Erschienen in: Energy 2.0 Kompendium 2008, S. 301
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Die Speicherung elektrischer Energie

Ausgleich fluktuierender Einspeisesysteme und dynamisches Energiemanagement durch den Einsatz von Stromspeichern

Energiewandler für regenerative Energie aus Sonne und Wind haben eine fluktuierende, schwer zu prognostizierende Leistungsabgabecharakteristik und führen zu Problemen bei der Energiebereitstellung und -verteilung. Neben Last- und Erzeugermanagement stellt die Speicherung elektrischer Energie eine weitere ergänzende Möglichkeit zum Ausgleich von Angebot und Nachfrage dar. * Christian Dötsch

Die von EU und deutscher Bundesregierung geforderte und geförderte Einspeisung erneuerbarer Energien hat zur Folge, dass ein zunehmender Anteil der Stromversorgung aus erneuerbaren Energien mit fluktuierender Leistungsabgabecharakteristik gedeckt wird. Das derzeitige Energieversorgungsnetz ist für einen vertikalen Betrieb auf Basis zentraler Großkraftwerke ausgelegt. Durch die verstärkt dezentrale Einspeisung in das Nieder- und Mittelspannungsnetz stoßen Teilnetze an die Grenzen der Übertragungskapazität und es kommt heute schon zu Abschaltungen regenerativer Energieerzeugungsanlagen.

Die Speicherung elektrischer Energie erhält daher eine immer größere Bedeutung. Sicherung der Netzstabilität, Erhöhung der Versorgungssicherheit, Vermeidung des kostenintensiven Netzaus- und -neubaus sowie effizientere Nutzung regenerativer Energien sind Argumente für den Einsatz dezentraler Energiespeicher im Nieder- und Mittelspannungsnetz. Zur Speicherung elektrischer Energie existiert eine Vielzahl möglicher Speichertechnologien in unterschiedlichen Entwicklungsgraden. Entscheidend sind Kriterien wie Kosten, Verfügbarkeit, Energie- und Leistungsdichte, Wirkungsgrad, Lebensdauer und Ansprechverhalten. Anhand dieser Parameter lässt sich für die jeweilige Speichertechnologie eine idealtypische Anwendung bzw. Netzdienstleistung ermitteln (siehe Abbildung nächste Seite). Vereinfachend lassen sich Speichertechnologien unterteilen in

Zu den Hochleistungsspeichern zählen Doppelschichtkondensatoren (DSK), Supraleitende Magnetische Energiespeicher (SMES) und Schwungräder, zu den Hochenergiespeichern gehören Pumpspeicherkraftwerke und Druckluftspeicherkraftwerke. Eine weitere Differenzierung der Speichertechnologien lässt sich anhand der Speicherprinzipien vornehmen.

Variante 1: Mechanische Speicherung

Die klassische Energiespeicherlösung sind Pumpspeicherkraftwerke. Diese werden weltweit mit bis zu 2,7 GW Kraftwerksleistung betrieben und decken einen Leistungsbedarf von etwa 85 GW. Derzeit werden Pumpspeicherkraftwerke zum Ausgleich von Tagesprofilprognosen, zur Spitzenlastdeckung und Bereitstellung von Stromprodukten und Netzdienstleistungen eingesetzt. Für die gleichen Dienstleistungen werden Druckluftspeicherkraftwerke verwendet. Der klassische Aufbau eines Druckluftspeicherkraftwerks ist ein Gasturbinen-Prozess mit unabhängiger Luftkompression. Das weltweit erste, 1978 bei Huntorf (Deutschland) installierte Druckluftspeicherkraftwerk liefert 330 MW Leistung über einen Zeitraum von 2 Stunden [1]. Eine viel versprechende Weiterentwicklung stellt eine adiabat arbeitende Variante dar. Hier kann zu Gunsten eines Wärmespeichers auf die Zufeuerung von Erdgas vor der Expansion verzichtet werden. Eine erste Demonstrationsanlage wurde für 2015 angekündigt [2].

Bei einem Schwungrad wird die Speicherwirkung über rotative kinetische Energie realisiert. Schwungräder können in kurzer Zeit sehr viel Energie aufnehmen und wieder abgeben. Die Speicherdauer ist jedoch sehr begrenzt. Der Einsatz erfolgt oft zur Glättung kurzfristiger Lastspitzen im mobilen Bereich zum Beispiel bei Bussen und Straßenbahnen und im stationären Bereich zur unterbrechungsfreien Stromversorgung (USV) und Netzqualitätsverbesserung.

Variante 2:Elektrochemische Speicherung

Anfang der 80er-Jahre bis Mitte der 90er-Jahre des vergangenen Jahrhunderts sind große Bleibatteriespeicher aufgebaut worden, um unterschiedliche Netzdienstleistungen wie zum Beispiel Frequenz- und Spannungsstabilisierung, Lastausgleich und Lastspitzenglättung zu ermöglichen. Mit dieser Speichertechnologie lässt sich ein hoher Wirkungsgrad von 80 – 90 % erreichen. Auch in netzfernen Energieversorgungsanlagen wie Alpenhütten sind nach wie vor überwiegend Bleibatterien zu finden. In Deutschland wird eine Recyclingquote von nahezu 100% erreicht [3].

