Pumpturbinen und Energiewende

Autor: Ass.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Eduard DOUJAK, Projektass. Dipl.-Ing. Philipp UNTERBERGER, Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.Ing. Christian BAUER (Technische Universität Wien - Institut für Energietechnik und Thermodynamik) , 03.02.2013

Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern ist in aller Munde. Stichworte wie „Energiewende“ oder „dezentrale Energieerzeugung“ sind aus dem derzeitigen Sprachgebrauch kaum mehr wegzudenken.

Doch wie sollen all diese schönen Wörter in die Tat umgesetzt werden? Beim Thema Energieerzeugung aus erneuerbaren Energieträgern fallen den meisten sofort die Bereiche Wind, Photovoltaik und Biomasse ein. Das auch Teile der Wasserkraft in diese Kategorie fallen, ist in den deutschsprachigen Alpenländern schon nicht mehr so selbstverständlich. Und dennoch, blickt man in die Zukunft der erneuerbaren Energieträger, so kommt man ohne den Bereich der Wasserkraft nicht mehr aus. Allerdings handelt es sich dabei nicht um die konventionelle Wasserkraft im Sinne eines Lauf- oder Speicherkraftwerkes, sondern um den Bereich der Pumpspeicherung. Diese wird speziell für die Integration erneuerbarer Energiesystem in das bestehende, elektrische Netz benötigt, um die Stabilität weiterhin zu gewährleisten. Pumpspeicher sind eine vorhandene Technologie, die mit geringsten spezifischen Speicherkosten die größte Energiemenge effizient speichern kann. Bei der Umsetzung von Pumpspeicherprojekten stößt man allerdings immer wieder auf gewisse Widerstände, da konventionelle Pumpspeicheranlagen einen sehr großen Flächenbedarf für die Errichtung der dazugehörigen Speicherbecken benötigen. Dementsprechend ziehen sich auch die Behördenverfahren, selbst unter Auflagen, in die Länge. Das Institut für Energietechnik und Thermodynamik der Technischen Universität Wien (IET/TUW) untersucht derzeit die Möglichkeit der Integration von bereits vorhandenen, künstlichen Seen in Pumpspeichersysteme. Je nach Speichervolumen und Einsatzzeit kann dies zu Anlagenlösungen in der Leistungsklasse von 15 MW und darunter führen. Unter konventionellen Gesichtspunktenind Pumpspeicherkraftwerke solch geringer Leistung hinsichtlich ihrer spezifischen Speicherkosten kaum konkurrenzfähig, ein modularer Ansatz könnte hier aber Abhilfe schaffen. Der vorliegende Artikel beschäftigt sich mit der historischen Entwicklung im Bereich der  Pumpspeichertechnologien, dem Integrationsbedarf von erneuerbaren Energieträgern in das elektrische Stromnetz und einem neuen, innovativen Pumpturbinenkonzept inklusive dessen Einsatzperspektiven.

HISTORISCHE ENTWICKLUNG DER PUMPSPEICHERTECHNOLOGIE
Die historische Entwicklung der Pumpspeichertechnologie reicht mehr als 130 Jahre zurück und fand ihre erste Anwendung 1882 in der Schweiz, wo getrennte Maschinensätze für Pumpe und Turbine verwendet wurden. Es dauerte allerdings weitere 37 Jahre bis die „Rocky-River Pumped Storage Hydroelectric Station“ ans Netz ging. Dieses Kraftwerk war mit einer Francis-Turbine und zwei Zentrifugalpumpen ausgestattet. Nach der Inbetriebnahme stellte man allerdings fest, dass die zwei installierten Pumpen, in umgekehrter Drehrichtung, unter reduziertem Wirkungsgrad, auch als Turbinen betrieben werden könnten [1]. Etwa zur gleichen Zeit wurden auch in Europa die ersten Anlagen Niederwartha und Koepchenwerk errichtet [2]. Seitdem schreitet die Entwicklung der Pumpspeicheranlagen hinsichtlich Leistung und möglicher Förderhöhe kontinuierlich fort. Die heutigen Grenzen liegen bei ca. 400 MW und 700 m Förderhöhe bei einstufigen Maschinen [3] bzw. über 1000 m bei mehrstufigen, reversiblen Pumpturbinen [4].

