DE10220499A1

DE10220499A1 - Verfahren zur großtechnischen Herstellung und Speicherung von Druckluftenergie aus regenerativer Windenergie zur bedarfsgerechten Stromerzeugung in kombinierten Luftspeicher-Wasserkraftwerken

Info

Publication number: DE10220499A1
Application number: DE10220499A
Authority: DE
Inventors: Dieter Bosch; Ulrich Gebauer
Original assignee: Bosch Maintenance Technologies GmbH
Current assignee: Bosch Maintenance Technologies GmbH
Priority date: 2002-05-07
Filing date: 2002-05-07
Publication date: 2004-04-15

Abstract

Die Erfindung betrifft ein, auf rein regenerativen Energien basierendes, zeitlich zwischen Erzeugung und Verbrauch entkoppeltes Energieumwandlungsverfahren von mechanischer in elektrische Energie, unter gemeinsamer Nutzung von Windkraft und Wasserkraft. DOLLAR A Aufgabe der Erfindung ist es, ein technisch realisierbares und wirtschaftlich tragbares Verfahren vorzuschlagen, um die Erzeugung elektrischer Energie, gewonnen aus Windenergie, über einen Energiespeicher unabhängig und zeitversetzt von der meteorologisch bedingt verfügbaren Windenergie durchzuführen, damit diese bedarfsabhängig und wirtschaftlich effizient im nachfragestarken Mittellast- und Spitzenlastbereich vermarktet werden kann. DOLLAR A Erfindungsgemäß wird die Aufgabe dadurch gelöst, daß eine Windenergieanlage in der Anordnung insofern abgeändert wird, daß anstelle des Generators ein Verdichter betrieben wird, um die kinetische Windenerige in potentielle Druckluftenergie zu wandeln und in die dafür ausgesolten, unterirdischen Salzkavernen unterhalb des See- und Landgebietes in Niederdruck- und Mitteldruckstufen abzuspeichern und die Luft-Kavernen untereinander bis unter Land zu verbinden. DOLLAR A Von der Küste aus wird dann der unter Druck stehende Luft-Kavernenspeicher mit einem auf dem Festland installierten, wasserbefüllten Druckspeicher verfahrenstechnisch so verbunden, daß die potentielle Druckluftenergie über die Wasseroberfläche ebenfalls zu potentieller Wasserenergie führt. Das Wasser wird dann unter Druck aus dem ...

Description

Die Erfindung betrifft ein, auf rein regenerativen Energien basierendes, zeitlich zwischen Erzeugung und Verbrauch entkoppeltes Energieumwandlungsverfahren von mechanischer in elektrische Energie, unter gemeinsamer Nutzung von Windkraft und Wasserkraft.
2.1 Hintergrund
Die im folgenden beschriebene Erfindung gehört zum technischen Gebiet der Energieerzeugung und entstand aus der Aufgabe, ein Verfahren zu entwickeln welches das integrale Vorgehen zur Verfügbarkeitserhöhung geplanter Offshore-Windenergieanlagen beschreibt und in dessen Umsetzung die technische Verfügbarkeit von Offshore-Windenergieanlagen auf einen definierten Instandhaltungszeitpunkt hin gesichert werden soll.
Die unter 6. genannten Erfinder sind Ingenieure des Maschinenbaus und auf dem Gebiet nuklearer- und konventioneller Energieerzeugung langjährig tätig. Thermodynamische und strömungsmechanische Prozesse, sowie Verfahren zur Erhöhung technischer Verfügbarkeit und Sicherheit in technischen Systemen sind Bestandteil des Betätigungsfeldes und sie sind hierdurch mit dem Stand der Technik vertraut.
2.2 Ausgangslage
Vor dem Hintergrund möglichst effiziente Beiträge zum globalen Klimaschutz zu liefern und mit entsprechendem politischen Rückenwind, konkurrieren unterschiedliche technische Lösungen im Bereich der erneuerbaren Energiequellen, deren Nutzung allerdings noch erheblichen technischen und finanziellen Aufwand erfordert. Die Wirtschaftlichkeit, sowohl heute als auch in naher Zukunft, wird nur durch entsprechende Förderung und durch entsprechende Gesetzgebung gewährleistet sein.
Dieses betrifft auch die Windenergie, welche sich in den letzten Jahren rasant entwickelt hat und im Bereich des Klimaschutzes immer noch enorme Potentiale besitzt, wobei jedoch terrestrische Wachstumsgrenzen bereits erkennbar sind und die Technik nun für den Offshore-Betrieb weiterentwickelt werden soll.
Geplant sind in den deutschen Nordsee- und Ostseegebieten der ausschließlichen Wirtschaftszone(AWZ), nach heutiger Sicht der Eignungsflächen, langfristig bis zu 25.000 MW installierte Leistung aus Windenergienutzung, in Windparks die zum Teil mehrere hundert Einzelanlagen umfassen. Beantragt von Seiten späterer Betreiber sind mit Stand Januar 2002 bereits 29 Windparks mit 6.500 MW in der ersten Baustufe und 63.100 MW nach Endausbau. [1]
Das federführende Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) unterstreicht die Ernsthaftigkeit des Vorhabens dadurch, eine gezielte Strategie zur Lösung bestehender Schutz- und Nutzungskonflikte, sowie zur Beschleunigung der Genehmigungsverfahren zu entwickeln und umzusetzen. Hierzu wurden potentielle Eignungsgebiete und Erwartungsflächen für Eignungsgebiete zur Windenergienutzung in der AWZ bereits erarbeitet. Die Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, den Anteil der Stromgewinnung aus erneuerbaren Energien bis 2010 zu verdoppeln, was bezogen auf das Ausgangsjahr 2000 dann einem Anteil von 12,5 % entsprechen soll. [Quelle: Strategie der Bundesregierung zur Windenergienutzung auf See, Januar 2002]
Auf terrestrischem Gebiet sind mit Stand Januar 2002 ca. 11400 Windenergieanlagen unterschiedlicher Größen in Betrieb mit einer installierten Gesamt-Nennleistung von ca. 8820 MW. Erfahrungen aus diesem Bereich, insbesondere Erfahrungen aus den Anlagen der 1 MW bis 2,5 MW Nennleistungsklasse dienen als Basisgrundlage für die Modifizierung bestehender Technik in Richtung Offshore-tauglicher Windenergieanlagen für die ersten, Küsten nahen Pilotprojekte.
Deutschland verfügt über keine Erfahrung aus dem Bereich der Offshore-Windenergienutzung. Aus modellhaften Berechnungen zur Wirtschaftlichkeit sind jedoch bestehende Anlagen bis 2 MW Nennleistungklasse nicht ausreichend und es sollen aus den Erfahrungen der terrestrischen Anlagen und aus den noch zu gewinnenden Erfahrungen der Offshore-Pilotprojekte entsprechende Windenergieanlagen mit ca. 5 MW Nennleistung entwickelt werden. Anlagen dieser Baugröße stehen heute noch nicht serienreif zur Verfügung.
2.3 Zugrundeliegende Problemstellungen
Auch wenn noch erheblicher Forschungs- und Entwicklungsbedarf besteht, entsprechende 5 MW Windenergieanlagen Offshore-tauglich zu entwickeln, so wird dieses in absehbarer Zeit realisiert sein.
Äußerst kritisch zu betrachten sind allerdings die Fragestellungen nach der langfristigen Wirtschaftlichkeit, der zeitlichen Disparität zwischen Stromerzeugung und Strombedarf, der Energieableitung, der Regelreserve und Netzeinspeisung, sowie der Ökobilanz aus Vorhaltung zusätzlicher Kraftwerksleistungen zur Netzstabilität.
2.3.1 Langfristige Wirtschaftlichkeit
Deutschland verfügt als einziges Land über ein Energieeinspeisegesetz (EEG). Vermutlich läßt sich hieraus auch die weltweite Führungsrolle im Bereich der Windenergienutzung ableiten.
