Anmelden

Pumpspeicherwerke

 

Quelle: Achmed A. W. Khammas (Buch der Synergie)

Pumpspeicherwerke

Diese Kraftwerke sind eine relativ neue Technik zugunsten des Netzausgleichs, und in Deutschland wurden die meisten großen Pumpspeicher Ende der 1930er Jahre gebaut. Allerdings hatte schon Gottfried Wilhelm Leibniz dieses System im Jahre 1685 als Energiespeicher für die wechselhafte Windnutzung im Oberharzer Bergbau postuliert. Fest steht, daß sich Energie über Pumpspeicherwerke problemlos und mit hohem Wirkungsgrad speichern läßt.

Pumpspeicherkraftwerk Herdecke

Pumpspeicherkraftwerk
Herdecke

Die Funktion der Pumpspeicherwerke ist, daß in Zeiten geringen Strombedarfs die überschüssige (aus anderen Primärenergiequellen produzierte) elektrische Energie dazu verwendet wird, Wasser in ein hochgelegenes Speicherbecken zu pumpen. Zu Zeiten der Spitzenbelastung des Öffentlichen Netzes wird dann mit dem wieder hinabstürzenden Wasser auf konventionelle Weise Strom erzeugt. Das System ist damit kein eigentliches Energie-Separationssystem; aber sein Nutzen ist wirtschaftlicher Natur und dient dazu, große Reserven in Minutenschnelle einsetzen zu können.

Ein bestimmter Typ von Pumpspeicherwerken mit zusätzlichem natürlichen Wasserzufluß wird als Hybridspeicher bezeichnet.

Das bislang größte Pumpspeicherwerk Europas wurde in den 1980ern in Wales/Groß­britannien gebaut. Es ist besonders für eine extrem schnelle Verfügbarkeit des Wassers konzipiert und kann innerhalb von 10 Sekunden dem Netz eine Leistung von 1.320 MW zur Verfügung stellen. Bei einer Höhendifferenz zwischen Unter- und Oberwasserspeicher von 500 m hat das ‚Dinorwic-Projekt’ einen Durchlauf von 400 t/s. Bei dem oben abgebildeten Kraftwerk handelt es sich um das Pumpspeicherkraftwerk Herdecke, das 1983 von Lahmeyer International errichtet worden ist.

Mit dem Bau des größten und modernsten Pumpspeicherwerk in den neuen Bundesländern wurde Ende 1997 begonnen, 2003 sollte es fertiggestellt sein. Für Baukosten in Höhe einer Milliarde DM wird die Anlage mit vier 265 MW Pumpturbinen ausgestattet, die das um 300 m höhergelegene Speicherbecken mit einem Nutzvolumen von 12 Mio. m3 mit Wasser befüllen – und bei Bedarf acht Stunden lang 1.060 MW Leistung zur Verfügung stellen können. Die ersten Arbeiten an diesem Projekt wurden bereits 1974/75 getätigt, doch 1981 wurde es von der damaligen DDR-Regierung aus wirtschaftlichen Gründen gestoppt.

Umweltspezifisch wirken sich Pumpspeicherkraftwerke durch die sehr großen erforderlichen Baumaßnahmen negativ aus, daneben treten auch nicht unbedeutende Arbeitsverluste auf. Der Wirkungsgrad (von aufgenommenen bis wieder abgegebenen Kilowattstunden gerechnet) liegt bei etwa 75 %.

Das Konzept einer inversen Form von Pumpspeicherkraftwerken veröffentlicht die bereits 1927 gegründete niederländische Firma KEMA aus Arnhem Anfang 2007. Ihr gemeinsam mit dem Bauingenieurbüro Lievense entwickeltes unterseeisches Kraftwerk ist technisch möglich, weil unter dem Boden der Nordsee eine mehrere Dutzend Meter dicke Tonschicht existiert. Auf dieser soll ein Art künstliches Riff aufgebaut werden, um ein von der umgebenden See abgetrenntes Areal zu schaffen. Sobald es einen Überschuß an Elektrizität gibt, wird Meerwasser aus dem künstlichen See in das umgebende Meer gepumpt. Bei Spitzenbedarfszeiten strömt das Meerwasser in den See zurück und betreibt dabei die Generatoren.

