Große Flexibilität aus den Bergen

STROM Die zunehmende Dynamik im Netz verlangt nach immer variableren Speichertechnologien. Pumpspeicher mit Varspeed-Technik eignen sich hierfür besonders gut. Aktuelle Projekte zeigen dies.

28. September 2007

Mithilfe von Pumpspeicherwerken (PSW) lassen sich Strombedarf und -produktion entkoppeln. Ein weiterer Vorteil ist ihre Spontanität. Binnen weniger Minuten erreichen sie ihre volle Pump- oder Generatorleistung und können so Schwankungen im Stromnetz schnell folgen, im Teillastbereich sind sie unter Umständen schon in weniger als einer Minute einsatzfähig.

Wertvolle Dienste leisten PSW zudem bei Stromausfällen: Sie sind ›schwarzstartfähig‹, benötigen also im Gegensatz zu vielen anderen Kraftwerken keinen Hilfsstrom zum Anlaufen. Daher sind sie in der Lage Energie zu liefern, die nach einem Stromausfall zum Anfahren anderer Kraftwerke benötigt wird.

Die Spontanität der Speicher- und Spitzenlastkraftwerke hat in den vergangenen Jahren massiv an Bedeutung gewonnen. War es vor wenigen Jahrzehnten üblich, dass PSW über Stunden hinweg im Pump- oder Turbinenmodus liefen, um Lastschwankungen zu kompensieren, sind heute häufigere Wechsel, oft direkt vom Pump- in den Turbinenbetrieb und umgekehrt, an der Tagesordnung. Zudem wünschen sich PSW-Betreiber möglichst lange Laufzeiten ihrer Anlagen.

Hier setzen die Synchronmaschinen Grenzen: Sie arbeiten mit einer festen Drehzahl und können nur pumpen, wenn die überschüssige Energie im Netz die Nennleistungsaufnahme der Pumpe übersteigt. Sobald dieser Punkt wieder unterschritten wird, schalten sie sich ab.

Elektronik diktiert Drehzahl

An diesem Manko setzen Varspeed-Asynchronmaschinen an. Bei diesem Konzept bringt eine Änderung der Rotorfrequenz auch eine Drehzahländerung mit sich, was eine Leistungsbeeinflussung ermöglicht. Zudem sind diese Maschinen für große Leistungen prädestiniert, denn nur die ›Schlupfleistung‹, ein Bruchteil der Klemmenleistung, fließt über die Leistungselektronik - entsprechend kompakt und preiswert fällt diese aus.

Die Leistungselektronik kann durch Frequenzvorgaben die gewünschte Drehzahl in einem bestimmten Band diktieren. ›Varspeed‹ erlaubt daher das Pumpen mit variablen Drehzahlen, etwa in einem Bereich von ±5 oder ±10 % der Nenndrehzahl. So können sie für einen Bereich von etwa 70 bis 100 % der Pumpleistung gebaut werden. Der konkrete nutzbare Leistungsbereich hängt von der Fallhöhe und dem Fluss ab und ist somit für jedes PSW separat zu berechnen.

Die typische Antriebseinheit für diese Maschinen sind reversible Francis-Pumpturbinen. Den höchsten Wirkungsgrad beim Pumpen erreichen sie bei mittleren Drehzahlen. Aber: Beträgt die Nennleistungsaufnahme beim Pumpen (bei maximaler Drehzahl) zum Beispiel 300 MW, so kann diese Varspeed-Maschine bereits ab zirka 210 MW mit ihrer minimalen Drehzahl betrieben werden.

Während die normale Synchronmaschine auf das Überschreiten der Nennleistung (bspw. 300 MW) für den Start des Pumpbetriebs angewiesen ist, kann die Varspeed-Maschine bereits bei einem geringeren Energieüberschuss pumpen (im Beispiel 210 MW). Das hat positive Aspekte in Bezug auf die Netzstabilisierung: Steigt die Netzfrequenz über 50 Hz (bei Überversorgung), können Varspeed-Maschinen im Teillastbetrieb schon zeitiger als ausgleichende Stromverbraucher agieren und zur Frequenzhaltung beitragen, als ungeregelte Synchronmaschinen.

Dank der regelbaren Pumpleistung kann die Pumpturbine innerhalb ihres Betriebsbereichs dem Strom-Überangebot folgen. Sie muss also im Verhältnis zu ihrer Einsatzdauer nicht so oft ein- oder ausgeschaltet werden, was verschleißträchtige Starts minimiert. Die Technologie hat noch einen weiteren Vorteil: Der Einsatz dort, wo ein großer Unterschied zwischen maximaler und minimaler Fallhöhe existiert. Dadurch ergeben sich weniger Einschränkungen bei der PSW-Standortwahl.

Immer optimaler Wirkungsgrad

Dazu kommt: Es lassen sich für Pumpund Turbinenbetrieb unterschiedliche Frequenzen einstellen. Da der optimale Wirkungsgrad beim Pumpen bei einer anderen Drehzahl erreicht wird, als beim Turbinieren, trägt dies zur Wirkungsgradsteigerung bei, denn in beiden Fällen lassen sich die optimalen Betriebspunkte nutzen.

»Der hohe Wirkungsgrad sowie der erweiterte Betriebsbereich erlauben PSW-Betreibern mehr Betriebsstunden pro Jahr zu erzielen«, sagt Dr. Alexander Schwery von Alstom Hydro. Zudem gestatteten moderne Anlagen spontane Wechsel und ein schnelles Hochlaufen der Systeme. Typischerweise können reversible Francis-Pumpturbinen binnen etwa vier Minuten aus dem Stillstand in den Pumpbetrieb gehen. Beim Turbinenbetrieb genügen aus dem Stillstand rund anderthalb Minuten, bis Strom ins Netz gespeist werden kann.

Ein weiterer Vorzug ist die schnelle Netzstabilisierung: Während eine Synchronmaschine bei kurzzeitigen Netzeinbrüchen etliche Sekunden benötigt, um sich wieder auf die Solldrehzahl von 50 Hz einzupendeln, brauchen Varspeed-Turbinen nur Sekundenbruchteile.

Angesichts dieser Argumente ist es logisch, dass der Bedarf an dieser zukunftsträchtigen Technologie wächst, insbesondere in Europa. »Hauptsächlich in der Schweiz und Österreich ist ein merklicher Anstieg der Anfragen und auch der Bautätigkeit feststellbar«, sagt Dr. Schwery.

Häufig gehe es in Europa jedoch nicht um Neuanlagen, sondern um eine bessere Nutzung alter Standorte, hat Dr. Schwery ausgemacht: »Die zwei zurzeit aktuellen Projekte Nant de Drance und Linth-Limmern nutzen bestehende Stauseen und verbinden diese durch unterirdische Installationen. Dadurch wird der Eingriff in die Umwelt minimal.«

Trotz des Erreichten rechnet der Hydro- Experte mit weiteren Fortschritten, vor allem bei der Leistungselektronik, was eine weitere Reduktion der Volumina und Kosten mit sich bringen würde. Dr. Schwery geht davon aus, dass es in Zukunft verstärkt interessant sein wird, Energie zu speichern. Zur Zeit seien PSW die effizienteste Art, um hier größere Mengen zu bevorraten. (mn)

Erschienen in Ausgabe: 10/2007