Ein weiterer großer Batteriespeicher bestehend aus Nickel-Cadmium-Basis (NiCd) ist in Fairbanks/Alaska 2004 in Betrieb gegangen. Hier besteht die Hauptaufgabe darin, eine unterbrechungsfreie Stromversorgung zu ermöglichen bis weitere Energieerzeugeranlagen zur Verfügung stehen [4]. Allerdings steht diese Speichertechnologie bei der EU auf der Prüfliste, da ein Verbot von Batterien mit mehr als 0,002 % Cadmium-Anteil diskutiert wird [3]. Eine Weiterentwicklung der NiCd-Batterie ist die Nickel-Metall-Hydrid-Batterie (NiMH), die derzeit hauptsächlich in Hybridfahrzeugen eingesetzt wird [3]. Lithium-Batterien für Energiespeicher befinden sich aufgrund der hohen Materialvielfalt und der dadurch entstehenden Kombinationsmöglichkeiten noch in der Entwicklungsphase. In der Erprobung befindliche Lithium-Batterien werden für den Einsatz in der Hybrid-Fahrzeugtechnik, unterbrechungsfreien Stromversorgungen und photovoltaischen Inselanlagen im Bereich einiger kW-Leistung getestet. Bei diesem Speichersystem ist es notwendig, den Betriebsspannungsbereich einer jeden Zelle durch eine Sicherheitselektronik zu überwachen und einzuhalten [3]. Batterien auf der Basis von Natrium-Nickel-Chlorid (NaNiCl) oder Natrium-Schwefel (NaS) gehören zu den Hochtemperaturbatterien, die zwischen 270 und 350 °C betrieben werden. Die NaNiCl-Batterie befindet sich noch in der Entwicklung und wird vereinzelt in elektrischen Fahrzeugen getestet. Die NaS-Batterie setzt man in Japan dagegen bereits verstärkt für Lastausgleich, Frequenz- und Spannungsstabilisierung und Lastspitzenglättung im Energieversorgungsnetz ein [3, 5]. Flow-Batterien bestehen aus zwei flüssigen (Redox-Flow) oder einem flüssigen und einem festen (Hybrid-Flow) Elektrolyten, die durch eine Membran getrennt sind. Bei der Redox-Flow-Batterie werden die Elektrolyte in zwei externen Tanks gelagert. Dadurch entsteht eine Entkopplung von Leistung (durch die Membranfläche bestimmt) und Kapazität (durch den Tankinhalt vorgegeben). Auch bei dieser Speichertechnologie gibt es eine Vielzahl unterschiedlicher Elektrolyte. Derzeit befinden sich die Eisen-Chrom-, Vanadium- und Polysulfid-Bromid-Redox-Flow-Technologien in der Erprobung. Von der Vanadium- und Polysulfid-Bromid-Redox-Flow-Technologie existieren bereits einige Großanlagen in Japan, Australien, England und den USA mit bis zu 15 MW Leistung und bis zu 120 MWh Kapazität. Zu den Hybrid-Flow-Batterien zählt die Zink-Brom-Batterie, bei der Zink in fester Form vorliegt. Diese sind mit Speichervolumina bis 500 kWh in den USA und Japan errichtet worden [3, 5, 6]. Eine weitere Möglichkeit der elektrochemischen Speicherung stellt die Elektrolyse von Wasser dar. Der dabei entstehende Wasserstoff wird anschließend gespeichert. Aufgrund der niedrigen Dichte von Wasserstoff ist zur Speicherung eine Kompression auf hohe Drücke (300 bis 700 bar) oder alternative eine Verflüssigung des Wasserstoffs notwendig. Beides erfordert hohen Energieeinsatz, so dass die Gesamtwirkungsgradkette mit max. 50% moderat ausfällt. Die Rückverstromung kann mittels Brennstoffzellen oder konventioneller Verbrennungskraftmaschinen erfolgen. Alternativ kann Wasserstoff zu einem gewissen Anteil ins Erdgasnetz eingespeist bzw. zum mobilen Einsatz in Fahrzeugen genutzt werden. Dem mobilen Einsatz wird gerade aufgrund der hohen Energiedichte von Wasserstoff im Vergleich zu Batterietechnologien ein großes Potenzial eingeräumt langfristig fossileKraftstoffe zu ersetzen [3, 7].

Variante 3: Elektrische Speicherung

Bei SMES wird die Energiespeicherung mittels supraleitender Spulen in einem magnetischen Feld realisiert. Für den Betrieb müssen Temperaturen unterhalb der Sprungtemperatur des Supraleiters (ca. 20 - 35 Kelvin) eingehalten werden. Dies wird durch den Einsatz von flüssigem Helium oder flüssigem Stickstoff erreicht. Dadurch werden die Widerstandsverluste so gering wie möglich gehalten und ein hoher Wirkungsgrad zwischen 85 und 95 % erreicht [7, 8].

