- Ort der Energiespeicherung
- Verbraucherorientierte Energiespeicherung
- Kosten für die Energieumwandlung
- Strompreise
- Lastmanagement
- Energiespeicherung bei Windkraftanlagen
- Schwankungen des Windangebotes
- Überbrückung bei Ausfall von Anlagen
- Anschluß von Windkraftanlagen ans Netz
- Netzstabilisierung, Frequenz- und Spannungsregelung
- Weitere Anwendungen
- Anforderungsprofil einer Schwungradenergiespeicheranlage
- Hypothetischer Lastzyklus
Mit Hilfe von Energiespeicherung kann prinzipiell die zeitliche Verschiebung zwischen Leistungsangebot und Nachfrage ausgeglichen werden. In der elektrischen Energieversorgung mit Großkraftwerken im Verbundnetz ist eine möglichst gleichmäßige Stromerzeugung wirtschaftlich und ökologisch sinnvoll. Daher wird die Energiespeicherung eingesetzt, um die zeitlich schwankende Leistungsnachfrage der Verbraucher zu glätten. Dies geschieht von Seiten der Energieversorgungsunternehmen hauptsächlich mit Hilfe von Pumpspeicherkraftwerken. Man spricht beim Einsatz dieser Anlagen von einer erzeugerorientierten Speicherung, obgleich eine räumliche Trennung von Erzeugung und Speicherung vorliegt.
Die Fähigkeit von Pumpspeicherkraftwerken, große Mengen Energie speichern und hohe Leistungen zentral gesteuert sehr kurzfristig abrufen zu können, ist für die Leistungsglättung von Vorteil. Der Standort von Pumpspeicherkraftwerken ist aber an geeignete geographische Verhältnisse gebunden. Die daraus resultierende räumliche Entfernung zu den Orten der Stromerzeugung und des Verbrauchs wirkt sich aber wegen der steigenden Übertragungsverluste in den Überlandleitungen nachteilig aus.
Eine Speicherung in räumlicher Nähe zu dem Endverbraucher der elektrischen Energie umgeht den Nachteil der zusätzlichen Übertragungsverluste. Diese Art der Speicherung nennt man verbraucherorientierte, dezentrale Energiespeicherung. Anstelle eines großen Speichers sind viele kleine Speicher nötig. Die Leistungsnachfrage des Verbrauchers wird geglättet, was eine Entlastung der Übertragungseinrichtungen zu Folge hat.
Eine weitere Einsatzmöglichkeit für Speicheranlagen besteht bei der Stromerzeugung mit Windkraft- und Solaranlagen. Hier unterliegen sowohl das Leistungsangebot als auch die Nachfrage zeitlichen Schwankungen.
Bei dieser Art der Speicherung spielen wirtschaftliche Aspekte eine dominierende Rolle. Daher wird im folgenden kurz auf die Kosten der Stromerzeugung eingegangen.
Der Preis für den Strombezug von Energieversorgungsunternehmen teilt sich in einen arbeits- und einen leistungsabhängigen Preis auf. Diese Differenzierung ist durch die tatsächlich beim Energieversorgungsunternehmen auftretenden Kosten begründet.
Bild 20: Stromerzeugungskosten in Abhängigkeit von der Jahresausnutzungsdauer am Beispiel eines Grundlast-Braunkohlekraftwerkes (nach [31])
Man unterscheidet hier zwischen festen und variablen Kosten. Die einzusetzenden Brennstoffkosten der Kraftwerke sind direkt von der abgenommen Energiemenge abhängig und sind variable Kosten.
Die Kosten für die Bereitstellung der Kraftwerke, der Leitungen, der Umspannanlagen und sonstiger Infrastruktur sowie die Kapital- und Investitionskosten sind vom momentanen, individuellen Verbrauch unabhängig. Sie ergeben sich aus der ständig zur Verfügung stehenden Kraftwerkskapazität, der sogenannten Bruttoengpaßleistung, und der Auslastung der Anlagenkapazität. Die Bruttoengpaßleistung bemißt sich nach der größten zu erwartenden Nachfrage der Summe aller Verbraucher und beinhaltet zudem noch Reservekapazitäten für den Fall eines Kraftwerksausfalls im Verbundnetz.
