Druckluftspeicherkraftwerk

Da bei der Kompression von Luft Wärme frei wird, während die Luft bei der Dekompression abkühlt (Joule-Thomson-Effekt), geht auf diese Weise thermische Energie verloren und der Wirkungsgrad sinkt. Um negative Effekte durch kalte Luft bei der Dekompression auszugleichen, wird diese im Zuge der Dekompression teilweise durch Verbrennung von Gas erhitzt. Den Wirkungsgrad von Druckluftspeicherkraftwerken anzugeben ist schwierig, da zwei verschiedene Inputfaktoren (Gas und Strom) benötigt werden. Diese können nicht ohne weiteres gleichgesetzt werden. Es gibt zwei Auslegungsextreme:

Bei vergleichsweise hohen Gaspreisen wäre es möglich, die in der Kaverne komprimierte Luft völlig ohne zusätzliche Zuführung von Wärme aus Gas zu verstromen. Die Nutzungsgradberechnung dieses Kraftwerks wäre analog zu der eines Pumpspeicherkraftwerkes. Der Wirkungsgrad liegt aufgrund hoher Verluste, resultierend aus der meist ungenutzten Verdichtungswärme, deutlich unter dem einer modernen Gasturbine.

Bei sehr geringen Gaspreisen könnte man den Kavernendruck senken, um wertvolle elektrische Energie für die Verdichtung einzusparen. Durch die Verbrennung von mehr Gas kann man dieses Defizit durch höhere Turbineneintrittstemperaturen in Grenzen ausgleichen. Allerdings widerspricht das zu einem gewissen Maße dem eigentlichen Verwendungszweck eines Speicherkraftwerks, nämlich Energie zu speichern. Außerdem nähert man sich damit dem herkömmlichen Gasturbinenprozess an.

Reale Druckluftspeicherkraftwerke bewegen sich aus technischen Gründen zwischen diesen beiden Extremen. Um im Kraftwerk Huntdorf beispielsweise 1 kWh elektrische Energie zu erzeugen, müssen 0,8 kWh el. Energie und 1,6 kWh Gas aufgebracht werden.[2]

Druckluftspeicherkraftwerke könnten in Zukunft durch die Energiewende und den daraus resultierenden Zubau von Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen, der mit einem erhöhten Energiespeicherbedarf einhergeht, eine größere Bedeutung bekommen. Sie können wie Pumpspeicherkraftwerke zur Stromveredelung benutzt werden. Um ähnlich viel Regelenergie zur Verfügung zu stellen, brauchen Pumpspeicherkraftwerke entweder große Volumina und damit sehr viel Fläche oder große Höhenunterschiede.

Druckluftspeicher benötigen ausgehöhlte, luftdichte Salzstöcke und sind deshalb ebenso wie Pumpspeicherkraftwerke an geologisch geeignete Standorte gebunden. An der deutschen Nordseeküste gibt es viele Salzstöcke, die ausgespült werden könnten, um dadurch Kavernen für Druckluftspeicheranlagen zu schaffen.

Dabei verspricht man sich angesichts des stetigen Ausbaus der Windenergie sowie der Photovoltaik vom breiten Einsatz von Energiespeichern eine Verstetigung dieser schwankenden (volatilen) „dargebotsabhängigen Energieformen“. Fehlende Wind- oder Solarenergie könnte aus den Speichern ergänzt werden, und die kurzzeitigen, aber sehr hohen Produktionsspitzen könnten in die Speicher eingespeist werden, was die Netzverträglichkeit von Wind- und Solarenergie erhöht. Günstig ist dabei, dass sich in der Nähe der gegenwärtigen (Küstenbereich) und künftigen (Nord- und Ostsee) Produktionsschwerpunkte der Windstromproduktion viele geologisch geeignete Stätten befinden. Die EU fördert ein europaweites Forschungsprojekt zu Druckluftspeichern.

Die Kompression der Luft führt automatisch zu einer Erhöhung ihrer Temperatur, siehe adiabatische Zustandsänderung. Je nach Druck können weit über 1.000 °C erreicht werden. Um die Anlage davor zu schützen, wird ihre Wärmeenergie über Wärmeübertrager an die Umgebung abgegeben und geht somit für die weitere Nutzung verloren. Eine weitere Abkühlung findet durch den unvermeidlichen Temperaturausgleich mit der Wandung des Druckluftspeichers (Kaverne) in der Zeit bis zur Wiederentnahme statt. Aus beiden Prozessen resultieren erhebliche Effizienzverluste.

Umgekehrt würde die (bereits abgekühlte) Luft bei Expansion in der Turbine stark abkühlen. Die in der Luft befindliche Restfeuchte würde gefrieren und die Turbine vereisen. Um dies zu vermeiden, wird die Druckluft beim Eintritt in die Turbine mit einem brennbaren Gas gemischt und das Gemisch gezündet. Die entstehenden heißen Abgase treiben die Turbine an.