Die Vergütung für Strom aus Offshore-Windenergieanlagen wird für alle Anlagen, welche vor dem 31.12.2006 in Betrieb gehen, 9 Jahre lang 9,1 Cent/kWh (17,8 Pfg./kWh) betragen und nach Ablauf der 9 Jahre auf 6,19 Cent/kWh (12,1 Pfg./kWh) reduziert werden. Für alle Anlagen welche nach dem 31.12.2006 in Betrieb gehen, gilt die reduzierte Einspeisevergütung von 6,19 Cent/kWh (12,1 Pfg./kWh) bereits nach Ablauf von 5 Jahren.
Dieses unterstreicht den enormen Planungsdruck in welchem dieses Vorhaben steckt und es ist zu erwarten, daß Ende 2006 nur wenige Offshore-Windparks mit Offshore-tauglichen 5 MW Windenergieanlagen realisiert sein werden.
Modellhafte Berechnungen zur Wirtschaftlichkeit auf Basis bekannter 1 MW–2,5 MW Anlagen zeigen erheblich höhere Stromentstehungskosten bei Offshore-Windenergieanlagen im Verhältnis zu Onshore-Windenergieanlagen. Der Abstand von Stromentstehungskosten zu Energieeinspeisevergütung ist äußerst gering und läßt eine wirtschaftliche Verbesserung eben erst mit zunehmender Leistung in Richtung 5 MW erkennen. [VDMA – von Onshore zu Offshore – August 2001]
Allerdings sind dem Wachstum physikalische und technische Realisierungsgrenzen gesetzt.
Die zukünftige Entwicklung der am Markt erzielbaren Strompreise ist nicht vorhersehbar, zeigt aber aufgrund der Liberalisierung der Strommärkte eine mittelfristig eher nach unten gerichtete Tendenz und mit zunehmender Konzentration großer energieerzeugender Unternehmen eher wieder einen Anstieg des Strompreises. Durch die Endlichkeit fossiler Brennstoffe ist ebenfalls mit einem Anstieg der Brennstoffkosten und somit der Stromkosten zu rechnen.
Subventionierungen, welche die heutige Grundlage der Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen darstellen, werden sich wohl dauerhaft nicht realisieren lassen und widersprechen auch den Regularien einer gesunden Marktwirtschaft. Negative Beispiele hierfür gibt es genug.
Die aus der Onshore-Windenergienutzung bekannte wirtschaftliche Entkoppelung zwischen Stromerzeuger und Netzbetreiber ist im Sinne der Marktbelebung nicht unbedingt negativ zu bewerten, wirkt sich jedoch im Hinblick auf die hohen zu erwartenden Einspeisemengen und die daraus resultierend hohen Vergütungen aus den geplanten Offshore-Windenergieanlagen, einseitig nachteilig für die Netzbetreiber in den Küstenregionen, gegenüber Wettbewerbern in der Mitte und im Süden von Deutschland, sowie liberalisierungsbedingt aus dem europäischen Umfeld, aus.
Es bleibt abzuwarten, wie sich die benachteiligten Netzbetreiber verhalten werden. Ein erneuter Gang zum Verfassungsgericht ist ebenso denkbar wie die Übernahme von bestehenden Betreiberstrukturen aus der Windenergiebranche. Bekanntermaßen gibt es erhebliche Unterschiede in der Kapitalkraft dieser beiden Unternehmensformen.
Beide Szenarien, eine klagebedingte Änderung des Energieeinspeisegesetzes, wie auch der Einstieg großer energieerzeugender Unternehmen in das Windenergiegeschäft würden aus Gründen der wirtschaftlichen Betrachtung der Stromerzeugung zwischen Windenergie, fossilen Brennstoffen und Kernbrennstoff, die Windenergie in natürliche Schranken verweisen und dem weiteren, sinnvollen Ausbau der Windenergie möglicherweise entgegenstehen.
Ein erheblicher Teil der Stromentstehungskosten, Küsten ferner Offshore-Windenergieanlagen liegt in der Energieableitung begründet. Regelrechte Energieableitungsnetze müssen in ausreichender Dimensionierung über Entfernungen von bis zu 250 km zur Küste hin, bei Wassertiefen bis zu 45 m, verlegt und eingespült werden. Ein kostspieliges und mit erheblichem technisch Aufwand durchzuführendes Verfahren, von der Verletzlichkeit durch mögliche Verkehrshavarien und der Problemstellung des Naturschutzgebiets Wattenmeer ganz abgesehen.
Die Forderung, Offshore-Parks entsprechend Küsten nah zu installieren, steht allerdings im Widerspruch zu den ausgewiesenen Eignungsflächen.
2.3.2 Energieableitung
Über die geplanten, Küsten nahen, Pilotprojekte hinaus wird sich der großtechnische Einsatz der geplanten Offshore-Windenergienutzung in Küsten fernen Regionen konzentrieren.
Die zu erwartenden Seekabellängen und die hohen Übertragungsleistungen werden die technischen Verfahren bei der Energieableitung entsprechend bestimmen.
Hierfür stehen nach Stand der Technik die Dreiphasen-Drehstromübertragung und die Gleichstromübertragung zur Verfügung.
Für die Drehstromübertragung mittels Seekabel eignen sich nur Küsten nahe Offshore-Parks, da die Ladeleistung der Kabel durch die Kabellänge begrenzt ist auf Längen von ca. 100 km bei 110 kV, ca. 80 km bei 220 kV und ca. 50 km bei 380 kV bei bekannten Übertragungsverlusten, welche erst quadratisch mit der Spannungsebene abnehmen. [Schröfelbauer 1993]
Die Technik hierfür ist bekannt und auch verfügbar.
Große Übertragungsleistungen wie sie aus den großen Offshore-Parks erwartet werden, sind für die Drehstromübertragung nicht mehr geeignet.
Hier gehen die Überlegungen zu einer Hochspannungs-Gleichstromübertragung, welche die technische Möglichkeit bietet, hohe Übertragungsleistungen über hohe Entfernungen bei geringeren Übertragungsverlusten als bei der Drehstromtechnik bereitzustellen. Allerdings erfordert die Hochspannungs-Gleichstromübertragung zusätzliche Einrichtungen zum Gleich- und Wechselrichten der Spannung bzw. des Stromes. Die hierfür bekannte und verfügbare Thyristortechnologie hat im Hinblick auf die Stromerzeugung über Offshore-Windenergieanlagen einige Nachteile. Zum einen werden große Filter und Kompensationseinrichtungen durch nicht regelbare Oberschwingungsströme notwendig und andererseits sind netzgeführte Tyristorwechselrichter nicht in der Lage, ein Wechselspannungssystem aufzubauen, so daß im Offshore-Windpark dieses Wechselspannungssystem durch andere Einrichtungen erzeugt werden muß.
Neue Umrichtertechnologien, wie z.B. Pulsbreitenmodulation sind noch in der Entwicklung.
Ein weiteres Problem bei der Energieableitung ist der Aufbau eines Offshore-Energieableitungs-Netzes mit möglichst wenig Kabeltrassen durch die Naturschutzräume der Nord- und Ostsee. Eine entsprechende Technik hierfür ist noch nicht verfügbar und kann daher auch noch nicht erprobt werden. Bei unterschiedlichen Betreiberinteressen wird eine gemeinsame Netzführung ebenfalls Probleme bereiten.
2.3.3 Regelreserve und Netzeinspeisung
Eine der größten Problemstellung bei den geplanten hohen Leistungen aus Offshore-Windenergieanlagen ist deren Regelung und Netzeinspeisung.
Die zeitliche Disparität zwischen der meteorologisch bedingten Verfügbarkeit von Windenergie und dem Leistungsbedarf der Stromanwender fordert von den Netzbetreibern zusätzlich hohes technisches und finanzielles Engagement.
Treffen Starkwind- und Schwachlastzeit aufeinander, so kann der erzeugte Strom nicht wirtschaftlich vermarktet werden und im umgekehrten Fall, müssen die Netzbetreiber aufgrund der stärkeren Verdrängung von kerntechnischen und fossilbefeuerten Anlagen durch wachsende Windenergieleistung und deren Einspeise-Vorrangstellung(EEG), zusätzliche Erzeugerleistungen unter Umständen teuer einkaufen.