TERNÄRE MASCHINENSÄTZE FÜR HYDRAULISCHEN KURZSCHLUSS
Konstruktiv unterscheidet man heute zwischen dem ternären und dem Pumpturbinen Maschinensatz. Beim ternären Maschinensatz kommen eine Turbine, eine Speicherpumpe (fallhöhenspezifisch auch in mehrstufiger Bauweise) und ein Motorgenerator zum Einsatz. Zum An-fahren oder Betriebsmoduswechsel eines solchen Maschinensatzes benötigt man zusätzlich noch einen Anfahrwandler, der gemeinsam mit allen anderen Aggregaten auf einer Welle sitzt. Auf der hydraulischen Seite kommen dabei fallhöhenabhängig entweder Peltonoder Francis-Turbinen zum Einsatz, wie z.B. bei der Anlage Malta Hauptstufe, die miteiner Fallhöhe von 1100 m und einer Pelton-Turbine ausgestattet ist [5]. Der Vorteil einer solchen Maschinenanordnung liegt eindeutig im Betriebsmodus des hydraulischen Kurzschlusses, vorausgesetzt, die baulichen Gegebenheiten wurden dafür berücksichtigt. Dabei wird die Turbine regulierend eingesetzt, um den Unterschied zwischen konstanter Pumpleistung und der im Verbrauchernetz überschüssigen elektrischen Energie auszugleichen [6]. Dieses Konzept kann auch durch bauliche Maßnahmen auf mehrere Maschinensätze ausgeweitet werden [7]. Beim Pumpturbinenkonzept werden im Wesentlichen ein Motorgenerator und eine reversible Pumpturbine eingesetzt, die durch Drehrichtungswechsel zwischen Pump- und Turbinenbetrieb umgeschaltet werden kann. Dabei können je nach Randbedingungen (Fallhöhe, Volumenstrom, Drehzahl) einstufige, wie z.B. in Limberg II mit 2 x 240 MW und 360 m Fallhöhe [8], oder mehrstufige Pumpturbinen, wie z.B. in Nestil mit 140 MW und 1050 m Fallhöhe [9] zum Einsatz kommen.

DREHZAHLVARIABLE GENERATOREN IM TREND
Auf Seiten des Motorgenerators hat sich in den letzten Jahren durch die Entwicklung der drehzahlvariablen Antriebe eine weitere Verbesserung im Betriebsverhalten des Maschinensatzes ergeben. So lassen sich gewisse Defizite im Turbinenbetrieb des Pumpmaschinensatzes ausgleichen und höhere Wirkungsgrade erzielen. Angewendet wurde dieses Konzept erstmalig in Europa im Pumpspeicherkraftwerk Goldisthal, welches mit einem doppelt gespeisten Asynchron-MG ausgerüstet ist (nominale Leistung 269 MW, Drehzahl 333,3 min-1 mit einem Bereich von -10 % bis +4 %) [10]. Durch den großen Erfolg dieser technologischen Weiterentwicklung werden drehzahlvariable Antriebe in etlichen derzeit in Bau oder in Planung befindlichen Projekten vorgesehen. Projekte wie z.B. „Linthal 2015“ (nominale Leistung 250 MW, Drehzahl 500 min-1 mit einem Schwankungsbereich von ±6 %) [11] oder Nant de Drance [11] (nominale Leistung 157 MW, Drehzahl 428,6 min-1 mit einem Schwankungsbereich von ±7 %) werden bereits mit dieser Technologie ausgestattet. Bei zukünftigen Projekten wie z.B. die Erweiterung des KW Kaunertal werden die passenden Parameter hierfür erst erhoben [12].

