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Wesentliche Ergebnisse der Teilprojekte

Zusammenfassung

Ein interdisziplinäres Team von Experten der TU Clausthal konnte zeigen, dass das vorgeschlagene Konzept die Netzintegration von Offshore-Großwindanlagen technisch löst und eine Grundlastversorgung sicherstellt. Außerdem lässt sich unter der Berücksichtigung aller volkswirtschaftlichen Kosten feststellen, dass das Clausthaler Konzept wettbewerbsfähig ist. Nun gilt es, diese Clausthaler Idee in die Praxis umzusetzen.

Geomechanische Untersuchungen zum Tragverhalten von Druckluftspeicherkavernen

Als Ergebnisse der grundlegenden Untersuchungen zum Tragverhalten von Druckluftspeicherkavernen kann folgendes zusammengestellt werden:

  1. Die bei zyklischer Ein- und Ausspeicherung von Druckluft induzierte Erwärmung (Kompressionswärme) bzw. Abkühlung (Dekompressionswärme) des Speichermediums induziert im umgebenden Steinsalzgebirge thermische Spannungen.

  2. Die Erwärmung bzw. Abkühlung der Druckluft bei zyklischer Ein- und Ausspeicherung kann in erster Näherung mit DT/Dp = 1,3°C/bar angenommen werden.

  3. Die Größe der im Steinsalzgebirge induzierten Thermospannungen ist bei gegebener Drucklufttemperatur wesentlich abhängig vom Wärmeübergangskoeffizienten zwischen Druckluft und Steinsalzgebirge, der Wärmeleitfähigkeit des Steinsalzgebirges, der Einwirkungsdauer der Drucklufttemperatur und den elastischen Verformungseigenschaften des Steinsalzgebirges. Von diesen Parametern besonders sensitiv einzuschätzen ist der Wärmeübergangskoeffizient, da hinreichend belegbare Informationen über seine zahlenmäßige Größe nicht vorliegen bzw. Angaben aus der Literatur einen Faktor von f ≈ 100 für die Bandbreite zwischen Minimal- und Maximalwert ausweisen.

  4. Aus der Überlagerung der thermisch induzierten Spannungen mit den mechanisch induzierten Spannungen resultiert bei Ausspeicherung von Druckluft bzw. Dekompression / Abkühlung im Bereich der Kavernenkontur ein Spannungsfeld, bei dem die minimale Hauptspannung signifikant kleiner ist, als der Kaverneninnendruck. Abhängig von Kavernenteufe, Kaverneninnendruck und der innerhalb eines Lastwechsels zwischen Ein und Ausspeicherung realisierten Druckamplitude folgt aus der Überlagerung der bei Abkühlung des Steinsalzgebirges induzierten Thermo-Zugspannungen mit den mechanisch induzierten Druckspannungen eine Zugbeanspruchung des konturnahen Steinsalzgebirges.

  5. Für die im Rahmen der Projektstudie rechnerisch analysierte Kavernenkonfiguration können im konturnahen Steinsalzgebirge Zugspannungen von sz > 1 MPa nur dann ausgeschlossen werden, wenn die Kavernendachteufe zD ≥ 900m und die Druckamplitude Dp ≤ 4 MPa ist. Für weitere Untersuchungen von Bedeutung ist hierbei, dass die Zugbeanspruchung ausschließlich thermisch, d.h. nicht mechanisch induziert ist. Ob bzw. inwieweit thermisch induzierte Zugrisse bzgl. des Gebirgstragverhaltens in gleicher Weise zu bewerten sind wie mechanisch induzierte Zugrisse, ist noch nicht abschließend geklärt.

  6. Die Möglichkeit einer weitgehenden Minimierung der Kavernenkonvergenz (Verlust von Speichervolumen) durch Reduktion der Kavernenteufe ist mit Verweis auf die bei abnehmender Kavernenteufe zunehmenden Zugspannungen im konturnahen Steinsalzgebirge begrenzt. In der Konsequenz ist für standortkonkrete Projekte ein Optimum zwischen den Forderungen nach weitgehender Vermeidung von Zugbeanspruchungen und Begrenzung der Kavernenkonvergenz abzuleiten.

  7. Neben einer Bewertung der rechnerisch ermittelten Zugspannungen auslegungsrelevant sind die über die Betriebszeit akkumulierten Vergleichsverzerrungen und die minimalspannungsabhängige Ausnutzung der Bruch- und Dilatanzfestigeit des Steinsalzgebirges. Für die im Rahmen der Projektstudie analysierten Betriebslastfälle konnte gezeigt werden, dass bei Kavernendach-teufen von größer zD ≈ 900m zeitabhängige Schädigungen des konturnahen Steinsalzgebirges in Folge Überschreitung der angesetzten Dilatanzfestigkeit nicht ausgeschlossen werden können bzw. die akkumulierten Kriechverzerrungen die im Speicherkavernenbau üblichen Grenzwerte nach ca. ein bis zwei Betriebsjahren erreichen. Für standortkonkrete Projekte kann als Konsequenz hieraus die Notwendigkeit abgeleitet werden, die Analyse des Tragverhaltens unter Verwendung von Stoffmodellen und Materialparametern mit Berücksichtigung des Schädigungsverhaltens durchzuführen.

