Eine vom Umweltministerium in Auftrag gegebene Studie belegt, dass Österreich bis 2050 energieautark sein könnte. Eine stabile Energieversorgung ist hierbei eine Grundvoraussetzung. Da die Einspeisung von erneuerbaren Energien stark von meteorologischen Schwankungen abhängt und nicht immer die benötigte Leistung zur Verfügung steht, wächst der Bedarf an Energiespeichern. In Österreich wird die überschüssige Energie hauptsächlich in Pumpspeicherkraftwerken gespeichert. Da aber der Bau solcher Kraftwerke einen markanten Eingriff in die Natur darstellt, sind Experten der Meinung, dass der Neubau nicht weiter verfolgt wird, sondern die bestehenden Anlagen modernisiert werden sollten.
Ein anderer Ansatz um Energie zu speichern sind Druckluftspeicher-Kraftwerke (Compressed Air Energy Storage – CAES). Basierend auf einem Gasturbinenprozess, können z.B. leergeförderte Erdgasfelder oder stillgelegte Salzbergwerke wieder von Nutzen sein, um Energie in Form von Druckluft zu speichern.
Ziel der Arbeit war es, anhand eines Berechnungsmodells und entsprechender Software die theoretischen Randbedingungen und Prozessabläufe für österreichische Bedürfnisse zu erarbeiten, und mit den beiden bestehenden CAES-Anlagen (Huntdorf und McIntosh) zu vergleichen.
Als erster Schritt wurde eine Literaturrecherche durchgeführt um einen Überblick über die Komplexität solcher Anlagen zu erhalten. Da nur sehr wenige Prozessdaten der beiden bestehenden Anlagen veröffentlicht wurden, musste ein Berechnungsmodell erarbeitet werden, welches sämtliche Zustandsänderungen erfasst.
Als weiterer Schritt wurde eine Analyse der veröffentlichten Daten der Austrian Power Grid (APG) durchgeführt, um die Lastbereiche abstecken zu können. Aus diesen Daten konnten zwei Lastspitzen definiert werden. Diese beiden Lastspitzen wurden in weiterer Folge als Berechnungsgrundlage herangezogen um die Speichergröße sowie den Entlade- und Beladevorgang zu errechnen.
Der Entladevorgang wurde einerseits mit variablem Druckniveau und zum anderen, nach dem Stand der Technik, mit konstantem Druckniveau durchgerechnet.
Der Beladevorgang wurde durch einen 3–stufigen Verdichter realisiert, da eine Verdichtung von Umgebungsdruck auf Speicherdruck mit nur einer Stufe energetisch nicht sinnvoll ist.
Abschließend wurde eine Analyse des Wirkungsgrades durchgeführt. Im Zuge dieser Arbeit konnte gezeigt werden, dass eine CAES-Anlage energetisch durchaus sinnvoll ist.
Inhaltsverzeichnis
1 Einleitung
1.1 Motivation
1.2 Zielsetzung
2 Energiespeicherung
2.1 Mechanische Speicher
2.1.1 Pumpspeicherkraftwerke
2.1.2 Schwungrad
2.1.3 Stationäre Speicher für fossile Energieträger
3 Druckluftspeicher
3.1 Beschreibung des Technologiefeldes
3.2 Kaverne im Salzgebirge
3.2.1 Geologische Voraussetzungen
3.2.2 Solung und Komplettierung
3.3 Kaverne zur Druckluftspeicherung
3.4 Konzept der Druckluftspeicherung
4 Stand der Technik
5 Energetische Analyse Druckluftspeicher
5.1 Auslegungsparameter
5.1.1 Randbedingungen
5.2 Speichergröße
5.3 Speicherentladung mit variablem Druckniveau
5.3.1 Allgemeines Anlagenschema
5.3.2 Berechnungsmodell
5.3.3 Zusammenfassung der Berechnungsergebnisse
5.4 Speicherentladung mit konstanten Druckniveau
5.4.1 Allgemeines Anlagenschema
5.4.2 Zusammenfassung der Berechnungsergebnisse
5.5 Zusammenfassung der Betriebsarten mit und ohne Drossel
5.6 Speicherladevorgang
5.6.1 Allgemeines Anlagenschema
5.6.2 Betrieb mittels Windenergie
5.6.3 Berechnungsmodell
5.6.4 Randbedingungen
