Lageenergiespeicher: 2.000 GWh in einem Felsblock

Gastbeitrag über den Lageenergiespeicher, ein Konzept von Prof. Dr. Eduard Heindl, Hochschule Furtwangen

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Gastbeitrag. Mit dem Wechsel zu erneuerbaren Energien wie Windkraft und Solarenergie müssen ausreichend Speicher bereitgestellt werden. Ausreichend bedeutet, dass die Kapazität der bestehenden Energiespeicher um 28.000 Prozent vergrößert wird. Das erscheint praktisch unmöglich, doch das Konzept des Lageenergiespeichers bietet diese Möglichkeit zu einem günstigen Preis. Ein Gastbeitrag von Prof. Dr. Eduard Heindl von der Hochschule Furtwangen, der auch die Webseite www.lageenergiespeicher.de betreibt.

Die Umstellung auf erneuerbare Energien ist kein Problem, das in den Energiequellen liegt. Wir haben tatsächlich ausreichend Wind und Sonne, um den gesamten Bedarf in Deutschland zu einem vertretbaren Preis zu erzeugen. Strom ist eine wunderbare Energieform, sie kann praktisch ohne Verlust in andere mechanische Energieformen umgewandelt werden, ganz im Gegensatz zu Kohle, Öl oder Gas. Leider hat aber Strom die unangenehme Eigenschaft, dass er nur sehr schlecht, ein anderes Wort für sehr teuer, zu speichern ist.

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Wir sind es gewohnt, Strom dann zu verwenden, wenn wir ihn benötigen. Die Fabriken können nicht einfach geschlossen werden, weil gerade ein Hochdruckgebiet keinen Wind liefert und die Sonne über dem Nebel versteckt ist. Daher benötigt man Speicher ungekannter Kapazität. Alle bestehenden Pumpspeicher in Deutschland können zusammengenommen 40 GWh speichern. Das reicht für 30 Minuten Stromversorgung. Benötigt werden Speicher für sieben Tage, das ist das 280 fache der bisherigen Kapazität. Liefertermin für die Speicher: bis 2020 müssen die ersten Speicher gebaut sein, 2050 muss das Projekt abgeschlossen sein.

Lageenergiespeicher als logische Fortentwicklung

Grundprinzip des Lageenergiespeichers

Grundprinzip des Lageenergiespeichers (Zum Vergrößern auf das Bild klicken!)

Der Lageenergiespeicher ist eine logische Fortentwicklung des Pumpspeicherkraftwerks, der mit einem Hundertstel der Fläche auskommt. Das ist ein wichtiger Punkt, da es (politisch) unmöglich ist, riesige Regionen in den Mittelgebirgen zu überfluten. Das Arbeitsprinzip des Lageenergiespeichers beruht auf einem sehr großen, Felszylinder der direkt aus dem umgebenden Gestein mit bergmännischen Techniken freigelegt wird. Gegenüber der Umgebung wird der Felszylinder wasserdicht abgedichtet. Starke, elektrisch angetriebene Pumpen pressen Wasser unter den Fels, wodurch dieser hydraulisch angehoben wird.

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9 Kommentare

  • Ing. Schorsch

    So ein Riesen Aufwand für den Dichteunterschied vom Faktor 2-2,2. Toatal unrentabel und im Realmaßstab nicht umsetzbar. Aber solche Spinner werden anscheinend gehört… Hauptsache Neu!!!
    Das Ganze passt dann besser in die Landschaft???

  • Ich habe in der Vergangenheit selbst mit lochen Gedankenexperimenten hantiert. In diesem Masstab sind die Dichtungen / Reibung / Führung ein riesiges Problem. Der Werte HErr sagt einfach „ein Blech und so Gummi und schon ist gut“. Damit überspringt er genau die Knacknuss an dem Projekt, so nicht realisierbar. Ich habe auch berechnungen angestellt für dezentrale Lösungen; Betonklotz auf Hydraulik 1,5×1,5,1m mit 2m Hub (5Tonnenx2m), das ergibt gerade mal 0.040kWh!! Ohne den Skaleneffekt funktioniert das nicht und mit dem Skaleneffekt (500m) ist es technisch so nicht machbar.