Bei unternehmerischer Trennung von Stromerzeugung und Stromverteilung (siehe 2.3.1), müssen die Netzbetreiber für den technisch zuverlässigen und sicheren Betrieb der Übertragungsnetze sorgen. Dazu gehört eine stabile Netzfrequenz, welche durch einen dynamischen Leistungs- und Lastangleich im Sekundenbereich sichergestellt werden muß. Die hierfür verwendeten Regelleistungen sind im Kurzzeitfenster durch Pumpspeicherkraftwerke und im Mittelzeitfenster durch Mittellastkraftwerke verfügbar. Die Mindestanforderungen an die Regelreserven sind im Bereich des europäischen Verbundnetzes meist landesspeziefisch festgelegt.
Eine große Problemstellung hierbei ist die Ungenauigkeit zur Vorhersage des Lastprofils für die präzise Einsatzplanung von Grund- Mittel- und Spitzenlastkraftwerken bei zusätzlicher Berücksichtigung anfallender Windenergie.
Die heutigen Windenergieprognosen sind zur Berechnungsgrundlage des Lastprofils mit Unsicherheiten behaftet und Studien zufolge wird die Klimaforschung in den nächsten 10 Jahren keine wesentliche Verbesserung bezüglich der Prognosesicherheit erreichen. Eine ausbleibende Windenergie, entgegen der Prognose, würde bei der geplanten Offshore-Windenergieleistung von 25.000 MW, jegliche mögliche Regelleistung im europäischen Verbundnetz bei weitem übersteigen.
Hierzu müßten zusätzliche Kraftwerksleistungen installiert und ggf. im unwirtschaftlichen Teillastbereich vorgehalten werden, was unter ökobilanzieller Betrachtung den Ausbau der Windenergie nicht gerade unterstreicht und unter CO² Betrachtung den weiteren Ausbau der Kernenergie, in welchem Land auch immer, zur Regelleistung der Windenergie unter Umständen begünstigt.
Allein der Leistungsverlauf der Windenergieanlagen zeigt erhebliche Schwankungen im 15-Minuten Mittel von 20%–25% der Leistung, welches bei den heute bereits installierten Onshore-Windenergieanlagen die Regelleistung im Norddeutschen Netz bereits übersteigt und diese extern zur Verfügung gestellt werden muß.
Während dieser Schwankungen im Leistungsverlauf der Windenergieanlagen durchlaufen die Regelleistungen jeweils unwirtschaftliche Teillastbetriebsweisen mit höherem CO² Ausstoß, was ebenfalls unter ökobilanzieller Betrachtung der Windenergie negativ abzuziehen wäre.
Ein weiteres Problem stellen die Verknüpfungen mit dem Verbundnetz dar. Die geplanten einzelnen Offshore-Windenergie-Parks erreichen Parkgrößen von bis zu 1000 MW installierter Leistung, welche nur noch in Höchstspannungsnetze eingebunden werden können. Diese Netze sind in den dünnbesiedelten Küstenregionen aufgrund mangelnder großer Industrieproduktionen nur an wenigen Kraftwerksstandorten verfügbar.
Zur Zeit sind diese Netzanbindungen allerdings durch den Betrieb der Kraftwerke weitgehend ausgelastet und würden eine Netzanbindung erst mit geplanter Stillegung einiger Kernkraftwerke entsprechend ermöglichen.
Die geplanten Stillegungszeitpunkte dieser Kernkraftwerke korrelieren allerdings nicht unbedingt mit den Ausbauplänen der Offshore-Windenergienutzung.
Ein weiteres Problem ist die Anschlußweise von Windenergie-Parks. Heutige Windenergie-Parks werden im Falle von Netzstörungen, oder Netzschwankungen möglichst schnell innerhalb von 0,1 s–0,2 s vom Netz abgeworfen und dienen nicht dessen Stützung, diese Aufgaben werden von konventionellen Kraftwerken übernommen.
Sollte nun im Falle dieser Verfahrensweise, bei geplanter Offshore-Windenergieeinspeisung, ein Fehler an einem Netzknoten, oder an einer kritischen Sammelschiene entstehen, dann könnten unter Umständen einige tausend MW im Sekundenbereich vom Netz getrennt werden.
Würde dieses technisch denkbare Szenario die Leistung von 3000 MW übersteigen, so wäre das europäische Verbundnetz nicht mehr in der Lage dieses auszugleichen. Es würde unmittelbar zum Ausfall großer Leitungsnetze kommen.
Ein weiteres Problem stellt die geplante Instandhaltung von Offshore-Windenergieanlagen dar. Meteorologisch bedingt, bestehen hierfür nur günstige Zeitfenster in den Monaten zwischen Mai und August zur Verfügung.
Da aufgrund der hohen installierten Leistung diese nicht mehr autonom vom Netz genommen werden können, sondern die Abstimmung mit der Gesamtenergiewirtschaft erfolgen muß, werden die Windenergie-Parks mit anderen Energieerzeugern um freie Zeitfenster konkurrieren müssen, da vorwiegend die Zeiträume von Mai–August aufgrund schwächerer Stromnachfrage von allen Energieerzeugern zu Instandhaltungszwecken genutzt werden wollen.
2.4 Lösung
Aus der Gesamtproblemstellung ergibt sich die Aufgabe, eine technisch realisierbare und wirtschaftlich tragfähige Lösung zu erarbeiten um:
Die Erzeugung elektrischer Energie über einen Energiespeicher unabhängig und zeitversetzt von der meteorologisch bedingt verfügbaren Windenergie durchzuführen, damit diese bedarfsabhängig und wirtschaftlich effizient im nachfragestarken Mittellast- und Spitzenlastbereich vermarktet werden kann.
Des weiteren, um auf elektrische Energieableitungsnetze im Unterwasserbereich, mit allen den beschriebenen Nachteilen, technischen Schwierigkeiten und hohen Kosten, zu verzichten und um einen Großteil der störanfälligen Komponenten, wie sie aus dem heutigen Betrieb von Windenergieanlagen bekannt sind, auf das Festland zu verlegen. Auf dem Festland sind diese dann im Falle einer fehlerbedingten Nichtverfügbarkeit auf kurzem Wege und unabhängig meteorologischer Einschränkungen und logistischer Schwierigkeiten erreichbar, um die Verfügbarkeit kurzfristig wieder herzustellen.
Des weiteren, um die Planbarkeit der Stromerzeugung lastprofilgerecht und mit hoher Genauigkeit sicherzustellen, um auch Regelreserven ökologisch- und ökonomisch sinnvoll einzusetzen.
Erfindungsgemäß wird die Aufgabe dadurch gelöst, daß die bekannte und dem Stand der Technik entsprechende Windenergieanlage nach dem 3-Blatt aerodynamischen Auftriebsrotor-Prinzip in der Anordnung insofern abgeändert wird, als anstelle des Generators ein Verdichter betrieben wird, um die kinetische Windenergie in potentielle Druckluftenergie zu wandeln und in die dafür ausgesolten, unterirdischen Salzkavernen in Niederdruck- und Mitteldruckstufen zu speichern. Die geographische Anordnung der Salzstöcke unterhalb der Nordsee, im Bereich der deutschen Außenwirtschaftszone, mit ihrer für die Druckluftspeicherung und für den Drucklufttransport günstigen Nord-Süd Ausrichtung bis unter den Festlandbereich, erweist sich als vorteilhaft für die Verbindung mehrerer Kavernen untereinander, von der Einspeisung auf hoher See bis unter das Festland.
Von der Küste aus wird dann der unter Druck stehende MD-Luft-Kavernenspeicher mit einem auf dem Festland installierten, wasserbefüllten Druckspeicher verfahrenstechnisch so verbunden, daß die potentielle Druckluftenergie über die Wasseroberfläche ebenfalls zu potentieller Wasserenergie führt.
