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09-2019

Energie Erstes

Energie Erstes Hybridkraftwerk im Regelbetrieb Für die Energiewende werden vielfach Kombikraftwerke propagiert. Die Anzahl der Projekte ist aber überschaubar. In Sulzberg bei Kempten läuft seit einem halben Jahr wirtschaftlich erfolgreich eines mit Gasturbine und Batteriespeicher. Im Juni 2018 nahmen Bernd Brennauer vom Strombetreiber AllgäuNetz (rechts außen) mit Uli Bürger (links daneben) und Elise Lebossé (vorne) von Smart Power für die Allgäuer Überlandwerke die Batteriemodule der Firma Sungrow Samsung SDI in Hefei bei Shanghai ab. Im Zuge der Energiewende müssen fossile Kraftwerke vom Netz genommen und durch erneuerbare Energieträger ersetzt werden. Doch die Erneuerbaren sind volatiler und schlechter prognostizierbarer. Auch deren räumliche Verteilung ist nicht immer optimal. Benötigt werden für den Umbau des Energiesystems mehr Intelligenz in Stromnetzen, Speicher und flexibel steuerbare Kraftwerke. Es gibt mehrere Modelle, wie dies aussehen kann. Vielfach spielen Gaskraftwerke und -turbinen eine wichtige Rolle. Im aktuellen Strommarkt rentiert sich eine Investition in neue Gaskraftwerke aber nicht und der Betrieb vorhandener deckt selten die Kosten. Intelligentes Konzept Auch das Allgäuer Überlandwerk (AÜW), das im Allgäu knapp 90.000 Haushalte und Industriekunden mit Strom versorgt, weiß darum. Im Bestand gab es eine Gasturbine, die seit Jahren für den Notbetrieb vorgehalten wurde. Michael Lucke, AÜW-Geschäftsführer, suchte mit seinem Team nach neuen Konzepten, wie sich um diese Turbine herum ein Hybridkraftwerk aufbauen ließe, das zugleich netzdienlichen Betrieb ermöglicht. AÜW gewann 2016 die Münchener Firma Entelios als Partner. Dies ist ein Spezialist für Technologielösungen, um Flexibilitätspotenziale dezentraler Stromerzeuger und industrieller Lasten auszunutzen. Entelios erarbeiteten mit AÜW die grundsätzliche Idee, die Gasturbine mit einem Energiespeicher zu kombinieren. Das Ziel: Regelenergie intelligent vermarkten, um die Wirtschaftlichkeit der Turbine zu verbessern und langfristig zu sichern. Die Idee wurde dann mit AÜW-Ingenieuren verfeinert, detailliert und auf die Gegebenheiten im Allgäu angepasst. • Den Speicher lieferte der Systemanbieter Smart Power. Die oberbayrische Firma aus Feldkirchen wurde 2014 aus einer Abteilung des Solarprojektierers MaxSolar ebenfalls aus Feldkirchen ausgegründet und hat sich auf Planung und Bau von Großspeichern spezialisiert. • Die benötigten Batterien und Wechselrichter stammen von der chinesischen Firma Sungrow Samsung SDI Energy Storage Power Supply. Die Batterien sind spezielle Li-NMC-Zellen der chinesischen Firma. Die Zellen bestehen aus Mischoxiden der Metalle Lithium (Li), Nickel (Ni), Mangan (Mn) und Kobalt (Co). Bereits im August 2018 konnte AÜW dann einen der größten Energiespeicher in Deutschland in Betrieb nehmen. Seine Leistung beträgt 16 MW, der Energieinhalt gut 8,5 MWh. „Derzeit nutzen wir den Speicher im Primärregelenergiemarkt für die Stabilisierung des Stromnetzes“, erklärt Thorsten Häusler, Projektleiter und Leiter Erzeugung bei AÜW. Und er ist stolz darauf, dass das ganze Projekt ohne Förderung durch öffentliche Gelder finanziert wurde. Geschäftsmodell Regelleistung Regelleistung zu erbringen, ist vielleicht der wichtigste Erlöskanal im Betrieb von Speichern oder Verbundkraftwerken. Im europäischen Verbundnetz werden Unterschiede zwischen Stromeinspeisung und -entnahme meist durch Speicher oder Kraftwerke, die diese Leistung liefern, ausgeglichen. Sie erkennen anhand der Abweichung der Netzfrequenz vom Sollwert (50 Hz), ob Angebot oder Nachfrage an Leistung überwiegt und reagieren dementsprechend. Ist die Frequenz zu hoch, wird Leistung entnommen, bei Unterfrequenz wird Leistung ins Netz abgegeben. Die sogenannte Primärregelleistung (PRL) ist die schnellste Form der Regelleistung. Ihre Erbringung wird auf Tagesbasis ausgeschrieben. Die PRL wird fortlaufend, abhängig von der Frequenz, erbracht. Ein Kraftwerk oder ein Speicher kann die Bereitschaft, Regelleistung zu erbringen, den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) anbieten und vermarkten. Vorher muss der Anlagenbetreiber dem ÜNB im Rahmen einer Präqualifizierung nachweisen, dass sein System bei Anforderung ausreichend schnell über den erforderlichen Zeitraum Leistung abnehmen oder liefern kann. 40 UmweltMagazin September 2019

