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Montag, 22. Januar 2018

Stromspeicherung

Pumpspeichertechnik im neuen Gewand

Von Thomas Gaul | 10. Januar 2014 | Ausgabe 1

Pumpspeicher sind eine bekannte Technologie. Sie gelten als technisch ausgereift und sind bereits heute Stromspeicher für die fluktuierende Erzeugung aus Photovoltaik und Windenergie. Neue Nutzungsszenarien setzen auf Kavernen und ehemalige Grubengebäude als Einsatzorte.

Pumpspeicherkraftwerk unter Tage
Foto: Universität Duisburg-Essen

Pumpspeicherkraftwerk unter Tage: Das Projekt „Unterflur-Pumpspeicherwerke“ will konkret die Grubengebäude der noch aktiven Steinkohlenbergwerke Prospel-Haniel (Bottrop) und Auguste Victoria (Marl) nutzen. Forschungspartner: Beteiligt sind fünf Lehrstühle der Universität Duisburg-Essen, drei Lehrstühle der Ruhr-Universität Bochum, die RAG AG, der Bergbaudienstleister DMT und das RISP, ein An-Institut der Universität Duisburg-Essen. Erste Projektphase: Bis April 2014 soll ein Realisierungskonzept (Machbarkeitsstudie) erarbeitet werden.

Die Investitionen in neue Pumpspeicherkraftwerke sind derzeit aus wirtschaftlicher Sicht nicht tragfähig. Die Strompreise haben sich im Tagesverlauf weiter angenähert – der sogenannte Spread zwischen Peak und Off-Peak ist gesunken. Sprich: Früher haben Pumpspeicherkraftwerke um die Mittagszeit in die Verbrauchsspitzen hinein Strom teuer verkaufen können. Doch die gleichzeitig vorhandene Erzeugungsspitze beim Solarstrom senkt den Mittagspreis und damit die Gewinnmarke der Betreiber von Pumpspeicherkraftwerken.

Pumpspeicherkraftwerk unter Tage

Typisch für diese Pumpspeicherwerke ist ein Wasserreservoir, das als Speicherbecken an der Erdoberfläche ausgeführt ist. Aus einem unteren Wasserreservoir wird das Wasser in das obere Becken gepumpt und so elektrische Energie durch den Antrieb der Pumpen in Lageenergie umgewandelt. Der Wirkungsgrad dieses Prozesses erreicht 80 % und mehr.

In Deutschland gibt es derzeit 26 Pumpspeicherwerke mit einer Leistung von jeweils über 20 MW. Das größte ist das Pumpspeicherwerk Goldisthal in Thüringen mit 1060 MW. Dem deutschen Stromnetz stehen insgesamt Speicherkapazitäten von 8 GW zur Verfügung. Doch es gibt aufgrund der Geografie kaum noch Orte, wo sich ein Pumpspeicherkraftwerk in Deutschland lohnt. Großprojekten wie dem geplanten Pumpspeicher bei Atdorf im Südschwarzwald fehlt es wegen massiver Eingriffe in Natur und Landschaft an öffentlicher Akzeptanz.

Von den neuen, unkonventionell genannten Pumpspeicherkraftwerken, die derzeit entwickelt werden, wird an der Oberfläche kaum etwas zu sehen sein. Vielmehr sollen ehemalige Bergwerke und Salzkavernen in Norddeutschland zur Untertage-
stromspeicherung genutzt werden. Einige Konzepte wurden im Dezember auf einer Fachtagung des Energie-Forschungszentrums Niedersachsen in Goslar vorgestellt.

Bislang werden die Kavernen zum Speichern fossiler Energieträger wie Rohöl und Erdgas genutzt. Rund 180 Kavernen mit einem Gesamtvolumen von 10 Mio. m3 sind so in Norddeutschland in Betrieb.

Für ihre Rolle als Stromspeicher müssten die Kavernen mit mindestens zwei Bohrungen erschlossen werden. Wasser beziehungsweise Salzsole fließt von der oberen in die untere Kaverne und treibt dabei eine Turbine an. Der Druckausgleich kann dabei über eine Gasphase erfolgen. Als Gas könnte Stickstoff verwendet werden, der so unter Druck gesetzt wird, dass der hydrostatische Druck der unteren Kaverne ausreicht, die Flüssigkeit umzupumpen.

