Integration thermischer Stromspeicher in vorhandene Kraftwerksstandorte 01.05.2017, 11:16 Uhr

Speicher statt Kohle

Hochtemperatur-Wärmespeicher werden in solarthermischen Kraftwerken in sonnenreichen Ländern schon heute standardmäßig in vielen Neuanlagen eingesetzt. Dort dienen sie dazu, die über den Tag gesammelte Solarwärme zwischenzuspeichern, um diese dann nachts oder bei Wolkendurchgängen zur Dampferzeugung und zum Betrieb der Dampfturbine zu nutzen. In Zeiten des Kohleausstiegs sowie des Anstiegs der volatilen Stromerzeugung gewinnen solche Speicherkonzepte auch in Deutschland immer mehr an Bedeutung. Ersetzt man in diesem Kraftwerkstyp das Solarfeld durch eine elektrische Heizung, könnte eine solche Anlage als thermischer Stromspeicher betrieben werden. Während bei Stromüberschüssen der Wärmespeicher mittels der elektrischen Heizung beladen und das Stromnetz infolgedessen entlastet wird, kann eine Rückverstromung in den Bedarfszeiträumen erfolgen.

Bild 1 Zwei-Tank-Wärmespeichersystem (Bauphase) im 50-MW-CSP-Kraftwerk Shagaya (Kuwait).
Bild: TSK Group

Bild 1 Zwei-Tank-Wärmespeichersystem (Bauphase) im 50-MW-CSP-Kraftwerk Shagaya (Kuwait). Bild: TSK Group

Die fluktuierende Stromerzeugung aus Windkraft- und Solaranlagen erfolgt in Abhängigkeit von Windaufkommen beziehungsweise Sonneneinstrahlung und richtet sich damit nicht am Strombedarf aus. Folglich wird es in Zukunft immer wichtiger, mit geeigneten Speichertechnologien Strom in die Bedarfszeiträume hinein zu verschieben. Klassische Stromspeicher im Kraftwerksmaßstab wie Pumpspeicherkraftwerke benötigen hierfür spezielle topografische Gegebenheiten, die nicht überall und in der Regel nicht in räumlicher Nähe zu den Verbrauchszentren vorhanden sind. Gleichzeitig ist der Eingriff in die Natur, der mit einem Neubau von Pumpspeicherkraftwerken einhergeht, wie durch Rodungen, Sprengungen und Flächen­versiegelungen in der Bevölkerung nur eingeschränkt akzeptiert, wodurch die Umsetzung erschwert wird. Zudem müssen für derartige Vorhaben sehr lange Planungs- und Genehmigungszeiträume einkalkuliert werden. So ist das Potenzial für einen bedeutenden Zubau der klassischen Stromspeichertechnologien begrenzt.

In der vom Ministerium für Wirtschaft, Innovation, Digitalisierung und Energie des Landes Nordrhein-Westfalen geförderten Studie „I-Tess – Integration thermischer Stromspeicher in existierende Kraftwerksstandorte“ [1] werden Stromspeicherkonzepte unter Verwendung von thermischen Speichern auf Basis von Flüssigsalz in Kombination mit einer elektrischen Heizung und klassischen Wasser-Dampf-Kreisläufen beschrieben. Insbesondere werden in der Studie Optionen zur Nutzung beziehungsweise Umrüstung existierender Kohlekraftwerksstandorte näher beleuchtet.

Bewährte Technologie

Wärmespeicher, in der für den Einsatz als thermischer Stromspeicher notwendigen Größe und Leistungsfähigkeit, werden bereits in solarthermischen Kraft­werken [2] kommerziell eingesetzt. Die Wärme wird dabei sensibel in einer Salzschmelze bei bis zu 565 °C gespeichert. Während der Be- und Entladung zirkuliert die Salzschmelze zwischen einem heißen und einem kalten Speichertank (Bild 1). Die bisher in solarthermischen Kraftwerken verwendeten Zwei-Tank-Speichersysteme fassen zumeist rund 28 500 t und können bei einem Temperaturunterschied von 100 K rund 1 000 MWh Wärme speichern [3].