DIE ZUKÜNFTIGE ROLLE DER PUMPSPEICHERUNG
Die Rolle der Pumpspeicherung wurde in den letzten 5-6 Jahren speziell durch ein Abkommen der Europäischen Union (EU), welches auch als „20-20-20 Ziele“ bekannt ist, prägnant wichtiger [13]. Hinter diesen Zielen steckt bekanntlich auch der vermehrte Ausbau der Erneuerbaren Energieträger (EE) zur Erreichung der hochgesteckten Klimaziele. Die eingeleitete Energiewende in Deutschland verstärkt diesen Trend naturgemäß. Nach den ersten Jahren des vermehrten Ausbaus der EE beginnt man die Notwendigkeit der Energiespeicherung auf Grund der volatilen Einspeisung zu begreifen. Dass gerade die Pumpspeicherung hier den größten Anteil mit dem besten Zykluswirkungsgrad liefern kann, liegt in der ausgereiften Technologie begründet. Als Folge dieser Neuorientierung der Energieerzeugung und der Notwendigkeit der Energiespeicherung entstanden verschiedenste Studien [14]-[22], die versuchen den Bedarf an Pumpspeicherung in Österreich, Deutschland, der EU und weltweit für die Zukunft zu errechnen. Eine detailliertere Gegenüberstellung der verschiedenen Studien und ihrer Aussagen findet sich in [23] wieder, und soll hier nicht weiter vertieft werden. Zusammenfassend ergibt sich je nach Studienansatz und Land bzw. Region eine benötigte Speicherkapazität zwischen einigen wenigen bis zig tausend MW. Weltweit sollen gemäß [22] bis in das Jahr 2050 an die 300.000 MW Speicherkapazitäten benötigt werden, um ein ausgeglichenes Energieszenario mit einem großen Anteil an EE bewerkstelligen zu können. Betrachtet man nun die bis dato weltweit installierten Pumpspeicheranlagen (cirka 270 existierende oder in Bau befindliche Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 127.000 MW laut [24]), so zeigt sich ein Übergewicht von Anlagen der 1.000 – 2.000 MW und der 200 MW – 400 MW Leistungsklasse (siehe Bild 1). In diese Kategorie fallen auch die derzeit in Österreich geplanten Großprojekte in Oberösterreich [25] und der Steiermark [26, 27].

MANGEL AN KLEINEN PUMPSPEICHERANLAGEN
Auffällig ist eine nahezu völlige Absenz von Kleinwasserkraftpumpspeicheranlagen der Leistungsklasse bis cirka 20 MW. Dies kann mitunter durch eine zu aufwendige Kostenstruktur für Anlagen dieser Art liegen. Das es ein gewisses Potential für solche Kleinpumpspeicheranlagen gibt, wurde bereits für das Land Salzburg in einer Potentialstudie [28, 29] erhoben. Dabei wurden die Beschneiungsspeicher für die Schneeproduktion auf ihren sekundären Einsatz hin als Pumpspeicherreservoir untersucht. Legt man die zugrunde liegende Untersuchungsmethode auf den gesamten Alpenraum um, dann ergeben sich eine Vielzahl von möglichen Standorten für solch dezentrale Kleinwasserkraftpumpspeicheranlagen [30]. Unter diesem Gesichtspunkt wird an der TU Wien, im Zuge einer interfakultären Kooperation des Instituts für Energietechnik und Thermodynamik (IET) mit dem Institut für Energiesysteme und Elektrische Antriebe (IEAM), die Einsatzmöglichkeit eines modularen Konzepts für Pumpturbinen erforscht. Die Idee dahinter ist, standardisierte Komponenten auf hydraulischer und elektrischer Seite zu entwickeln, die in der Lage sind die Kosten der elektromechanischen Ausrüstung zu senken, um den Einsatz kleiner Pumpturbinen wirtschaftlich zu machen.

