Pumpspeicherkraftwerke - Pumped-storage hydroelectricity

Schema des Pumpspeicherwerks TVA im Pumpspeicherwerk Raccoon Mountain in Tennessee, USA
Topokarte mit schattiertem Relief des Pumpspeicherwerks Taum Sauk in Missouri, USA. Der See auf dem Berg ist auf einer ebenen Fläche gebaut und erfordert einen Damm um den gesamten Umfang.

Pumpspeicherkraftwerk ( PSH ) oder gepumpten Wasserenergiespeicher ( PHES ), ist eine Art von Wasserkraftenergiespeicher durch verwendete elektrische Leistungssysteme für die Lastverteilung . Das Verfahren speichert Energie in Form von potentieller Gravitationsenergie von Wasser, die aus einem tiefer gelegenen Reservoir in eine höhere Höhe gepumpt wird . Für den Betrieb der Pumpen wird typischerweise ein kostengünstiger Überschuss an elektrischer Energie außerhalb der Spitzenzeiten verwendet. In Zeiten hohen Strombedarfs wird das gespeicherte Wasser durch Turbinen zur Stromerzeugung freigegeben . Obwohl die Verluste des Pumpprozesses die Anlage insgesamt zu einem Nettoverbraucher von Energie machen, steigert das System die Einnahmen, indem es in Zeiten der Spitzennachfrage , wenn die Strompreise am höchsten sind , mehr Strom verkauft . Wenn der obere See erhebliche Niederschläge sammelt oder von einem Fluss gespeist wird, kann die Anlage nach Art eines traditionellen Wasserkraftwerks ein Nettoenergieproduzent sein.

Pumpspeicherkraftwerke ermöglichen es, Energie aus intermittierenden Quellen (wie Sonne , Wind ) und anderen erneuerbaren Energien oder überschüssigen Strom aus kontinuierlichen Grundlastquellen (wie Kohle oder Kernkraft) für Zeiten höherer Nachfrage zu speichern. Die bei Pumpspeichern verwendeten Stauseen sind im Vergleich zu herkömmlichen Staudämmen ähnlicher Leistung recht klein und die Erzeugungszeiten betragen oft weniger als einen halben Tag.

Pumpspeicher- ist bei weitem die größte Kapazität Form von Gitterenergiespeicher zur Verfügung, und, ab 2020, die Vereinigten Staaten Department of Energy Global Energy Storage Database - Konten berichtet , dass PSH für rund 95% aller aktiven getrackten Speicher Installationen weltweit, mit einem installierte Gesamtdurchsatzkapazität von über 181  GW , davon etwa 29 GW in den Vereinigten Staaten, und eine installierte Gesamtspeicherkapazität von über 1,6  TWh , davon etwa 250 GWh in den Vereinigten Staaten. Die Round-Trip- Energieeffizienz von PSH variiert zwischen 70 % und 80 %, wobei einige Quellen bis zu 87 % angeben. Der Hauptnachteil von PSH ist der spezielle Charakter des erforderlichen Standorts, der sowohl geografische Höhe als auch Wasserverfügbarkeit erfordert. Geeignete Standorte sind daher wahrscheinlich in hügeligen oder gebirgigen Regionen und möglicherweise in Gebieten mit natürlicher Schönheit, was PSH anfällig für soziale und ökologische Probleme macht. Viele kürzlich vorgeschlagene Projekte, zumindest in den USA, vermeiden hochsensible oder landschaftlich reizvolle Gebiete, und einige schlagen vor, „Brownfield“-Standorte wie stillgelegte Minen zu nutzen.

Überblick

Grundprinzip

Stromverteilung über einen Tag eines Pumpspeicherkraftwerks. Grün steht für die beim Pumpen verbrauchte Leistung; Rot ist die erzeugte Energie.