Wie in Bild 2 zu erkennen, wird im solarthermischen Kraftwerk und im thermischen Stromspeicher der Wärmespeicher in vergleichbarer Weise eingebunden.

Bild 2 Transformation vom solarthermischen Kraftwerk zum thermischen Stromspeicher. Bild: eigene Darstellung

Bild 2 Transformation vom solarthermischen Kraftwerk zum thermischen Stromspeicher. Bild: eigene Darstellung

Der wesentliche Unterschied liegt in der jeweiligen Wärmequelle: Während beim solarthermischen Kraftwerk die Wärme zur Speicherbeladung durch Solarenergie bereitgestellt wird, wird im Konzept des thermischen Stromspeichers die Wärme mit Hilfe einer elektrischen Heizung aus Strom erzeugt und verlustarm gespeichert. Um die gewünschte Heizleistung zu erreichen, können bis zu 20 MW große Heizgeräte flexibel miteinander verschaltet werden. Die Entladung der gespeicherten Wärme zur Erzeugung elektrischer Energie findet in beiden Fällen über einen Wasser-Dampf-Kreislauf statt.

Für die Überbrückung längerer Bedarfszeiträume, sogenannten Dunkelflauten, könnte der thermische Stromspeicher verhältnismäßig kostengünstig mit einer zusätzlichen Feuerung ausgestattet werden, um mit dieser kontinuierlich ausreichend Wärme für den Betrieb der Dampfturbinen und infolgedessen zur Stromproduktion bereitzustellen. Bei einem sich fortsetzenden Anstieg der fluktuierenden Stromerzeugung wird die Absicherung der Stromproduktion weiter an Bedeutung gewinnen, wodurch künftig Zusatzerlöse erzielt werden könnten. Dies stellt gegenüber klassischen Speichertechnologien ein bedeutendes Alleinstellungsmerkmal dar.

Die Auslegung, Dimensionierung und Performanceberechnung für die einzelnen Konzepte wurde im Rahmen der I-Tess-Studie mit dem Simulationsprogramm „Ebsilon Professional“ durchgeführt. Für einen thermischen Stromspeicher mit einer modernen Kondensationsturbine ergeben sich elektrische Wirkungsgrade von rund 40 %. Durch eine Wärmeauskopplung zur Fernwärme- oder Prozessdampfbereitstellung kann der Gesamtwirkungsgrad eines solchen Stromspeichers auf über 90 % erhöht werden. In der I-Tess-Studie wurden hierzu Varianten mit und ohne Wärmeauskopplung gegenübergestellt. Eckdaten verschiedener untersuchter Konfigurationen eines thermischen Stromspeichers auf Basis eines Zwei-Tank-Speichersystems mit einer Kapazität von rund sieben Volllaststunden sind in der Tabelle zusammengefasst.

Wasser-Dampf-Kreislauf
Turbinentyp Kondensationsturbine Gegendruckturbine Entnahme-­Kondensationsturbine
Turbinenleistung 200 MW (el.) 135 MW (el.) 170 MW (el.)
Fernwärme-Temperatur 130 °C 130 °C
Fernwärmeauskopplung (max.) 300 MW (th.) 140 MW (th.)
Elektrischer Wirkungsgrad (netto) 44 % 30 % 38 %
Gesamtwirkungsgrad 44 % 98 % 70 %
Speichersystem
Salz-Typ Solar-Salt (60 % NaNO+ 40 % KNO3)
Salzmasse 28 000 t
Temperatur Tank (hot) 565 °C
Temperatur Tank (cold) 290 °C
Kapazität 3 200 MWh (th.)
Heizung
Leistung 650 MW (th.)

Tabelle Eckdaten verschiedener Konfigurationen eines thermischen Stromspeichers.