Um auf die Nachfrageschwankungen der Verbraucher und Ausfälle von Erzeugungskapazitäten reagieren zu können, werden Reserven im Sekunden- und Minutenbereich vorgehalten. Für die Wirkleistungssekundenreserve werden Dampfturbinen in leicht angedrosseltem Zustand gefahren, um dann bei Bedarf noch etwas mehr Leistung abgeben zu können. Auch Pumpspeicherkraftwerke werden zur Wirkleistungssekundenreserve herangezogen. So wird die Zeit überbrückt, bis Gasturbinenkraftwerke hochgefahren sind und Leistung ans Netz abgeben.
Die Androsselung von Dampfturbinen, der schlechtere thermische Wirkungsgrad von Gasturbinen und die Umwandlungsverluste der Pumpspeicherkraftwerke erhöhen jedoch indirekt wieder die Brennstoffkosten.
Viel stärker fallen allerdings die geringen Nutzungsdauern der Stromerzeugungsanlagen für Mittel- und Spitzenlast ins Gewicht. Das in diesen Anlagen gebundene Kapital wird schlecht ausgenutzt. So werden Kernkraftwerke unter anderen aufgrund ihrer sehr hohen Investitionskosten und den im Verhältnis dazu niedrigen Brennstoffkosten ausschließlich im Grundlastbereich gefahren.
Weiterhin kommen noch Nebenkosten hinzu, die sich aus den Personalkosten, den Wartungsaufwendungen und Versicherungsbeiträgen zusammensetzen. Die Nebenkosten lassen sich nicht eindeutig zuordnen und werden daher zu etwa gleichen Teilen in die festen und die variablen Kosten eingerechnet.
Der arbeitsabhängige Strompreis ist an die variablen Kosten und der leistungsabhängige Strompreis an die festen Kosten gekoppelt. Die Abrechnung des Arbeitspreises geschieht durch verbraucherseitige Dreh- oder Wechselstromzähler, die eventuell noch mit einer Tarifschaltung ausgerüstet sind und kontinuierlich die abgenommene Energiemenge erfassen. Der Arbeitspreis wird differenziert nach Tarifabnehmern und Sonderabnehmern.
Zu den Tarifabnehmern zählen Haushalte, landwirtschaftliche Betriebe und Gewerbebetriebe. Für diese wird in der Regel ein fester Arbeitspreis über den ganzen Tag verlangt. Auf Wunsch des Kunden kann der Arbeitspreis nach einem Schwachlast- und einem Hochlastpreis bemessen werden, wobei der Kunde für die Kosten der Tarifschaltung des Zählers aufkommen muß. Als Schwachlastbereich zählt zum Beispiel bei den Aachener Stadtwerken die Zeit zwischen 22.00 Uhr und 4.30 Uhr.
Bei den Sonderabnehmern hängt der Arbeitspreis stark von der Vertragsgestaltung ab und ist in der Regel auch in Lastbereiche unterteilt.
Der Leistungspreis ergibt sich aus den oben aufgeführten Gründen aus den festen Kosten der Energieversorgungsunternehmen. Bei den Tarifkunden wird der Einfachheit halber auf eine Leistungsmessung verzichtet und statt dessen ein pauschaler Leistungspreis berechnet, der aufgrund der Haushalts- bzw. Betriebsgröße geschätzt wird. Verbraucht ein Abnehmer mehr als 10.000 kWh im Jahr, so kann auf Antrag die Leistung gemessen werden, wobei auch hier die Mehrkosten der Messung vom Kunden getragen werden.
Bild 21: Leistungsmittelwertbildung für Abrechnungszwecke (nach [32])
Bei den Sonderabnehmern handelt es sich um größere Verbraucher, die mit dem Energieversorgungsunternehmen einem individuellen Vertrag über die Stromversorgung abgeschlossen haben. Zur Berechnung des Leistungsbezugs wird die tatsächlich abgenommene Leistung über eine Meßperiode von 15 Minuten, seltener über eine halbe oder eine ganze Stunde gemittelt. Diese Mittelung der Leistung ist in Bild 21 qualitativ dargestellt. Die Verrechnungsleistung wird abhängig von den vertraglichen Bedingungen bestimmt. Hier lassen sich zwei grundsätzliche Bemessungsgrundlagen erkennen.