5.6.5 Zusammenfassung der Berechnungsergebnisse
5.7 Wirkungsgrad
5.7.1 Wirkungsgradanalyse mit 1-stufigem Verdichter
5.7.2 Wirkungsgradanalyse mit 3-stufigem Verdichter
6 Ergebnisse und Schlussfolgerungen
6.1 Randbedingungen
6.2 Speichergröße
6.3 Speicherentladung mit variablem Druckniveau
6.4 Speicherentladung mit konstanten Druckniveau
6.5 Speicherladung
6.6 Wirkungsgradanalyse
6.6.1 Wirkungsgradanalyse mit 1-stufigem Verdichter
6.6.2 Wirkungsgradanalyse mit 3-stufigem Verdichter
7 Zusammenfassung und Ausblick
8 Verzeichnisse
8.1 Literaturverzeichnis
9 A- Speicherentladung
10 B- Speicherbeladung mit 1-stufigem Verdichter
11 C- Speicherbeladung mit 3-stufigem Verdichter
1 Einleitung
1.1 Motivation
Am 22.September 2010 wurde in Köln eine Energiekonferenz mit dem Titel „Europäische Stromversorgung 2050: Herausforderungen und Ordnungsrahmen“ abgehalten. Der EU-Kommissar für Energie, Günther Öttinger unterstrich, dass das Europäische Energiesystem in den nächsten zehn Jahren vor großen Herausforderungen steht.
Im Stromnetz müssen sich zu jedem Augenblick der Verbrauch (Last) und die Erzeugung das Gleichgewicht halten, da es sonst zu einer Überlastung und in weiterer Folge zu einem Zusammenbruch des Netzes kommen kann. Da die Last der einzelnen Stromverbraucher kaum beeinflussbar ist, muss die Erzeugerseite ständig die Leistung an den Verbrauch anpassen. Wie in Abbildung 1 dargestellt sind Österreichs Netze zu Steuer- und Regelzwecken in drei Regelzonen unterteilt. In Vorarlberg regelt die Vorarlberger Kraftwerke AG das Stromnetz. Für Tirol übernimmt die Tiroler Wasserkraft AG die Regelung und das restliche Österreich wird von der Austrian Power Grid geregelt. Diese sogenannten Regelzonenführer sind verant-wortlich, Spannung und Frequenz im Netz konstant zu halten.
Abbildung 1: Regelzonen in Österreich
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle Österreich-Karte: www.eduhi.at - Landkarte Österreich mit Bundesländergrenzen
Die Regelzonenführer haben weiters die Aufgabe das Stromnetz sicher zu betreiben. Um Schwankungen im Netz auszugleichen, müssen die Regelzonenführer die sogenannte Regelenergie vorhalten. Die Regelenergie wird wiederum in Primärregelung, Sekundärregelung und Minutenreserve (Tertiärregelung) unterteilt (Klebsch, 2008).
Im Störungsfall z.B. bei Ausfall eines Kraftwerksblockes ist die Primärregelung eine automatisch wirkende, stabilisierende Wirkungsregelung, die auf das gesamte Stromnetz wirkt (unabhängig der Regelzone). Kraftwerke die sich an der Primärregelung beteiligen, müssen innerhalb von 30 Sekunden die Regelleistung aktivieren können. In der Regelzone der Austrian Power Grid (APG) beträgt die Primärregelleistung 76 MW (gültig für 2011).
Die Sekundärregelung dient zur Wiederherstellung des Gleichgewichtes und ist auf die Regelzone sowie auf 15 Minuten begrenzt. Das Sekundärregelband der APG beträgt 180 MW und wird durch die Kraftwerke des Verbundes bereitgestellt.
Nach 15 Minuten wird die Sekundärregelung von der Tertiärregelung abgelöst. Die Tertiärregelung ist dann für maximal 15 Minuten im Einsatz und muss mindestens so groß sein, wie die Leistung des größten Kraftwerkblocks in der betroffenen Regelzone. Dauert dieser Prozess länger als insgesamt 30 Minuten, wird die Tertiärregelung wiederum von der Sekundärregelung abgelöst. Dieser Vorgang wird solange wiederholt, bis die Schwankungen im Netz beseitigt sind (APG, 2011). In Abbildung 2 ist der zeitliche Ablauf der Regelleistungen grafisch dargestellt.