Resultierend aus der Größe des Zwei-Tank-Speichersystems, der nutzbaren Temperaturdifferenz zwischen heißem und kalten Speichertank und der gewählten Zusammensetzung des Salzes ergibt sich eine Wärmespeicherkapazität von rund 3 000 MWh (th.). Die elektrische Turbinenleistung liegt in Abhängigkeit zum Anteil der Fernwärme – 0 bis 300 MW (th.) – im Bereich von 135 (Gegendruckturbine) bis 200 MW (el.) (Kondensationsturbine).

Der Flächenbedarf eines solchen Stromspeichers fällt aufgrund der kompakten Bauweise verhältnismäßig gering aus. So benötigt ein Kraftwerk dieser Größenordnung lediglich eine Grundfläche von gut 55 000 m2. Dies entspricht 10 bis 20 % der Grundfläche eines vergleichbaren Pumpspeicherkraftwerks.

Konkurrenzfähige Alternative durch geringe Investitionskosten

Zur Berechnung der Investitionskosten wurde ein Kostenmodell auf Basis des System Advisor Model (SAM) [4] erstellt. Dieses berücksichtigt aktuelle Marktpreise für die einzelnen Komponenten beziehungsweise Teilsysteme. Mit diesem Modell ist es möglich, Kostenabschätzungen für unterschiedliche Systemkonfigurationen vorzunehmen. Das Modell wurde im Rahmen dieser Studie um das elektrische Heizungssystem erweitert.

Die Ergebnisse der Kostenanalyse zeigen, dass der größte Teil der Investitionskosten durch den konventionellen Kraftwerksblock entsteht (Bild 3).

Bild 3 Investitionskostenverteilung eines thermischen Stromspeichers für rund vier Volllaststunden (PGenerator = 330 MW, PHeizung = 660 MW und mSalz = 28 500 t). Bild: eigene Darstellung

Bild 3 Investitionskostenverteilung eines thermischen Stromspeichers für rund vier Volllaststunden (PGenerator = 330 MW, PHeizung = 660 MW und mSalz = 28 500 t). Bild: eigene Darstellung

Nur rund 14 % der Gesamtkosten von rund 350 Mio. € entfallen in dieser Konstellation auf den thermischen Speicher und lediglich 21 % auf die elektrische Heizung. Hieraus wird ersichtlich, welche Kostenvorteile sich bei einer Nutzung vorhandener Kraftwerksinfrastrukturen und Anlagenbeständen ergeben könnten.

Des Weiteren zeigt ein Vergleich der Investitionskosten verschiedener Stromspeichertechnologien, dass der thermische Stromspeicher zu konkurrenzfähigen Kosten zu realisieren ist (Bild 4).

Bild 4 Vergleich der Annuitätskosten verschiedener Stromspeicher. Bild: eigene Darstellung

Bild 4 Vergleich der Annuitätskosten verschiedener Stromspeicher. Bild: eigene Darstellung

Der Berechnungsansatz sowie die Kosten des Pumpspeicherkraftwerks und des Batteriespeichers sind der Agora Studie „Stromspeicher in der Energiewende“ [5] entnommen. Die Annuitätskosten pro kW (el.) beziehen sich dabei auf einen Speicher mit einer Kapazität von vier Volllaststunden. Die Stand-alone-Lösung eines thermischen Stromspeichers hat demnach deutlich geringere spezifische Kosten als eine Lithium-Ionen-Batterie; zu Pumpspeicherkraftwerken sind sie vergleichbar.

Wenn Synergien mit vorhandenen Kraftwerken genutzt werden, können die Kosten gar niedriger ausfallen. Derartige Synergien entstünden unter anderem bei der Erweiterung eines modernen Heizkraftwerks um einen thermischen Speicher, eine elektrische Heizung sowie einen salzbetriebenen Dampferzeuger. Auf die Beschaffung eines großen Teils des Wasser-Dampf-Kreislaufs könnte dabei verzichtet werden, woraus eine Reduzierung der Investitionskosten resultieren würde. Erweitert man beispielsweise ein vorhandenes Heizkraftwerk mit einer elektrischen Leistung von 80 MW um einen thermischen Speicher mit 12 000 t Salz und einer Heizung von 280 MW, lägen die Investitionskosten für diese Erweiterung bei etwa 76 Mio. € und damit bei weniger als 60 % der Kosten für eine Stand-alone-Lösung gleicher Größe. Hierdurch würde sich die Wirtschaftlichkeit signifikant verbessern.