Eignung von Offshore-Salzstrukturen für Druckluftspeicherkavernen in der westlichen Nordsee

In den durchgeführten Untersuchungen werden Salzstrukturen mit einer für die Druckluftspeicherung in Salzkavernen geeigneten Salzspiegelteufe bis max. 700 m betrachtet. Dabei liegt der fachliche und räumliche Schwerpunkt auf der Geologie der Salzstrukturen im westlichen bzw. südwestlichen Teil des norddeutschen Küstenraumes bzw. der deutschen Nordsee weil hier ein im Gesamtprojekt relevantes Sauergasfeld und zukünftig auch eine günstige Netzanbindung existiert. Insgesamt wurden eine Salzmauer mit drei Zechsteinsalzstöcken und eine Doppelsalinarstruktur (Rotliegend- und Zechsteinsalz) näher betrachtet.

Aus geologischer Sicht erscheint die von der Insel Borkum nach Norden über eine laterale Ausdehnung von etwa 60 x 3 km erstreckende Salzmauer mit mehreren einzelnen Salzstockstrukturen für die Anlage von Druckluftspeicherkavernen vorbehaltlich einer detaillierteren Untersuchung/Erkundung am besten geeignet. Diese aus den drei miteinander verbundenen Salzstöcken Borkum, Lisa und Lollo bestehende Salzmauer wird aus voraussichtlich gut solfähigen Zechsteinsalzen aufgebaut. Stärker mit unlöslichen Bestandteilen verunreinigtes Rotliegendsalinar ist am Aufbau nicht beteiligt. Der Salzspiegel ist in Teufenbereichen zwischen < 200 m bis 300 m ausgebildet und die horizontale und vertikale (> 2.000 m) Erstreckung ist mehr als ausreichend, so dass diesen Strukturen im Falle einer Verfügbarkeit und geeigneter Netzanbindungsmöglichkeiten in einer ersten Betrachtung der Vorzug für die Anlage von Offshore-Druckluftspeicherkavernen gegeben wird.

Die Doppelsalinarstruktur Helga ist ein aus Rotliegend- und Zechsteinsalz ausgebildetes Salzkissen, dessen Strukturtop nur eine relativ kleine flächenhafte Ausdehnung aufweist, so dass sie nur nachrangig zur Anlage von Druckluftspeicherkavernen in Betracht gezogen werden sollte. Zudem ist aufgrund fehlender Bohrungsdaten noch nicht bekannt, ob an den höchsten Stellen der Struktur überhaupt Salz oder erst Nichtsalzserien angetroffen werden.

Erdgastechnik im Clausthaler Konzept

Die erdgastechnischen Untersuchungen zur Machbarkeit des Clausthaler Konzeptes erlauben die folgenden Schlussfolgerungen:

  1. Für die Nutzung von Offshore Windenergie ist eine aufwändige Infrastruktur, die nur ca. 3.500 (von 8760) Vollbetriebsstunden genutzt wird, erforderlich
  2. Für die Nutzung von Offshore Erdgasvorkommen, sind Offshore Installationen und eine teure Anbindung an das Festland erforderlich, die bei zügiger Ausförderung der Vorkommen nur eine sehr begrenzte Zeit genutzt wird
  3. Die gemeinsame Entwicklung von Offshore Windenergie und Erdgasvorkommen/ Druckluftspeichern bietet eine Fülle von Synergien, die geeignet sind die Wirtschaftlichkeit gegenüber Einzelentwicklungen zu verbessern und die Energie in der Nordsee grundlastfähig zu machen.
  4. Die sich bei einer gemeinsamen Entwicklung zur Erzeugung von Grundlaststrom ergebenden besonderen Herausforderungen bei der Entwicklung von Erdgasvorkommen und
    Druckluftspeichern, z.B.
    • Anpassung der Entwicklung der Erdgasproduktions- und Druckluftspeicher-Kapazitäten an die geografisch-geologischen Gegebenheiten, Windenergie-Aufkommen und Ableitungskapazitäten
    • Vermeidung von Problemen der Bohrungssicherheit aufgrund der schnellen Lastwechsel der Bohrungen bei der Erzeugung von Grundlaststrom
    • Vermeidung von Förderproblemen aufgrund schneller Wechsel in der Gasproduktion sowie Druckluft Ein- und Auslagerung, insbesondere Gashydratbildung im Anfahrbetrieb, Wasser- und Sandaustrag
    • Probleme aufgrund von vermehrtem Sand- und Wasseraustrag sind grundsätzlich beherrschbar.