Bei der einen Methode wird der Preis für die tatsächlich gemessene Mittelwertleistung nach dem Zeitpunkt der Inanspruchnahme gestaffelt. Dadurch werden vom Energieversorgungsunternehmen Anreize geschaffen, die Zeiten hohen Leistungsbezugs hin zu schwächer ausgelasteten Zeiten zu verschieben.
Die andere Methode besteht darin, daß der Verbraucher bei dem Energieversorgungsunternehmen eine bestimmte Leistung bestellt und für diese auch bezahlt, unabhängig davon, ob er sie tatsächlich in Anspruch genommen hat oder nicht. Der Preis für die bestellte Leistung ist niedriger als der Preis für die beanspruchte Leistung nach der ersten Methode. Wenn der Verbraucher allerdings eine höhere Leistung als die bestellte abnimmt, so muß er einen sehr viel höheren Preis bezahlen, der sich nach der Höhe der Überschreitung richtet.
Oft wird die größte Leistungsspitze innerhalb eines Monats zur Berechnung der "Strafe" herangezogen. Die Leistung wird auch bei dieser Methode über einen 15-minütigen Zeitraum gemittelt. Somit ist der Verbraucher bestrebt, eine möglichst gleichmäßige Leistung abzunehmen, die zudem sehr nahe an der bestellten Leistung liegt, diese aber keinesfalls überschreiten darf. Das wirtschaftliche Risiko für einen ungleichmäßigen Leistungsbezug wird somit vom Energieversorgungsunternehmen an den Verbraucher weitergegeben.
Als Hilfsmittel für den Verbraucher zur Minimierung der Strombezugskosten ist das sogenannte Lastmanagement geeignet. Das Lastmanagement beeinflußt den Leistungsbezug in zwei unterschiedlichen Zeitbereichen.
Bild 22: Glättung der Tagesleistungsganglinie durch eine Fahrplanänderung (nach [33])
Ein tageszeitlicher Ausgleich wird über eine veränderte Fahrweise von Anlagen und Maschinen erreicht. Es werden regelrechte Fahrpläne aufgestellt und Fertigungs- und Herstellungsprozesse in Zeiten mit niedrigen Arbeits- und Leistungspreisen verlagert, wenn dies mit dem Betriebsablauf einigermaßen in Einklang zu bringen ist. Diese Fahrplanänderung wird zum Beispiel bei Gießereien erfolgreich angewandt, wo die Einschmelzperioden der Elektroöfen in lastarmen Zeiten durchgeführt werden. In die Fahrplanänderung können auch eine betriebsinterne Stromerzeugung oder die Entnahme von Energie aus in Schwachlastzeiten aufgeladenen Speichern einbezogen werden. Für diesen Zweck müßten die Speicher einen hohen Energieinhalt und geringe Umwandlungs- und Speicherverluste bei Speicherzeiten um die 10 Stunden besitzen.
Bild 23: Leistungsbezug bei Maximumüberwachung (nach [33])
Die Maximumüberwachung dagegen wird innerhalb der Meßperiode für den Leistungsmittelwert eingesetzt. Die aktuelle Leistungsaufnahme wird über den Zeitraum der Meßperiode überwacht. Zum Ende der Meßperiode wird die Voraussage über die Mittelwertleistung immer sicherer. Verdichten sich die Anzeichen, daß die Mittelwertleistung die gewünschte Lastgrenze überschreitet, werden von der Maximumüberwachung Maßnahmen zur Senkung der Mittelwertleistung ergriffen.
Hierzu können Anlagen und Maschinen nach Maßgabe einer Prioritätenliste abgeschaltet oder gedrosselt oder deren Anfahren verhindert werden. Auch die eigene Stromerzeugung und Entnahme von Strom aus Speichern gehören zu möglichen Maßnahmen zur Lastsenkung.