Beitrag zur Standorttransformation

Die Entwicklung von Konzepten für eine wirtschaftliche Weiternutzung vorhandener Kraftwerksstandorte ist für einen erfolgreichen Strukturwandel der Kohlereviere von Nordrhein-Westfalen und anderen Teilen Deutschlands von entscheidender Bedeutung.

So könnte bei dem zuvor skizzierten Beispiel des Heizkraftwerkes die Erweiterung um die Hauptkomponenten thermischer Speicher, elektrische Heizung und salz­betriebener Dampferzeuger nicht nur zu Einsparungen bei den Investitionskosten für die Errichtung eines thermischen Stromspeichers führen, sondern auch zu einer Reduktion der Verbrennung fossiler Brennstoffe. Bei einer Transformation des Standortes hin zu einer Stand-alone-­Lösung, könnte die Nutzung fossiler Energieträger gänzlich entfallen.

Diese Transformation für zukünftig vom Strukturwandel betroffene Kraftwerksstandorte lässt sich neben den zumeist wärmegeführten Heizkraftwerken auch auf stromgeführte Großkraftwerke übertragen.

Ein Beispiel dafür ist das Braunkohlekraftwerk Weisweiler. Mit dem Ende des Tagebaus Inden wird auch die Stromproduktion aus Kohle spätestens im Jahr 2030 eingestellt [6]. Am Standort befinden sich neben den Kohlekraftwerksblöcken, die heute neben Strom auch Fernwärme unter anderem für die Stadt Aachen produzieren, zwei vergleichsweise neue Gasturbinen [6]. In Kombination mit dem thermischen Stromspeicher könnten beiden Systeme potenziell in einem Gas- und Dampfturbinenprozess zusammengeschaltet werden. Für die Integration des thermischen Stromspeichers und den Betrieb eines solchen Gas- und Dampfturbinenkraftwerks bestehen zahlreiche Möglichkeiten. Der Dampfkreislauf könnte durch die Abwärme der Gasturbinen oder durch den thermischen Stromspeicher betrieben werden. In Zeiten erhöhten Strombedarfs oder falls die Speicherbeladung zur Deckung des Strom- und/oder Wärmebedarfs nicht ausreicht, können die Gasturbinen zugeschaltet werden und zur effizienten Stromerzeugung im Gas- und Dampfturbinenprozess verwendet werden. Durch diese sich ergänzenden Wärmequellen wäre die Wärmeversorgung der Stadt Aachen jederzeit gesichert. Darüber hinaus würde Strom von Stark- in Schwachlastzeiten verschoben und ein Beitrag zur Sicherung der Stromversorgung und zur Stabilisierung des Netzes geleistet. Die vorhandenen Anbindungen an das Strom-, Gas-, Wasser- und Fernwärmenetz sowie eine Verkehrsanbindung können weiterverwendet und müssen für die Errichtung und Betrieb eines thermischen Stromspeichers nicht neu erschlossen werden. Auch ist eine Weiternutzung der Kühltürme und des Gebäudebestands möglich. Gleichzeitig ist im Vergleich zu einem Neubau auf der „grünen Wiese“ mit einem geringeren Aufwand bei der Planung und Genehmigung zu rechnen.

So könnte ein thermischer Stromspeicher, voraussichtlich zu deutlich reduzierten Investitionskosten, mit den vorhandenen Gasturbinen den Wärmebedarf der Stadt Aachen sicherstellen, Strom speichern sowie auftretende Versorgungslücken im Stromnetz ausgleichen.