Abbildung 2: zeitlicher Ablauf verschiedener Regelleistungen
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Die Regelleistungen in Österreich werden zum Großteil über Pumpspeicherkraftwerke bereitgestellt. Das Prinzip dieser Kraftwerke beruht darauf, bei Stromüberschuss das Wasser in ein höher gelegenes Becken zu pumpen (Einspeichern) und zu Spitzenlasten das Wasser über eine Turbine in ein tiefer gelegenes Becken abzuführen (Ausspeichern).
Der Vergleich von Tagesenergietabellen zeigt, dass eine bestimmte Leistung ständig vorhanden sein muss. Diese Last wird als Grundlast bezeichnet. Die dafür notwendigen Kraftwerke sind hauptsächlich fossil befeuerte - oder Kernkraftwerke. Um günstigen Strom produzieren zu können, müssen diese Kraftwerke rund um die Uhr bei Volllast betrieben werden.
Eine weitere Auffälligkeit stellen die kurzen Lastspitzen zu Mittag und am Abend dar.
Diese Lastspitzen lassen Rückschlüsse auf die Gewohnheiten der Bevölkerung zu. Zu diesen Zeiten wird z.B. gekocht. Um diese Lastspitzen abzudecken, werden Spitzenlastkraftwerke benötigt deren Strom erheblich teurer ist, da sie nur kurze Zeit laufen und den Rest des Tages stillstehen.
Den Bereich zwischen Grundlast und Spitzenlast stellt der Mittellastbereich dar. Die Mittellastkraftwerke werden in der Regel nachts abgeschaltet (Amprion, 2011).
In Abbildung 3 ist ein kumulierter Lastverlauf eines typischen Winter-Tages in der Regelzone APG dargestellt. Der hellblau markierte Bereich zeigt die Abgabe an die Endverbraucher inklusive aller Netzverluste und des Eigenbedarfs der APG. Der dunkelblaue Bereich stellt den Verbrauch für Pumpspeicherung dar. Die Abbildung lässt erkennen, dass zwischen 00:00 Uhr und 06:00 Uhr der erzeugte Strom zum Auffüllen der Vorratsbecken der Pumpspeicherkraftwerke herangezogen wird. Die erste Lastspitze wird um 11:00 Uhr mit 9.310 MW erreicht, die zweite Lastspitze um 18:00 Uhr mit 9.157 MW.
Abbildung 3: Leistungsbilanz für die Regelzone APG vom 16.Februar 2011
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: www.apg.at – Erzeugungsprognose
In Abbildung 4 wurde vom selben Tag ein Lastprofil der Regelzone APG erstellt. Die Daten zeigen alle Netto-Kraftwerkseinspeisungen[1] in dieser Regelzone. Wiederum sind die Lastspitzen eindeutig zu erkennen.
Da sich der Lastverlauf in Abbildung 3 und Abbildung 4 sehr gut deckt, kann davon ausgegangen werden, dass die Regelzone APG den Großteil der österreichischen Bevölkerung versorgt, und die Regelzonen VKW und TIWAG nur einen kleinen Teil des Landes versorgen müssen.
Abbildung 4: Netto-Kraftwerkseinspeisung in der Regelzone APG vom 16.Februar 2011
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: www.apg.at – Erzeugungsprognose
Die produzierte Strommenge wird jedoch nicht ausschließlich für den Eigenbedarf genutzt. Es erfolgen während des ganzen Tages Importe und Exporte mit den angrenzenden Nachbarstaaten. In Abbildung 5 sind die Importe (rot) und Exporte (grün) der Regelzone APG vom 17.04.2011 zwischen 09:30 und 09:45 dargestellt.
Abbildung 5: Importe und Exporte mit Nachbarstaaten am 17.April 2011 zwischen 09:30 und 09:45.
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: www.apg.at - Lastflüsse
Anhand der veröffentlichen Statistiken der Austrian Power Grid wurde für Sonntag, 17.April 2011 ein Diagramm erstellt, das die grenzüberschreitenden Lastflüsse darstellt. Ebenso wie in Abbildung 5 sind die Importe rot und die Exporte grün dargestellt.