Der Zeitpunkt des Eingreifens muß sorgfältig gewählt werden, da es zum Ende der Meßperiode immer schwieriger wird, durch einen Eingriff die Mittelwertleistung zu beeinflussen. Wird ein Speicher zur Maximumüberwachung eingesetzt, müssen zudem die Zeiten für die Energieeinspeicherung so festgelegt werden, daß die Aufladung des Speichers nicht seinerseits zu einer Überschreitung der Lastgrenze führt.
Der für die Maximumüberwachung eingesetzte Speicher muß genau auf den Verbraucher zugeschnitten sein. Zur Ermittlung der Speicherkapazität und der notwendigen Leistungsabgabe muß die abgenommene Mittelwertleistung über einen längeren Zeitraum statistisch ausgewertet werden.
Hierzu wird in der Regel eine Dauerlinie verwandt. Die Dauerlinie stellt dar, wie oft im betrachteten Zeitraum eine bestimmte Last überschritten worden ist. Sie sagt jedoch nichts darüber aus, ob und in welcher Weise diese Überschreitungen zeitlich zusammenhängen. Wenn man die Meßperioden, deren mittlere Last eine bestimmte Grenze überschritten hat, nach der Dauer der zusammenhängenden Überschreitungen anordnet, so erhält man ein sogenanntes Lastfolgeprofil.
Bild 24: Beispiel eines Lastfolgeprofils (nach [33])
In Bild 24 ist der obere Teil von einem Lastfolgeprofil eines Industriebetriebes für einen Monat beispielhaft gezeigt. Die Meßperiode betrug 15 min. Die Leistungsspitze dieses Monats lag bei 46,2 MW. Es gab in diesem Monat fünf Überschreitungen über die 45,9 MW-Grenze für die Dauer von einer Meßperiode. Legt man die gedachte Lastgrenze um 200 kW niedriger, gab es sechs Überschreitungen von einer Periodendauer, eine Überschreitung für die Dauer von zwei Meßperioden und zwei Überschreitungen für die Dauer von drei Meßperioden.
Soll die Leistungsgrenze allein durch einen Speichereinsatz auf 45,7 MW gesenkt werden, so läßt sich der maximale Speicherbedarf innerhalb einer Bandbreite anhand des Lastfolgeprofils ermitteln. Im günstigsten Falle müßte ein Speicher einen Nutzinhalt von 150 kWh und im ungünstigsten Falle einen Inhalt von 325 kWh haben und eine maximale Leistung von 600 kW abgeben können, um auch die größtmögliche Lastgrenzenüberschreitung kompensieren zu können.
Für die Lastganganalyse müssen mehrere Monate betrachtet werden, denn es kann zu erheblichen jahreszeitlichen, meist konjunkturell bedingten Unterschieden im Leistungsbezug kommen. Dies hat zur Folge, daß eine Maximumüberwachung in lastarmen Monaten keinen Eingriff mit sich bringt. Das monatliche Lastfolgeprofil gibt keinen Aufschluß darüber, in welchen Abständen die Überschreitungen der gedachten Lastgrenze aufeinander folgen. So wäre es denkbar, daß eine Lastgrenze dreimal an einem Tag überschritten wird und dann die nächsten zwei Wochen nicht mehr. Daher müssen auch alle Tageslastgangkurven für den entsprechenden Monat einzeln analysiert werden, um die Anforderungen an einen Speicher spezifizieren zu können.
Die Entladezeiten für einen Schwungradenergiespeicher in der Maximumüberwachung liegen in der Größenordnung der Meßperioden, in der Regel also 15 min. Dementsprechend erscheint ein Verhältnis von maximaler Entladeleistung (in kW) zum nutzbaren Energieinhalt (in kWh) von vier zu eins als sinnvoll. Da das Schwungrad im aufgeladenen Zustand hohe Verluste hat, sollten die Einsatzzeiten für das Schwungrad in möglichst engen Grenzen vorhersagbar sein.
