Momentanreserve Energie für die Zukunft

Die Buchstaben   W_E_L_S   des Akronyms stehen für:

W – Wetterunabhängig,

E – Energiedivers,

L – Lastmodulierend,

S – Standortneutral.

Diese Eigenschaften sind notwendig, um die bisherigen zuverlässigen Lieferanten der Momentanreserve, die fossilen thermischen Kraftwerke, ersetzen zu können. Im hiesigen Stromnetz sind alle synchron laufenden 50 Hz Maschinen elektromagne-tisch verbunden. Die rotierenden Massen bilden in Summe ein großes Trägheitsmoment, welches Frequenzschwankungen sofort (momentan) glättet, bis die Regel- bzw. Ausgleichsenergie danach übernehmen kann.   

Mit dem Abschalten der großen Turbinen-Generatoren Baugruppen der thermischen Kraftwerke entfallen wichtige Frequenztaktgeber mit den größten rotierenden Massen einschließlich der strömenden Massen der Dampfdurchsätze. Ohne die funktionell notwendige Deckung der Momentanreserve, schalten Netzteilstrecken in weniger als einer Minute bei Über- bzw. Unterlast sicherheitsbedingt automatisch ab, was die Stromversorgung gefährdet. 

Die zentralorientierte Netzstruktur basiert noch auf große Gigawatt Stromerzeugereinheiten. Bisher wandelten Grund-, Mittel- und Spitzenlast Kraftwerke Strom über Brennstoffbevorratung zeitgleich zum Bedarf um. Das ändert sich grundlegend mit der Nutzung von Windgeneratoren und Voltaikanlagen, die sofort Strom generieren, wenn vor Ort die schwer kalkulierbaren wetterbedingten fluktuierenden Energiequellen liefern. Die richten sich jedoch nicht nach dem momentanen Strombedarf, was neue Regel- und Speichermechanismen erfordert.  

Die vielen neuen Einspeisungen der regenerativen Energiequellen erweitern und dezentralisieren die vorhandene Netzstruktur. Verlief bisher die Stromtransformation vom Verbundnetz 400 kV über Transportnetz, Verteilnetz bis hin zum Ortsnetz 400 V, wechselt mit dem Zubau auch der Stromfluss durch Teilstrecken und Trafos in umgekehrter Richtung. Die zentrale Regelhierarchie benötigt nun eine periphere Vorregelung, da das Stromverteilnetz zusätzlich die Aufwendungen für die Stromzwischenspeicherung übernehmen muss. 

Im Gegensatz zu den planbaren fossilen Energiespeicherquellen (Kohlehalden, Tagebau und Gasinfrastruktur), braucht es nun Zwischenspeichertechnologien, die den momentanen Stromüberschuss für die Balance zwischen Erzeugerleistung und Strombedarf im gesamten Jahresverlauf zur Verfügung stellen. Kriterien hierfür sind schnelle Reaktionszeit, hohe Speicherkapazitäten, schnelle und häufige Lastwechsel, lange verlustarme Langzeitspeicherung bei geringen Transformationsverlusten. Das sind in Kurzform die anstehenden Herausforderungen, um den notwendigen CO2-Fußabdruck in der Stromversorgung markant zu senken. Das Stromnetz mit seiner zivilisatorischen Relevanz verzeiht keine Fehler und schaltet kompromisslos und engtoleriert ab. Es zählt nur die physikalische Realität des Augenblicks.

Was ist jetzt schon machbar, denn allein auf den „Lapis Philosophorum“ (ITER), der Kernfusion zu hoffen, dafür fehlt in Anbetracht der fortlaufenden Klimaerwärmung die Zeit. Die ingenieurtechnische Vision, Wasserstoffisotope zu Helium verschmelzen zu lassen und damit Strom in unbegrenzter Menge wandeln zu können, ist eine faszinierende Aufgabe mit offenem Ende. Offen deshalb, weil die technischen Ansprüche enorm hoch sind. Die benötigten Werkstoffe für Bauhülle, Supraleiter, Magneten und Heizprallflächen sind selten und damit teuer.  