Energie Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber schreiben eine begrenzte Menge an Regelleistung aus. Die begrenzt bezuschlagte Menge sowie veränderte Marktmechanismen in der Leistungsbereitstellung haben in den letzten Monaten einen Druck auf den Preis ausgeübt. Der PRL-Erlös ist also einerseits recht einfach anhand des jeweiligen Marktpreises zu berechnen, andererseits ist die Preisstabilität für längere Zeiträume schwer abzuschätzen. Wirtschaftlich sinnvoll ist PRL meist bei größeren Einheiten, denn der Aufwand zur Präqualifizierung und zur Vermarktung ist für kleinere Systeme in der Regel zu hoch. Neben der PRL kann eine Sekundärregelleistung (SRL) angeboten werden. Während die PRL versucht, das Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch in den ersten Sekunden und Minuten auszugleichen, wird die SRL aktiv angesteuert, wenn die Reserven der PRL auf Dauer nicht reichen. Konventionelle Gasturbinen können Regelleistung erbringen. Dazu müssen diese in (Dauer-)Betrieb sein. Sind sie es nicht, benötigen sie zum Hochfahren meist 12 bis 15 Minuten. Dies ist für SRL zu langsam, denn hier lautet die Vorgabe: maximal 5 Minuten von Null auf Vollastbetrieb. Speicher macht es schnell Ein Speicher ist die Lösung. Für ihn ist unerheblich, wie oft er Regelleistungsvorgaben folgen muss. Der Batteriespeicher ist der zuverlässige Part für die schnelle Reaktionszeit des Hybridkraftwerks in den ersten Minuten, während die Gasturbine, bedingt durch die langsamere Reaktionszeit als „stille Reserve“ dient und die Lieferung der Leistung nach einer gewissen Zeit komplett übernimmt um die Leistung kontinuierlich und unbegrenzt zu liefern. Simulation als Schlüssel Ein Hybridkraftwerk ist ein typisches Beispiel für Arbeitsteilung: Ein Part ist für die schnelle Reaktionszeit zuständig, der andere für die längerfristige Nachlieferung der Energie. Aber wie ist das Optimum zu erreichen, um mit begrenzten Investitionen in einen vergleichsweise teuren Energiespeicher das Beste aus dem Kombikraftwerk herauszuholen? Übersichtsdarstellung der wichtigsten Speicherfunktionen in der Mittelspannungsstation. Jeder Container enthält 336 aktiv gekühlte Batteriemodule. Hier half eine Simulation. Dafür hatte Smart Power leistungsfähige Software entworfen, um den Speicher technisch passend zu dimensionieren und die Wirtschaftlichkeit des Speicherbetriebes für jeden Einsatzfall bereits vorab prognostizieren zu können. Dabei berücksichtigt das Unternehmen Parameter wie Speichergröße, Start- und Betriebskosten der Turbine, deren Lebensdauer und Brennstoffkosten. Diese Berechnungen wurden und werden weiterhin gemeinsam mit der TU München vertieft und detailliert. So war und ist das Kombikraftwerk für Smart Power ein ideales Projekt, um die Wirtschaftlichkeitsprognosen in der Realität zu validieren. „Das A und O für den wirtschaftlichen Speichereinsatz“ so Uli Bürger, technischer Leiter und Prokurist bei Smart Power, „ist die Kombination möglichst vieler Erlöskanäle“. Beeindruckende Ergebnisse Als Ergebnis der Simulation war eine unübliche Speicherdimensionierung mit 16 MW Leistung bei 8,5 MWh Energieinhalt. Während Großspeicher meist nahe einer sogenannten C-Rate von „1“ arbeiten, wurde hier eine C-Rate von fast „2“ verwirklicht. Eine C-Rate von „1“ heißt, ein Speicher kann in etwa einer Stunde einmal be- oder entladen werden; beträgt die Rate „2“, kann er doppelt so schnell be- oder entladen werden. Die Mischoxid-Zellen sind in insgesamt 1.344 aktiv gekühlten Batteriemodulen untergebracht. Diese verteilen sich auf vier 44-Tonnen-Container. Die UmweltMagazin September 2019 41

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