Das Wasser wird dann unter Druck aus dem Druckspeicher entnommen und die potentielle Energie über eine Düse in kinetische, auf statischen Umgebungsdruck reduzierte und mit hoher Geschwindigkeit versehene Energie gewandelt, um in einer Freistrahlturbine in rotarisch, mechanischer Energieform einen Generator zu betreiben. Vier dieser Druckspeicher werden in einer Kreisanordnung um die Freistrahlturbine so plaziert, daß jeder Druckspeicher eine Anströmdüse der Freistrahlturbine darstellt, um mit entsprechender verfahrenstechnischer Regelung den Betrieb auf alle Anforderungen des Lastprofils zeitnah einzustellen.
Die Druckspeicher stehen an einem Wasserkanal, der mit einem Wehr vom Wasser getrennt ist, um z.B. im Bereich der Nordsee einen annähernd vom Tidenverlauf unabhängigen Wasserstand zu gewährleisten.
Die Druckwasserleitung zur Düse führt aus dem Druckspeicher heraus auf eine Höhenlinie über dem Wasserstand des Wasserkanals. Ebenfalls auf dieser Höhenlinie befindet sich die Freistrahlturbine, aus der das in der Energiewandlung der Düse auf statischen Umgebungsdruck reduzierte Wasser in den Wasserkanal zurückfließen kann. Die Freistrahlturbine und der Generator sind in einem Turbinenhaus untergebracht. Die Druckspeicher sind im Erdreich so angeordnet, daß der obere Füllstand eine Höhenlinie mit dem Grund des Wasserkanals bildet und somit die Druckspeicher erdbedeckt sind. Hierdurch sind sie entsprechend sicher, wirken schallisolierend und lassen sich unauffällig in das Landschaftsbild integrieren.
Wenn nun durch die Wasserentnahme aus dem Druckspeicher ein Mindestwasserstand erreicht ist, wird der Druckspeicher wieder von dem MD-Luft-Kavernenspeicher getrennt und mit einem ND-Luft-Kavernenspeicher verbunden. Nun wird der wieder drucklose Wasserspeicher über den geodätischen Höhenunterschied zum Wasserkanal auf natürlichem Wege und über eine zwischengeschaltete Rohrturbine, ähnlich der eines Gezeitenkraftwerks, wieder gefüllt und unter nochmaliger Nutzung der kinetischen Wasserenergie ein Generator betrieben. Die dabei auszuschiebende Luft wir in einen ND-Luft-Kavernenspeicher zurückgeführt, um diese dem Prozeß wieder zur Verfügung zu stellen, dadurch den Luftverbrauch zu minimieren und um die Schallemission gering zu halten.
Durch den Druckspeicherbetrieb entsteht im Wasserkanal, außer durch natürliche Verdunstung, kein Verbrauch, da die Wassermassen in einem Kreisprozeß zwischen Druckspeicher und Wasserkanal lediglich ausgetauscht werden.
Da der Leistungsgrad der Freistrahlturbine abhängig ist vom Druckangebot des MD-Luft-Kavernenspeichers, dieser bei einem zu niedrigen Druckangebot aber immer noch genügend Druck für den Betrieb von Druckluftprozessen im industriellen und gewerblichen Betrieb vorhält, soll dieser Anteil in Druckluftnetzen zur Verfügung gestellt und ebenfalls wirtschaftlich vermarktet werden.
Nachfolgend wird die Erfindung an einem Ausführungsbeispiel näher beschrieben.
Im Bereich der deutschen Außenwirtschaftszone, wie in 1 dargestellt, wird, in einer der für die Nutzung der Windenergie ausgewiesenen Fläche, ein Windpark zur Erzeugung von Druckluft errichtet. Die Kreisabschnitte zeigen den Abstand der ausgewiesenen Flächen im 50 km Abstand zur Seestadt Bremerhaven.
Der größte Teil der geplanten Windparks mit den insgesamt mindest geplanten 5.000 Windenergieanlagen wird sich zwischen 1 und 2, in Abständen zwischen 170 km und 280 km von der Seestadt Bremerhaven entfernt und bei Wassertiefen um 45 m, sowie im meteorologischen Einflußgebiet zwischen Azoren-Hoch und Island-Tief konzentrieren. Der Windpark zur Erzeugung von Druckluft wird im Ausführungsbeispiel aus Windenergieanlagen bestehen, vom Konstruktionsprinzip im Wesentlichen dem Stand der Technik dessen entsprechen, was zum heutigen Zeitpunkt von bestehenden Onshore-Windenergieanlagen bekannt ist, modifiziert mit den noch zu erarbeitenden Verbesserungen hinsichtlich der Offshoretauglichkeit.
Messungen hinsichtlich der tatsächlichen Windgeschwindigkeit in den Gebieten zwischen 1 und 2 werden zur Zeit durchgeführt, es bestehen jedoch berechtigte Annahmen, daß aufgrund geringerer Rauhigkeit der Wasseroberfläche die Windscherung sehr schwach ausgeprägt ist und die Geschwindigkeit bereits über der Wasseroberfläche stark ansteigt so daß die Nabenhöhen im Verhältnis zu Onshore-Windenergieanlagen niedriger ausfallen können. Gerechnet wird im Jahresmittel mit 10–12 m/s Windgeschwindigkeit in 80 m Nabenhöhe.
Da nur ein Teil der im Wind enthaltenen kinetischen Energie durch eine Windenergieanlage genutzt werden kann, theoretisch im Maximum 59,3 % für frei umströmte Rotoren, errechnet sich die Leistung einer Windenergieanlage, bei geplanten Rotordurchmessern von 80 m–110 m, einem Leistungsbeiwert eines bekannten 3-Blatt-Rotors von 47 % und unter Annahme einer Ludtdichte von 1,225 kg/m³ bei 101,3 kPa und 288,15 K nach der Formel: P = CP·½ρ·c3·FRotor für einen Rotordurchmesser von 110 m, bei 12 m/s Windgeschwindigkeit ergibt sich danach folgende Wellenleistung
P = 0,47·0,6125·1728·9503
P = 4.727 kW
Interessant ist, daß der Faktor Windgeschwindigkeit in dritter Potenz eingeht und damit erheblich die Leistung bestimmt. Eine Verdoppelung der Windgeschwindigkeit bedeutet achtfache Leistung. Da die Windgeschwindigkeit von 10 – 12 m/s konservativ angenommen ist und die jetzt laufenden Messungen unter Umständen besserer Werte ergeben, dürfte die mögliche Leistung deutlich höher ausfallen.
Im Gegensatz zur bekannten Anordnung einer Windenergieanlage mit Generator, wird anstelle dessen ein Verdichter betrieben. Hier für kommen im Wesentlichen zwei Verdichter-Bauarten, Radialverdichter und Axialverdichter, oder eine Kombination derer in Frage. Die Unterscheidung leitet sich aus den unterschiedlichen Hauptströmungsrichtungen im Laufrad ab, welche beim Radialverdichter senkrecht und beim Axialverdichter parallel zur Wellenachse verläuft. Daraus ergeben sich auch unterschiedliche Prinzipien der Verdichtung.
Beim Radialverdichter wird Luft in die Schaufelkanäle eingesaugt und diese unter Einwirkung der Zentrifugalkräfte nach außen geschleudert, hierbei steigen Druck und Geschwindigkeit an, so daß die Luft beim Verlassen des Laufrades ein höheres Druckniveau und eine, durch die hohe Geschwindigkeit, große kinetische Energie besitzt. Im nachfolgenden Difusor wird ein Teil der kinetischen Energie wieder in Druckenergie umgewandelt und die Strömungsgeschwindigkeit dabei gesenkt. In der Praxis und nach Stand der Technik werden Radialverdichter so gebaut, daß etwa die Hälfte des Druckanstiegs im Laufrad und der Rest im Difusor erfolgt.
Im Radialverdichter erreicht man moderate Volumenströme bei hohen Verdichtungsgraden, da eben ein Teil des Druckanstiegs aus Zentrifugalkräften besteht.
