
Dies sei ein ebenso zukunftsfähiges Konzept und
vor allem kurzfristig zu realisieren. Der Standort stehe
noch nicht fest, es sei aber denkbar, dafür die bestehenden
Kavernen in Huntorf zu nutzen. Die Pilotanlage
könne eine Leistung kleiner 20 MW haben.
Derzeit suche man nach einem geeigneten Speichermedium.
Auf die Frage nach dem Baubeginn antwortet
Zschocke: „Es wäre sinnvoll, Mitte des Jahrzehnts
einen sichtbaren Schritt zu machen, um die Technologie
voranzubringen“.
Weltweites Interesse an CAES
An gleich mehreren Stellen weltweit kommt momentan
Bewegung in den Markt der Druckluftspeicher: In
Nordirland plant der Windparkbetreiber Gaelectric im
County Antrim bei der Ortschaft Larne eine Salzlagerstätte
zur Druckluftspeicherung zu nutzen. Daran
beteiligt ist der texanische Maschinenbauer Dresser-
Rand, der Anfang Juli 2012 bekanntgab, von der
Energy Storage and Power LLC und dem Vordenker
Michael Nakhamkin wichtige Patente im Bereich der
CAES-Technologien erworben zu haben. Auch in den
USA gibt es mehrere konkrete Projekte, etwa im Bundesstaat
New York, in Kalifornien sowie in Texas. Praktisch
überall plant man noch mit Erdgaszufeuerung.
Zu welchen Kosten CAES-Speicherung zu realisieren
ist, vermögen selbst Fachleute schwer einzuschätzen:
„Zielkosten müssten aus unserer Sicht spezifisch
bei etwa 1.000 €/kW liegen, eher noch darunter“,
sagt Bernd Calaminus von EnBW. Eine sinnvolle Kombination
von diabaten CAES mit einem Gasturbineneinsatz
wäre aus seiner Sicht zudem wünschenswert.
Andrei Zschocke von Eon erwartet hinsichtlich der
Kosten für CAES-Projekte: „Wir gehen davon aus,
Bei Staßfurt südlich von
Magdeburg plant die rWE
power Ag mit dem projekt
Adele den weltweit ersten
druckluftspeicher ohne
Zufeuerung von Erdgas.
Foto: RWE Power AG, ED.Züblin
AG, DLR
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Bei der schrittweisen
adiabaten Verdichtung der
Boge kompressoren gmbh
& co. kg aus Bielefeld sollen
drucklose heißwassertanks
eingesetzt werden,
um die bei der druckluftspeicherung
entstehende
Wärme zwischenzuspeichern.
Grafik: Boge Kompressoren Otto
Boge GmbH & Co. KG
Sonne Wind & Wärme 13/2012
Diese Anordnung aus
zwei Containern für
Niederdruckturbo und
Hochdruckkolben sowie
Wärmespeichern bildet
ein Leistungsmodul
von z.B. 2.000 kW. Das
Modul wird vorgefertigt
und am Anwendungsort
aufgestellt. Ein Druckröhrenspeicher
gewünschter
Größe wurde in 1m
Bodentiefe verlegt.
Speicher für Hochdruckluft, z. B.
30 bis 100 bar, bei kleiner Leistung
als Druckröhrenspeicher.
mit Rohren durchzogener Festkörperblock
als Wärmespeicher
für Temperaturen über 100 °C
Alternativkonzept in den Startlöchern
Wassertank als Wärmespeicher
für Temperaturen
unter 100 °C
dass in Zukunft ein wettbewerbsfähiger Vergleich mit
Pumpspeicherwerken erreicht wird.“
Auch der Forschung kommt eine Schlüsselrolle zu:
Nach Einschätzung von EnBW-Mitarbeiter Calaminus
sind gerade die Fragen rund um die thermische Energiespeicherung
anspruchsvoll. Als Beispiel nennt er die
Dimension des Druckbehälters mit seiner Wechselbeanspruchung
sowie das Handling im Betrieb. „Nicht
trivial ist auch die dynamische Systemabstimmung
über die gesamte Prozesskette.“ Hierzu zähle auch das
schwer voraussagbare Verhalten der Luft-Salzkaverne.
„Dazu braucht man unbedingt Erfahrungen mit großskaligen
Demonstratoren“, so Calaminus.