Fazit: Thermische Stromspeicher als Säule der Energiewende

Thermische Speicher können in Verbindung mit Dampfturbinenprozessen auf verschiedene Art zum Gelingen der Energiewende beitragen. Besonders interessant sind aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten dabei die Integration von thermischen Stromspeichern in bestehende, moderne kohlebefeuerte Heizkraftwerke und der Umbau von nicht mehr benötigten Kraftwerksstandorten hin zu thermischen Stromspeichern. Neben der energiewirtschaftlichen Bedeutung, kann eine solche Nachnutzung auch dazu beitragen Arbeitsplätze und Wertschöpfung in den betroffenen Regionen zu erhalten. Es ist zudem zu erwarten, dass diese Umsetzungsoptionen vergleichsweise kurze Planungs- und Genehmigungsphasen sowie Bauzeiten erfordern, was für den Erfolg der Klimaschutzziele zukünftig von großer Bedeutung sein wird. Aufbauend auf den Betriebserfahrungen mit solarthermischen Kraftwerken, besitzt das hier skizzierte Speicherkonzept bereits heute eine hohe technologische Reife und eine hohe Relevanz für den Umbau des Energiesystems. So können thermische Stromspeicher einen entscheidenden Beitrag nicht nur zur Flexibilisierung der Stromproduktion und der Bereitstellung gesicherter Anschlussleistung zur Überbrückung von Dunkelflauten leisten, sondern auch zur Sicherung der Wärmewende.

 

Literatur:

[1] Schwarzenbart, M.; Sauerborn, M.; Dittmann, S.; Herrmann, U.: Stromspeicher I-TESS, Studie zur Integration thermischer Stromspeicher in existierende Kraftwerkstandorte. Förderkennzeichen, Az.:34.01, Solar-Institut Jülich, August 2017.

[2] Herrmann, U.; Kelly, B.; Price, H.: Two Tank Molten Salt Storage for Parabolic Trough Solar Power Plants. Energy, Volume 29, Issues 5-6, Pages 883-893, April-May 2004.

[3] Herrmann, U.: Speicherrelevanz für CSP, Technologiebeispiel Flüssigsalzspeicher. EnergieSpeicherSymposium 2013, DLR, Stuttgart, 2013.

[4] Turchi, C. S.: SAM 2010, Parabolic Trough Cost Model, MS-Excel-Version. www.nrel.gov/analysis/sam/templates.html (30.09.2015).

[5] Fürstenwerth, D.; Waldmann, L.: Stromspeicher in der Energiewende – Untersuchung zum Bedarf an neuen Stromspeichern in Deutschland für den Erzeugungsausgleich, Systemdienstleistungen im Verteilnetz. Agora Energiewende, Berlin, 2014.

[6] RWE: Braunkohlekraftwerk Weisweiler. www.group.rwe/unser-portfolio-leistungen/ betriebsstandorte-finden/kraftwerk-weisweiler (abgerufen am 25.2.2019).

Von Prof. Dr.-Ing. Ulf Herrmann, M.Sc. Marc Schwarzenbart und B.Sc. Sören Dittmann-Gabriel

Prof. Dr.-Ing. Ulf Herrmann, Jahrgang 1966, Studium des Maschinenbaus und Promotion an der RWTH Aachen. Von 1999 bis 2013 bei Flagsol GmbH in verschiedenen Positionen mit der Entwicklung und Implementierung von solarthermischen Kraftwerken beschäftigt, unter anderem als Chefingenieur beteiligt an der Realisierung des weltweit ersten kommerziellen Flüssigsalz-Energiespeichers für Solarkraftwerke in Spanien. Seit 2014 Geschäftsführender Direktor des Solar-Institut Jülich der FH Aachen. // Marc Schwarzenbart, M.Sc., Jahrgang 1986, Studium der Elektrotechnik und Energietechnik an der HS Trier. Seit 2014 wissenschaftlicher Mitarbeiter am Solar-Institut Jülich und dort in verschiedenen Projekten unter anderem mit der Erforschung und Entwicklung von thermischen Stromspeichern beschäftigt.

Sören Dittmann-Gabriel, B.Sc., Jahrgang 1989, Maschinenbau-Studium an der FH Aachen. Seit 2018 wissenschaftlicher Mitarbeiter am Solar-Institut Jülich im Bereich Energiespeicher mit dem Schwerpunkt thermischer Stromspeicher.

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