Die Speicherkapazität des ersten Entwurfs der Energie-Insel, die neben ihrem 50 m tiefen Speicher außerdem mit Windkraftwerken, künstlichen Stränden, Aquakulturen und vielem mehr ausgestattet werden soll, könnte mehr als 12 Stunden lang Strom mit einer Kapazität von 1.500 MW bereitstellen. Die Studie für dieses innovative Konzept wird mit finanzieller Unterstützung der Energie-Unternehmen Delta, Eneco, Nuon, E.ON Benelux, EPZ, Essent und TenneT sowie einem Zuschuß der We@Sea Foundation durchgeführt.

Green Power Island Grafik

Green Power Island (Grafik)

Die Architekturfirma Gottlieb Paludan aus Frederiksberg schlägt 2009 ein fast identisches Konzept vor, das insbesondere zur Speicherung der Windenergie in Dänmark eingesetzt werden soll. Dabei handelt es sich um eine künstliche Insel mit hohen ‚Spundwänden’ und tiefer Sohle, die als Wasserreservoir dienen soll und dementsprechend Green Power Island genannt wird. Das Speichervolumen beträgt über 30 Mio. m3 und kann mit seinen 2,75 GWh Stromabgabe den gesamten Verbrauch aller Haushalte in Kopenhagen decken.

Auch auf dieser Insel sollen 25 Windturbinen im 5 MW Format errichtet werden, außerdem kann das Meerwasser im Reservoir für den Anbau von Biomasse in Form von Makroalgen verwendet werden. Auf der Wasserfläche sollen ferner PV- oder andere Solaranlagen schwimmen.

Auf der Homepage des Unternehmens werden weitere Entwürfe für Florida, Manama, Tamil Nadu und Jiangsu vorgestellt – die zeigen, daß Gottlieb Paludan zumindest sehr gute Grafiker hat.

Vom Januar 2009 stammt das interessante Konzept eines Forumsteilnehmers namens Chris aus dem kanadischen Alberta, der auf cr4.globalspec.com diverse entsprechende Grafiken postet. Dabei geht es um gewaltige, ringförmige Pumpspeicherwerke im Meer, auf deren Kranz eine Vielzahl von Windkraftanlagen stehen. Diese haben die Aufgabe, den unten abgeschlossenen Großspeicher leerzupumpen, sodaß dieser bei erhöhtem Strombedarf wieder befüllt werden kann – wobei der quasi ‚negativ’ gespeicherte Strom erneut erzeugt und bereitgestellt werden kann. In seinen fortgeschrittenen Plänen entwirft Chris sogar Bebauungskonzepte für den künstlichen Ringwall, man findet sie unter dem Thread Alternative-Offshore-Hydroelectric-Plant.

Ein weiteres innovatives Konzept, von dem ich erstmals im September 2009 erfahre, stammt von der Start-up Firma Riverbank Power Corp aus Toronto, Ontario. Firmengründer John Douglas war im Jahr 2004 Mitbegründer der Ventus Energy Inc., die 2007 für rund 200 Mio. $ von der GDF Suez erworben wurde.

Das Aquabank genannte Speichersystem nutzt tiefgelegene Stollen und Kavernen, die mit Wasser befüllt werden. Mit Überschußstrom wird dieses in Speicherbecken an der Oberfläche gepumpt, während es in Zeiten erhöhten Strombedarfs über Turbinen wieder in die Tiefe stürzt. Jede Anlage würde eine Wasserquelle auf Bodenhöhe, eine Kaverne in rund 600 m Tiefe unter der Erde sowie vier 250 MW Generatoren benötigen. Die 1 Mrd. Gallonen Wasser eines derartigen Systems würden den Strom 6 Stunden lang produzieren können, für das anschließende Hochpumpen würden 8 Stunden benötigt.