Somit handelt es sich um ein Gasturbinenkraftwerk, bei dem die Arbeit des zur Turbine gehörigen Verdichters von der gespeicherten Druckluft übernommen wird. Das Kraftwerk Huntorf gehört in diese Kategorie. In einem solchen Kraftwerk wird dementsprechend keine Energie gespeichert, der spezielle Nutzen eines solchen Kraftwerkes liegt in der Bereitstellung von Regelenergie. Durch den Betrieb der Turbine ohne angekoppelten Kompressor kann darüber hinaus eine deutlich höhere Leistung zur Verfügung gestellt werden als dies in einem konventionellen Gaskraftwerk erfolgen kann.

Bei dem adiabat(isch)en Druckluftspeicherkraftwerk (engl. Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage – AA-CAES) wird der Kompressor nicht gekühlt und die Wärme der komprimierten Druckluft in einem Wärmespeicher zwischengespeichert. Dieser ist als Feststoffspeicher ausgeführt, ähnlich einem Cowper.

Wird die Luft wieder entspannt, durchläuft sie vorher den Wärmespeicher und wird so wieder erhitzt. Es wird kein Erdgas zur Erwärmung der Luft gebraucht. So könnte ein deutlich höherer Nutzungsgrad erreicht werden. Voraussetzung ist aber, dass die Zeitspanne zwischen Auf- und Entladung des Speichers nur kurz ist. Während der Expansion in der Turbine kühlt die Luft auf Umgebungstemperatur ab.

Bei bisher ausgeführten Kraftwerken wird die bei der Komprimierung der Luft entstehende Wärme an die Umgebung abgeführt und ist damit nicht weiternutzbar. Somit arbeitet ein adiabatisches Druckluftspeicherkraftwerk näher an einer adiabatischen Zustandsänderung, der Wirkungsgrad ist höher.[3]

Die deutlich höheren Nutzungsgrade von Pumpspeicherkraftwerken von etwa 80 % können aber von Druckluftspeicherkraftwerken aus physikalischen Gründen wohl nie erreicht werden. Dennoch gibt es derzeit Bestrebungen in Deutschland und auch in den USA zum Neubau jeweils mehrerer neuer Druckluftspeicherkraftwerke in Salzstockkavernen oder in den Hohlräumen stillgelegter Bergwerke.

In den Jahren 2003 bis 2005 wurde im Rahmen eines europäischen Forschungsprojektes von Alstom Power Switzerland an einer Weiterentwicklung der Druckluftspeichertechnik gearbeitet (eingestellt).

Während der Entnahme der Druckluft aus dem Druckluftspeicher verringert sich der Druck im Speicher und somit der Eingangsdruck der Turbine. Konventionelle Turbinen sind aber für weitgehend konstanten Druck ausgelegt. Um den Druck im Druckluftspeicher während der Entnahme konstant zu halten, kann man ihn unterhalb einer Flüssigkeitssäule positionieren. Das kann dadurch erreicht werden, dass die (unterirdische) Kaverne mit einem oberirdischen Speicherbecken verbunden wird. Während des Einblasens der Luft in die Kaverne verdrängt sie die Flüssigkeit (Wasser oder Salzsole) von dort in den Speichersee, während der Entnahme der Druckluft strömt das Wasser wieder in die Kaverne. Die Druckveränderung reduziert sich auf die Schwankung der Oberfläche des Sees. Das Funktionsprinzip wird bei Erdgaskavernenspeichern bereits praktisch angewendet, beispielsweise vom Erdgasunternehmen Keyera in Fort Saskatchewan (Kanada).[4]

Beim submarinen Druckluftspeicher reduzieren sich die Druckveränderungen aufgrund der Positionierung auf dem Meeresboden automatisch auf ein Minimum.

Kraftwerk Huntorf im Modell

Das Kraftwerk Huntorf – weltweit das erste CAES-Kraftwerk – wurde Ende der 1970er Jahre in Deutschland, in Huntorf[16] bei Elsfleth, gebaut und 1978 in Betrieb genommen. Das Kraftwerk hatte ursprünglich eine Leistung von 290 MW; diese wurde durch ein Retrofit im Jahre 2006 auf 321 MW erhöht.

Das Kraftwerk ist ein kombiniertes Druckluftspeicher- und Gasturbinenkraftwerk, das heißt, die Gasturbine ist keine reine Gasexpansionsturbine, sondern eine Verbrennungskraftmaschine, in der zusätzlich zur Energie aus Druckluft auch Energie durch die Verbrennung von Erdgas umgewandelt wird.

