Flexibel durch Speicher

Technik - Energiesystem

Kraftwerke - Methanol- und Flüssigluftspeicher können künftig ein Ansatz sein, um konventionelle Anlagen flexibler zu machen. Entsprechende Projekte will Mitsubishi Hitachi Power Europe mit Technologiepartnern umsetzen oder setzt sie aktuell um.

30. November 2015

Ausreichend große Energiespeicher gelten als der technische Schlüssel, um das Grundproblem der fluktuierenden Einspeisung von Energie aus erneuerbaren Quellen für die sichere Gesamtversorgung in den Griff zu bekommen. Was bisher technisch möglich ist, hat jedoch meist nur die Funktion eines Kurzzeitspeichers – etwa die Pumpspeicherwerke, Batterien und Druckluftspeicher. Oder ein Speichersystem ist, wie bei Power to Gas (PtG), bei einem – noch – sehr hohen Investitionsaufwand mit kaum vertretbaren Wirkungsgraden behaftet. Zumindest, wenn nach der Speicherung erneut Strom benötigt wird. Zudem gibt es von Power-to-Gas-Systemen bislang lediglich Anlagen im Pilotmaßstab.

Ein interessanter Ansatz zur Lösung des Speicherproblems könnte hingegen das bislang eher wenig diskutierte Umwandeln von zeitweilig als Überschuss anfallendem Strom zu Methanol sein. Der flüssige Kohlenwasserstoff ist ein chemisches Grundprodukt, das beispielsweise Raffinerien aus Öl destillieren können. Es lässt sich aber auch aus CO2, Wasser und Energie synthetisieren.

Das Verfahren ist ähnlich wie bei der Gewinnung von Wasserstoff durch Power to Gas. Oder wie bei dessen zweiter Veredelungsstufe, bei der Methan synthetisiert wird Hauptbestandteil von Erdgas. Dennoch kommt Christian Bergins, der die Technologie zusammen mit einer Entwicklergruppe von Mitsubishi Hitachi Power Systems (MHPS) untersuchte, hier zu der Auffassung, dass Methanol-Speicher nicht nur technisch möglich, sondern auch eine deutlich rentablere Alternative zu PtG sein könnten. Er stellte die Technologie auf dem Kraftwerkstechnischen Symposium in Dresden vor.

Integrierte Speicher künftig notwendig

»Wenn im Jahr 2050 die Stromproduktion zu 80 Prozent aus erneuerbaren Quellen stammen soll, dann bedeutet das in etwa, dass mindestens eine Leistung von 259GW bei Wind und Photovoltaik installiert sein werden, dass also in vielen Stunden eine drastische Überproduktion stattfindet«, sagt Bergins. Er verweist auf die derzeitige Spitzenlast von 87GW, die weiter ansteigen wird. Sichere Versorgungsverhältnisse lassen sich nach den heutigen Kenntnissen 2050 nur erreichen, wenn dann im Verhältnis zur Spitzenlast 315% an installierter Gesamt-Leistung zur Verfügung stehen die 20% gesicherte Leistung aus fossilen Kraftwerken, Regelenergie und die Kapazitäten einer Speicherreserve schon eingerechnet.

Eine Basiserzeugung von Strom aus großen fossilen Kraftwerken wird einerseits erforderlich bleiben, um eine gesicherte Leistung mit großen rotierenden Massen am Netz zu haben. Daher sollten andererseits jedoch auch Technologien entwickelt werden, die einen wirtschaftlichen Betrieb dieser Kraftwerke ermöglichen. Und zwar, ohne dass erhebliche Größenordnungen an Wind- und Solarkraftwerken ständig abgeregelt werden müssen oder zugleich eine enorme Kapazitätsreserve vorgehalten und finanziert werden muss.

Daher sind, so schlussfolgert Bergins, in den konventionellen Kraftwerken große, integrierte Speichersysteme notwendig. Das würde diese Anlagen zu Regelenergiesystemen machen, die im Extremfall eines Tages sogar im negativen Bereich gefahren werden können.

20% der Leistung für Elektrolyse

Der für die Methanol-Synthese notwendige Wasserstoff kann sowohl über Elektrolyse, aus Hüttengasen oder auch aus der Großchemie, etwa der Chloralkali-Elektrolyse, gewonnen werden. Als Quelle für das CO2 bieten sich die Rauchgase von fossilen Kraftwerken oder ebenfalls die Chemie an. Wobei für die Synthese ein Niedertemperaturreaktor verwendet werden soll.

Laut der Untersuchungen von MHPS sollten bis zu etwa 20% der installierten Kraftwerksleistung für die Elektrolyse genutzt werden. Dieses reduziert dann die Stromeinspeisung ins Netz bei Minimallast entsprechend. Weiteren (Überschuss-)Strom verbrauchen die Rauchgaswäsche sowie die Gas-Kompressoren.