In Zeiten geringer Stromnachfrage wird überschüssige Erzeugungskapazität genutzt, um Wasser in das Oberbecken zu pumpen. Bei höherem Bedarf wird das Wasser über eine Turbine wieder in das Unterbecken geleitet , wodurch Strom erzeugt wird. Reversible Turbinen/Generator-Baugruppen wirken als kombinierte Pumpen- und Turbinen-Generator-Einheit (normalerweise eine Francis-Turbinenkonstruktion ). Der Betrieb mit variabler Drehzahl optimiert die Round-Trip-Effizienz in Pumpspeicherkraftwerken weiter. In Mikro-PSH-Anwendungen könnte eine Gruppe von Pumpen und Pump-As-Turbine (PAT) jeweils für Pump- und Erzeugungsphasen implementiert werden. Die gleiche Pumpe könnte in beiden Modi durch Änderung von Drehrichtung und Geschwindigkeit verwendet werden: Der Arbeitspunkt beim Pumpen unterscheidet sich normalerweise vom Arbeitspunkt im PAT-Modus.

Typen: natürliche oder künstliche Stauseen

In Open-Loop-Systemen speichern reine Pumpspeicherkraftwerke Wasser in einem Oberbecken ohne natürlichen Zufluss, während Pump-Back-Kraftwerke eine Kombination aus Pumpspeicher und konventionellen Wasserkraftwerken mit einem Oberbecken nutzen, das teilweise durch natürliche Zuflüsse aus ein Bach oder Fluss. Anlagen ohne Pumpspeicherung werden als konventionelle Wasserkraftwerke bezeichnet; Herkömmliche Wasserkraftwerke mit erheblicher Speicherkapazität können möglicherweise eine ähnliche Rolle im Stromnetz spielen wie Pumpspeicher, indem sie die Leistung aufschieben, bis sie benötigt wird.

Wirtschaftlichkeit

Unter Berücksichtigung von Verdunstungsverlusten der exponierten Wasseroberfläche und Umwandlungsverlusten kann eine Energierückgewinnung von 70–80% oder mehr erreicht werden. Diese Technik ist derzeit die kostengünstigste Methode zur Speicherung großer Mengen elektrischer Energie, aber die Investitionskosten und das Vorhandensein einer geeigneten geografischen Lage sind entscheidende Entscheidungsfaktoren bei der Auswahl von Standorten für Pumpspeicherkraftwerke.

Die relativ geringe Energiedichte von Pumpspeichersystemen erfordert entweder große Durchflüsse und/oder große Höhenunterschiede zwischen den Lagerstätten. Die einzige Möglichkeit, eine nennenswerte Energiemenge zu speichern, besteht darin, dass sich ein großes Gewässer relativ nahe, aber so hoch wie möglich über einem zweiten Gewässer befindet. An manchen Stellen geschieht dies auf natürliche Weise, an anderen wurden ein oder beide Gewässer von Menschenhand geschaffen. Projekte, bei denen beide Reservoirs künstlich sind und bei denen keine natürlichen Zuflüsse in beide Reservoirs involviert sind, werden als "Closed Loop"-Systeme bezeichnet.

Diese Systeme können wirtschaftlich sein, weil sie Lastschwankungen im Stromnetz abflachen und es ermöglichen, dass thermische Kraftwerke wie Kohlekraftwerke und Kernkraftwerke , die Grundlaststrom liefern, mit Spitzenwirkungsgrad weiterbetrieben werden, während gleichzeitig der Bedarf an "Spitzenzeiten" reduziert wird „Kraftwerke, die die gleichen Brennstoffe nutzen wie viele thermische Grundlastkraftwerke, Gas und Öl, aber auf Flexibilität statt auf maximale Effizienz ausgelegt sind. Pumpspeichersysteme sind daher entscheidend für die Koordination großer Gruppen heterogener Erzeuger . Die Investitionskosten für Pumpspeicherkraftwerke sind relativ hoch, was jedoch durch ihre lange Lebensdauer von bis zu 75 Jahren oder mehr, die drei- bis fünfmal länger ist als bei Großbatterien, etwas abgemildert wird.