  • Naja, ein „Fels-Pump-Speicher“ mit vielen unbekannten.
    Wieso nicht gleich Pump-Speicher? Auch diese lassen sich komplett Untertage errichten, und es gibt keinerlei technischen Entwicklungsbedarf, man kann die Technologie quasi von der Stange kaufen.
    Beim Konzept des Geothermietiefenkraftwerk (GTKW), dass in 6.000 m Tiefe Erdwärme > 200°C mittels Bohrungen und Bohrlochwärmeaustauschern – wie sie der „Häuselbauer“ für seine Wärmepumpe einsetzt – gewinnt, ist als Nebennutzung ein derartiger Untertage-Pump-Speicher vorgesehen.
    Die Daten dieses auch im Flachland – z.B. Norddeutsches Teifland – möglichen Pumpspeicherkraftwerks:
    Unterirdisches „Oberbecken“: 1 Mio m3
    Unterirdisches „Zwischenbecken“: 0,1 Mio m3
    Unterirdisches „Unterbecken“: 1 Mio m3
    Die Becken werden mittel TBM (Tunnelbohrmaschine) erstellt (A = 110 m2).
    Von einem Hauptstollen werden im rechten Winkel mehrere seitliche Stollen errichtet, woraus sich ein Grundriss ähnlich einem Haarkamm ergibt.
    Gesamtlänge (inkl. Nebenstollen) um 1 Mio m3 speichern zu können: 10 km
    Druckschacht: 6 m Durchmesser
    Höhe Druckschacht: zwischen 2.000 m und 3.000 m, dies hängt in erster Linie von der Wirtschaftlichkeit der notwendigen Stahlpanzerungen in den Schächten ab.
    Turbinenseitig sind Fallhöhen von bis zu 3.000 m aus heutiger Sicht technisch machbar (die weltweit höchsten Fallhöhen sind in Kärnten 1773 m Reißeck-Kreuzeck und Wallis 1883 m Bieudron sowie 1748 m Chandoline).
    Nach dem ersten Turbinendurchgang muss das Wasser „entgasen“, wofür die Zwischenbecken dienen. Anschließend geht es weiter auf die Reise nach unten.
    In 6.000 m Tiefe ist Endstation. Mit lediglich einem vollausgebauten Oberbecken sowie Unterbecken und kleinen Zwischenbecken wird somit die volle Fallhöhe von 6.000 m (!) ausgenutzt.
    Bei einem Regeldurchsatz von 80 m3 / Sekunde stehen ca. 3.000 MW an Spitzenlast zur Verfügung.
    Weiters dient der unterirdische Pumpspeicher gleichzeitig dem GTKW für den Wärmetransport der Rückkühlung:
    Das GTKW ist auf eine thermische Leistung von 5 GW ausgelegt und erzielt bei Dampftemperaturen um die 200°C einen Wirkungsgrad von ca. 20%. Das bedeutet dass 4 GW thermisch rückgekühlt werden müssen. Da die Dampfturbinen gleichfalls in 6.000 m Tiefe lokalisiert sind, muss die Rückühlwärme an die Oberfläche transportiert werden, genau diesen Aufgabe kann der Pumpspeicher übernehmen. Selbstverständlich muss dass Wasser letzlich noch gekühlt werden und diese Wärme an die Umgebung abgeben, bevor es wieder den Weg nach unten nimmt.