Bei allem Respekt vor der konzentrierten Intelligenz dieses internationalen Projektes, die spezifischen Kosten des Kernfusionsreaktors ITER liegen bereits bei 100.000 € pro kW Strom, würde man die 500 MW thermische Energie in einem nachgeschalteten superkritischen Dampfkraftwerk mit den Parametern (tmax) = 800 °C, (pmax) = 265 bar bei einem Wirkungsgrad von ca. 50 % in Strom umwandeln. Von den 250 MW auskoppelbaren Stromanteil müssen 50 MW im Prozess für die Magnete verbleiben, wonach die 200 MW Strom bei der derzeitigen Investitionssumme von ca. 20 Mrd. € die enormen spez. Kosten ergeben. Die strombezogene Gesamteffizienz liegt bei etwa 40 %, der Rest verlangt übliches Kühlpotential, was gerade in den Sommermonaten Probleme bereitet (siehe Frankreich). 

Sowohl die Baukosten als auch das hochqualifizierte benötigte Betriebspersonal treiben den Kernfusions-Strompreis unabhängig vom Standort in bisher unbekannte Höhe. Dem entgegenzuwirken braucht es Gigawatt Leistungseinheiten im Dauerbetrieb. Überkapazitäten in die Elektrolyse leiten zu wollen, verteuert wiederum den Wasserstoff. Nicht alles technisch Machbare garantiert wirtschaftlichen Erfolg und ohne Ökonomie keine Investition. Die Energiequellen Argumente, Deuterium und Tritium sind ausreichend vorhanden und billig, gelten auch für die erneuerbaren Energien, die sogar gratis liefern. Für bewährte Technologien wie Elektrolyseure, diverse Speicher, Gasturbinen, Voltaikanlagen, Windgeneratoren, usw. sind die spezifischen Kosten bekannt. Sie ermöglichen den schrittweisen Umbau der Netzinfrastruktur bei laufendem Betrieb.

Wichtig dabei ist auf die Reihenfolge der Umbaumaßnahmen zu achten. Fördert man Wärmepumpen und E-Mobilität, ohne auf die zusätzlichen Strommengen und die Übertragbarkeit zu achten, gefährdet das die Netzstabilität. Nur die Prozentsätze des Zubaus von Windgeneratoren und Voltaikanlagen zu steigern, ohne parallel die Infrastruktur der Speicherung zu erweitern, ist teure Energieverschwendung. Gerade die sehr gut aufbereiteten Strombörsendaten der Bundesnetzagentur SMARD.de zeigen bspw., dass zwischen 2022 bis 2024 die installierte Leistung Photovoltaik von 57,7 GW auf 76,6 GW um 32,6 % gestiegen ist, wobei die Volllaststunden, ein wichtiges wirtschaftliches Indiz, von 958 h auf 826 h um 13,7 % sank.

Das ist kurzskizziert der Kontext, indem das WELS-Kraftwerk funktionell notwendig agiert Es verschafft erforderliche Reaktionszeit für die Netzbetreiber, um Ausgleichs- und Regelenergie zielgerichtet aktivieren zu können. Was früher die thermischen Kraftwerke mit ihren rotierenden Massen glätteten, können Voltaikanlagen und Windgeneratoren nicht leisten. Sie sind vom natürlichen Liefergrad des Windes und der Sonne abhängig und können nicht mehr liefern als das was gerade anliegt. Die Herausforderung besteht darin, dass Stromnetz trotz ständigem Lastwechsel stabil zu halten, denn Strom muss in jedem Moment ausbalanciert zur Last zur Verfügung stehen, nicht mehr und nicht weniger.     

