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Am 19. Januar 2010 vereinbarte ein Konsortium unter Führung von RWE die
Realisierung von ADELE, des "Adiabaten Druckluftspeichers für die Elektrizitätsversorgung".
Das Foto zeigt v.l.n.r. Georg Knoth (GE), Johann-Dietrich Wörner (DLR), Jörn
Beckmann (Züblin), Johannes Lambertz (RWE Power), Jürgen Großmann
(RWE AG) und Ferdinando Beccalli-Falco (GE) bei der Vertragsunterzeichnung.
Pressefoto RWE
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ADELE soll's regeln: Das adiabatische Druckluftspeicher-Kraftwerk
Der "adiabatische Druckluftspeicher", dessen Entwicklung jetzt durch
die Bundesregierung gefördert wird, soll die Verwendung von Druckluft als Medium
zur Energiespeicherung wirtschaftlicher machen. Das Adjektiv "adiabatisch"
(neuerdings wird es auch zu "adiabat" verkürzt) ist ein Begriff der
Thermodynamik, der aus dem Griechischen stammt (a = nicht; diabasis = Wechsel, Durchgang).
Gemeint ist damit, daß bei Zustandsänderungen von Gasen – wenn sich
also der Druck, das Volumen oder die Temperatur ändert – kein Wärmeaustausch
mit der Umgebung stattfindet.
Normalerweise verhält es sich anders: Zum Beispiel erhitzt sich das Gasgemisch
Luft, wenn es mit der Fahrradpumpe verdichtet wird, was man an der Erwärmung
des Kolbens spüren kann. Und wenn Druckluft expandiert, ist die Entspannung das
Gasgemischs mit Abkühlung verbunden. Annähernd adiabatisch verlaufen nur
schnelle Zustandsänderungen, wie die Luftdruckschwankungen des Schalls oder die
Explosion in einem Verbrennungsmotor.
Mit der Wärme geht ein großer Teil der nutzbaren
Energie verloren
Die diabatischen Verluste sind ein großer Nachteil, wenn man Luft zur Energiespeicherung
nutzen will. Es geht auf diese Weise viel Energie als Wärme verloren: Das eine
Mal, wenn die Luft durch Kompressoren verdichtet wird, weil sie vor der Speicherung
wieder abgekühlt werden muß. Das andere Mal, wenn die gespeicherte Druckluft
genutzt wird, weil sie bei der Entspannung so abkühlt, daß sogar die Druckluft-Turbine
vereisen kann. Dies vermeidet man, wenn die gespeicherte Druckluft bei einem Gasturbinenkraftwerk
lediglich den Verbrennungsprozeß unterstützt. Der Gasverbrauch ist dann
aber höher, als wenn der Verdichter direkt mit der Turbine gekoppelt ist und
heiße Luft abgibt.
Druckluftspeicher-Kraftwerke haben sich deshalb in der Stromwirtschaft bisher nicht
durchsetzen können, obwohl sie im Prinzip ähnliche Möglichkeiten zum
Ausgleich der Schwankungen von Angebot und Nachfrage bieten wie die Pumpspeicherkraftwerke.
Es gibt bisher weltweit nur zwei solche Kraftwerke. Auf englisch werden sie als CAES-Kraftwerke
bezeichnet (Compressed Air Energy Storage). Das eine wurde schon 1978 von der damaligen
Nordwestdeutsche Kraftwerke AG (später PreussenElektra bzw. E.ON) in Huntorf
bei Oldenburg in Betrieb genommen. Das andere arbeitet seit 1991 in McIntosh im US-Bundesstaat
Alabama.
Die bisherigen Luftspeicher-Kraftwerke sind modifizierte Gasturbinenanlagen
Die Bezeichnung Druckluftspeicher-Kraftwerke ist insofern irreführend, als
die beiden genannten Anlagen keineswegs allein mit Druckluft betrieben werden. Es
handelt sich vielmehr um modifizierte Gasturbinenkraftwerke. Der Unterschied zu einem
normalen Gasturbinenkraftwerk besteht darin, daß der Verdichter, der die für
den Verbrennungsprozeß notwendige Druckluft erzeugt, technisch und zeitlich
unabhängig von der Turbine betrieben wird.
Beim normalen Gasturbinenkraftwerk werden bis zu zwei Drittel der Leistung für
die Förderung und Verdichtung der Verbrennungsluft benötigt. Durch die Entkoppelung
von Verdichter und Turbine steht beim Luftspeicher-Kraftwerk die komprimierte Luft
bereits in einem Speicher zur Verfügung, den der Verdichter zu passender Zeit
mit Schwachlast-Strom auffüllt. Da die Turbine keinen Verdichter antreiben muß,
gibt sie ihre Leistung ungeschmälert an den Generator weiter und erzeugt dreimal
soviel Strom. Das Medium Luft kann so in ähnlicher Weise der Energiespeicherung
dienen wie das Wasser bei Pumpspeicherkraftwerken.