    • Haben Sie dafür mal die Gesamtkosten überschlagen? Ich würde allein die Bohrarbeiten auf mehr als 500mio schätzen, wenn wir mal von 15.000 Euro/m ausgehen und Wartungsschächte, Schächte für den Druckausgleich usw. mit reinrechnen. Dazu käme dann noch die ganze Technik, die man in einem PSK benötigen würde – nur halt nicht in Reichweite eines Technikers, sondern in 6.000m Tiefe – plus das thermische Equipment. Klingt für mich nach einer Lösung, welche die schlechtesten Eigenschaften von Geothermie und Pumpspeichern zu einem kostspieligen Daueralbtraum verbindet – und das alles, um Energie zu speichern, die man zum größten Teil nicht mal selbst erzeugt hat, sondern die man einkaufen muss in der Hoffnung, sie mit Gewinn möglichst schnell wieder verkaufen zu können. Gas, Kohle, Thorium oder Uran wird niemals so teuer werden, dass irgendjemand sich auf so ein Abenteuer einlassen würde.

      • Die Stromgestehungskosten für eine kWh be einem GTKW bei 1 GW elektrischer Leistung liegen bei 4 bis 5 cent.
        Für den Pumpspeicher haben wir die Kosten noch nicht gerechnet, sie dürften aber wesentlich niedrieger sein als für konventionelle Pumpspeicher im Gebirge bzw. wie es heute üblich ist (aus Landschaftsschutzgründen) oft unterirdisch im Gebirge.
        Dies erklärt sich damit das das GTKW bereits Versorgungsschächte mit 12m Durchmesser aufweist, die als Infrastrukturschächte für das GTKW und den Pumpspeicher dienen. Die Schächte für den Pumpspeicher können im Kristallin sehr günstig mittels Raisebohrtechnik errichtet werden oder mittels TBM von unten nach oben aufgefahren werden.
        Durch die großen Fallhöhe (3 x höher als die bisher weltweit höchsten bzw. 6 x höher als die Durchschnittliche Fallhöhe in den Alpen) relativieren sich auch die Kosten für die gleichfalls mit TBM aufgefahrenen unterirdischen Kavernen.
        Das „thermische Equipment“ verstehe ich nicht ganz in Bezug auf die Pumpspeicher.
        Die Unterirdischen Bauten des GTKW (Schächte, Stollen, Kavernen) werden alle gleichermaßen mittels Rohrschirm sowie Bewetterung auf zulässige MAK Werte gekühlt (max. 28°C bei 75% Luftfeuchtigkeit), wobei die abgeführte Wärme dem GTKW Dampfprozess als Vorerwärmung zugführt wird.
        Der „Techniker“ ist auch beim GTKW für Wartungszwecke vor Ort von nöten.
        Um Ihnen einen Eindruck zu vermitteln:
        In großen Südafrikanischen Bergwerken (Gold- und Platinminen) sind pro Schicht bis zu 3.000 Bergleute im Einsatz, und das in Tiefen von bis zu 4.000 m unter Geländeoberkante (5.000 m sind derzeit in Planung).
        Insgesamt fallen die wesentlichen Kosten bei jedem Bergbau für den ersten Schacht an (Blindschacht), da er gleichzeitig abgeteuft und ausgebaut werden muss was sehr Zeitintensiv ist. Nach der Errichtung des ersten Schachts werden folgende Versorgungsschächte oft zu einemBruchteil der Kosten des Erstschachtes hergestellt (Raisbohren, Bohren auf Vorloch).
        Bezüglich der Notwendigkeit von Pumpspeicher muss nicht viel diskutiert werden.
        Idealerweise sind sie nicht notwenidg, d.h. Angebot und Nachfrage nach elektrischer Energie sind zu jeder Tages- und Nachtzeit stets identisch.
        Die Praxis ist davon natürlich weit entfernt. Durch Smart-Grids können wahrscheinlich Annäherungen von Angebot und Nachfrage erzielt werden, trotzdem wird ein gewisser Anteil an „Regelenergie“ in Form von Speichern – welcher Natur sie auch immer sein mögen – notwendig sein.