Bei Axialverdichter wirken im Gegensatz zum Radialverdichter keine zentrifugalen-, sondern aerodynamische Kräfte. Axialverdichter sind zwar einerseits hochkomplexe Strömungs-Arbeitsmaschinen, doch durch die heute verfügbaren tiefen Kenntnisse der Schaufelgitteraerodynamik und durch die Beherrschung der schwingungstechnischen Probleme an den verhältnismäßig dünnen, gewölbten Laufschaufeln, haben sich diese Arbeitsmaschinen durch extreme Belastbarkeit und Langlebigkeit bei gleichzeitig kostengünstiger Fertigung bewährt. Axialverdichter sind heute unter extremen Bedingungen und hohen Anforderungen in Flugtriebwerken und Gasturbinen, äußerst Zuverlässig im Einsatz.
Die aerodynamischen Kräfte, die zur Arbeitsweise einer Verdichterstufe führen, sind äußerst komplex und bilden beim Zusammenwirken der strömenden Luft mit den Schaufeln des rotierenden Laufrades und des feststehenden, dahinterliegenden Leitrades, ein sogenanntes Geschwindigkeitsdreieck. Die Luft, die mit einer Anfangsgeschwindigkeit c₁, dem statischen Umgebungsdruck p₁ und deren Temperatur t₁, axial dem Laufrad zuströmt, ergibt mit der drehzahlabhängigen Geschwindigkeit u₁, die Relativgeschwindigkeit w₁, deren Richtung mit der Skelettlinie der Laufradschaufel übereinstimmt. Der Strömungskanal zwischen den Schaufeln ist so gestaltet, daß eine ständige Erweiterung in Strömungsrichtung stattfindet, dadurch nimmt die Relativgeschwindigkeit kontinuierlich ab, während der Druck zunimmt. Die an die Strömung abgegebene Energie wird zu einer rotierenden Bewegung am Laufradaustritt, als Umfangskomponente der Absolutgeschwindigkeit c₂. Als Folge dieser Energiezufuhr ändern sich die Zustandsgrößen der Luft in den Druck p₂ und die Temperatur t₂ und die Geschwindigkeit in c₂, also damit auch die kinetische Energie. Mit diesem Energiezustand tritt die rotierende Strömung in das dahinterliegende Leitrad ein, wobei die Richtung von c₂ mit der Richtung der Profilsehne übereinstimmt. Da das Leitrad feststeht, findet dort keine Energieübertragung statt, die Strömung muß den weiteren Aufbau des Drucks, der durch die difusorförmige Kanalgestaltung erzwungen wird, aus der eigenen Energie bereitstellen. Die Strömungsenergie wird also lediglich in Druckenergie umgewandelt, so daß die Gesamtenergie, unter Abzug von Spaltverlusten, im Leitrad unverändert bleibt. Aufgrund des Druckaufbaus fällt die Geschwindigkeit auf den Wert c₃, wobei die Schaufeln aufgrund ihrer Leitwirkung den Strömungsdrall weitgehend herausgenommen haben. Am Leitradaustritt steht somit ein Luftstrom zur Verfügung, dessen Energieniveau nun die Zustandsgrößen p₃ und t₃, sowie die kinetische Energie c₃ ²/2 besitzt.
Da der Axialverdichter mehrere Stufen besitzt, sind diese Werte jeweils die Eingangsgrößen für das nachfolgende Laufrad.
Mit mehrstufigen Axialverdichtern erreicht man hohe Volumenströme bei moderaten Verdichtungsgraden, so daß die Kombination aus Axialverdichter mit nachgeschalteter Radialstufe eine gute Energiedichte ergibt.
Um die Zusammenhänge zwischen den inneren Strömungsvorgängen in Verdichtern und dem speziellen Bertiebsverhalten von Windenergieanlagen gerecht zu werden, sollen Verdichter entsprechend dem Stand der Technik, wie sie aus Flugtriebwerken bekannt sind, eingesetzt werden. Diese Verdichter zeichnen sich durch einen hohen Wirkungsgrad bei großer Energiedichte und geringem Gewicht aus, sowie durch eine hohe Effizienz bei betriebsbedingten, wechselnden Drehzahlen. Um die wichtigen Kenngrößen, wie Wirkungsgrad, Verdichtungsgrad, Durchsatz, Laufradgröße und Umfangsgeschwindigkeit an das Betriebsverhalten einer Windenergieanlage anzupassen, soll die Kenngröße der Umfangsgeschwindigkeit über die Dimension der Laufräder an die für Windenergieanlagen übliche Drehzahl angepasst werden. Die Baugröße der Laufräder wird durch die kritische Machzahl und durch Werkstoffeigenschaften begrenzt und soll daher in der Umfangsgeschwindigkeit im subsonischen Bereich bei max: u = 280 m/s bleiben. Im Gondelbereich, wie im Turmbereich einer Windenergieanlage der geplanten Größe, sind Laufräder mit Durchmessern von D = 3 m–4 m durchaus realisierbar. Vergleichbare Fan-Verdichter aus der Triebwerkstechnik wie z.B. das GE 90 sind bei Durchmessern von D = 3,4 m bereits im Einsatz.
Der Komplexität wegen, soll an dieser Stelle auf eine ausführliche Auslegungsberechnung des Verdichters verzichtet werden und anstelle dessen, eine Ähnlichkeitbetrachtung ausgeführter Verdichter herangezogen werden.
Bezogen auf die Kenngrößen:
P = 4.727 kW
p₁ = 101,3 kPa
ρ₁ = 1,225 kg/m³
t₁ = 288,15 K
u = 280 m/s
D = 3500 mm
ergibt sich aus der Ähnlichkeitsbetrachtung, unter Annahme einer polytropen Verdichtung, ein Durchsatz von: m = 17 kg/s, bei p_n/p₁ = 10
Die tatsächliche Kennlinie eines Verdichters wird entsprechend der Auslegungsberechnung anschließend am Prüfstand ermittelt.
Dem Fachmann wird klar, daß die Kombination von Windenergieanlagen mit den Bauarten der Axial- oder Radialverdichter, sich aus den Anforderungen für Volumenstrom und Energiedichte der späteren Abnehmer ergibt.
Mehrere Anordnungen der Verdichter in Kombination mit einer Windenergieanlage sind realisierbar.
2 zeigt die Anordnung in herkömmlicher, horizontaler Linie mit der Welle des Windrotors. Diese Anordnung wirkt sich zwar Positiv und Kostensparend auf die zu erwartenden Gondelmassen, im Verhältnis zur Anordnung mit einem geplanten 5 MW Generator aus, bedarf aber einiger konstruktiver Zusatzlösungen für die Zwischenkühlung der Verdichtung auf Ebene der Gondel und für die Druckluftableitung unter konstruktiver Berücksichtigung der drehenden Gondel zum stehenden Turm.
3 zeigt eine optimiertere Anordnung des Verdichters in vertikaler Einbaulage im Turm, wobei die Leistungsübertragung der langsamen Welle des Windrotors, in einem, dem Stand der Technik ausgeführten, hydrostatischen Verfahren auf das ebenfalls im Turm angeordnete Getriebe erfolgt. Hierbei wird die Hydrostatikleitung so ausgeführt, daß die Durchführung zwischen drehender Gondel und stehendem Turm über drehbare Hochdruckverschraubungen erfolgt. Dies ist ein Vorteil gegenüber der bekannten Ausführung mit Generator, wo sich die Gondel mehrmals drehen muß, um die Kabel zu Entdrallen. Ein Verfahren welches häufig zu Störungen führt. Ein weiterer Vorteil besteht darin, daß die Dreheinrichtungen für die Gondel und die Verstelleinrichtungen für die Rotorblätter durch die nun vorhandene Hydraulik und Pneumatik in der Antriebsart redundant ausgelegt werden kann. Dieses erhöht die Verfügbarkeit dieser häufig anfälligen Systeme und reduziert im Leistungsbetrieb den Eigenstromverbrauch, da im Leistungsbetrieb genügend hydraulische Energie zur Verfügung steht.
