Standortstudie Hybridkraftwerk
Für ein Pumpspeicherkraftwerk in Verbindung mit einem Windkraftwerk auf einer isolierten Insel wurde eine Machbarkeitsstudie für einen privaten Investor, einen großen Generalunternehmer und einen Turbinenhersteller erstellt. Dieses Pilotkraftwerk dient zur Netzstabilisierung und ist für eine Leistung von 5 MW Windkraft, 5 MW Turbinen- und 5 MW Pumpleistung ausgelegt.
Für die Studie wurden die Wind- und die Netzsituation zwei Jahre lang analysiert und auf der Basis eines benachbarten Windparks wurden Monatsauswertungen erarbeitet. Diese beinhalten neben den Mittelwerten auch die besten und schlechtesten Windsituationen in einem Monat. Der Tagesverlauf des Windkraftwerkes wurde als Monatsmittelwert ausgewertet und zeigt eine generell geringere Stromproduktion in den Morgenstunden während des ganzen Jahres.
Der arithmetische Mittelwert ergibt jedoch keine sinnvolle Bemessungsgröße, da die Turbinen bei dieser Mittelwertbildung stets relativ viel Strom produzieren: eine genauere Segmentierung ist notwendig. Die Monatswerte werden detaillierter in beste und schwächste 10 - und 20 - Tages-Mittelwerte gesplittet.Das Netz wird am stärksten im Juli und August beansprucht, gefolgt von Juni und September wobei ein großer Unterschied im Tagesminimum und -maximum (Faktor 2) besteht.
Auf dieser Basis wurde ein umfangreiches Maschinenkonzept erarbeitet, das neben Turbinen auch eine Pumpenanalyse, Einbaupläne, Stromanbindung und die Dimensionierung von Ober- und Unterwasserbecken beinhaltet. Dieses Maschinenkonzept wurde jetzt mannigfaltigen Fahrszenarien unterworfen, um eine wirtschaftliche Bewertung zu erreichen und die Erfüllbarkeit der Lizenzauflagen nachzuweisen.
Das Hybridkraftwerk muss mehreren Fahrszenarien genügen: 1. Pumpspeicherung aus Windkraft, 2. Erzeugung von Spitzenenergie sowie 3. Pumpspeicherung aus dem Netz. Ein Hydraulischer Kurzschluss ist vorerst ausgeschlossen. Eine umfangreiche Druckstoßanalyse wurde für die Dimensionierung der Druckrohrleitung und der notwendigen Sicherheitsorgane ebenfalls durchgeführt, wobei auf vielfach erprobte selbst entwickelte Modelle zurückgegriffen werden konnte.
Als garantierte Produktion und sicherer Betrieb wurden 8h/Tag mit 5MW (40 MWh) an zwei aufeinanderfolgenden Tagen definiert. Auf der Basis geschätzter Wirkungsgrade ist ein Faktor von knapp 150% zwischen Turbinenwassermenge zu Pumpenwassermenge realistisch um nach 24 h wieder gleiche Spiegelkoten zu erhalten. Die Auswahl geeigneter Rohrdurchmesser ist eine Verlustoptimierung, mitsamt der berechneten Wasserverdunstung ist für 9.7 h Turbinenmodus ein anschließendes Pumpen von 14.3 h erforderlich.
Für die Druckstoßberechnungen wurden das gesamte Maschinenkonzept inklusive Oberwasser, Druckrohrleitungen, Turbinen und Pumpen jeweils mit Verrohrung und das Unterwasser modelliert und simuliert. Die Berechnungen zeigen, dass ein System ohne Wasserschloss oder Windkessel möglich ist. Der gleichzeitige Lastabwurf aller Pumpen ist der kritischte Lastfall. Zusätzliche Schwungmasse für die Pumpen ist notwendig um Kavitation im System zu vermeiden.
Das Maschinenkonzept wird erneut überarbeitet um die Stichleitung der Anbindung des Kraftwerksstandortes nicht umrüsten zu müssen, die Wirtschaftlichkeit für das Anlagenkonzept ist auch nach dieser Adaption gegeben.