Ein mechanisches Lastmanagement, welches in einem großen Leistungsbereich modulierend von 0 bis 100 % in Istzeit auf Lastwechsel durch Heben, Halten oder Senken von Gewichten reagieren kann, übernimmt diese Funktion. Es galt diese bekannte und bewährte Technologie so anzupassen, dass eine neue Anwendungsqualität entsteht, die Zyklenstabil, Leistungsvariabel und Standortneutral die Belange der Momentanreserve erfüllen. Spezielle KI gesteuerte Hubmodule, untergebracht in einem Gebäude, ermöglichen fernsteuerbar Frequenzschwankungen auszugleichen.

Eine interne Datenbank fungiert als Archiv, in dem alle relevanten Daten der einzelnen Hubmodule gespeichert werden, welche die KI zur optimalen Steuerung nutzt. Sowohl die Abwärme der Leistungselektronik in den Steuerschränken als auch die der Antriebsmaschinen werden unabhängig vom Betriebsmodus, ob als Motor oder Generator, von einem Zirkulationssystem erfasst und ins Fernwärmenetz übertragen. Die taktgebenden Um- und Wechselrichter sind Schwarzstartfähig und mit regelbaren cos j Faktor ausgerüstet. Alle erforderlichen technischen Anlagenkomponente sind bewährt und industriegängig, bestehen aus dauerfesten Konstruktionselementen und garantieren bei entsprechender Wartung der Verschleißteile und Schmierstoffe eine lange Lebensdauer bei bekannt hohem Wirkungsgrad.

Eine Begrenzung der Ladezyklen wie beim Batteriespeicher gibt es nicht. Ausgehend von der 1 Minuten Reaktionsgrenze zur Netzstabilisierung, kann diese Technologie pro Jahr 525.600-mal die gesamte Speicherkapazität wechseln ohne dabei zu degenerieren. In Halteposition gibt es unabhängig von der Zeitdauer keine Entladung. Bei nahezu konstanter Effizienz erfolgt die Stromlastanpassung sowohl über die Steuerung der Hubgeschwindigkeit als auch über die Anzahl der aktiven Hubmodule, was den großen modulierbaren Leistungsbereich erklärt. An den exponierten Gebäudeflächen generieren Solarpaneele Voltaikstrom, der zusätzlich für die Netzeinspeisung planbar zur Verfügung steht. Der Standort verlangt außer der städtebaulichen Einordnung keine besondere Voraussetzung, um an wichtigen Netzknotenpunkten im Kontext fluktuierender Energiequellen die Momentanreserve flexibel bereitzustellen.

Batteriespeicher sind aufgrund ihrer hohen Speicherdichte bestens für größere Lastdellen im Tages- und Nachtverlauf geeignet. Die Ladezeit liegt bei großen Speicherkapazitäten derzeit zwischen 1 und 2 Stunden. Um hohe Momentan Leistungsspitzen in unter Minutentakt aufnehmen und kurz danach wieder abgeben zu können, braucht es im Vergleich zum WELS-Kraftwerk eine 60 bis 120-fach größere Speicherkapazität. Dadurch sinkt zwar der Ladezykluswechsel auf 8.760 pro Jahr, aber das Ende der möglichen Lade- und Entladewechsel naht bereits schon im 2. Jahr mit einem Totalaustausch aller Batterien, was die Wirtschaftlichkeit in Bezug auf die Momentanreserve in Frage stellt. 

Eine ebenfalls bekannte Technologie nutzt rotierende Massen (bspw. 200 t), um das Trägheitsmoment der ehemaligen Turbinen – Generatoren Baugruppen ähnlich ersetzen zu können. Die Drehzahl des Rotors ist von der Synchrondrehzahl des Netzes mittels Frequenz- und Wechselrichter entkoppelt. Mittels Änderung der Drehzahl erfolgt darüber die Strom Einspeisung oder Entnahme. Es gibt nur 2 Zustände, entweder Stromentnahme aus dem Netz oder Stromeinspeisung (ein WELS-Kraftwerk bedient gleichzeitig mit hunderten von Modulen unabhängig voneinander Lade- und Entladewechsel von Strom). Die Rotationswiderstände liegen immer an. Große konstante Rotationsmassen liefern bei Drehzahlabnahme große konvertierbare Strommengen und benötigen umgekehrt große Strommengen für die Drehzahlzunahme, weshalb sich diese Technologie großtechnisch gut für zentrale Netzknotenpunkte eignet. 