PUMPTURBINENENTWICKLUNG IM MODULAREN BAUKASTENSYSTEM
Der Grundgedanke einer solchen Entwicklung spiegelt sich im Baugruppenansatz wieder. Dabei wird die Baugruppe in ein System von Untergruppen oder Modulen aufgeteilt. Diese Module übernehmen dann gewisse Funktionseigenschaften, welche mittels entsprechender Randbedingungen miteinander gekoppelt werden. Im Falle der vorliegenden Pumpturbine wurde dieses Konzept auf drei Maschinengruppen umgesetzt:

a) Pumpturbinen (PT) Module: Die Anpassung an anlagenseitige Randbedingungen wie Förderhöhe, Durchfluss und Leistung erfolgt durch die Wahl der Anzahl an Stufen der reversiblen Pumpturbine. Dabei sind die Grundmodule Saugrohr und Spirale immer vorzusehen und entsprechend die Laufräder mit den benötigten Umlenkern zu wählen (siehe Bild 2).

b) Motor-Generator (MG) Module: Die Leistungsanpassung entsprechend der benötigten Leistung im Pumpmodus geschieht durch die Wahl der Stator- und Rotorscheiben einer Axialflussmaschine (siehe Bild 3).

c) Elektrische Versorgungsmodule (FU): Die elektrischen Module, im speziellen der Frequenzumrichter (FU), sind dem Motor/Generator entsprechend zu wählen.

In der vorliegenden Entwicklung soll auf der hydraulischen Seite eine mehrstufige, reversible PT zum Einsatz kommen, die für den Betrieb bei variabler Drehzahl ausgelegt ist. Bild 2 zeigt das aktuelle Konzept einer solchen Maschine. In Bezug auf eine modulare Bauweise stellt die Anwendung standardisierter Maschinenkomponenten wie Laufrad, Umlenker, Spirale und Saugrohr eine wichtige Neuheit dar. Die Grundidee für die Entwicklung der standardisierten Komponenten ist die Anwendung von ein und demselben Laufradentwurf für jede Stufe. Für das Laufraddesign müssen sowohl Pump- als auch Turbinenbetrieb berücksichtig werden, welchen jeweils unterschiedliche Auslegungskonzepte zugrunde liegen. Die Strömung in einer Turbine wird beschleunigt, da hier eine Umwandlung von potentieller in kinetische Energie erfolgt. Da eine solch beschleunigte Strömung tendenziell geringer zur Strömungsablösung neigt, können kurze, stark gekrümmte Schaufelkanäle mit großen Schaufelwinkeln an der Eintrittskante realisiert werden, um Reibungsverluste zu minimieren und den Wirkungsgrad zu maximieren. In einer Pumpe wird hingegen die kinetische Energie durch Verzögerung der Strömung im Laufrad und Gehäuse in potentielle Energie umgewandelt. Da eine verzögerte Strömung sehr anfällig auf Strömungsablösungen reagiert, werden lange, glatte Schaufelkanäle mit kontinuierlicher Querschnittszunahme notwendig. Würde man nun ein so konzipiertes Turbinenlaufrad im Pumpbetrieb betreiben, so würde dies einige Nachteile mit sich bringen [31], unter anderem einen geringeren Wirkungsgrad, eine instabile Kennlinie und in Folge eine höhere Lärmbelastung [32]. Daher werden die Laufräder reversibler Maschinen, die sowohl für Turbinen- als auch Pumpenbetrieb gedacht sind, für den Pumpbetrieb ausgelegt und mit einem speziellen Design der  Schaufelhinterkante versehen. Hydraulische Strömungsmaschinen werden mehrstufig gebaut, wenn die spezifische Drehzahl nq unterhalb einer bestimmten Grenze liegt. Dies ist bei radialen Maschinen der Fall, die für große Förderhöhen H und sehr kleine Volumenströme Q (siehe Bild 4) eingesetzt werden sollen. In solchen Fällen reduziert sich der Wirkungsgrad aufgrund von Reibung im Radseitenraum sowie Spaltverluste zwischen dem Laufrad und dem Gehäuse [33]. Beide steigen stark an, wenn die spezifische Drehzahl reduziert wird [34]. Im Pumpenbau werden mehrstufige Systeme verwendet, um nq zu erhöhen, falls die Drehzahl n nicht weiter erhöht werden kann. Hierbei wird die Gesamtförderhöhe auf Einzelstufen aufgeteilt, wobei der Volumenstrom Q gleich bleibt. Jede Stufe arbeitet nun bei HST = H/i, wobei i die Anzahl an Stufen darstellt. Durch diese Maßnahme kann die spezifische Drehzahl pro Stufe nq,ST gesteigert werden, um höhere Wirkungsgrade bei kleineren Verlusten zu erzielen. Im elektro-maschinellen Bereich liegen die Hauptaugenmerke in Bezug auf das Antriebsdesign im modularen Aufbau und der variablen Drehzahl. In diesem Zusammenhang bezieht sich der Begriff Modularität auf die Möglichkeit, die Maschinenleistung auf mehrere parallele Übertragungspfade aufzuteilen, wodurch die erforderlichen Leistungsklassen der einzelnen Komponenten reduziert werden können. Auch hier wurden neue Konzepte und Wege gesucht, diese Idee der Modularität umzusetzen, da ein konventioneller Antrieb sich nicht einfach modularisieren lässt und auch auf Grund der maximalen Antriebsleistung zu teuer wäre. Eine Möglichkeit die Kosten zu reduzieren und den Modulansatz im Antriebsstrang in das Konzept zu implementieren, ist die Verwendung eines Axialflussscheibendesigns. Solche Maschinentypen, bestehend aus mehreren Stator- und Rotorscheiben (s. Bild 3) werden bereits in anderen Anwendungen wie z.B. der Schifffahrt eingesetzt [35]. Durch das Verbinden jeder Stator-Scheibe mit einem eigenen FU kann die Gesamtleistung auf die verzweigten Übertragungspfade aufgeteilt werden. Dabei ergeben je ein FU, ein Stator und die benachbarten Rotorteile ein Modul. Durch die Variation der Scheibenanzahl kann dabei die Leistung angepasst werden. Auf der einen Seite ermöglicht dies, die individuellen Leistungsstufen vom FU zu reduzieren, wodurch die Verwendung billigerer Umrichtertechnologien ermöglicht wird. Auf der anderen Seite kann eine Variation der Anzahl der Module genutzt werden, um die gesamte Leistungsstufe des Antriebes an die Rahmenbedingungen, gegeben durch die Leistung der hydraulischen Maschine im Pumpenbetrieb, anzupassen. Detailliertere Informationen zur Auslegung einzelner Komponenten und der Konzeption bzw. der Anwendungsgebiete der vorliegenden Pumpturbinenentwicklung können [36] – [42] entnommen werden.