Das obere Reservoir (Llyn Stwlan) und der Damm des Pumpspeicherkraftwerks Ffestiniog in Nordwales . Das untere Kraftwerk verfügt über vier Wasserturbinen, die innerhalb von 60 Sekunden nach Bedarf 360 MW Strom erzeugen.

Neben dem Energiemanagement helfen Pumpspeichersysteme dabei, die Netzfrequenz zu steuern und Reserven zu erzeugen. Wärmekraftwerke sind viel weniger in der Lage, auf plötzliche Änderungen des Strombedarfs zu reagieren, was möglicherweise zu Frequenz- und Spannungsinstabilität führt . Pumpspeicherkraftwerke können wie andere Wasserkraftwerke innerhalb von Sekunden auf Laständerungen reagieren.

Die wichtigste Anwendung von Pumpspeichern ist traditionell der Ausgleich von Grundlastkraftwerken, kann aber auch zur Reduzierung der schwankenden Leistung von intermittierenden Energiequellen verwendet werden . Pumpspeicher dienen in Zeiten hoher Stromleistung und geringem Strombedarf als Last und ermöglichen zusätzliche Systemspitzenkapazitäten. In bestimmten Rechtsordnungen können die Strompreise nahe null oder gelegentlich negativ sein, wenn mehr Stromerzeugung verfügbar ist, als Last verfügbar ist, um sie aufzunehmen; Obwohl dies derzeit selten allein auf Wind- oder Sonnenenergie zurückzuführen ist, wird eine erhöhte Wind- und Sonnenerzeugung die Wahrscheinlichkeit solcher Ereignisse erhöhen. Besonders wahrscheinlich wird Pumpspeichern als Ausgleich für die Photovoltaik in sehr großem Maßstab eine besondere Bedeutung zukommen . Erhöhte Fernübertragungskapazitäten in Kombination mit erheblichen Mengen an Energiespeichern werden ein entscheidender Bestandteil bei der Regulierung eines groß angelegten Einsatzes von intermittierenden erneuerbaren Energiequellen sein. Die hohe Durchdringung mit erneuerbarem Strom in einigen Regionen liefert 40 % der Jahresproduktion, aber 60 % können erreicht werden, bevor zusätzliche Speicherung erforderlich ist.

Kleinanlagen

Kleinere Pumpspeicherkraftwerke können nicht die gleichen Skaleneffekte erzielen wie größere, aber es gibt einige, darunter ein aktuelles 13-MW-Projekt in Deutschland. Shell Energy hat ein 5-MW-Projekt im Bundesstaat Washington vorgeschlagen. Einige haben kleine Pumpspeicherkraftwerke in Gebäuden vorgeschlagen, obwohl diese noch nicht wirtschaftlich sind. Außerdem ist es schwierig, große Stauseen in die Stadtlandschaft einzupassen. Dennoch verteidigen einige Autoren die technologische Einfachheit und die Sicherheit der Wasserversorgung als wichtige externe Effekte .

Geschichte

Der erste Pumpspeichereinsatz erfolgte 1907 in der Schweiz im Pumpspeicherwerk Engeweiher bei Schaffhausen, Schweiz. In den 1930er Jahren wurden reversible Wasserkraftturbinen verfügbar. Diese Turbinen könnten sowohl als Turbinengeneratoren als auch umgekehrt als elektromotorisch angetriebene Pumpen arbeiten. Die neueste Technologie im Großmaschinenbau sind drehzahlgeregelte Maschinen für mehr Effizienz. Diese Maschinen arbeiten beim Erzeugen synchron zur Netzfrequenz, beim Pumpen jedoch asynchron (unabhängig von der Netzfrequenz).