Abbildung 6: Importe und Exporte in der Regelzone APG vom 17.April 2011
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Um in weiterer Folge eine Übersicht der installierten Kraftwerksleistungen in Österreich zu erhalten, wurden Statistiken ausgewertet und zusammengefasst. Diese Leistungen in MW zwischen 2005 und 2009 ist in Tabelle 1 dargestellt (e-control, 2010).
Tabelle 1: Übersicht installierte Kraftwerksleistung [MW] zwischen 2005 und 2009 Quelle: www.e-control.at – Kraftwerkspark – Jahresreihen
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Um in Zukunft mehr Forschungs- und Entwicklungsarbeit für die Strombereitstellung mittels erneuerbaren Energien zu leisten, wurde von der Europäischen Union im Jahr 2008 das Energie- und Klimapaket beschlossen. Dieses Paket sieht vor das bis zum Jahr 2020 der Anteil erneuerbarer Energien und die Energieeffizienz um 20 Prozent gesteigert, sowie der Ausstoß von Treibhausgasen um 20 Prozent verringert werden. Österreich geht einen Schritt weiter und setzt sich das Ziel, den Anteil erneuerbarer Energieträger bis zum Jahr 2020 um 34 Prozent zu erhöhen. Per 31.Dezember 2010 waren in Österreich rund 2.584 MW an Ökostromanlagen installiert (vgl. Tabelle 2).
Tabelle 2: Ökostromanlagen [MW] in Österreich per 31.Dezember 2010
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: www.e-control.at – Entwicklung der anerkannten Ökostromanlagen laut Bescheid Datenbank von 2002 bis 2010
Durch den zunehmenden Anstieg der erneuerbaren Energien und deren meteorologischen Schwankungen, müssen konventionelle Kraftwerke ihre Leistungen in den Teillastbereich zurückfahren. In diesem Lastbereich sinkt der Wirkungsgrad, und speziell bei Gas- und Kohlekraftwerken steigen die Brennstoffkosten und die Emissionen. Durch den häufigeren Lastwechsel setzt die Materialermüdung früher als geplant ein.
Mit heutiger Software und entsprechender Rechnerleistung ist es möglich, Prognosen über Windkraft und Stromverbrauch im Bereich der kommenden 10 Tage zu simulieren. Betreiber von Windkraftanlagen bekommen durch den zuständigen Regelzonenführer täglich einen sogenannten Fahrplan[2] zugewiesen. In diesem Fahrplan ist ersichtlich, welche Strommengen der Windkraftanlagen-Betreiber einspeisen muss. Da die Natur jedoch nicht vom Menschen kontrolliert werden kann, kommt es hier immer wieder zu Abweichungen (Fahrplanabweichungen). In diesem Fall muss der Regelzonenführer die fehlende Strommenge mittels einer Ausgleichsenergie (AE)[3] ins Netz einspeisen.
Um eine bessere Übersicht über die Möglichkeiten der Stromerzeugung mittels Windenergie zu erhalten, wurden in Abbildung 7 die eingespeisten Strommengen des österreichischen Windparks vom 17.04.2009 ausgewertet und grafisch dargestellt. Es lässt sich sehr gut erkennen, wie stark der Wind während des Tages fluktuiert.
Abbildung 7: Eingespeiste Windenergie
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Quelle: www.oem-ag.at – Winderzeugung 2009
Um die Schwankungen bei der Erzeugung von elektrischer Energie aus erneuerbaren Energien zu minimieren, ist es sinnvoll den Überschuss an produzierten Strom zu speichern und bei Bedarf wieder abzugeben.
1.2 Zielsetzung
Um die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern zu minimieren, wird seit einigen Jahren an der Erschließung neuer Energiequellen und Möglichkeiten der Energiespeicherung geforscht.
Zusätzlich muss erwähnt werden, dass Forschungen von Energiekonzernen gezeigt haben, dass bei anhaltend hohem Ölpreis, der Abbau von fossilen Energieträgern in bereits geschlossenen Förderanlagen (z.B. Wiener Becken) wieder rentabel ist.
Nachdem diese Lagerstätten endgültig leergefördert sind, können diese, ebenso wie aufgelassene Salzbergwerke, herangezogen werden um als Energiespeicher zu dienen.
Aufgrund geologischer Voraussetzungen wäre der Einsatz eines Druckluftspeicher-Kraftwerks in Österreich denkbar.