Die Zwischenkühlung, vor Eintritt in die radiale Endstufe, bei Ausführung mit einem mehrstufigen Axialverdichter, soll durch am Turm angebrachte Luftkühler in Strömungsrichtung, oder über Wasserkühler erfolgen, die Endkühlung vor Eintritt in den Luft-Kavernenspeicher erfolgt über Wasserkühlung auf der Strecke von ca. 45 m zwischen Oberfläche und Meeresboden.
Die vertikale Verdichteranordnung hat den wesentlichen Vorteil, gegenüber der herkömmlichen Anordnung in horizontaler Lage zur Rotorwelle, daß ein Großteil der Massen aus der Gondel in den Turm verlegt wird, im Übrigen entfallen auch alle Generator-Hilfssysteme und Spannungseinrichtungen. Die Verlegung der Massen in den Turm wirkt sich Positiv auf die Gondelgröße und somit wieder Kostensparend aus. Ein weiterer Vorteil ergibt sich durch diese Anordnung in der geteilten und Instandhaltungsgerecht konstruierten Bauweise, in der Form, daß die Getriebe und Verdichtereinheit in einem eigenen, inneren Teilsegment des Turms untergebracht ist und als Kompletteinheit im Instandhaltungsfall gegen eine Reserveeinheit getauscht werden kann, um diese später, unabhängig meteorologischer Bedingungen an Land instandzusetzen. Durch diese Anordnung besteht auch die Möglichkeit der konstruktiven Erweiterung durch hintereinanderschalten von Verdichtereinheiten, da die Gesamtbaulänge nicht der Begrenzung der Gondel unterliegt. Ein weiterer Vorteil besteht darin, entsprechend den möglichen veränderlichen Anforderungen, die Windenergieanlage von Niederdruckerzeugung auf Mitteldruckerzeugung umzubauen, durch Austausch des Teilsegments mit der Getriebe und Verdichterbaugruppe.
4 zeigt eine weitere Anordnung, in welcher die Windenergieanlagen herkömmlich mit einem Generator ausgeführt werden, wobei mehrere Windenergieanlagen zu einem Cluster mit einer Nennleistung von 20 MW gruppiert sind, um einen elektrisch angetriebene Verdichter zu versorgen, welcher auf einer im Windpark gelegenen, eigenen Offshore-Plattform steht.
Alle Anordnungsmöglichkeiten folgen dem Grundsatz, daß keine elektrische Leistung über Seekabel an Land transportiert werden, sondern die Energie in Form von Druckluft zwischengespeichert wird, um diese bedarfsorientiert abzurufen.
Zur Speicherung der erzeugten Druckluft über Windenergieanlagen werden, den Anforderungen entsprechende Volumen, durch Aussolen in den unterirdischen Salzstöcken hergestellt.
5 zeigt die günstige, natürliche Nord-Süd-Anordnung der Salzstöcke unterhalb der Nordsee. Die Tiefen liegen zwischen 300 m und 1.500 m unterhalb des Meeresboden Und sind daher gut erreichbar. [Geotektonischer Atlas des Nordsee-Sektors, Baldschuhn 2001]
Zur Aussolung entsprechender Luft-Kavernenspeicher werden große Hohlräume in den Salzstöcken, oder in mächtigen Salzschichten hergestellt. Da das Salz undurchlässig für Gas ist, können Gase bei hohen Drücken und hoher Standsicherheit der Hohlräume abgespeichert werden. Die Herstellung entspricht dem Stand der Technik und wird über das sogenannte Solverfahren durchgeführt. Hierzu wird eine Bohrung in die Salzlagerstätte niedergebracht und von der Oberkante der Salzlagerstätte bis zur Meeresbodenoberfläche verrohrt und gasdicht zementiert. Über zwei konzentrische Rohrleitungen in der Bohrung wird Wasser in die Salzlagerstätte eingepresst. Das Wasser löst dann das Salz und transportiert es im Wasser gelöst an die Oberfläche. Die gewonnene Sole wird entweder umweltverträglich abgeleitet, oder industriell weiterverarbeitet und vermarktet. Enstprechende Betriebe sind an der Küste bereits vorhanden. In dieser Technik ist Deutschland führend und sie wird im Bereich der Erdgasspeicherung bereits seit langem erfolgreich angewendet.
Die ausgesolten Luft-Kavernenspeicher werden wie in 5 dargestellt, entsprechend der günstigen Nord-Süd-Ausrichtung, durch ebenfalls dem Stand der Technik verfügbare, vertikal-, schräg- und horizontal Bohrungen so miteinander verbunden und verrohrt, daß den Anforderungen entsprechend, unterschiedliche Druckstufen in den Luft-Kavernen entstehen können und diese bis unter die Festlandseite miteinander verbunden werden. Das Aussolen der Salzstöcke, die Bohrungen zur Einspeisung, sowie zur Verbindung und Entnahme, sind kostengünstiger als entsprechende Seekabelnetze zum Transport elektrischer Energie. Die Kosten für die Infrastruktur elektrischer Netze werden It. Gutachten mit 1/3 der Gesamtkosten pro 1 MW installierter Leistung bei küstenfernen Offshore-Windenergieanlagen angegeben. [VDMA-von Onshore zu Offshore-August 2001]
Unter Annahme eines Massendurchsatzes von:
m = 17 kg/s
und unter Annahme einer Umgebungstemperatur im Luft-Kavernenspeicher von:
t_Kaverne = 310 K
bei ca. 4.000 h/a Nennleistung, ergibt sich eine speicherbare Masse von:
m = 2,448 × 10⁸ kg Luft pro Windenergieanlage/a
Mögliches, anfallendes Kondensat, resultierend aus dem, unter Umständen, hohen Verdunstungsgrad auf See, wird bei entsprechendem Füllstand im Luft-Kavernenspeicher, aus diesem ausgepumpt.
Die möglichen, nutzbaren Volumen zur Speicherung von Druckluft in Luft-Kavernen unterhalb der Nordsee, übersteigen durch ihre Mächtigkeit, bei weitem die Einspeisemöglichkeiten aller geplanten Windenergieanlagen, sollten diese insgesamt mit Verdichtern betrieben werde.
Im Gegensatz zu der Luftspeicheranlage in Huntdorf, im Gegensatz zu der geplanten Luftspeicheranlage in Norton Ohio und im Gegensatz zu den Patentschriften DE 69216405T2 , DE 3853074T2 und DE 3411444A1 wird nicht Druckluftenergie in unterirdischen Kavernen über die Nutzung von elektrischer Energie aus Schwachlastzeiten temporär abgespeichert, um diese dann in Gasturbinen zu Spitzenlastzwecken wieder zu entnemen, sondern in diesem Verfahren wird Druckluftenergie über rein regenerative Windenergie und über Windenergieanlagen kontinuierlich, bei entsprechendem Windangebot, in Luft-Kavernen gespeichert und zeitgleich, oder auch zeitversetzt und ortsversetzt wieder zur Energieerzeugung entnommen.
Der bis unter die Festlandseite verlaufende, oder einer in Küstennähe verlaufende Luft-Kavernenspeicher wird vom Festland aus, über eine Entnahmebohrung, mit einer auf dem Festland stehenden Druckluftstation verbunden.
6 zeigt die prinzipielle Anordnung des Luftspeicher-Wasserkraftwerks, welches im einzelnen wie folgt ausgeführt wird.
Im Küstenbereich, wird auf dem Festland ein Wasserkanal ausgehoben und mit einem Wehr gegen den Wasserzufluss abgesperrt. Als Wasserzufluss kann entweder der Nord- oder Ostseebereich, oder ein Fluss verstanden werden. Der Wasserkanal soll auf die übliche Tiefe eines Hafenbeckens von 8 m ausgeschachtet und nach dem Stand der Technik mit Stützmauern ausgekleidet werden. Die Ausmaße des Wasserkanals ergeben sich aus der Gesamt verfahrenstechnischen Schaltung der Luftspeicher-Wasserkraft-Einheiten, sollen aber im Ausführungsbeispiel mit:
L = 750 m
B = 50 m
H = 8 m
V = 300.000 m³ Wasser
angegeben werden. Jeweils an der Längsseite des Wasserkanals werden nun je 5 eigenständige Luftspeicher-Wasserkraft-Einheiten auf einer Raumfläche von je L = 150 m und B = 150 m angeordnet, so daß insgesamt 10 Luftspeicher-Wasserkraft-Einheiten installiert sind.