SPEZIFISCHE INVESTITIONSKOSTEN
Gerade in der jüngsten Vergangenheit wird die Investition in Pumpspeicheranlagen in Frage gestellt. Speziell durch die erhöhte Subventionierung von Photovoltaik wird es zu - nehmend schwieriger eine Rentabilität von großen Pumpspeicheranlagen zu bewerkstelligen. Bereits vorhin erwähnte Großprojekte [25]-[27] rechnen sich zum Teil bei einer kurzfristigen Betrachtungsweise nur sehr schwer [45]. Betrachtet man allerdings einen längeren Zeitraum so könnten sich die Investitionen in Zukunft sehr wohl ändern [46]. Bei kleinen Anlagen, unter der Voraussetzung einer konventionellen Technik, scheint eine ökonomische Anwendung heutzutage unmöglich. Die spezifischen Kosten für die elektromaschinelle Ausrüstung sind in einem Gesamtkostenvergleich zu großen Anlagen deutlich höher. Einen ersten Anhaltspunkt für eine Investitionsverteilung von Pumpspeicheranlagen der oberen Leistungsklasse kann [43] entnommen werden. Im vorliegenden Projekt wurde diese Verteilung als Basis für eine elektromaschinelle Investitionsabschätzung der neu entwickelten Pumpturbine herangezogen. Dabei wurde eine realistische Bandbreite der Kosten zwischen 300 €/kW bis 800 €/kW herangezogen (siehe Bild 5). Aus dieser Studie [44] geht eindeutig hervor, dass eine Reduktion der Maschinenkosten durch ein modulares Konzept sinnvoll und notwendig ist. Betrachtet man die Obergrenze von 800 €/kW als spezifische Maschinenkosten, so erkennt man, dass diese nahezu die Hälfte der Gesamtinvestitionen ausmachen. Um auf eine ähnliche, wie in Großanlagen vorherrschende Verteilung der Kosten zu kommen, müssen die spezifischen Kosten auf das untere Limit von zirka 300 €/kW gesenkt werden. Nur durch eine solche Reduktion der elektromaschinellen Kosten können kleine Pumpspeicheranlagen in Zukunft rentabel werden.

