Zukunft der Energie

Gibt es eine bewährte Möglichkeit, überschüssige Energie zu speichern? NCE berichtet über das Potenzial der Pumpspeicherkraftwerke im Vereinigten Königreich und untersucht das geplante Coire-Glas-Projekt.

Während sich die Welt langsam von der Stromerzeugung mit fossilen Brennstoffen hin zu erneuerbaren Alternativen bewegt, muss noch ein großes Hindernis überwunden werden: die Intermittenz.

Sonnenkollektoren benötigen Tageslicht und Windkraftanlagen benötigen eine steife Brise. Ohne beides könnte das nationale Stromnetz an einem ruhigen, dunklen Winterabend mit Minusgraden in Schwierigkeiten geraten. Um zu verhindern, dass die Lichter ausgehen, sind andere Energiequellen erforderlich, und Pumpspeicherkraftwerke sind eine davon.

Im Vereinigten Königreich gibt es nur vier Pumpspeicherwerke mit Kapazitäten zwischen 300 MW und 1,8 GW. Das letzte, das gebaut wurde, war das 1,8-GW-Kraftwerk Dinorwig in Wales, das 1984 eröffnet wurde.

Fast vier Jahrzehnte später schreiten die Pläne für das 1,5-GW-Pumpspeicherwerk Coire Glas in den schottischen Highlands voran. Im März gab das Energieunternehmen SSE Renewables bekannt, dass es 100 Millionen Pfund in die nächste Phase der detaillierten Projektplanung und -verfeinerung investieren werde. Es heißt, dass der Bau von Coire Glas die gesamte derzeitige Stromspeicherkapazität Großbritanniens mehr als verdoppeln würde.

Pumpspeichersysteme können auf eine störungsfreie Erfolgsgeschichte zurückblicken, die fast ein Jahrhundert zurückreicht.

Ihr Funktionsprinzip ist einfach; Wenn ein Überschuss an Strom vorhanden ist, pumpen Turbinen damit Wasser von einem tiefer gelegenen See oder Stausee in einen höher gelegenen Stausee.

Sollte es zu einem Mangel kommen, werden die Turbinen umgedreht und Wasser fließt durch sie hindurch, wodurch innerhalb von Minuten – manchmal sogar in Sekunden – Strom erzeugt wird.

Der Bedarf an Langzeitspeicherung wird immer dringlicher, um eine weitere Verbreitung erneuerbarer Energien sicherzustellen

Weltweit gibt es rund 80 Pumpspeicherwerke mit einer Kapazität von mehr als 1 GW, weitere rund 80 befinden sich im Bau oder stehen kurz vor der Fertigstellung.

Die Kapitalkosten sind hoch und der CO2-Fußabdruck während des Baus ist erheblich. Diese Faktoren werden jedoch angesichts der zu erwartenden niedrigen Betriebskosten und der zu erwartenden jahrzehntelangen Lebensdauer normalerweise als akzeptabel eingeschätzt. Das eigentliche Problem ist der Mangel an geeigneten Standorten.

Ein Höhenunterschied von mindestens 500 m zwischen Ober- und Unterbecken ist unerlässlich, wenn die wirtschaftliche Energierückgewinnungseffizienz – die Differenz zwischen der Energie, die zum Hochpumpen des Wassers benötigt wird, und der Energie, die beim Hinabfließen durch die Turbinen zurückgewonnen wird – von 80 % oder mehr erreicht werden soll erreicht werden.

Dies schränkt den Standort von Pumpspeicherkraftwerken effektiv auf bergiges Gelände ein – und erklärt, warum sich die bestehenden Kraftwerke des Vereinigten Königreichs in Wales und Schottland befinden.

Die geplante 1,5-GW-Coire-Glas-Anlage wird am Ufer des Loch Lochy zwischen Inverness und Fort William liegen. Innerhalb von fünf Minuten nach Inbetriebnahme wird es genug Strom erzeugen, um 3 Millionen Haushalte 24 Stunden lang zu versorgen.

Der Bau wird voraussichtlich eine Kapitalinvestition von über 1,5 Milliarden Pfund erfordern. Das Projekt erhielt im Jahr 2020 die Baugenehmigung der schottischen Regierung, wobei die Bauplanung und Beschaffung bis 2023 und bis Anfang 2024 andauern wird.

SSE Renewables hofft, im Jahr 2024 eine endgültige Investitionsentscheidung für das Projekt treffen und das Pumpspeicherprojekt bis 2031 in Betrieb nehmen zu können. Das Unternehmen hat Stantec zum Gesamtreferenzdesigner ernannt, während Cowi für das Referenzdesign der unterirdischen Strukturen verantwortlich ist.