Auslegung einer Gasturbinenanlage

  1. Eine Sinnvolle Auslegung der Offshore-Gasturbinenanlage erfordert u.a. genaue Kenntnis über das zur Verstromung verwendete Gas (insbesondere die Gaszusammensetzung).
  2. Die Nutzung z.B. einer Trent 60DLE ist zur Offshore-Stromgewinnung effizient und Kostengünstig (unter der Annahme, dass Erdgas zur Verstromung am Standort zur Verfügung steht).
  3. Offshoreverstromung von Schwachgas schafft neue Potenziale in der Energiegewinnung und -versorgung der Zukunft. Durch die Kombination von Offshore-Windenergieparks, Druckluftkavernen und Schwachgas-Gasturbinen können kleine, für die Erschließung bisher unwirtschaftliche Gasfelder mit geringer Gasqualität, zur Energiegewinnung genutzt werden.
  4. Auf dem Markt gibt es derzeit keine Offshore-Gasturbinen zur Verstromung von Schwachgas.

Thermodynamische Betrachtungen

  1. Prüfung verbrennungstechnischer Aspekte von niederkalorischen Gasen unter Berücksichtigung der Haupteinflussgrößen für eine stabile Verbrennung (Temperatur, Verweilzeit, Sauerstoffpartialdruck, Vermischung (Reaktorverhalten, Art der Stoffzufuhr)) und einen ausreichenden Ausbrand.
  2. Entwicklung eines thermodynamischen Modells der Kavernendruckluftspeicheranlage, um belastbare Daten über das Verhalten zunächst einer solchen Teilanlage bei vorgegebenen Leistungskurven zu erhalten.
  3. Das Modell Kavernen-Druckluftspeicheranlage (KDA) in der jetzigen Fassung ermöglicht bereits grundsätzliche realitätsnahe Aussagen. Aufgrund der Komplexität der Aufgabenstellung sind aber noch eine Reihe von Annahmen und Vereinfachungen nötig, die im Zuge der Weiterentwicklung schrittweise abgebaut werden sollen. Daneben sollte in Zukunft die Darstellung des Betriebsverhaltens der Gesamtanlage begonnen werden.

Energiesystemtechnik der Gesamtanlage

  1. Der massive Ausbau von Offshore-Windparks zur regenerativen Stromerzeugung in den nächsten Jahren wird zu starken Schwankungen der elektrischen Energieerzeugung führen, die weitgehend unabhängig von der Nachfrage sind. Um den „Windstrom" effizient nutzen zu können, muss dieser mit Hilfe anderer Kraftwerke zu einer nachfragegerechten Erzeugungskurve „veredelt" werden. Nach den Ergebnissen der Gesamtsimulation wird mit Hilfe des „Clausthaler Konzepts", bei dem Gas-, Speicher und Windkraftwerk offshore kombiniert werden, eine Alternative aufgezeigt, die die Option für den Ausgleich des Windenergieangebots vor Ort ermöglicht. Aufgrund der Fokussierung auf den Ausbau regenerativer Energieerzeugung erschweren die politischen und energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen derzeit die Realisierung von volkswirtschaftlich vorteilhaften Hybridkraftwerken nach dem „Clausthaler Konzept".
  2. Das technologische Umfeld in der Offshore-Umgebung erweist sich dabei als schwierig. So liegen bisher nur ungenügende Kenntnisse über das Verhalten der elektrischen Betriebsmittel, des Druckluftspeicher-Kraftwerks oder des Gasturbinenkraftwerks in der Offshore-Umgebung vor. Es kann aber gezeigt werden, dass durch die Integration von zusätzlichen Kraftwerksteilen offshore mit Stromerzeugung durch Synchronmaschinen die Stabilität der Offshore-Netze, insbesondere bei HVDC-Anbindung erhöht wird.
  3. Die Ergebnisse der Gesamtsimulation haben gezeigt, dass das Hybridkraftwerk nach dem Clausthaler Konzept eine Einspeisung als „Grundlastband" ermöglicht. In diesem Fall konkurriert das hochdynamische Hybridkraftwerk nach „Clausthaler Konzept" mit anderen, beispielsweise Braunkohle befeuerten Grundlastkraftwerken. Daher ist es aus systemtechnischen und ökonomischen Gründen sinnvoll, mit dem Hybridkraftwerk einen dynamischeren nachfragegerechten Erzeugungsgang zu fahren.
  4. Der Bedarf an nachfragegerechter Erzeugung elektrischer Energie wird auch durch den anstehenden Ersatz alter konventioneller Kraftwerke in den nächsten Jahren (bis 2020: 40 GW nach dena) verstärkt, der allein durch den Zubau von Windkraftwerken nicht erreicht werden kann. Hier werden erhebliche Ausgleichsenergien benötigt, die auch das Hybridkraftwerk liefern kann.
  5. Das „Clausthaler Konzept" kann einen Beitrag zum weiteren Ausbau der Offshore-Windenergie leisten. Künftig können mit Hilfe des Offshore-Speichers künftig Windparks ohne Ausbau der Netzanbindung vergrößert werden. Dabei wird gleichzeitig die Auslastung des Netzanschlusses wesentlich erhöht.