Der erste Einsatz von Pumpspeichern in den Vereinigten Staaten erfolgte 1930 durch die Connecticut Electric and Power Company, die ein großes Reservoir in der Nähe von New Milford, Connecticut, nutzte und Wasser vom Housatonic River in das 70 Meter (230 ft) darüber liegende Reservoir pumpte .

Weltweiter Einsatz

Im Jahr 2009 betrug die weltweite Pumpspeicherkapazität 104 GW , während andere Quellen 127 GW angeben, was die überwiegende Mehrheit aller Arten von Stromspeichern in Versorgungsqualität ausmacht. Die EU verfügte über 38,3 GW Nettokapazität (36,8 % der Weltkapazität) von insgesamt 140 GW Wasserkraft, was 5 % der gesamten elektrischen Nettokapazität in der EU entspricht. Japan verfügte über 25,5 GW Nettokapazität (24,5% der Weltkapazität).

Im Jahr 2010 verfügten die Vereinigten Staaten über 21,5 GW Pumpspeicherkapazität (20,6 % der Weltkapazität). PSH erzeugte (netto) –5,501 GWh Energie im Jahr 2010 in den USA, da beim Pumpen mehr Energie verbraucht als erzeugt wird. Die Pumpspeicherkapazität war bis 2014 auf 21,6 GW angewachsen, wobei die Pumpspeicherung 97 % der Energiespeicherung im Netzmaßstab in den Vereinigten Staaten ausmachte. Ende 2014 gab es 51 aktive Projektvorschläge mit insgesamt 39 GW neuer Nennkapazität über alle Phasen des FERC-Genehmigungsverfahrens für neue Pumpspeicherkraftwerke in den USA, aber derzeit befanden sich keine neuen Kraftwerke in den USA im Bau USA damals.

Nachfolgend sind die fünf größten in Betrieb befindlichen Pumpspeicherwerke aufgeführt (eine detaillierte Liste siehe Liste der Pumpspeicherkraftwerke ) :

Bahnhof Land Standort Kapazität ( MW ) Referenzen
Pumpspeicherwerk Bath County Vereinigte Staaten 38°12′32″N 79°48′00″W / 38.20889°N 79.80000°W / 38.20889; -79.80000 ( Pumpspeicherwerk Bath County ) 3.003
Guangdong Pumpspeicherkraftwerk China 23°45′52″N 113°57′12″E / 23.76444°N 113.95333°E / 23.76444; 113.95333 ( Guangzhou Pumpspeicherkraftwerk ) 2.400
Pumpspeicherkraftwerk Huizhou China 23°16′07″N 114°18′50″E / 23.26861° N 114,31389° O / 23.26861; 114,31389 ( Pumpspeicherkraftwerk Huizhou ) 2.400
Pumpspeicherkraftwerk Okutataragi Japan 35°14′13″N 134°49′55″E / 35.23694°N 134.83194°E / 35,23694; 134.83194 ( Wasserkraftwerk Okutataragi ) 1.932
Pumpspeicherkraftwerk Ludington Vereinigte Staaten 43°53′37″N 86°26′43″W / 43.89361°N 86.44528°W / 43.89361; -86.44528 ( Pumpspeicherkraftwerk Ludington ) 1.872
Hinweis: Diese Tabelle zeigt die für Kraftwerke übliche Stromerzeugungsleistung in Megawatt. Die Gesamtspeicherkapazität in Megawattstunden (MWh) ist jedoch eine andere intrinsische Eigenschaft und kann aus den oben angegebenen Zahlen nicht abgeleitet werden.
Länder mit der größten Pumpspeicherkapazität im Jahr 2017
Land Pumpspeicher -
Kraftwerksleistung
( GW )
Gesamt installierte
Erzeugungskapazität
( GW )
Pumpspeicher / Gesamterzeugungskapazität