Die Erzeugung von Strom aus Windenergie gewinnt mehr und mehr an Bedeutung. In den letzten Jahren gab es zweistellige Zuwachsraten bei der installierten Leistung. Waren Ende 1994 in der Bundesrepublik Windkraftanlagen mit einer Nennleistung von 505 MW installiert, so waren es Ende 1995 schon 1.136 MW. Die Windkraftanlagen produzierten 1995 rund 941 GWh Strom, das sind 378 GWh mehr als im Vorjahr [34].
Diese Werte, die noch vor wenigen Jahren nicht für möglich gehalten wurden, dürfen aber nicht darüber hinwegtäuschen, daß die Stromerzeugung aus Windenergie starken zeitlichen Schwankungen unterliegt. Diese Schwankungen im Windenergieangebot lassen sich in Lang-, Mittel- und Kurzzeitschwankungen einteilen.
In den Wintermonaten ist das Windangebot meist hoch. Doch im Winter gibt es auch Hochdruckwetterlagen mit sehr geringem Windangebot. Diese Schwankungen harmonieren gut mit den Energienachfrageschwankungen, denn im Winter wird aufgrund von Beleuchtung und zusätzlicher Raumwärme deutlich mehr Strom verbraucht als im Sommer. An windschwachen Wintertagen wird jedoch weniger Energie benötigt als an stürmischen Tagen, da es tagsüber aufgrund von Sonnenschein oft heller und das subjektive Kälteempfinden nicht so stark ist [35], was im übrigen ein Vorteil von Windstrom gegenüber dem Solarstrom ist.
Bild 25: Windgeschwindigkeitsvarianzspektrum in einer Höhe von 100 m, basierend auf Messungen von Van der Hoven (1957) (nach [36])
Problematischer für die Stromversorgung aus Windenergie sind die Mittel- und Kurzzeitschwankungen. In Bild 25 ist beispielhaft ein Varianzspektrum des Windes dargestellt. Die Varianz der Windgeschwindigkeit ist proportional zur kinetischen Energie des Windes. Es sind drei relative Maxima bei Frequenzen von 0,01, 0,1 und 70 Schwankungen pro Stunde zu erkennen, was bedeutet, daß die maßgeblichen Schwankungsdauern im Bereich von 4 Tagen, 10 Stunden und einer Minute liegen. Die Schwankungsmaxima sind von dem Ort der Messung abhängig. Anhand späterer Messungen konnte aber nachgewiesen werden, daß die breite Lücke zwischen w = 0,5 h-1 und w = 20 h-1 ein charakteristisches Merkmal beliebiger Windgeschwindigkeitsspektren ist [36].
Für die Schwankungen im Bereich mehrerer Tage ist die allgemeine Wetterlage und damit das Abwechseln von Hoch- und Tiefdruckgebieten verantwortlich. Tageszeitliche Abhängigkeiten ergeben sich vor allem im Sommer durch thermische Effekte aufgrund der Sonneneinstrahlung oder aber in Küstenregionen durch den Einfluß der Gezeiten. Die Schwankungen im Kurzzeitbereich entstehen durch vorüberziehende Tiefdruckwolken und stochastisch auftretende Windböen, also Turbulenzerscheinungen in Bodennähe. Die Geschwindigkeitsänderungen sind dabei sehr hoch, sprunghafte Anstiege von 0,1 bis 12 m/s sind keine Seltenheit.
Durch die kubische Abhängigkeit der Windleistung von der Geschwindigkeit sind sehr große Windleistungsschwankungen die Folge. Diese werden durch einen Mittelungseffekt über die vom Rotor überstrichene Fläche und durch die Massenträgheit von Rotor und Generator etwas gemildert. Die sich mittlerweile bei größeren Windkraftanlagen durchgesetzte Regelung durch Blattwinkelverstellung und der Mittelungseffekt durch einen gemeinsamen Anschluß von mehreren Windkraftanlagen (Windpark) trägt auch zur einer Verminderung der Leistungsschwankung bei.