Das einzelne Luftspeicher-Wasserkraftwerk besteht wiederum aus je 4 Druckwasserspeicher, die so angeordnet sind, daß jeder Druckwasserspeicher eine Leiteinrichtung mit Düse zur Teilbeaufschlagung eines in der Mitte der Druckwasserspeicher angeordneten Freistrahllaufrades darstellt. Diese Anordnung entspricht in optimierter Form der einer 4-strahligen Ringleitung, wie sie üblicherweise bei Freistrahlturbinen in Speicherkraftwerken angewendet wird.
Die Druckwasserspeicher werden mit ihrer Höhenlinie so in das Erdreich eingebaut, daß der obere Füllstand des Druckwasserspeichers mit der Grundlinie des Wasserkanals übereinstimmt. Somit liegt die Oberkante der Druckwasserspeicher bei H = –8 m. Durch die Erdbedeckung der Druckwasserspeicher sind diese entsprechend sicher, wirken schallisolierend und sind unsichtbar im Landschaftsbild.
Die Freistrahlturbine befindet sich auf einer Höhenlinie, oberhalb der Wasserlinie des Wasserkanals, so daß ein freier Auslauf in den Wasserkanal stattfinden kann. Die Druckwasserleitungen zur Speisung der Düsen wird aus jeder der 4 Druckwasserspeicher herausgeführt, auf die Höhenlinie der Freistrahlturbine. Diese Anordnung wird mit einem Turbinenhaus überbaut, in welchem sich der Generator und die Hilfseinrichtungen befinden. Im Landschaftsbild sind nur die 10 Turbinenhäuser und der Wasserkanal sichtbar.
Die Druckluft Zu- und Abführung erfolgt von und über die an Land stehende Druckluftstation, entsprechend geregelt in einer von oben angeordneten Durchführung in den jeweiligen Druckwasserspeicher.
Die Zuflußleitung vom Wasserkanal in die Druckwasserspeicher wird als Ringleitung ausgelegt und durchströmt eine Rohrturbine. Der Zufluß erfolgt unter Nutzung des Energiegefälles zwischen Wasserkanal und darunterliegendem Druckwasserspeicher.
Der einzelne Druckspeicher wird entsprechend der Auslegung in Stahl, nach Stand der Technik ausgeführt, Korrosionsgeschützt und innen mit Ringanordnungen verstrebt, um einerseits gegen von außen wirkende Druckspannungen entsprechende Stabilität zu sichern und um mögliche Wirbelbewegungen des Wassers zu egalisieren. Da es sich hierbei um Einzelauslegungen handelt, muß die endgültige Berechnung von Seiten eines Gutachters, z.B. TÜV durchgeführt werden.
Für das Ausführungsbeispiel soll der Druckspeicher folgende Kenndaten erhalten.
D = 45 m
H = 20 m
A = 1.589,63 m²
V = 31.792,60 m³
bei p = 998,2 kg/m³ für Wasser bei t = 293,15 K und 101,3 kPa
m = 3,1735 × 10⁷ kg
Fg = 311324,01 kN
Für die höchste Druckspannung gilt bei drucklosem, wassergefüllten Behälter
p₁ = p_drucklos + p_Umgebung + p_geodätisch
p_drucklos = 195,85 kPa
p_Umgebung = 101,3 kPa
p_geodätisch = 548,41 kPa
p₁ = 845,56 kPa
Für die höchste Druckspannung gilt bei druckbeaufschlagtem, wassergefüllten Behälter mit p_luft = 4.000 kPa
p₂ = p_druck + p_Umgebung + p_geodätisch
p_druck= 7.833,87 kPa
p_Umgebung = 101,3 kPa
p_geodätisch = 548,41 kPa
p₂ = 8.483,58 kPa
Der Fachmann erkennt, daß der Druckwasserspeicher insgesamt keiner besonderen Beanspruchung unterliegt und somit nach Stand der Technik ausgeführt werden kann Die Energiewandlung in der Freistrahlturbine folgt dem Prinzip der Gleichdruckturbine unter Nutzung der, über den mit Druckluft beaufschlagten Druckwasserspeicher, künstlich geschaffenen geodätischen Höhendifferenz. Das nutzbare, spezifische Energiegefälle wird am Ende der Druckwasserleitung in einer Düse in Geschwindigkeitsenergie umgewandelt und bis auf statischen Umgebungsdruck reduziert. Daher besteht im Allgemeinen bei kaltem Wasser auch keine Kavitationsgefahr. Durch die Teilbeaufschlagung des Laufrades aus den 4 verfahrens technisch eigenständig regelbaren Düsen, lässt sich der Beaufschlagungsgrad und damit, bei gleicher Umfangsgeschwindigkeit, die Leistung den Anforderungen entsprechend stufenlos Regeln. Da das Laufrad in einem mit Luft gefüllten Gehäuse läuft, ist die Verlustleistung durch Radseitenreibung wesentlich geringer als bei einem im Wasser umlaufenden Laufrad.
Die Düsen, am Ende der einzelnen Druckwasserleitungen, sitzen dicht an dem im Gehäuse gelagerten Laufrad, welches gegen axiales Verschieben durch ein Festlager gesichert wird. Durch die Energiewandlung der Druckenergie des Wassers in Geschwindigkeitsenergie, trifft der Wasserstrahl mit hoher Geschwindigkeit in die doppelseitig Becherförmig ausgeführte Laufradschaufel und wird nach beiden Seiten umgelenkt. Dieser Impuls resultiert in eine rotarische Bewegungsenergie des Laufrades. Die Abnahme der Leistung erfolgt dann von der Laufradwelle zu einem Generator.
In den Düsen sind zur Regelung, verstellbare Düsennadeln eingebaut, welche eine stufenlose Leistungsregulierung der Freistrahlturbine ermöglichen.
Insgesamt haben Freistrahlturbinen den besten Verlauf des Wirkungsgrades unter Teil- und Vollastbedingungen, bei verhältnismäßig geringem Massendurchsatz in Abhängigkeit der Druckenergie. Freistrahlturbinen entsprechen dem Stand der Technik und zeichnen sich durch extreme Langlebigkeit und Zuverlässigkeit aus.
Der Fachmann erkennt, daß mit höheren Druckstufen, größere Leistungen erzielt werden können und daß die Anordnung der Druckwasserspeicher und damit die Düsen von einer bis zu sechs variieren kann.
Für das Ausführungsbeispiel wird eine Freistrahlturbine entsprechend der Kennlinie eines Herstellers [Voith] zugrundegelegt, mit folgenden Kenndaten:
V = 20 m³/s
H = äquivalent 4.000 kPa
P = 65.000 kW
Für das im Ausführungsbeispiel ausgelegte Luftspeicher-Wasserkraftwerk ergibt sich damit eine Gesamt installierte Leistung von
P = 650 MW
Die Entleerungszeit unter Nennlast von 65 MW, bezogen auf eine Luftspeicher-Wasserkraft-Einheit würde zwischen oberem und unterem Wasserstand ca. 26 min. dauern. Die Entnahmemenge aus der Luft-Kaverne beträgt in der Zeit ca. 5,88 × 10⁶ kg. wobei diese Masse, zu einem großen Teil bis zur Druckangleichung, über die Druckstation wieder in die Mitteldruck, bzw. Niederdruck-Kavernen zurückgeführt wird. Lediglich der nicht rückführbare Luftanteil wird an die Umgebung abgelassen. Der Gesamtluftumsatz wird somit erheblich reduziert.