China 32,0 1646.0 1,9%
Japan 28,3 322.2 8,8%
Vereinigte Staaten 22.6 1074.0 2,1%
Spanien 8.0 106,7 7,5%
Italien 7.1 117,0 6,1%
Indien 6.8 308.8 2,2 %
Deutschland 6,5 204.1 3,2%
Schweiz 6.4 19,6 32,6%
Frankreich 5,8 129.3 4,5%
Österreich 4.7 25,2 18,7%
Südkorea 4.7 103,0 4,6%
Portugal 3.5 19,6 17,8%
Ukraine 3.1 56,9 5,4 %
Südafrika 2.9 47,3 6,1%
Vereinigtes Königreich 2,8 94,6 3,0%
Australien 2.6 67,0 3,9 %
Russland 2.2 263,5 0,8%
Polen 1.7 37,3 4,6%
Thailand 1,4 41,0 3,4%
Belgien 1,2 21,2 5,7%

Australien

Im Juni 2018 gab die australische Bundesregierung bekannt, dass in Tasmanien 14 Standorte für Pumpspeicherkraftwerke identifiziert wurden, mit dem Potenzial, 4,8 GW in das nationale Netz einzuspeisen, wenn eine zweite Verbindungsleitung unterhalb der Bass Strait gebaut wird.

Die Genehmigungen für das Projekt Snowy 2.0 wurden erteilt, das zwei bestehende Dämme in den Snowy Mountains von New South Wales verbinden wird, um 2.000 MW Kapazität und 350.000 MWh Speicher bereitzustellen.

Pump-Back-Wasserkraftwerke

Herkömmliche Wasserkraftwerke können auch Pumpspeicher in einem Hybridsystem nutzen, das sowohl Strom aus Wasser erzeugt, das auf natürliche Weise in den Stausee fließt, als auch Wasser speichert, das von unterhalb des Staudamms zurück in den Stausee gepumpt wird. Der Grand Coulee Dam in den Vereinigten Staaten wurde 1973 mit einem Pump-Back-System erweitert. Bestehende Dämme können mit Umkehrturbinen repowert werden, wodurch die Laufzeit der Anlage verlängert werden kann. Optional kann einem Damm ein Pump-Back-Kraftwerk wie der Russell Dam (1992) hinzugefügt werden, um die Erzeugungskapazität zu erhöhen. Die Nutzung des oberen Reservoirs und des Übertragungssystems eines bestehenden Damms kann Projekte beschleunigen und Kosten senken.

Im Januar 2019 kündigte die State Grid Corporation of China an, 5,7 Milliarden US-Dollar in fünf Pumpspeicherkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 6 GW zu investieren, die in Hebei, Jilin, Zhejiang, den Provinzen Shandong und in der Autonomen Region Xinjiang errichtet werden sollen. China will bis 2020 40 GW Pumpspeicherkapazität bauen.

Potenzielle Technologien

Meerwasser

Pumpspeicherkraftwerke können mit Meerwasser betrieben werden, obwohl es im Vergleich zur Verwendung von Süßwasser zusätzliche Herausforderungen gibt, wie Salzwasserkorrosion und Seepockenwachstum. Das 1966 eingeweihte 240-MW- Gezeitenkraftwerk Rance in Frankreich kann teilweise als Pumpspeicherwerk betrieben werden. Bei Hochwasser außerhalb der Spitzenzeiten kann mit den Turbinen mehr Meerwasser in den Stausee gepumpt werden, als die Flut auf natürliche Weise zugeführt hätte. Es ist das einzige Großkraftwerk seiner Art.

1999 war das 30-MW- Projekt Yanbaru in Okinawa die erste Demonstration von Meerwasser-Pumpspeichern. Es ist inzwischen außer Dienst gestellt. Für Lanai, Hawaii, wurde ein 300 MW meerwasserbasiertes Pumpspeicherprojekt Lanai in Betracht gezogen, und in Irland wurden meerwasserbasierte Projekte vorgeschlagen. Zwei geplante Projekte in der Atacama-Wüste im Norden Chiles würden 600 MW Photovoltaik (Skies of Tarapacá) zusammen mit 300 MW Pumpspeicher (Mirror of Tarapacá) nutzen, um Meerwasser 600 Meter (2.000 Fuß) in eine Küstenklippe zu heben.