Windkraftanlagen schalten sich gelegentlich von selbst ab, wenn Kontrollwerte wie Generatortemperatur, Drehzahl, Windgeschwindigkeit oder Vibrationen vorgegebene Grenzen über- bzw. unterschreiten. Damit kommt es zu einem plötzlichen, unvorhersagbaren Leistungsabfall, der vom Netz verkraftet werden muß. Bei den heute üblichen Nennleistungen von Windenergieanlagen von 100 kW bis mittlerweile schon 1500 kW sollte ein Speicher zur Überbrückung zumindest einen Teil der ausgefallenen Leistung ersetzen können. Ein Speicher mit einer Speicherleistung von 250 kW könnte bei einem Großteil der Anlagen sinnvoll eingesetzt werden.
Bei Anschluß der Windkraftanlagen an das Verbundnetz der Energieversorgungsunternehmen stellen diese Leistungsschwankungen derzeit kein großes Problem dar. Schwieriger wird es, wenn viele Anlagen ohne Frequenzumrichter über eine schwache Leitung, durch die auch Verbraucher versorgt werden, an das entfernte Verbundnetz angeschlossen sind. Hier kann es zu einem Flackern der Leitungsspannung und der Netzfrequenz kommen.
In Zukunft wird der Windstrom- und Solarstromanteil an der Stromerzeugung weiter zunehmen. Auch das Verbraucherverhalten wird sich wohl in Bezug auf das Energiesparen weiter verändern. So werden elektrische Geräte und Beleuchtungen nur dann eingeschaltet, wenn sie tatsächlich benötigt werden. Diese auf der einen Seite wünschenswerte Entwicklung führt aber zu einer ungleichmäßigeren Netzbelastung. Der Bericht der Enquete-Kommission "Vorsorge zum Schutz der Erdatmosphäre" spricht von einem Anteil von 15 % Strom aus regenerativen Energien an der gesamten Stromerzeugung, der ohne eine Speicherung noch vom Netz verkraftet werden könnte [10].
Für eine zukünftige Energieversorgung mit einem hohen Anteil an Stromerzeugung aus regenerativen Energien müssen vermehrt Maßnahmen für eine Glättung der Differenzen zwischen Angebot und Nachfrage getroffen werden. Eine Möglichkeit ist, die Wirkleistungssekundenreserve von thermischen und hydraulischen Kraftwerken weiter zu erhöhen. Durch eine stärker angedrosselte Fahrweise der thermischen Kraftwerke wird deren Wirkungsgrad jedoch schlechter und somit der Betrieb unwirtschaftlicher.
Die andere Möglichkeit besteht darin, den Einsatz von Speichern zu verstärken. Für eine langfristige Speicherung zum Ausgleich der saisonalen Windangebotsschwankungen kommen nur Speicher erster Klasse in Frage, da sonst die Verluste den Speicherinhalt aufzehren würden. Zu den Speichern erster Klasse zählt man Pumpspeicherkraftwerke, Batteriespeicher und Wasserstoffspeicher, nach dem Stand der Technik sind aber nur die Pumpspeicherkraftwerke geeignet, entsprechende Energiemengen über einen längeren Zeitraum zwischenzuspeichern.
Die Energiespeicherung im kurzfristigen Bereich kann aber aufgrund geringer Energiemengen und Speicherzeiten von Batterien und auch von Schwungradspeichern bewältigt werden. Der Speicher erfüllt dann eher die Aufgabe der Leistungsspeicherung. Er muß für kurze Zeit hohe Leistungen aufnehmen und abgeben und schnell reagieren können. Sein Energieinhalt kann dafür entsprechend kleiner sein. Da die Speicheranlage zusammen mit der Windkraftanlage oder dem Windpark weit entfernt von einer Besiedlung liegen kann, muß ein vollautomatischer Betrieb eventuell durch eine Fernüberwachung ermöglicht werden. Die Speicheranlage muß zudem sehr zuverlässig und wartungsarm sein, so daß die Wartungsintervalle ein Jahr nicht überschreiten. Regelmäßige Inspektionen sollten nur im Abstand von mehreren Jahren stattfinden müssen.