Wie Wolfgang Littmann von der Ingenieurgemeinschaft "Nasser Berg" erläuterte, könnten bei einem Kavernenvolumen von 500 000 m3 bei einer Höhendifferenz von 700 m 1200 MWh gespeichert werden. Das würde ausreichen, um Schwankungen in der Versorgung mit Windstrom über mehrere Tage auszugleichen.

Die Leistung wird durch die Zeit für einen Ausspeicherzyklus bestimmt: Bei einer Ausspeicherzeit von 48 h würde die Leistung rund 20 MW betragen. Wird die Zahl der Bohrungen gesteigert, ließe sich die Leistung erhöhen, versprechen die Ingenieure.

Die Kosten eines solchen Speichers werden mit 80 Mio. € beziffert. Umgerechnet wären das 67 €/kWh oder 4000 €/kW. Die Investitions- und Betriebskosten würden sinken, wenn mehrere Kavernenpaare als großtechnische Speichereinrichtungen mit mehreren 100 MW parallel angeordnet würden. Sowohl von den Investitionskosten als auch beim Wirkungsgrad läge man damit auf dem Niveau der konventionellen Pumpspeicher, so Littmann.

Zum Speicherausbau könnte auch die vorhandene Infrastruktur des Steinkohlenbergbaus im Ruhrgebiet genutzt werden. Als potenzielle Standorte werden derzeit die Grubengebäude der noch aktiven Bergwerke Auguste Victoria in Marl und Prosper-Haniel in Bottrop untersucht.

Ob ein Standort als Untertage-
speicher geeignet ist, kann nur durch umfangreiche geologische und gebirgsmechanische Untersuchungen geklärt werden. Diese Daten sind in den noch aktiven Bergwerken bekannt, während sie in den bereits stillgelegten Bergwerken aufwendig erhoben werden müssten.

In einem laufenden Projekt werden derzeit verschiedene Konzepte untersucht. "Genau genommen handelt es sich dabei um kein Speicherbecken, sondern um eine Speicherstrecke", stellte André Niemann klar, Projektleiter und Professor für Wasserwirtschaft an der Universität Duisburg-Essen. Denn das eigentliche Speichersystem bilden die ausgedehnten Förderstrecken, die beispielsweise bei Prosper-Haniel eine Länge von 37 km erreichen.

Die Konzepte unterscheiden sich vor allem dadurch, ob das vorhandene Grubenwasser zur Speicherung genutzt wird oder ob ein getrennter Speicherraum eingerichtet wird. Die Grubenwasserhaltung gehört zu den sogenannten Ewigkeitslasten des Bergbaus. Das Wasser darf in den Schächten auch nach der Schließung des Bergwerks nur bis zu der Zone aufsteigen, aus der Trinkwasser gewonnen wird. Diese Zone beginnt in einer Tiefe von 400 m bis 500 m.

Bei den aktiven Bergwerken wird das Wasser bis zu einer Tiefe von 1000 m durch Abpumpen gehalten, um Verunreinigungen des Grundwassers vorzubeugen. Diese Wasserhaltung muss auch nach dem Ende des deutschen Steinkohlenbergbaus im Jahre 2018 weiter betrieben werden, um einen Anstieg des Grundwassers zu verhindern, der zu Schäden an der Oberfläche führen könnte. Finanziert werden diese Ewigkeitslasten von 2019 an durch die RAG-Stiftung.

Die Strecken verlaufen im Bergwerk innerhalb der Sohle horizontal oder nur leicht geneigt. Sie ermöglichen einen ringförmigen Speichervorgang, der ein verhältnismäßig gleichförmiges Speicherverhalten ermöglicht.

Der zu erwartende Leistungsbereich bewegt sich nach Angaben von Niemann zwischen 80 MW und 800 MW. Damit die Anlagen jedoch über Jahrzehnte als Speicher genutzt werden können, müssen sie betoniert werden, was bei der Streckenlänge mit erheblichen Baukosten verbunden sein dürfte.

Daher lohnt es sich, über ein alternatives Konzept nachzudenken: Da die Pumpen der Wasserhaltung mit Strom betrieben werden, könnten sie nur dann ihren Betrieb aufnehmen, wenn das Stromangebot aus erneuerbaren Energien hoch ist. In Schwachwindphasen würde dann ein kontrolliertes Ansteigen des Grundwasserspiegels für einige Tage akzeptiert.  THOMAS GAUL

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