Die Füllzeit der Druckwasserspeicher beträgt ca. 2 h, wobei bei einem Volumenstrom von ca. 4 m³/s und einem Energiegefälle von anfänglich 20 m, zurückgehend auf hydrostatischen Druck im Wasserkanal mit einer Rohrturbinenleistung von 500 kW zu rechnen ist. [Voith]
Der Fachmann erkennt, daß durch diese Anordnung eines Luftspeicher-Wasserkraftwerks, die Stromerzeugung für Spitzenlast- und Mittellastanforderungen sehr zeitnah und der Anforderung entsprechend durchgeführt werden kann. Alle Anforderungsfälle lassen sich verfahrens- und regelungstechnisch einstellen.
7 zeigt das generelle Verfahrensschema. Druckluft wird bei anfallender Windenergie über Windenergieanlagen mit Verdichtern, kontinuierlich in Luft-Kavernen abgespeichert. Hierfür stehen Niederdruckkavernen bis 1.000 kPa und Mitteldruckkavernen bis 8.000 kPa zur Verfügung. Für hohe Volumenströme werden Windenergieanlagen mit Axialverdichtern und nachgeschalteter Radialstufe eingesetzt, für hohe Druckstufen werden Windenergieanlagen mit Radialverdichtern eingesetzt. Die einzelnen Luft-Kavernen werden verfahrenstechnisch so miteinander verbunden, daß eine Grundversorgung für das gewerbliche Druckluftnetz, dessen Bedarf im Bereich von 400 kPa–800 kPa liegt, gewährleistet ist.
Die Verbindung der Luft-Kavernen untereinander geht bis an, oder unter die Festlandgrenze und wird dort auf eine Druckluftstation geführt. Diese versorgt einerseits das gewerbliche Niederdruckluftnetz für industrielle und gewerbliche Prozesse und mit dem Mitteldruckbereich das Luftspeicher-Wasserkraftwerk.
Bei entsprechendem Strombedarf werden die Druckwasserspeicher mit Druckluft beaufschlagt und das Wasser aus den Speichern über eine Druckwasserleitung, an deren Ende sich eine Düse befindet, dem Turbinenaufrad zugeführt. Die Düse treibt über drucklose Geschwindigkeitsenergie eine Freistrahlturbine mit gekoppeltem Generator an. Bei erreichen eines unteren Wasserstandes wird verfahrenstechnisch die Druckluft wieder an die Luft-Kavernen zurückgeführt, bis Druckausgleich herrscht. Der nicht rückführbare Teil wird an die Umgebung auf statischen Druck zurückgeführt. Der nun wieder drucklose Druckwasserspeicher wird über den geodätischen Höhenunterschied zum Wasserkanal wieder befüllt, indem der Zulauf über eine Rohrturbine unter nochmaliger Stromerzeugung erfolgt.
Nach einer Studie des VDI, werden für die Herstellung von Druckluft in industriellen Prozessen etwa 10 % des Energieverbrauchs aufgewendet.
Unternehmen ziehen daher das örtliche Energieangebot zu 60% in die Standortfrage mit ein.
Die Herstellung von Druckluftenergie über Windenergieanlagen, zur Bereitstellung eines Druckluftnetzes für industrielle Prozesse, bietet daher erheblichen Vorteil für Industrie- und Gewerbeansieldungen im Einzugsgebiet des Druckluftnetzes. Unternehmen könnten wesentlich kostengünstiger Druckluft einkaufen, als wenn sie diese selbst herstellen, mit allen dafür notwendigen Infrastrukturen und technischen Ausrüstungen. Zusätzlich würde ein erheblicher Teil der dafür aufzuwendenden Energie eingespart und entsprechend CO² vermieden.
Der Fachmann erkennt, daß sich über die Erzeugung von Druckluft mit Windenergieanlagen, trotz mehrmaliger Energiewandlung hohe Wirkungsgrade erzielen lassen, bei gleichzeitigen Kosteneinsparungen in der Windenergieanlage durch entsprechende verfahrenstechnische Anordnung und bei Kosteneinsparungen in der Netzableitung, gegenüber dem geplanten Verfahren.
Ferner wird klar, daß mit diesem Verfahren große Teile der störanfälligen Komponenten, durch äußerst zuverlässige und langlebige ersetzt werden und ein großer Teil davon, jederzeit zugänglich, auf das Festland verlegt wird.
Ferner wird klar, daß die Erzeugung von elektrischer Energie zeitversetzt und am Bedarf orientiert erfolgt.
Ferner wird klar, daß dieses Verfahren auf der reinen Nutzung von regenerativen Energien basiert, es jedoch auch denkbar ist ein GuD-Kraftwerk zu betreiben.
Ferner erkennt der Fachmann, daß Regelreserven mit diesem Verfahren ökonomisch und ökologisch sinnvoll eingesetzt werden können und es wird klar, daß Druckluft als industrielle Prozeßluft, erzeugt über Windenergie, erhebliche Kosteneinsparungen und CO² Reduzierung in der Industrie mit sich bringt und die Küstenbereiche ein interessantes Ansiedlungsgebiet werden können.
Anhang: Formelbuchstaben und deren Bedeutung

Claims

Das Verfahren zur großtechnischen Herstellung von Druckluftenergie aus regenerativer Windenergie und deren Speicherung in unterirdischen Luft-Kavernen unterhalb des Nord- und Ostseegebietes, sowie unter Festlandgebiet, zur weiteren bedarfsgerechten Stromerzeugung in kombinierten Luftspeicher-Wasserkraftwerken und zur Bereitstellung von Druckluftenergie für industrielle und gewerbliche Prozesse. Dadurch gekennzeichnet, daß anfallende Windenergie über Windenergieanlagen in Kombination mit Verdichtereinheiten zu speicherbarer Druckluft gewandelt wird, um diese in unterirdischen Luft-Kavernen zur weiteren und zeitlich von der Erzeugung unabhängigen Nutzung zur Verfügung zu stellen.
Die Anordnung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß mehrere unterirdische Luft-Kavernen verfahrenstechnisch in unterschiedlichen Druckstufen betrieben werden und unterhalb des Seebereichs so miteinander verbunden sind, daß die Entnahme der Druckluft von Landseite aus erfolgt.
Die Anordnung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß eine Windenergieanlage in horizontaler Anordnung zur Rotorwelle mit einem Verdichter betrieben wird.
Die Anordnung und das Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß eine Windenergieanlage in vertikaler Lage zur Rotorwelle mit einem Verdichter betrieben wird, wobei die Verdichter und Getriebeeinheit in einem inneren, auswechselbaren Turmsegment untergebracht sind und die Leistungsübertragung der Rotorwelle zum Getriebe hydrostatisch erfolgt.
Das Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Verstelleinrichtungen zur Gondeldrehung und zur Rotorblattverstellung in einer redundanten Antriebsart, a) hydraulisch, erzeugt durch die hydrostatische Leistungsübertragung und b) pneumatisch über Abzapfluft, gespeichert in der Luft-Kaverne, ausgeführt werden, um den Eigenstromverbrauch der sonst elektrisch betriebenen Einrichtungen zu reduzieren.
Die Anordnung nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß mehrere Windenergieanlagen herkömmlich mit Generator ausgestattet sind und in einem zusammengefassten Cluster, einen elektrisch getriebenen Verdichter versorgen, welcher auf einer eigenständigen Plattform im Offshore-Windpark angeordnet ist.
Die Anordnung und das Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß über druckluftbeaufschlagte Druckwasserspeicher, in Kombination mit Freistrahlurbinen, ein Luftspeicher-Wasserkraftwerk an Land betrieben werden kann, zur bedarfsgerechten und zeitlich von der Windenergie unabhängigen Erzeugung von Spitzen und Mittellaststrom.
Das Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß über Windenergie gespeicherte Druckluft, als Proßessluft in Druckluftnetzen der Industrie und dem Gewerbe zur Verfügung gestellt wird, sowie in Niederdruckprozessen, zur Feuerung in modernen Kraftwerken, im Sinne der Kraft-Wärmekopplung eingesetzt wird.