Ziel der Arbeit ist es, die erforderlichen Randbedingungen und Prozessabläufe für österreichische Bedürfnisse, sowie einen theoretischen Ansatz zur Berechnung zu liefern. Die Arbeit soll keine detaillierte Auslegung eines CAES-Kraftwerks darstellen.
Der erste Teil der vorliegenden Arbeit beschäftigt sich mit den Möglichkeiten der mechanischen Energiespeicherung. Danach folgt eine energetische Analyse eines Druckluftspeichers-Kraftwerks. Dazu werden die Grundlagen der Kavernen-technologie dargestellt und anschließend eine thermodynamische Auslegung des Speichers und erforderlichen Komponenten durchgeführt.
2 Energiespeicherung
Die Möglichkeiten der Energiespeicherung sind sehr breit gestreut. Prinzipiell kann das ganze Spektrum der benötigten Leistung abgedeckt werden. Jedoch gibt es keinen „Universalspeicher“. Elektrizität kann direkt nur über Kondensatoren und Spulen gespeichert werden. Beide können den Strom in Sekunden abgeben, sind jedoch bei der Elektrizitätsaufnahme sehr begrenzt. Daher ist es sinnvoller den Strom in eine andere Energieform umzuwandeln (indirekte Speicherung), was jedoch mit Energieaufwand und Verlusten verbunden ist. Während der Speicherung geht über die Selbstentladung weitere Energie verloren. Im letzten Schritt muss die gespeicherte Energie wieder in Elektrizität umgewandelt werden, was wieder mit Verlusten verbunden ist (Oertel, 2008).
Abbildung 8: mögliche Prozesskette zur Umwandlung von Elektrizität in eine andere Energieform (Radgen, P. 2007)
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Im Folgenden wird ein kurzer Überblick geschaffen, um aufzuzeigen welche Formen der mechanischen Energiespeicherung bereits effektiv eingesetzt werden.
2.1 Mechanische Speicher
2.1.1 Pumpspeicherkraftwerke
Das Prinzip eines Pumpspeicherkraftwerkes (PSW) basiert auf der Speicherung potentieller Energie (Höhenenergie). Bei der Einspeicherung wird das Wasser über Pumpen entgegen der Erdanziehung in ein höher liegendes Becken gefördert und dort gespeichert. Bei der Ausspeicherung fließt das Wasser über Druckleitungen vom oberen Becken in das untere Becken und treibt dabei Turbinen an, welche an Generatoren gekoppelt sind, die wiederum Strom produzieren. Moderne Anlagen setzen häufig Pumpturbinen ein. Diese haben die Eigenschaft einerseits als Turbine, und in entgegengesetzter Drehrichtung als Pumpe zu arbeiten.
Die gespeicherte Energiemenge ist einerseits abhängig von der Größe des Oberbeckens und andererseits von der Höhendifferenz zwischen Turbine und Oberbecken. In Österreich gab es im Jahr 2009 eine Gesamtleistung von 7.205 MW an installierten Pumpspeicherkraftwerken (vgl. Tabelle 1) und diese werden hauptsächlich zur Abdeckung von Spitzenlasten eingesetzt.
Pumpspeicherkraftwerke können bei Bedarf ihre komplette Leistung nach etwa einer Minute bereitstellen. Ebenso kann der Pumpenbetrieb nach wenigen Minuten aufgenommen werden (z.B. während der Nachtstunden). Somit sind die PSW nicht nur in der Lage Spitzenlasten abzudecken (positive Regelleistung) sondern können auch überschüssigen Strom aufnehmen (negative Regelleistung). Solche Ungleichgewichte ergeben sich z.B. bei Einspeisung von Windenergie.
Pumpspeicherkraftwerke besitzen einen Wirkungsgrad zwischen 70 und 80% wobei Speicherverluste durch verdunsten oder versickern vernachlässigbar sind.