Im WELS-Kraftwerk hingegen lässt sich die Hubmasse über die Anzahl der aktiven Hubmodule kleinteilig anpassen, in einem Gebäude bspw. von 50 t bis 12.000 t, wodurch das schnelle und breite Leistungsspektrum (mit einer > 85 bis 91 % Wiederverstromung aus dem Stromspeicher, 7 bis 8 %  Abwärme zur Fernwärmenutzung) bevorzugt zum dezentralen Netzbereich passt.  

Die Auswertungen der SMARD.de Daten im Tages-, Wochen-, Monats- und Jahresverlauf zeigen, dass sich im europäischen Raum die regenerative Stromversorgung ganzjährig ohne Zwischenspeicherung von grünem Wasserstoff nicht erreichen lässt. Grund hierfür sind die jahreszeitlichen Temperaturschwankungen. Elektrolyseure mit Wasserstoffspeicherung und späterer Wiederverstromung können planbar auch den saisonalen Energiebedarf decken, weshalb dieser wichtige Zubau ebenfalls im Focus der Energiewende stehen muss. Obwohl es hierfür bereits bekannte Technologien gibt, gilt es die Einzeleffizienzen zu verbessern. Elektrolyseure lassen sich bspw. ohne verlustbehaftete Spülvorgänge zur Trennung von Wasserstoff und Sauerstoff im Pausenzustand deswegen nicht beliebig zu- oder abschalten (Explosionsgefahr).

Die Wiederverstromung mittels Schnellstart-Gasturbinen (Startzeit ca. 5 min, (hStrom) ~40 %) lässt kaum die Kombination mit einem nachgeschalteten Dampfkraftprozess zu, da die Laufzeit stromlastabhängig begrenzt ist. Zum Aufbau der einzelnen Druckstufen im Abhitzekessel braucht es eine Startzeit von ca. 2 h, dann (hGesamt) ~58 %. Mit dem Abschalten der fossilen Kraftwerke entfällt auch ein Großteil der ausgekoppelten Fernwärme, wofür es Ersatz geben muss, denn die Fernwärmenetze sind Bestandteil der stätischen Infrastruktur. Strom direkt im Tauchsieder Prinzip in Fernwärme zu wandeln, ist energetisch und ökonomisch keine wirkliche Alternative, da gerade im Winter bei Maximallast die alternativen Energiequellen schwächeln. 

Markant bestimmt die Effizienz der Wiederverstromung den Anteil am Stromüberschuss, der im Jahresverlauf über die installierte Leistung zusätzlich zum Momentanverbrauch generiert werden muss. Gasturbinen haben sich in der Energietechnik und im Flugzeugbau bewährt. Würde in einem geschlossenen Gasturbinenprozess Wasserdampf statt Luft als Arbeitsfluid zirkulieren, könnte Wasserstoff und Sauerstoff auf hohem Temperaturniveau in einem Dampfstrom intern verbrennen, wonach dieser bis ins Vakuum entspannt. Davon werden ca. 35 % im Kondensator verflüssigt, den Rest saugt der Verdichter für den nächsten Durchlauf an. Variable Massendurchsätze in den Komponenten Verdichter und Turbine, erreicht durch Direktkühlung (Kondensatverdampfung, innere Verbrennung mit Abdampf), sorgen gleich nach der Startzeit für eine Prozesseffizienz von über 60%.             Das Verfahren ist unter dem Namen WDK-Prozess (Wasser-Dampf-Kombi-Prozess) bekannt und eignet sich auch für kleinere Leistungseinheiten im dezentralen Netz.