Wirtschaftlichkeitsanalyse des Kombinationskraftwerks

Bild 9: Investitionskosten für das Clausthaler Konzept
  1. Der „turnkey invest" des Clausthaler Konzepts, liegt bei circa 2,83 Mrd. Euro. Dabei stellt der Windpark mit seinen 144 Konvertern mit 76,2 % den mit Abstand größten Kostenanteil.
  2. Die Stromgestehungskosten sinken, je weiter die Investitionen in die Zukunft geschoben werden. So ist ein zeitlich strukturierter Bau des Kombinationskraftwerks innerhalb der Laufzeit sinnvoller, als der Versuch, eine schlüsselfertige Anlage vor Beginn der Laufzeit fertig zu stellen. Des Weiteren nimmt der Einfluss des Zinssatzes auf die Stromgestehungskosten ab, je später die Investitionen erfolgen. Betrachtet man das Szenario mit den geringsten Stromgestehungskosten, so kann man für einen realistischen, realen Zinssatz zwischen sieben und zehn Prozent Stromgestehungskosten von 0,0893 € bis 0,0914 € ermitteln.
  3. Vergleicht man die Stromgestehungskosten allein auf betriebswirtschaftlicher Basis, so ist das Clausthaler Konzept gegenüber der Stromerzeugung mit konventionellen Energieträgern noch nicht konkurrenzfähig. Es sind beim Bau jedoch durch Skalen- und Synergieeffekte Preisrückgänge zu erwarten. Auch die weitere Forschungstätigkeit wird in den nächsten Jahren kostensenkend wirken. Die Stromgestehungskosten des Clausthaler Konzepts werden sich in der Zukunft den fossilbetriebenen Technologien auch deshalb weiter annähern, da für diese ein Preisanstieg zu erwarten ist.
  4. Berechnet man die Stromgestehungskosten aus volkswirtschaftlicher Sicht, ergibt sich ein anderes Bild. Zu den Stromgestehungskosten werden nun auch die externen Effekte hinzuaddiert. Es lässt sich feststellen, dass die Kombination von Offshore Windenergie und Erdgasverstromung zur Erzeugung einer Grundlast deutlich geringere externe Kosten aufweist, als die sonst für die Grundlasterzeugung verwendeten Kraftwerke. Insgesamt sind Kosten („wahre Stromgestehungskosten") je nach Zinssatz in Höhe von 9 bis 11 Cent zu erwarten. Danach steht das Clausthaler Konzept aus volkswirtschaftlicher Sicht gleichauf mit Braunkohlekraftwerken. Da es somit wettbewerbsfähig ist und die Kosten konventioneller Energieerzeugung weiter steigen werden, sollte das Clausthaler Konzept in die Praxis umgesetzt werden.

Identifikation kritischer Punkte am Hybridkraftwerk Offshore aus umweltplanerischer Sicht

  1. Die Frage der Umweltverträglichkeit der Offshore-Windenergienutzung ist am Planungsstandort weitgehend geklärt.
  2. Bei Bau und Betrieb des Kavernenspeichers steht aus Umweltsicht die Einleitung und Verdünnung der Sole im Vordergrund. Umweltverträgliche Lösungen sind jedoch leicht machbar.
  3. Im Hinblick auf die Erdgasförderung, -verarbeitung, -leitung und -speicherung können bei erster Näherung geringe bis mittlere ökologische Risiken erwartet werden.
  4. Im Hinblick auf die Gasverstromung des Hybridkraftwerks bleibt z.Z. noch als wichtiger Gesichtspunkte die Zusammensetzung des Fördergases ungeklärt. Technik und Kenntnisse zur Entwicklung umweltverträglicher Lösungen sind jedoch vorhanden.

Zusammenfassend lässt sich feststellen, dass ein Hybridkraftwerk umweltverträglich zu erbauen und zu betreiben sein wird, wenn dabei auf dem Stand heutiger Technik und mit angemessener Umwelttechnik vorgegangen wird.

 

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