Aquabank Konzept Grafik

Aquabank Konzept (Grafik)

Die Federal Energy Regulatory Commission der USA hat dem Unternehmen bereits drei Standorte genehmigt, weitere 15 im Nordosten der Staaten und in Kana sind ins Auge gefaßt. Während der erste Standort aufgrund unlösbarer Landfragen annuliert wurde, sollte am zweiten Standort in Sparta, New Jersey, ein 1.000 MW System für 2 Mrd. $ gebaut werden. Nach zwei Wochen Bohrzeit zeigte sich jedoch, daß die unterirdischen Felsformationen der Limecrest Quarry Gegend ungeeignet sind. Besser sieht es am dritten genehmigten Standort in der Back River Region in Wiscasset, Maine, aus. Dort sollen die vorbereitenden Untersuchungen bis 2011 abgeschlossen werden. Bei positiven Ergebnissen könnte das Projekt innerhalb von fünf Jahren verwirklicht werden.

Das Unternehmen hat inzwischen eine Absichtserklärung unterzeichnet, um mit der Firma Symbiotics Energy Corp. zu verschmelzen, einem US-Wasserkraft-Entwickler mit mehr als dreißig Jahren Erfahrung. Im Mai 2010 will es außerdem an die Börse gehen.

Im März 2010 meldet die Presse, daß die Schluchseewerk AG im Südschwarzwald bis 2018 das größte Pumpspeicherkraftwerk Deutschlands errichten will. Das Unternehmen, das zu 50 % RWE und zu 37,5 % EnBW gehört, betreibt zwischen Schluchsee und Hochrhein bereits mehrere Pumpspeicherkraftwerke. Nördlich von Bad Säckingen sollen nun für 1 Mrd. € zwei weitere Staubecken sowie ein Kavernenkraftwerk gebaut werden. In Zeiten von Stromüberschuß kann das neue Werk bis zu 13 Stunden lang Strom aus dem Netz ziehen, und dabei bis zu 10 Mio. m3 Wasser vom Unterbecken 600 m hoch ins 40 Hektar große Oberbecken pumpen.

Soll das auf 100 Jahre Lebensdauer angelegte Pumpspeicherkraftwerk wieder Strom ins Netz liefern, läuft das Wasser durch einen 8 km langen Stollen (und über die Turbinen) in den unteren, 60 Hektar großen See. Bei gefülltem Wasserspeicher reicht die erzeugbare Leistung aus, um 1,5 Millionen Haushalte 13 Stunden lang mit Strom zu versorgen.

Zur Eile motiviert ist die Schluchseewerk AG, da die Bundesregierung im Sommer 2009 als Anreiz beschlossen hat, daß Pumpspeicherkraftwerke die vor 2019 in Betrieb gehen für zehn Jahre vom Netznutzungsentgeld befreit sind. Für das neue 1.400 MW Projekt sind das 20 Mio. € für jedes dieser zehn Jahre und damit fast ein Drittel der geplanten Kraftwerksbaukosten von 700 Mio. €.

Zwischen Basel und Waldshut regt sich jedoch Protest gegen das Großprojekt. Die Gegner, darunter der Schwarzwaldverein, fürchten um das Landschaftsbild und die Trinkwasserqualität und sehen die Heilquellen im nahen Bad Säckingen bedroht.

Das Ingenieurbüro Matthias Popp in Wunsiedel entwickelt zur Speicherung von Windstrom den Ringwallspeicher, der speziell für Winderntegebiete auf dem flachen Land und in Offshore-Bereichen gedacht ist. Das Konzept sieht dabei Durchmesser von 20 km und Wallhöhen von 400 m vor – womit eine Kapazität von mehreren Terawattstunden erreicht wird. In Popp Dissertation an der TU Braunschweig vom April 2010 belegt er, daß sie Stromversorgung Europas allein mit Sonnen- und Windenergie gewährleistet werden kann, sofern entsprechend weiterentwickelte Speichertechniken zur Verfügung stehen. Diese Rolle sollen seine Ringwallspeicher übernehmen.