ZUSAMMENFASSUNG
Gerade die öffentlich geführten Diskussionen der letzten Zeit zeigen, wie schwierig es wird, in Zukunft rentable Pumpspeicheranlagen zu realisieren. Dennoch darf man den Bedarf an Speichermöglichkeiten für aus EE erzeugte elektrische Energie nicht außer Acht lassen, da sie wesentlich zur Netzstabilisierung beitragen. Somit stellen Investitionen in den Ausbau von Pumpspeicheranlagen nicht nur eine kurzfristige Kapitalveranlagung, sondern eine Investition in die lückenlose Stromversorgung der Zukunft dar. Speziell unter diesem Gesichtspunkt wurde das neue, modulare Pumpturbinenkonzept für große Fallhöhen bei geringem Durchfluss und einer Leistungsausbeute bis ca. 20 MW entwickelt, da es auf dem Markt diese Maschine noch nicht gibt. Der Einsatz dieses Maschinentyps könnte durch den speziellen, modularen Ansatz in gewissen Anwendungsbereichen, wie z.B. der Sekundärnutzung von Beschneiungsteichen in alpinen Skizentren oder Bewässerungsbecken für die Obstkultivierung, die vorhandene Lücke im unteren Leistungsbereich schließen. Letztendlich tragen solche Anlagenprojekte und Ideen zur Entlastung und Stabilisierung der Übertragungsnetze im unteren Spannungsbereich bei und können auch zur effizienteren Gestaltung von Smart Grid Lösungen beitragen.

DANKSAGUNG
Dieses Projekt wird aus Mitteln des Klima- und Energiefonds gefördert und im Rahmen des Programms „NEUE ENERGIEN 2020“ durchgeführt.

Referenzen:

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[45]http://diepresse.com/home/wirtschaft/economist/1336700/Wien-Energie_Warum-sich-gruene- Batterie-nicht-rechnet, accessed 24. Januar 2013.

[46]http://diepresse.com/home/wirtschaft/economist/1337109/Wien-Energie_Es-ist-eine-Investition-fuer-hundert-Jahre, accessed 26. Januar 2013.

Autoren:

Ass.Prof. Dipl.-Ing. Dr.techn. Eduard DOUJAK, Projektass. Dipl.-Ing. Philipp UNTERBERGER
Univ.Prof. Dipl.-Ing. Dr.Ing. Christian BAUER (Technische Universität Wien - Institut für Energietechnik und Thermodynamik)

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Pumpspeicherkraftwerk Heiterwang

Studie news

 

Der Rotlechspeicher für das Pumpspeicherkraftwerk Heiterwang der Elektrizitätswerke Reutte. (Foto: EWR AG)

Übersichtsgrafik

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Anzahl der Installationen in Abhängigkeit der Kapazitätsklassen (Quelle: IEA [22])
(Grafik: TU Wien)

Das Pumpturbinenkonzept

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Modulares Pumpturbinenkonzept in 5-stufiger Anordnung. (Grafik: TU Wien)

Elektrische Ausrüstung

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Elektrische Ausrüstung des Antriebsstranges mit dem Konzept der Axial-Abflussmaschine [35]. (Grafik: TU Wien)

Berechnete Kennlinien

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Berechnete Kennlinien im Pumpbetrieb bei Variation der Drehzahl, in Abhängigkeit von der Anzahl der PT-Stufen (1 bis 5 Stufen) [37]. (Grafik: TU Wien)

Übersicht Kostenverteilung

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Kostenverteilung einer konventionellen Pumpspeicheranlage laut [43] im Vergleich zu jenen kleiner Pumpturbinen laut [44] für verschiedene Kosten der elektromaschinellen Ausrüstung (EM). (Grafik: TU Wien)