Aber leider ist wegen der diabatischen Verluste der Wirkungsgrad solcher Luftspeicher-Kraftwerke
ziemlich schlecht. So benötigt man in Huntorf etwa 1,6 kWh Gas (für die
Turbine) und 0,8 kWh Strom (für den Verdichter), um eine Kilowattstunde Spitzenlaststrom
zu erzeugen. Unter Berücksichtigung aller Faktoren ergibt sich ein Wirkungsgrad
von 42 Prozent. Bei dem Kraftwerk in den USA nutzt man die Turbinenabgase über
einen Wärmetauscher zur Vorerwärmung der Druckluft. Dadurch steigt hier
der Wirkungsgrad auf 54 Prozent, ist aber noch immer nicht befriedigend, wenn man
ihn mit dem von Pumpspeicherkraftwerken vergleicht, die zwischen 70 und 85 Prozent
des aufgewendeten Pumpstroms zurückgewinnen.
Pumpspeicherkraftwerke arbeiten optimal, lassen sich aber nur
bedingt errichten
Pumpspeicherkraftwerke wären somit eigentlich die erste Wahl, um Lastschwankungen
bei der Stromversorgung abzupuffern. Ihre Technik ist seit vielen Jahrzehnten erprobt
und bewährt (siehe ENERGIE-WISSEN).
Sie lassen sich aber nur dort anlegen, wo es in der Landschaft entsprechende Niveauunterschiede
gibt. Zum Beispiel kommt das norddeutsche Tiefland nicht in Frage (eine Ausnahme bildet
hier das Pumpspeicherkraftwerk Krümmel, das den Niveauunterschied zwischen der
Elbe und der eiszeitlichen Endmoräne "Geest" nutzen kann). Aber auch
im deutschen Mittelgebirge gibt es kaum noch neue Standorte zur Anlage von Pumpspeicherkraftwerken.
Zu den wenigen möglichen Neubauten gehört hier das Projekt "Blautal"
mit einem Wirkungsgrad von 75 Prozent, das die Stadtwerke Ulm seit 2005 vorantreiben
(050307) und für das im Mai 2009 das Raumordnungsverfahren
abgeschlossen wurde.
Was es indessen gerade in der norddeutschen Tiefebene reichlich gibt, sind unterirdische
Salzstöcke, die sich zu Kavernen mit riesigem Fassungsvermögen aushöhlen
lassen. So entstand vor über dreißig Jahren auch das Luftspeicher-Kraftwerk
Huntorf. Um das Salz auszuwaschen, wurde hier fast zwei Jahre lang das Wasser des
Flüßchens Hunte in den Untergrund gepreßt und die Sole in die Nordsee
geleitet. Das Ergebnis waren zwei gigantische Hohlräume in 600 Meter Tiefe, die
300.000 Kubikmeter Luft mit Drücken bis zu 70 Bar speichern können. Dieser
Vorrat an Druckluft reicht für zwei Stunden Vollastbetrieb. Mit einer Leistung
von 290 MW verfügte Huntorf bei der Inbetriebnahme über die weltweit stärkste
Gasturbine.
Luftspeicher konkurrieren mit Erdgas- und CO2-Speichern
Vernünftigerweise lassen sich solche Speicher nur unterirdisch anlegen, in
einem Salzstock wie in Huntorf oder in anderen geeigneten Gesteinsformationen. Ähnliche
Kavernen benötigt man für Erdgasspeicher (090806)
oder für die Ablagerung von Kohlendioxid aus fossil befeuerten Kraftwerken (090305).
Das Konzept der Luftspeicher tritt damit in Konkurrenz zu den beiden anderen Nutzungsarten.
Da Deutschland bereits über hinreichend Erdgasspeicher verfügt und die CO2-Abscheidung
ein sehr umstrittenes Konzept ist, dürfte die Nutzung des Untergrunds für
Zwecke der Energiespeicherung wichtiger und sinnvoller sein.
Als man das Luftspeicher-Kraftwerk Huntorf baute, dachte noch niemand an Windkraftanlagen
und deren schwankende Einspeisung ins Stromnetz. Man wollte vielmehr Schwachlastzeiten
nutzen, um mit dem Grundlaststrom des benachbarten Kernkraftwerks Unterweser Druckluft
zu erzeugen, die in Zeiten des Spitzenbedarfs wieder in Strom umgewandelt werden kann.
Ferner sollte das Kraftwerk bei einem Stromausfall die externe Stromversorgung des
Kernkraftwerks sichern und die Wiederherstellung der Stromversorgung erleichtern.