Die sehr interessante Version eines tatsächlich schon bestehenden Pumpspeicherkraftwerks, das auch eine passende Überleitung zu den Meereskraftwerken im nächsten Kapitel bildet, ist die Yanbaru Seawater Pumped Storage Power Plant – das weltweit erste Speicherwerk, das mit Meerwasser arbeitet.

Meerwasser-Pumpspeicherkraftwerk

Meerwasser-
Pumpspeicherkraftwerk

Die Anlage im Norden der japanischen Insel Okinawa geht im März 1999 in Betrieb. Auftraggeber ist die Agency of Natural Resources and Energy des Handels- und Industrieministeriums MITI, das seit 1981 an dieser Technologie arbeitet. Errichtet wird die Anlage ab 1991 von der Electric Power Development Co. Ltd., die technische Ausstattung kommt von Toshiba. Für den Betrieb verantwortlich ist die Japan Commission on Large Dams (JCOLD).

Die Anlage nutzt einen effektiven Höhenunterschied von 136 m zwischen der Meeresobefläche und dem Speichersee, der etwa 600 m von der Küste entfernt auf der Hochebene liegt. Der künstliche See ist achteckig, 25 m tief und 252 m breit. Es hat eine effektive Speicherkapazität von 564.000 m3.

Zur Erhaltung der Umwelt und Landschaft sind die Druckleitung und das Maschinenhaus unter der Erde verlegt. Letzteres befindet sich etwa 150 m unter der Erde liegt und ist in einer 17 m breiten, 32 m hohen und 41 m langen Kaverne installiert. Die Maximalleistung von 30 MW kann mit einem Durchsatz von 26 m3/s erreicht werden. Bei dem Projekt werden verschiedene neue Technologien umgesetzt, wie z.B. die Auskleidung des Speichersees mit Ethylen-Propylen-Diene-Monomer (EPDM) Matten oder der Einsatz von mit Schutzschichten versehenen GFK-Rohren.

Um genügend Süßwasser für Sydney bereitzustellen, schlägt 2003 die Firma ShepHydro ein Seewasser-Pumpspeichersystem vor, das mit einer Entsalzungsanlage gekoppelt ist. Zwei Jahre später scheint man von dem Projekt wieder abgerückt zu sein. Statt dessen wird ab 2005 unter dem Namen HidroLinear Power Plant das Patent von James Kwok angepriesen, das bis 2010/2011 in Form einer kommerziellen Anlage umgesetzt werden soll. Zuständig für das von der Hidro+ Group weiterentwickelte System ist Kwoks Firma Etergen Limited in Chatswood, die Kosten pro installiertem MW werden mit rund 2,5 Mio. $ angegeben.

Bei der mir nicht ganz nachvollziehbaren Technologie handelt es sich um einen hydrodynamischen Kreislauf, bei dem der (simulierte) Druck in tiefen Gewässern zur Energieumwandlung dienen soll. Ob und wie das Ganze tatsächlich funktioniert, konnte ich bislang nicht herausfinden. Möglicherweise gibt es eine gewisse Ähnlichkeit mit dem Hydrosphärengenerator am Ende dieses Kapitels. Die Technologie soll jedenfalls auf der UN-Klimakonferenz im Dezember 2009 in Kopenhagen präsentiert worden sein, eine Bestätigung steht allerdings noch aus.

Das System wird durch verschiedene Patente geschützt, ebenso die Kerntechnik namens Reverse Thruster Pressure Equalizer Chamber (RETPEC). Eine Anlage aus 13 Reaktortürmen von jeweils 12,5 m Höhe und 2,75 m Durchmesser soll 2 Mio. $ kosten. Auf Peswiki gibt es einen sehr langen Bericht über diese Technologie, die augenscheinlich primär mittels Auftrieb funktionieren soll.