Ein wesentlicher Nachteil ist die Abhängigkeit von Geländebedingungen, um die beiden Staubecken sowie eine ausreichende Höhendifferenz realisieren zu können. Der Bau eines PSW stellt einen markanten Eingriff in die Natur dar. Aufgrund dieser Aspekte sind Experten der Meinung, dass der weitere Ausbau von Pumpspeicherkraftwerken nicht weiter verfolgt wird. Deshalb liegt der Fokus der Entwicklungen auf der Verbesserung bestehender Anlagen. Da sich Flussgebiete nur mehr in sehr eingeschränkten Maß für Pumpspeicheranlagen heranziehen lassen, wurde beispielsweise 1999 in Japan der Testbetrieb eines PSW auf Basis von Salzwasser aufgenommen. Diese Pilotanlage soll den Forschern Aufschluss über die Auswirkungen des Salzes auf eingesetzte Technologien geben (Neupert et al, 2009).
2.1.2 Schwungrad
Das Prinzip eines Schwungrades (Flywheel Energy Storage System, FESS) basiert auf der Speicherung kinetischer Energie (Bewegungsenergie) mittels eines rotierenden Körpers. Ein Schwungradspeicher besitzt grundsätzlich vier Hauptkomponenten: das Schwungrad selbst, das Lager, den Elektromotor/Generator und einen Frequenzumrichter. Beim Ladevorgang wird das Schwungrad mit Hilfe des Elektromotors in Rotation versetzt und so die kinetische Energie gespeichert. Im Entladevorgang wirkt der Motor als Generator und erzeugt wiederum elektrische Energie. Abbildung 9 zeigt den prinzipiellen Aufbau eines Schwungradspeichers.
Abbildung 9: Grundprinzip Schwungrad (Neupert et al, 2009)
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Um die Reibung während der Rotation zu minimieren, läuft das Schwungrad auf magnetischen Lagern und wird sehr oft in einer Vakuumkammer verbaut. Da sich während des Entladevorgangs die Drehzahl des Schwungrades ständig ändert, müssen Frequenzumrichter installiert werden.
Grundsätzlich werden zwei Arten von Schwungradspeichern unterschieden. Einerseits die Low-Speed Flywheels und andererseits die High-Speed Flywheels. Low-Speed Flywheels verwenden einen Stahlrotor und weisen Umdrehungen zwischen 5.000-10.000 U/min auf. High-Speed Flywheels verwenden Rotoren aus Verbundmaterialen und weisen Umdrehungen bis zu 100.000 U/min auf.
Um die größtmögliche Energiemenge speichern zu können, ist eine Erhöhung der Drehzahl effektiver als die Erhöhung der Masse. Die Begrenzung der Drehzahl gibt jedoch die Zugfestigkeit des verwendeten Materials vor (Neupert et al, 2009).
Schwungradspeicher finden unter anderem in elektrisch betriebenen Verkehrsmitteln wie beispielsweise Busse und Straßenbahnen Anwendung. Beim Abbremsen wird die überschüssige elektrische Energie in Schwungradsysteme gespeichert und beim Beschleunigen wieder abgegeben. Auch wurde während der Saison 2009 in der Formel 1 ein solches Schwungradsystem (Kinetic Energy Recovery System, KERS) vom Williams-F1-Team entwickelt. Das System kam jedoch bei Rennen nie zum Einsatz.
Ein wesentlicher Vorteil von Schwungrädern liegt in der relativ kurzen Zugriffszeit im Millisekunden-Bereich. Die gespeicherte Energie kann über einen Zeitraum von wenigen Sekunden bis zu 20 Minuten abgegeben werden. Ein Schwungradspeicher erlaubt eine gute Tiefentladung d.h. die gespeicherte Energiemenge kann nahezu vollständig abgegeben werden.
Ein Nachteil ist die hohe Selbstentladung (Ruheverluste) die bis zu 20% pro Stunde betragen kann. Schwungradspeicher sind daher Kurzzeitspeicher. Der Wirkungsgrad von Schwungradspeichern liegt im Bereich von 90%. Die Zyklenzahl von Schwungradspeichern wird mit über 1.000.000 beziffert und die Lebensdauer der Systeme mit über 20 Jahren. Werden die Sicherheitsaspekte näher betrachtet, so weißen Schwungradspeicher keine toxischen Materialen auf und enthalten auch keine brennbaren Gase. Jedoch ist der Speicher gegen Lagerschäden oder gegen Bruch des Schwungrades abzusichern.
Mit der Weiterentwicklung der Faserverbundwerkstoffe lassen sich die Drehzahlen und somit der Energieinhalt noch weiter steigern (Neupert et al, 2009).