        • Danke für die zusätzlichen Ausführungen, Hr. Hämmerle. Die von Ihnen genannten Gestehungskosten für GT scheinen mir sehr niedrig angesetzt. Haben Sie einen Link dazu? In sämtlichen mir bekannten Studien wird eher von 10-15 C/kW ausgegangen. Der in den Niederlanden für 2020 geplante, unterirdische Pumpspeicher wird derzeit mit 1.300 Euro/kW bei allerdings nur 1.400m Fallhöhe kalkuliert. Das von Ihnen angedachte Konzept sollte ja angesichts der größeren Fallhöhen mit deutlich weniger Volumen/kWh auskommen. Wiegt das Ihrer Meinung nach die höheren Kosten für die tiefere Bohrung auf oder wird der Trend eher zu mehr Volumen in geringeren Tiefen gehen?

  • Frank Torsten

    Wenn man die völlig unwirtschaftlichen Solarzellen aus der Rechnung noch raus nimmt, und nur auf Windenergie (Land) setzt, dürfte sich das benötigte Speichervolumen noch einmal deutlich reduzieren.

    Solarzellen benötigen ja rund 35% Speichervolumen, um eine konstante Versorgung über das Jahr zu realisieren – speziell für das Winterproblem, wo dann die gleichen Anlagen nur rund 1/5 der Energie erzeugen, wie in den Sommermonaten

    Je höher der Anteil der Solaranlagen im Energiemix ist, um so höher also auch der Speicherbedarf. Wären dann also gleich zwei Fliegen mit einer Klappe, die man „erledigt“. Die teuerste und auch gleichzeitig speicherintensivste Art der erneuerbaren Energieerzeugung würde eliminiert.

    Es wäre allerdings in der Tat SEHR entscheidend, dass Hr. Heindl sich dazu entschließt, zügig ein kleineres Demonstrationsmodell zu realisieren – egal ob nun mit 5 oder 10 oder 15 Metern – um die prinzipielle Machbarkeit zu demonstrieren, und den Leuten bzw. den Entscheidungsträgern was zum „Gucken/Anfassen“ zu geben, und vor allen Dingen wäre es Pressewirksam.

    Wenn man so die Meldungen verfolgt, scheint die Konkurrenz von „Power to Gas“ da nämlich inzwischen ziemlich aktiv zu sein bei den entsprechenden Gremien , die die entsprechenden Aufträge und Finanzierungen letztendlich beschließen. Und auch in der Presse hat sich inzwischen (völlig unberechtigt) das Bild verfestigt, dass die Lösung aller Speicherprobleme in dieser Erdgasspeicherung liegt

    Sein angedachtes 100-Meter-Demomodell in 2 bis 3 oder 4 oder 5 Jahren kommt (auf Grund der dafür benötigten Fördergelder) viel zu spät – bis dahin sind die Messen gelesen, wie die Speichermilliarden verteilt werden.

  • Hallo Herr Koppelhuber — Herr Prof. Heindl plant im nächsten Schritt eine wissenschaftliche Machbarkeitsstudie und im übernächsten Schritt einen Prototypenbau. Die Verschwendung von Fördergeldern ist hier keine Gefahr. Es geht alles seriös step by step voran.

    Herzliche Grüße,
    Martin Jendrischik

  • Sg. Damen und Herren !
    In der Beschreibung des Lageenergiespeichers werden Drücke von „lediglich“ 200 bar genannt. Um einen Druck von 200 bar zu erreichen müsste der Felsblock 1000 m Höhe besitzen um mit Hilfe seines Eigengewichtes diesen Druck zu ermöglichen. Anmerkung: 200 bar sind ca. 200 kg/cm². In der Prinzipskizze ist eine Zylinderwand sehr einfach homogen und glatt einzuzeichnen, dies trifft in der Realität aber nicht zu. Es ergeben sich dadurch bei der Abdichtung unbezwingbare Probleme. Weiters ist zu bemerken dass ausschließlich das Wasservolumen als Speicher herangezogen werden kann. Das Verfahren ist in der Praxis nicht realisierbar. Vor Vergabe von Fördermitteln sollte wenigstens eine grobe Prüfung des Verfahrens durch erfahrene praktisch denkende Techniker durchgeführt werden. Es wird in Zukunft nicht ganz ohne Pumpspeicherkraftwerke gehen. Grüße ! Koppelhuber / Leiben – Österreich

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