2010 kann eine weltweite zunehmende Beschäftigung mit Pumpspeicherkraftwerken festgestellt werden. Einer Statistik von 2009 zufolge ist in allen Ländern gemeinsam bereits eine Kapazität von mehr als 127. 000 MW installiert. Im Laufe des Jahres 2010 kommen drei Anlagen hinzu:

  • Slovenien: Avce, 185 MW, Soske Elektrarne Nova Gorica d.o.o., Kosten 122 Mio. € (Baubeginn 2004).
  • Ukraine: Dnister, 2.268 MW, UkrHydro Open Joint Stock Co., Kosten 720 Mio. $ (Baubeginn 1983), die Inbetriebnahme der Einheiten 2 und 3 soll 2011 bzw. 2012 erfolgen.
  • China: Jixi, Provinz Anhui, 1.800 MW, Kosten 1,2 Mrd. $.

Im Bau befinden sich derzeit 7 Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 4.100 MW:

  • Portugal: Baixo Sabor, 171 MW, Energias de Portugal (EDP), Baubeginn 2008, geschätzte Kosten 354 Mio. €, erwartete Inbetriebnahme 2013.
  • Österreich: Feldsee, Erweiterung der existierenden 140 MW Anlage um weitere 75 MW, Karntner Elektrizitats-Aktiengesellschaft (Kelag), geschätzte Kosten 50 Mio. €, erwartete Inbetriebnahme 2011.
  • Österreich: Limberg 2, 480 MW, Verbund Austrian Hydro Power AG, erwartete Inbetriebnahme 2011.
  • Österreich: Reisseck 2, 430 MW, Verbund Austrian Hydro Power AG, geschätzte Kosten 385 Mio. €, erwartete Inbetriebnahme 2014.
  • Schweiz: Limmern Linthal, 1.000 MW, Kraftwerke Linth-Limmern AG, geschätzte Kosten 1,8 Mrd. SFr, erwartete Inbetriebnahme 2015.
  • Schweiz: Nant de Drance, 600 MW, Nant de Drance SA, geschätzte Kosten 990 Mio. SFr, erwartete Inbetriebnahme 2015 – 2017, möglicherweise Erweiterung auf 900 MW.
  • China: Qingyuan, Provinz Guangdong, 1.280 MW, CSG Power Generation Company, erwartete Inbetriebnahme 2014.

Sehr viel Energie wird 2010 auch in die Sanierung und Modernisierung schon bestehender Anlagen investiert, um ihre Effizienz und Kapazität zu erhöhen. Als Beispiele nenne ich das Blenheim-Gilboa Projekt der New York Power Authority (NYPA), das für 135 Mio. $ doe bisherige Leistung von 1.040 MW auf 1.160 MW steigert, das 420 MW Capljina Projekt in Bosnien, die 800 MW Revin-Anlage der Electricite de France, sowie das österreichische Rodund II Speicherkraftwerk, das von 276 MW auf 295 MW erweitert wird.

Taum Sauk Pumpspeicher

Taum Sauk

Besonders interessant finde ich die 440 MW Taum Sauk Anlage in Missouri, die nach 5 Jahren Stillstand im Juni 2010 wieder in Betrieb geht (2005 war das Reservoir teilweise gebrochen und 5,3 Mio. m3 Wasser ergossen sich in den Black River). Das neue Reservoir hat 30,5 m hohe Wände aus verdichteten Beton und ein fassungsvermögen von 5,7 Mio. m3. Kosten tut das ganze 490 Mio. $.

In Portugal wird bis 2014 der Venda Nova Damm am Fluß Rabagao für 179 Mio. $ von 90 MW auf 435 MW erweitert, in Luxembourg wird die Vianden Anlage am Grenzfluß Our um 200 MW auf insgesamt 1.296 MW ausgebaut, was 150 Mio. € kostet, und das deutsche Pumpspeicherkraftwerk Waldeck 1 bekommt eine zusätzliche 74 MW Einheit für 52 Mio. €.