Unterirdische Stauseen

Die Nutzung von unterirdischen Reservoirs wurde untersucht. Jüngste Beispiele sind das geplante Summit-Projekt in Norton, Ohio , das geplante Maysville-Projekt in Kentucky (unterirdische Kalksteinmine) und das Mount Hope-Projekt in New Jersey , das eine ehemalige Eisenmine als unteres Reservoir hätte nutzen sollen. Die geplante Energiespeicherung am Standort Callio in Pyhäjärvi ( Finnland ) würde die tiefste Basismetallmine Europas mit einem Höhenunterschied von 1.450 Metern (4.760 Fuß) nutzen. Mehrere neue unterirdische Pumpspeicherprojekte wurden vorgeschlagen. Die Kosten-pro-Kilowatt-Schätzungen für diese Projekte können niedriger sein als für Übertageprojekte, wenn sie vorhandenen unterirdischen Minenraum nutzen. Es gibt nur begrenzte Möglichkeiten mit geeigneten unterirdischen Räumen, aber die Anzahl der unterirdischen Pumpspeichermöglichkeiten kann zunehmen, wenn sich stillgelegte Kohlebergwerke als geeignet erweisen.

In Bendigo , Victoria, Australien, hat die Bendigo Sustainability Group die Nutzung der alten Goldminen unter Bendigo für Pumpspeicherkraftwerke vorgeschlagen. Bendigo verfügt über die größte Konzentration von Tiefschacht-Hartgesteinsminen weltweit mit über 5.000 Schächten, die in der zweiten Hälfte des 19. Jahrhunderts unter Bendigo abgeteuft wurden. Der tiefste Schacht erstreckt sich 1.406 Meter senkrecht unter die Erde. Eine aktuelle Vormachbarkeitsstudie hat gezeigt, dass das Konzept mit einer Erzeugungskapazität von 30 MW und einer Laufzeit von 6 Stunden bei einer Wassersäule von über 750 Metern realisierbar ist.

Dezentrale Systeme

Kleine (oder Mikro-) Anwendungen für Pumpspeicher könnten an Bächen und innerhalb von Infrastrukturen wie Trinkwassernetzen und künstlichen Beschneiungsinfrastrukturen gebaut werden. Als kostengünstige Lösung für einen Wasserspeicher in einem Kleinstpumpspeicher wurde in diesem Zusammenhang ein Regenbecken konkret umgesetzt. Solche Anlagen bieten verteilte Energiespeicherung und verteilte flexible Stromerzeugung und können zur dezentralen Integration von intermittierenden erneuerbaren Energietechnologien wie Windkraft und Solarenergie beitragen . Reservoire, die für kleine Pumpspeicherkraftwerke verwendet werden können, können natürliche oder künstliche Seen, Reservoirs innerhalb anderer Strukturen wie Bewässerungsanlagen oder ungenutzte Teile von Minen oder unterirdischen Militäranlagen sein. In der Schweiz ergab eine Studie, dass die gesamte installierte Leistung kleiner Pumpspeicherkraftwerke im Jahr 2011 durch geeignete politische Instrumente um das Drei- bis Neunfache gesteigert werden könnte .