Etwa die Hälfte der jüngsten 100-Millionen-Pfund-Investition wird für die Verfeinerungsphase vor dem Bau des Coire-Glas-Projekts verwendet. Dazu gehört ein umfangreiches Paket an Bodenuntersuchungsarbeiten, die bereits angelaufen sind.

Der Spezialunternehmer Strabag hat mit dem Bohren und Sprengen eines 1 km langen Probestollens in den Berghang begonnen, während Fugro für die Bodenuntersuchung von oben bohrt.

Der hufeisenförmige 5 x 5 m große Stollen wird mit Felsankern und Spritzbeton versehen, da er durch ein Gebiet mit beschädigtem metamorphem Gestein verläuft, das als Great Glen Fault Zone mit bis zu 700 m Felsbedeckung bekannt ist. Die Mächtigkeit der Zone, wie beschädigt und wie stabil sie an diesem Standort ist, sind entscheidende Informationen, die die endgültige Investitionsentscheidung von SSE Renewable stark beeinflussen werden.

Wenn es weitergeht, werden zahlreiche Tunnel und unterirdische Bauwerke gebaut.

Fugro begann Anfang des Jahres mit Bodenuntersuchungen, um potenzielle Bodenrisiken einzuschätzen

Chris Jack, technischer Direktor von Cowi UK, sagt, dass man aus dem Wasserkraftprojekt Glendoe Lehren ziehen könne, da die Geologie der beiden Standorte ähnlich sei. Dort verursachte herabfallendes Gesteinsmaterial im August 2009 einen Einsturz in einem der Tunnel, die den Stausee mit den Turbinen verbanden, was zu dreijährigen Bauverzögerungen führte.

Jack fügt hinzu: „Wichtige unterirdische Bereiche, an denen wir besonders interessiert sind, sind die Stellen, an denen die Tunnel durch die Great-Glen-Verwerfungszone im Allgemeinen verlaufen, der Kraftwerkskomplex im Allgemeinen und der Druckschacht.“

„Die Mächtigkeit der Great-Glen-Verwerfungszone stellt eine erhebliche Unsicherheit dar, die den Erkundungsstollen erforderlich macht. Die derzeit beste Schätzung, und es handelt sich dabei nur um eine Schätzung, liegt bei etwa 500 m, dies hängt jedoch von den Ergebnissen des Stollens ab.“

Loch Lochy wird als unteres Reservoir fungieren, von wo aus vier 324-MW-Turbinen Wasser über 500 m bis zu einem natürlichen Coire pumpen sollen – ein gälischer Begriff für Kessel. Dieser wird durch den Bau eines 92 m hohen Betondamms zum Oberbecken umgestaltet.

Dies wird der höchste Staudamm Großbritanniens sein und den in den 1970er Jahren errichteten Steinschüttdamm Llyn Briane nur um einen Meter überragen. Wenn dieses obere Reservoir voll ist, würde es etwa 25,9 Millionen Kubikmeter Wasser speichern. Abgesehen von den reichlichen Niederschlägen in der Region gibt es keinen natürlichen Wasserzufluss in die Coire. Bei der Gesteinsfüllung handelte es sich um recycelten Abraum aus den etwa 18 km langen Tunneln mit einem Durchmesser von bis zu 10 m und anderen unterirdischen Strukturen. Die Turbinen selbst werden tief unter der Erde liegen.

Die relativ abgelegene Lage und das schwindelerregende Gelände von Coire Glas stellen einige große logistische Herausforderungen dar, haben aber einen einzigartigen Vorteil. Loch Lochy ist Teil des 101 Jahre alten Kaledonischen Kanals, der noch immer Schiffe mit einer Länge von bis zu 45 m und einem Tiefgang von bis zu 4 m aufnehmen kann. Für einige größere Kraftwerkskomponenten, etwa die Turbinen, könnte dies ein sehr bequemer Transportweg sein.

„Der Bedarf an Langzeitspeicherung wird immer dringlicher, um eine weitere Durchdringung erneuerbarer Energien im System sicherzustellen und Netto-Null zu erreichen“, sagt Matthew Macleod, leitender Designingenieur bei SSE.

„Pumpspeicherung ist die kostengünstigste und am besten etablierte Langzeitspeichertechnologie auf dem Markt.

„Zukünftige Entwicklungen werden nur noch relevanter, wenn wir nach zuverlässigen und effizienten Lösungen zur Dekarbonisierung unseres Stromsystems suchen.“

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