Konkrete Planungen gibt es bereits für ein 400 MW Iowa Hill Projekt in Kalifornien, dessen Bau 2011 begonnen und 5 Jahre später beendet sein soll, für eine 1.500 MW Anlage in Vietnam, Provinz Son La, die zwischen 2013 und 2018 errichtet werden soll, sowie für die Erweitung von drei bestehenden Anlagen in Spanien: zusätzliche 852 MW bei der 635 MW La Muela Anlage, 177 MW für die 263 MW San Esteban Anlage, sowie 25 MW für das 33 MW San Pedro Pumpspeicherkraftwerk.

Gletscherkraftwerke

Derartige Projektierungen betreffen in der Hauptsache Grönland und ähnliche Polargebiete. Als Schmelzwasser­Kraftwerke hätten die Anlagen sehr große Wassermengen bei Nutzfallhöhen zwischen 1.000 und 3.000 m zu ihrer Verfügung. Allein in Grönland sollen etwa 20 derartiger Anlagen technisch realisierbar sein, bei Dimensionierungen zwischen 90 und 120 · 109 kWh/j.

Der Schweizer Geologe und Grünlandexperte Hans J. Stauber hat bereits in den 1960ern die Idee der Gletscherkraftwerke formuliert. Damals rechnete er damit, daß sich mit diesen bis zu 2.000 TWh Elektrizität erzeugen lassen. Später meldete er sogar ein Patent an, das den Einbau von Großkraftwerken in die Steilwände des südgrönländischen Gebirges zum Inhalt hat. Das Sammel- und Speichersystem auf dem Inlandeis ließe sich mit relativ geringem Aufwand realisieren, wobei sich die Sonnenstrahlung mit Kunststoffbelägen absorbieren läßt, während Schneefräsen Kanalsysteme und Stauräume für das Schmelzwasser schaffen und instandhalten würden.

Anfang 1990 berichtete die Presse von ersten Planungen einer Arbeitsgruppe des Geologischen Dienstes von Grönland für ein derartiges Kraftwerk, das 50 bis 100 GW produzieren soll. Der Leiter dieser Arbeitsgruppe, Anker Weidick, rechnet im Gegensatz zu Stauber damit, daß sich in Grönland nur etwa 10 TW erzeugen lassen. Beginnen wollte die Projektgruppe in der Stadt Jakobshavn an der Diskobucht. Zwei Seen sollten mit Inlandeis befüllt werden, dann leicht gestaut und mit unterirdischen Stollen von der Sohle her angezapft werden (eine Methode, die in Norwegen bereits umweltschonend und erfolgreich erprobt wurde). Norwegen wiederum präsentiert im Jahr 2000 sein erstes Gletscherkraftwerk, über das mir allerdings noch keine weiteren Informationen vorliegen.

Ein großer Nachteil bei Wasserkraftwerken, die mit Gletscherwasser gespeist werden ist der im Schmelzwasser mitgeführte Sand. Ein Beispiel ist die hoch in den Alpen gelegene Talsperre Grande Dixence, die mit über 280 m eine der höchsten Staumauern der Welt ist und 20 % der Schweizer Stromreserven speichert. Das Gletscherwasser wirkt wie Schmirgelpapier, wenn es unter hohem Druck auf die Schaufelräder der Turbinen trifft. Der extrem harte Edelstahl wird dabei pro Jahr um 2 cm abgeschliffen – und die Wartung ist sehr aufwendig, denn auf jedes einzelne Schaufelblatt muß Schicht für Schicht neuer Stahl geschweißt werden.

Die wichtigsten Probleme bei einer Verwirklichung derartiger Bauwerke bilden daher die klimatischen Extremanforderungen gegenüber Bauwerk, Material und Besatzung. Außerdem ist noch nicht bekannt, wie die Schmelzwasserbewegung im Gletscher erfolgt. Hinzu kommen Schwierigkeiten bei der Energieübertragung über die jeweils mindestens 2.500 km betragende Entfernung bis nach Europa oder Nordamerika, wo der Strom gebraucht wird. Letztlich sei die verkehrstechnisch äußerst schlechte Lage dieser Kraftwerke erwähnt, was sowohl den Bau, als auch Betrieb und Wartung sehr erschwert.