2.1.3 Stationäre Speicher für fossile Energieträger
Um Saisonbedingte Schwankungen von Primärenergieträgern wie Erdöl und Erdgas bzw. deren raffinierten Produkten auszugleichen, sowie strategische Reserven anzulegen, werden saisonale Speicher verwendet.
2.1.3.1 Erdöl und Erdgasspeicher
Da die Erdöl- und Erdgaslagerstätten meist sehr weit von den Konsumenten entfernt liegen, erfolgt der Transport über ein weit verzweigtes Rohrleitungsnetz, bei großen Distanzen auch mittels Tankschiffen. In den Verbrauchergegenden werden die Energieträger in großen unter- und oberirdischen Speichern zwischengelagert und ebenfalls über ein weit verzweigtes Rohrleitungsnetz verteilt. Als unterirdische Speicher stehen hauptsächlich leergeförderte Erdöl- und Erdgasfelder zu Verfügung, oberirdisch werden hauptsächlich Kugel- und Röhrenspeicher verwendet.
Die Erdgasspeicherung ist in Österreich von großer Bedeutung. Rund 2 Mrd. m³ (20%) des Bedarfs können aus heimischer Produktion abgedeckt werden. Der Rest muss über Pipelines aus anderen Ländern importiert werden. Der Erdgasverbrauch unterliegt großen saisonalen Schwankungen (z.B. heizen im Winter), aus diesem Grund muss zwischen Versorger und Verbraucher ein Puffer geschaffen werden. In Sommermonaten wird Erdgas zu relativ günstigen Preisen bezogen und in Untertagespeichern zwischengelagert. Österreich verfügt momentan über fünf Erdgasspeicher (Haidach, Puchkirchen, Thann, Thallesbrunn und Schönkirchen). Diese Speicher werden von der OMV und der RAG betrieben und können ein Volumen von etwa 4,6 Mrd. m³ aufnehmen. In den nächsten Jahren wird die Speicherkapazität erheblich gesteigert. Der Ausbauplan sieht vor, dass bis 2018 der österreichische Jahresverbrauch (etwa 8 Mrd.m³) gespeichert werden kann.
Der Inhalt eines Gasspeichers unterteilt sich grundsätzlich in das Kissengas und das Arbeits- (Prozess-)gas. Das Kissengas besteht aus dem Gasvolumen, das erforderlich ist um den nötigen Speicherdruck für eine optimale Ein- und Ausspeicherung zur ermöglichen. Dieser Kissengasanteil beträgt rund 1/3 bis 1/2 des maximalen Speichervolumens und verbleibt permanent im Speicher. Das Arbeitsgas ist das zusätzlich zum Kissengas eingelagerte Gas, und kann jederzeit eingelagert oder entnommen werden. (Neupert et al., 2009).
Ebenso wie Erdgas muss auch das Erdöl zwischengelagert werden. Im Jahr 2009 wurden in Österreich rund 11 Mio. Tonnen Erdöl und dessen raffinierte Produkte (Benzin, Diesel, Heizöl, usw.) verbraucht. Die Ölimporte betrugen in diesem Jahr rund 7,4 Mio. Tonnen. Das importierte Erdöl gelangt über die Transalpine Ölleitung (TAL) und der Adria-Wien-Pipeline (AWP) zur Raffinerie Schwechat und wird dort weiterverarbeitet. Durch den Beitritt zur Europäischen Union ist Österreich zur Haltung von Pflichtnotstandsreserven verpflichtet. Diese Vorräte sind in einer Höhe zu halten, die dem durchschnittlichen Inlandsverbrauch von 90 Kalendertagen des vorhergehenden Kalenderjahres entspricht (Erdöl-Bevorratungs- und Meldegesetz 1982 (EBMG)).
[...]
[1] Netto-Kraftwerkseinspeisungen berücksichtigen alle Kraftwerkseispeisungen in der Regelzone ohne Importe und Exporte
[2] Fahrpläne sind geplante Energielieferungen.
[3] Die Ausgleichsenergie kann kurze Schwankungen (mehreren Sekunden) abfangen, ohne dass die Regelleistung aktiviert werden muss.
- Quote paper
- Mario Kleinschuster (Author), 2011, Energiespeicherung am Beispiel eines Druckluftspeichers, Munich, GRIN Verlag, https://www.hausarbeiten.de/document/181637