Rechnerisch sei damit ein Wirkungsgrad von 61% bei der Wandlung von Strom zum Heizwert des Methanols möglich. Aus einem 710-MW-Block eines Kraftwerkes lassen sich so pro Tag zwischen rund 137 und 410t Methanol erzeugen. Dieses kann am günstigsten als Treibstoff oder Chemierohstoff verwendet werden.

Aggregatveränderung ausgenutzt

Als eine weitere Speichervariante, die auch für sehr große Energiemengen bei vertretbarem Raum- und Mitteleinsatz umgesetzt werden könnte, sieht Bergins die Verflüssigung von Luft mit Hilfe von überschüssiger Energie. »Das Verfahren wird oft als zu teuer und technisch aufwendig abgelehnt, doch das beruht auf dem Irrtum, dass die Luftbestandteile zunächst getrennt würden«, sagt er.

Bei der Luftverflüssigung würde tatsächlich nur das Spurengas CO2 entfernt, Stick- und Sauerstoff hingegen als Gemisch mittels Verdichtern verflüssigt und bei weniger als 160°C in isolierten Behältern gelagert. Bei dem Liquid Air Energy Storage (LAES) genannten Projekt wird zudem ein klassischer Kältespeicher genutzt, der die bei der Ausspeisung der Luft entstehende Verdampfungskälte aufnimmt. Dieser Kältespeicher kann dann wieder bei der Verflüssigungsphase zum Kühlen der Luft genutzt werden.

Die nach der Verdampfung unter hohem Druck stehende Luft kann hingegen – nach einer Erwärmung etwa mittels Turbinenabgas-Energie – Expansionsmaschinen antreiben, die über einen Generator Strom erzeugen. »Das Prinzip ist ähnlich wie ein Druckluftspeicher, aber wir nutzen den Effekt des Wärmeübergangs zwischen flüssiger und gasförmiger Luft«, sagt Bergins. Das erhöhe die Energiedichte um mehrere Größenordnungen.

Die erforderliche Wärme für die Aufheizung der ausgespeicherten Flüssigluft kann aus verschiedenen Quellen kommen, was entscheidend für die Konfiguration der Kraftwerksanlage ist. Mitsubishi Hitachi Power Systems hat dazu gemeinsam mit der Linde AG mehrere Kombinationen mit konventionellen Stromerzeugungssystemen durchgerechnet.

Zum Beispiel bei der Nutzung von Abgasen einer Gasturbine, wobei auch bestehende Kraftwerksanlagen und die eingeführte Technologie zur kryogenen Luftzerlegung genutzt werden können. Dies vermeidet lange Entwicklungszeiten. Den Gesamtwirkungsgrad des LAES-Systems gibt Bergins mit 50 bis 60% an.

Teillast um 10% senkbar

Ebenfalls nutzbar ist LAES bei bereits in Betrieb befindlichen Dampfkraftwerken, wo die notwendige Energie aus dem Hochdruck-Dampf der Turbine stammen kann. Hingegen lasse sich die bei der Verdichtung und Verflüssigung anfallende Wärme zur Speisewasservorwärmung des Dampfkraftwerkes nutzen.

LAES ermögliche damit, die Teillast des Kraftwerks um zusätzlich rund 10% zu senken, bei Volllastbetrieb wächst die Leistungsabgabe ebenfalls um rund 10%. Der Brennstoffwirkungsgrad liegt bei einem solchen System bei etwa 65%. »LAES erfüllt damit gleich zwei wichtige Funktionen für das Gelingen der Energiewende«, konstatiert Christian Bergins. Zum einen lassen sich so konventionelle Kraftwerke deutlich flexibler fahren, zum anderen lassen sich vergleichsweise große Energiemengen speichern – und das ohne riesigen Raumbedarf und bei akzeptablen Invest- beziehungsweise Entwicklungskosten.

Umsetzung abhängig von Politik

Ob und wann Speichertechnologien auf Methanolbasis oder mit Luftverflüssigungsanlagen praktisch in großtechnischen Dimensionen realisiert werden, hängt nun von den politischen Rahmenbedingungen ab, also von den Vorgaben für das künftige Strommarktdesign. Für zwei Szenarien sieht Christian Bergins gute Chancen zu einer Umsetzung.

Entweder, die Strompreise bleiben in etwa auf dem Niveau von heute, oder sie steigen moderat und zugleich erhöht sich der Tages-Spread. Dann dürfte zumindest LAES eine gute Aussicht auf Erfolg haben.

Oder aber im zweiten Szenario fallen die Strompreise weiter aufgrund der wachsenden Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen. Dann würden vor allem die Methanolspeicher als Alternative zu hohen Kapazitätszahlungen interessant.

In jedem Fall aber würden diese Technologien die laufenden Betriebskosten der entsprechend ausgerüsteten Kraftwerke senken können – und zwar sowohl hinsichtlich des spezifischen Brennstoffverbrauches als auch der Verschleißkosten durch die notwendigen flexiblen Fahrweisen.

Manfred Schulze

Erschienen in Ausgabe: 10/2015