Einen völlig anderen Ansatz als Eon und RWE verfolgt die Boge
Kompressoren GmbH & Co. KG aus Bielefeld, ein Hersteller von Druckluft-
Kompressoren für die Industrie. „Wir planen eine schrittweise adiabate
Verdichtung“, erklärt Ulrich Dämgen aus der Abteilung Vorentwicklung des
Unternehmens. Dies hätte eine Reihe von Vorteilen: Primär seien die
Speicherkosten bei Kavernenspeicherung niedriger im Vergleich zu
adiabaten Speichern sowie zu Pumpspeicherkraftwerken. Dämgen weiter:
„Die Abgabeleistung kostet voraussichtlich 620 € je kW inklusive Speicher
für acht Stunden.“ Da schon mit recht kleinen Leistungen ab 2 MW begonnen
werden könne, seien auch die Entwicklungskosten geringer. „Das ist
besonders in dem unsicheren Marktumfeld für Speicher von Vorteil und es
kommen nicht nur größere EVUs als Kunden in Frage.“ Außerdem könne
das Anlagenkonzept auf wechselnde Lastanforderungen aus dem Stromnetz
noch schneller als Pumpspeicherkraftwerke reagieren.
Technisch erreicht man dies mit drei entscheidenden Änderungen
gegenüber dem adiabaten Verfahren: Erstens, die Kompressionswärme
wird hier schrittweise gespeichert. „Die Verdichtung läuft mehrstufig und
nach jeder Stufe wird die Kompressionswärme im Wesentlichen bei
niedrigem Niveau um 90 °C gespeichert.“ Damit seien preiswertere
Maschinen sowie drucklose Heißwassertanks einsetzbar, daher auch die
Bezeichnung „Niedertemperatur-Druckluft-Energiespeicherung“ (Boge
Schema, siehe oben).
Container mit mehreren
Kolbenmaschinen
zur Verdichtung/
Expansion von
mittlerem Druck
auf Hochdruck
(Container zur besseren
Übersicht angeschnitten
dargestellt)
Container mit
Turbomaschine
für Verdichtung/
Expansion von
Atmosphärenluft
auf einem mittleren
Druck von z. B.
16 bar
bei größerer Leistung
werden mehrere
Module kombiniert, als
Druckluftspeicher kann
eine unterirdische
Salzkaverne dienen
Der Weg der Luft bei der Kompression geht aus der Atmosphäre
in die Turbomaschine, dann in die Kolbenmaschine, daraufhin
durch die Rohre des Festkörperblock-Wärmespeichers und
schließlich in den Hochdruckluftspeicher. Bei der Expansion
fließt die Luft genau umgekehrt. Die Kompressionswärme wird
teils im Wassertank, teils im Festkörperblock-Wärmespeicher
eingespeichert und bei der Expansion wieder an die Luft zurück
gegeben.
Wann startet CAES durch?
Fritz Crotogino wünscht sich, dass CAES mehr Aufmerksamkeit
erhält: „Aus Gründen, die sich mir nicht
erschließen, konzentriert sich das Interesse derzeit
auf Wasserstoff bzw. Power-to-Gas.“ Sein Unternehmen
ist derzeit an den Planungen für das Projekt von
Gaelectric in Irland beteiligt. Crotogino: „CAES
braucht man bereits wenn es z. B. um den Ausgleich
von Prognoseabweichungen geht. Die anderen Technologien
sind eher später gefragt, wenn längere Zeiten
überbrückt werden müssen.“
Martin Frey
Zweiter Unterschied ist laut Dämgen, dass die gleiche Turbomaschine
wechselweise als Kompressor und Turbine arbeitet, was erneut Kosten
spare. Drittens würden Kompression und Expansion im Hochdruckteil
durch eine Kolbenmaschine erledigt. Diese Kombination aus Niederdruckturbo
und Hochdruckkolben sei im CAES-Bereich neu. Für kleine Projekte
und in der Pilotphase sei statt einer Kaverne auch eine Speicherung in
Druckröhren möglich, die wie Erdgaspipelines im Erdboden liegen.
Als Zielgruppe hat Boge Windparkbetreiber sowie kommunale Betriebe
wie Stadtwerke ausgemacht. „Geeignet ist es aber auch für größere EVUs,
die Pumpspeicher bauen wollen, aber keine geeignete Topographie dafür
haben“, so Dämgen. Um passende Geschäftsmodelle zu entwickeln und
um die Wirtschaftlichkeit zu berechnen, arbeitet das Unternehmen mit
dem Fraunhofer-Institut „Umsicht“ in Oberhausen zusammen.
Nun könnte alles ganz flott gehen: Alle erforderlichen Patente sind beantragt
und die Komponenten werden entwickelt. Zunächst geplant sei die
Entwicklung eines ca. 1 Mio. € teuren und transportablen Speichermoduls
von etwa 2 MW Leistung. Für größere Leistungen könnten mehrere davon
kombiniert werden. Dämgen: „Wegen der derzeitigen Strommarktlage wird
es vor allem für Reserveleistung ausgelegt.“ Hier wird bereits für das Bereithalten
von Speicherkapazität gezahlt. Der Entwickler ist zuversichtlich:
„Wenn alles gut geht, werden wir unser Produkt etwa ab 2014 verfügbar
haben, und schon jetzt interessiert uns die Resonanz aus der Branche.“