Unterwasserreservoirs

Im März 2017 gab das Forschungsprojekt StEnSea (Storing Energy at Sea) den erfolgreichen Abschluss eines vierwöchigen Tests eines Pumpspeicher-Unterwasserreservoirs bekannt. In dieser Konfiguration fungiert eine in großer Tiefe versenkte und verankerte Hohlkugel als Unterbecken, während das Oberbecken das umschließende Gewässer ist. Strom entsteht, wenn Wasser über eine in die Kugel integrierte reversible Turbine eingelassen wird. Außerhalb der Spitzenzeiten ändert die Turbine die Richtung und pumpt das Wasser wieder heraus, indem sie „überschüssigen“ Strom aus dem Netz nutzt. Die beim Eintreten von Wasser erzeugte Energiemenge wächst proportional zur Höhe der Wassersäule über der Kugel, dh je tiefer die Kugel liegt, desto dichter kann sie Energie speichern. Als solche wird die Energiespeicherkapazität des Unterwasserreservoirs nicht von der Gravitationsenergie im herkömmlichen Sinne bestimmt, sondern von der vertikalen Druckänderung .

Während der Test von StEnSea in 100 m Tiefe im Süßwasser des Bodensees stattfand , ist der Einsatz der Technologie im Salzwasser in größeren Tiefen vorgesehen. Da das Unterwasserreservoir nur ein elektrisches Anschlusskabel benötigt, ist die Einsatztiefe nur durch die Arbeitstiefe der Turbine begrenzt, die derzeit auf 700 m begrenzt ist. Die Herausforderung, Salzwasser-Pumpspeicher in dieser Unterwasserkonfiguration zu konzipieren, bringt eine Reihe von Vorteilen mit sich:

  • Es wird keine Landfläche benötigt,
  • Keine andere mechanische Struktur als das elektrische Kabel muss die Distanz der potentiellen Energiedifferenz überbrücken,
  • Bei ausreichender Meeresbodenfläche können mehrere Reservoirs die Speicherkapazität unbegrenzt skalieren,
  • Sollte ein Stausee zusammenbrechen, wären die Folgen bis auf den Verlust des Stausees selbst begrenzt,
  • Die Verdunstung aus dem Oberbecken hat keinen Einfluss auf den Wirkungsgrad der Energieumwandlung,
  • Die Stromübertragung zwischen dem Reservoir und dem Netz kann von einem nahegelegenen Offshore-Windpark erfolgen, wodurch die Übertragungsverluste begrenzt werden und die Notwendigkeit einer Onshore-Verkabelung entfällt.

Ein aktuelles kommerzielles Design mit einer Kugel mit einem Innendurchmesser von 30 m, eingetaucht auf 700 m, würde einer Kapazität von 20 MWh entsprechen, was bei einer 5-MW-Turbine zu einer Entladezeit von 4 Stunden führen würde. Ein Energiepark mit mehreren solchen Speichern würde die Speicherkosten auf wenige Cent pro kWh bei Bau- und Ausrüstungskosten zwischen 1.200 und 1.400 € pro kW bringen. Um übermäßige Übertragungskosten und Verluste zu vermeiden, sollten die Reservoirs vor den Tiefseeküsten dicht besiedelter Gebiete wie Norwegen, Spanien, USA und Japan platziert werden. Mit dieser Einschränkung würde das Konzept eine weltweite Stromspeicherung von knapp 900 GWh ermöglichen.

Zum Vergleich wird ein herkömmlichen, die Schwerkraft basierende Pumpspeicherbehälter der Größe einer 20 MWh in einem mit Wasser des Speicherns 30 m Kugel Lage ist, eine brauchen würde Hydraulikkopf von 519 m mit der Erhebung durch eine unter Druck aufgespannt Wasserleitung erfordert typischerweise einen Hügel oder Berg zur Unterstützung.

Heimgebrauch

Unter Verwendung eines Pumpspeichersystems aus Zisternen und kleinen Generatoren kann Pico Hydro auch für "geschlossene" Hausenergieerzeugungssysteme wirksam sein.

Fracking

Mit Hilfe von Hydraulic Fracturing kann Druck in Schichten wie Schiefer unterirdisch gespeichert werden. Der verwendete Schiefer enthält keine Kohlenwasserstoffe.

Siehe auch

Verweise

Externe Links