Ein weiteres Druckluftspeicherkraftwerk befindet sich in den USA im Staat Alabama. Es wurde 1991 in Betrieb genommen. Als Weiterentwicklung der CAES-Technik wurde ein Rekuperator integriert, der die heißen Abgase der Gasturbine zur Luftvorwärmung nutzt und dadurch den Brennstoffverbrauch mindert. Dieses Kraftwerk kann über 26 Stunden eine Leistung von 110 MW bereitstellen. Die Luft wird hier in einer einzelnen Kaverne mit einem Volumen von 538.000 m³ gespeichert. Die lange Laufzeit von 26 Stunden lässt erkennen, dass es sich nicht um ein reines Spitzenlastkraftwerk handelt.

Um 1 kWh elektrischer Energie zu gewinnen, müssen vorher 0,69 kWh el. Strom und 1,17 kWh Gas investiert werden.[17]

In dieser Anlage wird aus einem im Vergleich zu Huntorf 1,8-fachem Speichervolumen eine Energiemenge von 2860 MWh herausgeholt. Das entspricht einer um den Faktor (2860/642)/1,8 = 2,5-mal höheren Speicherdichte.

Bei Sesta in Italien war ab 1986 eine Test- und Demonstrationsanlage mit einer elektrischen Leistung von 25 MW in Betrieb, die Druckluft in porösem Gestein speicherte. Nach einem Erdbeben wurde die Anlage Anfang der 1990er-Jahre stillgelegt.[18][19]

Mitte 2016 nahm in der Schweiz ein von Wissenschaftlern der ETH Zürich entwickelter Prototyp eines adiabatischen Druckluftspeichers den Testbetrieb auf. Bei dem Projekt, das mit 4 Millionen Franken von der Schweiz gefördert wurde, wird ein Abschnitt eines alten Versorgungstunnels, der zum Bau des Gotthard-Basistunnels genutzt wurde, mit Druckluft bis zu einem Drucklevel von 33 bar gefüllt. Die dabei entstehende Wärme wird in einem Wärmespeicher aus durchströmten Steinen gespeichert, die sich bei diesem Prozess auf bis über 500 °C aufheizen. Bei der Rückverstromung wird die komprimierte Luft wieder über den Wärmespeicher geleitet, sodass bei der Entspannung der Luft keine zusätzliche Wärme zugeführt werden muss und ein hoher Wirkungsgrad erreicht werden kann. Angestrebt wird ein Wirkungsgrad von ca. 72 %.[20][21]

Ab 2013 sollte in Staßfurt im Salzlandkreis in Sachsen-Anhalt eine Pilot- und Testanlage nach dem ADELE-Prinzip (Adiabatische Speicherung) errichtet werden. Das Konzept wurde von RWE, General Electric, Züblin und dem DLR entwickelt. Das Kraftwerk sollte nach Fertigstellung über eine Leistung von ca. 90 MW_el und eine Speicherkapazität von etwa 360 MWh verfügen und von RWE betrieben werden. Im Frühjahr 2015 gab RWE bekannt, dass die Planung für die Pilotanlage in Staßfurt mangels konkreter Marktperspektive eingestellt worden sei.[22]

In Ohio (USA) will die Firma Norton Energy Storage das größte bisher gebaute Druckluftspeicherkraftwerk errichten. Es soll in einer 700 Meter tief liegenden zehn Millionen Kubikmeter großen Kalksteinmine Luft speichern. Die erste Leistungsstufe soll zwischen 200 MW und 480 MW haben und zwischen 50 und 480 Mio. US-Dollar kosten. In vier weiteren Stufen soll die Leistung auf etwa 2.500 MW gesteigert werden.

In Iowa (USA) sollte bis 2015 ein Druckluftspeicherkraftwerk mit etwa 270 MW_el Leistung errichtet werden. Im Gegensatz zu anderen Anlagen sollte hier die Druckluft nicht in einer Kaverne, sondern in einem Aquifer gespeichert werden. Durch den hydrostatischen Druck des Grundwassers hoffte man, in abgeschwächter Form die oben erläuterten Vorteile des isobaren Speichers nutzen zu können. Die Fertigstellung war für 2015 geplant.[23] Mittlerweile wurde das Projekt eingestellt, da die geologischen Voraussetzungen am vorgesehenen Standort nicht gegeben sind.[24]

In Ahaus planen die niederländischen Unternehmen Corre Energy und Eneco ein Druckluft-Speicherprojekt im Ortsteil Alstätte. Das Projekt wäre die erste CAES-Anlage, die in Deutschland entwickelt, gebaut und betrieben wird, seit 1978 die 321-Megawatt-Anlage in Huntorf als erste CAES-Anlage der Welt in Betrieb genommen wurde. Als Speicher sollen 4 Karvernen der Salzgewinnungsgesellschaft Westfalen dienen. In der ersten Phase des Projekts sollen zwei der bestehenden Salzkavernen, deren Übergabe Anfang 2027 erwartet wird, genutzt werden, um eine Verdichtungskapazität von 220 Megawatt und einer Erzeugungskapazität von 320 Megawatt zu installieren.[25]