Realisiert sind bislang Systeme bis 1,4MW Leistung die als Hochleistungsspeicher fungieren, da sie in sehr kurzer Zeit sehr hohe Ströme freisetzen können. Die Anwendung dieser Speichertechnologie liegt daher eher im Bereich der Netzqualitätsverbesserung [3]. Doppelschichtkondensatoren (DSK) zeichnen sich durch eine hohe Kapazität mit bis zu 5 kF aufgrund hochporöser Elektroden und der daraus resultierenden sehr großer Oberfläche und langen Lebensdauer bis zu 1.000.000 Zyklen aus. DSK werden auch als Superkondensatoren, Supercaps, Ultracaps, Boostcaps, Powercaps oder Goldcaps bezeichnet.

Mit einem Wirkungsgrad von 90 - 95 % gehören Doppelschichtkondensatoren zu den effizientesten Energiespeichern und werden überwiegend zur kurzzeitigen Energiespeicherung in Verbindung mit anderen Speichertechnologien und zur Netzqualitätsverbesserung eingesetzt [1].

Fazit

Der Betrieb eines Energiespeichers für elektrische Energie ist sowohl für Stadtwerke und Verteilnetzbetreiber in der Nieder- und Mittelspannung als auch für Industriebetriebe interessant und lässt eine Vielzahl unterschiedlichster Anwendungen und Netzdienstleistungen zu. Hier sind Langzeitbereich (Speicherdauer > 15 min) börsenorientierte Bereitstellung von Stromprodukten, Lastspitzenglättung, Lastflussoptimierung und damit verbunden die Vermeidung von Netznutzung und -ausbau zu nennen. Im Kurzzeitbereich liegen die Anwedungen vor Allem bei unterbrechungsfreier Stromversorgung, Frequenz- und Spannungsstabilisierung, Verbesserung der Netzqualität. Auch Kombinationen sind unter Berücksichtigung der technischen Restriktionen der jeweiligen Speichertechnologien möglich und erstrebenswert. Darüber hinaus tragen Stromspeicher in Netzen mit hohem Anteil fluktuierender erneuerbarer Energien wesentlich zur Optimierung des Energieflusses und zur bedarfsgerechten Energiebereitstellung bei und stellen so eine wichtige Voraussetzung für deren weiteren erfolgreichen Ausbau dar.

Die sich verändernde Energieerzeugungsstruktur hin zu dezentralen Anlagen mit teils fluktuierenden Energieabgabecharakteristik bereitet den Energieversorgern wesentliche Probleme durch erhöhten Regel- und Ausgleichsenergiebedarf sowie die temporäre Überlastung der Übertragungskapazitäten in lokalen Teilnetzen Probleme. Ein Ausweg stellt die Speicherung elektrischer Energie dar. Es zeigt sich jedoch, dass keine der hier gezeigten Speichertechnologien den gesamten möglichen Anwendungsbereich vom Kurzzeitspeicher für die Verbesserung der Netzqualität bis hin zum Langzeitspeicher für Energiemanagementaufgaben abdeckt. Der Einsatz eines Energiespeichers muss daher immer für die entsprechende Anwendung ausgelegt sein, um einen effizienteren Betrieb des Netzes ermöglichen.

 

Weiterführende Informationen

 

[1] ECPE Seminar "Energy Storage Technologies" Aachen, June 2007, Aachen
 
[2] Meyer, F., Druckluftspeicher-Kraftwerke, BINE Informationsdienst, projektinfo 05/07, Karlsruhe 2007
 
[3] Sauer, D.U., Optionen zur Speicherung elektrischer Energie in Energieversorgungs-systemen mit regenerativer Stromerzeugung. 2006, Institut für Stromrichtertechnik und Elektrische Antriebe (ISEA), RWTH Aachen: Aachen
 
[4] Ohler C. und D. Chartouni, Batteriespeicher im elektrischen Versorgungsnetz, Hannover Messe, Energie-Forum Life needs Power, Hannover, 2007
 
[5] Department of Trade and Industry, United Kingdom, Review of electrical energy storage technologies and systems and of their potential for the UK, Manchester, 2004
 
[6] Netherlands Ministry of Housing, Spatial Planning and the Environment, DACES 2050 - Database Clean Energy Supply 2050, Final Report, Utrecht, 2001
 
[7] Ibrahim, H., A. Ilinca, und J. Perron, Energy storage systems – Characteristics and comparisons, Renewable & Sustainable Energy Reviews, 2007
 
[8] Schoenung, S.M. and W.V. Hassenzahl, Long- vs. Short-Term Energy Storage Technologies Analysis A Life-Cycle Cost Study, in Sandia Report, Sandia National Laboratories, Editor. 2003: Menlo Park, Piedmont, CA
 

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