B.Eng. Michael Rolfes
Datum des Kolloquiums: 15. Oktober 2010
In Kooperation mit: EWE AG und EWE NETZ GmbH, Oldenburg
Derzeit gleichen im elektrischen Netz in Deutschland meist großtechnische Energiespeicher Differenzen von Erzeugungs- und Bedarfsmengen aus und verbessern die Versorgungsqualität. Insbesondere zur Integration der erneu-erbaren Energien sind weitere Speicherkapazitäten notwendig, das Potenzial der kostengünstigsten Speichermethode in Pumpspeicherkraftwerken ist in Deutschland jedoch weitestgehend ausgeschöpft. Zum Ausgleich von regenerativ erzeugter Energie vor allem aus schwankend einspeisenden Wind- und Photovoltaikanlagen bietet sich demgegenüber auch eine dezentrale Speicherung an.
Dezentrale Energiespeicher können durch die Nähe zu Erzeugungsanlagen nicht nur die Netzbelastungen senken, sondern insgesamt die Aufnahme re-generativ erzeugter Energie unterstützen sowie lokal und in netzfernen Regi-onen das Stromangebot verstetigen. Ebenso sind Speicher im liberalisierten deutschen Strommarkt für intertemporale Arbitragegeschäfte nutzbar.
In der Bachelorarbeit werden unterschiedliche Speichertechnologien auf ihre Eignung zum Einsatz in elektrischen Verteilnetzen untersucht. Betriebswirt-schaftlich wie technisch ist bei der Bewertung von Speichern der Wirkungs-grad von hoher Bedeutung. Neben der zeitabhängigen Selbstentladung ist dieser insbesondere von Umwandlungsverlusten abhängig, welche je nach Speicherart sehr unterschiedlich ausfallen.
Umwandlungsverluste verschiedener Energiespeichersysteme ohne Berück-sichtigung der zeitabhängigen Selbstentladung des Speichermediums (Ulf Bossel, IRES)
Neben der Analyse von diabaten und adiabaten Druckluftspeicherkraftwerken werden besonders Batteriespeicher ausführlich geprüft und verglichen. Als potenzielle dezentrale Speichertechnologien im stationären Netzbetrieb wer-den Lithium-Ionen-, Redox-Flow- und Natrium-Schwefel-Batterien besonders thematisiert.
Die Bachelorarbeit untersucht des Weiteren die Eignung von Verteilnetzen zum Einsatz von Energiespeichern. Hierzu werden die Maximalbelastungen der Betriebsmittel wie beispielsweise Transformatoren und Leistungsschalter charakterisiert und Voraussetzungen für den sinnvollen Einsatz von Speichern abgeleitet. Ebenfalls berücksichtigt werden Möglichkeiten, die das Ver-brauchsverhalten in Zukunft verändern könnten, wie beispielsweise die Nut-zung von Elektrofahrzeugen oder die Regelung von Verbrauchern mithilfe von Demand-Side-Management im Smart Grid.
Am Beispiel des Anschlusses eines Windparks an eine bestehende Um-spannanlage wird daraufhin ein Speicher dimensioniert und mit dem Ausbau des Netzes verglichen. Durch Hochskalierung der Leistung des Windparks wird ein Netzengpass simuliert. Neben der Ausnutzung der thermischen Re-serve eines Transformators wird unter Berücksichtigung unterschiedlicher Maximalbelastungen der übrigen Betriebsmittel der Umspannanlage der Speicherbedarf ermittelt und die Speicherleistung und -kapazität berechnet.
Neben der Darstellung weiterer Speichermöglichkeiten wie Wasserstoff und synthetisch hergestelltes Erdgas (Substitute Natural Gas, SNG) stellt die Ar-beit die wichtigsten Parameter von Speichersystemen wie Investitionskosten, Wirkungsgrade und (Zyklen-) Lebensdauer gegenüber und beschreibt Ein-satzmöglichkeiten und Forschungsbedarf unterschiedlicher Speichervarianten. Ebenfalls genannt werden bereits realisierte Projekte großer elektroche-mischer Speicher in elektrischen Verteilnetzen der U.S.A. und Japan.
Natrium-Schwefel-Hochtemperatur-Speichersystem in New Orleans mit einer Leistung von 2 MW (Busco/Tom Weaver, American Electric Power)