Erhöhter Regelbedarf durch Windstrom und Stromhandel bewahrte
Huntorf vor der Stillegung
Die Technik des Luftspeicher-Kraftwerks kann inzwischen als erprobt und zuverlässig
gelten. Die Bedienung des Kraftwerks Huntorf erfolgt ferngesteuert vom Kohlekraftwerk
Bremen-Farge. Dennoch wurde die Anlage wegen der relativ hohen Kosten der Stromerzeugung
nur sparsam eingesetzt. Ende der neunziger Jahre wollte PreussenElektra das Kraftwerk
Huntorf sogar stillegen. Dann kamen aber die Liberalisierung des Strommarktes und
der Bau zahlreicher Windkraftanlagen, die inzwischen auch in Huntorf das Landschaftsbild
bestimmen (siehe Foto). Der Stromhandel und die Windstromeinspeisung
ließen den Regelbedarf im Netz stark ansteigen. Auf das Luftspeicher-Kraftwerk
Huntorf konnte deshalb trotz der höheren Kosten nicht mehr verzichtet werden.
Im Gegenteil: Im Jahr 2006 wurde die Leistung der Gasturbine von 290 auf 321 MW erhöht.
Nun plante sogar die Energie Baden-Württemberg (EnBW) den Bau eines weiteren
Druckluftspeicher-Kraftwerks. Wie sie im Frühjahr 2006 mitteilte, wollte sie
eine solche Anlage in Norddeutschland errichten, um die unregelmäßige Stromeinspeisung
von Windparks auszugleichen (060416). Mit dem Land Niedersachsen
wurde eine entsprechende Vereinbarung unterzeichnet. Das Projekt tauchte noch 2008
in einer Liste der Kraftwerksvorhaben auf, die der Bundesverband der Energie- und
Wasserwirtschaft (BDEW) veröffentlichte (080407). Tatsächlich
wurde es aber vorläufig auf Eis gelegt. Einer der Gründe könnte gewesen
sein, daß der zuständige Technik-Vorstand Anfang 2007 das Unternehmen verließ
(070217).
Beim "adiabatischen Speicher" geht die Wärme
nicht verloren und Erdgas wird überflüssig
Unterdessen zeichneten sich neue Perspektiven in Gestalt des "adiabatischen
Luftspeicher-Kraftwerks" ab. Beim ihm soll der Wirkungsgrad, der in Huntorf bei
42 Prozent liegt, auf rund 70 Prozent steigen. Erreicht wird dies durch die zusätzliche
Einführung eines Wärmespeichers, der jene Wärme aufnimmt, die beim
Verdichten der Luft entsteht. Wenn die Druckluft dann der Turbine zugeführt wird,
fließt sie erst durch diesen Wärmespeicher und nimmt die entnommene Energie
wieder auf. Diese komprimierte und zugleich heiße Luft setzt dann bei ihrer
Entspannung auf atmosphärisches Druck- und Temperaturniveau soviel Energie frei,
daß die Verwendung von Erdgas überflüssig wird. Stattdessen kann sie
direkt eine Luftturbine antreiben.
Schon die EnBW hatte diese adiabatische Speichertechnik im Blick, als sie ihr Projekt
plante, denn es sollte zugleich als Forschungsobjekt für die neue, effizientere
Variante dienen. Auf englisch wird sie als Advanced Adiabatic Compressed Air Energy
Storage (AA-CAES) bezeichnet. Die EU startete dazu 2003 ein vierjähriges Forschungsvorhaben
und stellte 2,4 Millionen Euro zur Verfügung, die durch weitere Beiträge
der Industrie auf mehr als vier Millionen Euro aufgestockt wurden. Neben den Stromkonzernen
E.ON und RWE beteiligten sich unter anderen die MAN Turbo AG, Alstom Power Ltd., die
Deep Underground Engineering (DEEP) und das das Deutsche Zentrum für Luft- und
Raumfahrt (DLR).
Bau der ersten Demonstrationsanlage soll 2013 beginnen
Am 27. Dezember 2007 unterzeichneten RWE und der US-Konzern General Electric eine
Absichtserklärung zur Entwicklung eines Druckluftspeicherkraftwerks vom Typ AA-CAES.
Zunächst wurde eine Machbarkeitsstudie erstellt. Nachdem diese vorlag und positiv
ausfiel, wurden noch der Baukonzern Züblin und die Deutsche Gesellschaft für
Luft- und Raumfahrt (DLR) miteinbezogen. Am 20. Januar 2010 stellte das erweiterte
Konsortium sich und sein Projekt der Öffentlichkeit vor. Es trägt den hübschen
deutschen Namen ADELE als Abkürzung für "Adiabater Druckluftspeicher
für die Elektrizitätsversorgung". Ziel ist die Errichtung einer ersten
Demonstrationsanlage ab 2013, die über eine Speicherkapazität von einer
Gigawattstunde verfügen und eine elektrische Leistung von bis zu 200 Megawatt
erbringen soll. Einschließlich der Förderung durch das Bundeswirtschaftsministerium
stellen die Projektbeteiligten zehn Millionen Euro bereit.
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