Aufrgund ihrer Eigenschaft als Leistungsspeicher erschließen sich den Schwungradenergiespeichern weitere mobile und stationäre Anwendungen.
In der mobilen Anwendung wird der Schwungradspeicher hauptsächlich zur Bremsenergierückgewinnung genutzt. Dabei wird das Schwungrad als alleiniger Antrieb, zusätzlich zu einem Verbrennungsmotor oder als Hybridsystem parallel zu einer Batterie mit Elektromotor betrieben.
Zu den stationären Anwendungen zählt zwar auch die Bremsenergierückgewinnung bei elektrischen, über Fahrleitungen angetriebenen Fahrzeugen wie Straßenbahn, S-Bahn, oder Eisenbahn, doch ihr Hauptanwendungsbereich ist die Energieversorgung. Neben den reinen Schwungradspeicheranlagen erscheinen die Hybridsysteme recht vielversprechend.
Eine Kombination von einem Batteriespeicher mit hohem Energieinhalt und einem Schwungrad mit hoher Leistung kann sich intelligent die Aufgabe der Sofortreserve und Frequenzregelung teilen. Im Vergleich zu einer reinen Batteriespeicheranlage kann man so die Hälfte der Batterien einsparen und deren Zyklenzahl verringern, was ihre Lebensdauer verlängert.
Werden Windkraftanlagen in Wind/Diesel-Systemen in Inselnetzen betrieben, so kann die Einschalthäufigkeit von Dieselmotoren mit Hilfe von Schwungrädern stark reduziert werden. Damit verringert sich die Abnutzung der Dieselmotoren und ihr Brennstoffverbrauch und Spannungs- und Frequenzschwankungen im Inselnetz werden reduziert.
Auch in einem Blockheizkraftwerk kann ein Schwungrad zusammen mit einem Wärmespeicher den unterschiedlichen Bedarf von Strom und Wärme ausgleichen und die Stromerzeugung glätten [5].
Da in dieser Arbeit eine Schwungradenergiespeicheranlage entworfen werden soll, die zur verbraucherorientierten Energiespeicherung und zur Überbrückung des Ausfalls von Windenergieanlagen eingesetzt werden kann, läßt sich aus oben genannten Überlegungen und den von der Firma ENERCON gestellten Forderungen folgendes Anforderungsprofil erstellen:
maximale Entladeleistung : 250 kW
Moment der el. Maschine : konstant
Entladedauer : 15 min
Drehzahlbereich : Nenndrehzahl/3 - Nenndrehzahl
technische Ausführung : möglichst einfach und robust;
wenig Zusatzaggregate, da diese die Ausfallwahrscheinlichkeit erhöhen;
einfache und wartungsarme Lagerung;
keine Wellendurchführung durch das Gehäuse
Aus der Forderung, daß das Moment konstant sein und das Schwungrad auf bis zu 1/3 seiner Anfangsdrehzahl entladen werden soll, ergibt sich ein linearer Zusammenhang zwischen der Entladeleistung und der Zeit:
Die Gleichung (11) aus dem Kapitel 5.2 beschreibt die Energieänderung des Schwungrades beim Entladevorgang:
(26)
Dabei werden folgende Verluste angenommen:
= 300 W zur Versorgung des Steuerschranks und der Ölpumpe
= 2 kW über den Drehzahlbereich gemittelte Lagerverlustleistung
= 1 kW über den Drehzahlbereich gemittelte aerodynamische Verlustleistung
= 0,96 Wirkungsgrad der elektrischen Maschine [37]
= 0,96 Wirkungsgrad des Umrichters [37]
Durch Einsetzen der Gleichung (25) in die Gleichung (26) und anschließendes Integrieren erhält man die bei der Entladung vom Schwungrad abgegebene Energie zu 45,15 kWh.
Nach Gleichung (10), Kapitel 5.1 läßt sich die abgegebene Energie auch durch Trägheitsmoment und Kreisfrequenz ausdrücken:
(27)
Zur Erfüllung der oben genannten Anforderungen ist somit ein maximaler Energieinhalt des Schwungrades von Emax = 50,8 kWh notwendig.
