Technologie­wahl bei Pump­speichern

Eine flexible Energie­speicherung ermöglicht die Integration fluktuie­render Strom­quellen. Ein Kriterium für die Bewertung der Flexibilität ist die Leistungs­schwankung, sowohl für die positive Reserve, die Strom­erzeugung, als auch für die negative Reserve, den Stromverbrauch.

Die Leistungs­aufnahme von Pumpen mit fester Drehzahl ist für eine bestimmte Förderhöhe konstant. Es gibt zwei Möglichkeiten, ihre Leistungs­aufnahme zu variieren: den hydraulischen Kurzschluss und die variable Drehzahl im Pumpbetrieb.

Für einen hydraulischen Kurzschluss sind zwei Maschinen gleichzeitig erforderlich, eine Turbine und eine Pumpe. Die Pumpe wird mit Nennleistung betrieben und die Turbinenleistung wird variiert. So kann die aus dem Netz aufgenommene Leistung angepasst werden: zwischen 0, wenn Pumpe und Turbine mit Volllast arbeiten, und etwa –70%, wenn die Turbine mit einer Teillast von 30% arbeitet. Da zwei Maschinen gleichzeitig betrieben werden, sind die Verluste im Vergleich zu einer Anlage mit variabler Drehzahl höher. Eine Pumpe mit variabler Drehzahl ermöglicht eine Leistungs­variation zwischen –100% und etwa –55%.

Schnelle Übergangs­zeiten sind ein weiterer Aspekt der Flexibilität. Die Startzeiten im Pumpbetrieb sind bei Voll­um­richter-Anwen­dungen am kürzesten, da der Umrichter die Maschine bei jeder Drehzahl mit vollem Drehmoment betreiben kann und keine Entwässerung für den Moduswechsel oder den Pumpenstart nötig ist. Ternäre Anlagen, also Anlagen mit separater Pumpe, Turbine und Generator, können die Turbine zum Starten der Pumpe nutzen und sind daher schneller als herkömmliche reversible Anlagen oder doppelt gespeiste Anlagen, die eine Entwäs­serung erfordern. Ein direkter Vergleich der Technologien ist jedoch schwierig, da es sich bei ternären und Voll­umrichter-Anlagen meist um Maschinen mit geringerer Leistung handelt, die aufgrund der kleineren Trägheit sowieso kürzere Startzeiten erreichen.

Vorteile der variablen Drehzahl

Die wichtigsten Vorteile dreh­zahl­variabler Pump­turbinen sind die Möglichkeit der Leistungs­anpas­sung einzelner Pumpen und verbesserte Netz­dienst­leistungen wie kurze Reaktions­zeiten auf Leistungs­änderungen oder die Fähigkeit zur Frequenzregelung im Pumpen- und Turbinenbetrieb.

Die beiden Hauptlösungen mit variabler Drehzahl für Pump­spei­cher­kraft­werke sind doppelt gespeiste ASyn­chron­maschinen (doubly fed induction machine, DFIM) und Synchron­motor­gene­ratoren mit Vollumrichter (fully fed synchronous machine, FF). Bei der DFIM-Anordnung wird der Stator direkt an das Netz angeschlossen, während der Rotor von einem Umrichter mit variabler Frequenz gespeist wird. Bei der FF-Anordnung wird die Maschine direkt mit einem Umrichter ans Netz gekoppelt.

Einstellbare Leistung im Pumpbetrieb

Anlagen mit variabler Drehzahl können die Leistung der Pumpe anpassen. In Bild 1 wird die Kennlinie eines Pump­spei­cher­kraft­werks mit fester Drehzahl mit der eines mit variabler Drehzahl verglichen. Die gestrichelten Linien sind die Systemgrenzen. Im Uhrzeigersinn von oben beginnend sind dies: maximale Leistung des Generators, Kavitationsgrenze der Pumpe, minimale Förderhöhe, minimale Drehzahl und Stabilitätsgrenze der Pumpe.

Bei einer Pumpe mit fester Drehzahl gibt es einen Förderwert pro Förderhöhe. Die Leistungsaufnahme hängt also von der Förderhöhe ab und kann somit für eine bestimmte Förderhöhe nicht geändert werden. Eine Drehzahl­änderung verschiebt die Kennlinie, sodass bei konstanter Förderhöhe die Fördermenge und damit die Leistungsaufnahme variiert.

Flexiblere Förderhöhe

Konfigurationen mit variabler Drehzahl können in einem breiteren Förderhöhenbereich betrieben werden als netzsynchrone Maschinen. Eine Pumpe mit variabler Drehzahl kann ein grösseres oberes Reservoir als eine mit fester Drehzahl ermöglichen, wodurch zusätzliche Speicherkapazität frei wird. Ein Beispiel ist das Kraftwerk in Nant de Drance. Bei grossen Fall­höhen­schwan­kungen kann es zudem schwierig sein, eine Francis-Pumpturbine mit fester Drehzahl zu entwickeln, die den gesamten Fallhöhenbereich abdecken kann. Eine Drehzahl­variation kann einen Entwurf ermöglichen, der einen sicheren Betrieb über den gesamten Fallhöhen­bereich ermöglicht. Beispiele sind Limmern (CH) und Tehri (Indien).

Netzstabilität

Eine kleinere rotierende Masse im Netz reduziert die Netzstabilität. Es gibt verschiedene Strategien, um die Situation zu verbessern. Ein Ausbau der synchronen Stromerzeugung ist eine Möglichkeit, die sich jedoch auf Wasser- und Kernkraft beschränkt, wenn die Erzeugung von CO2 vermieden werden soll. Es ist auch möglich, dem Netz Trägheit in Form von Phasenschiebern hinzuzufügen. Dies sind rotierende Maschinen, die ursprünglich für die Blind­leis­tungs­versorgung (Spannungsstützung) eingeführt wurden.

Pump­spei­cher­kraft­werke mit variabler Drehzahl können virtuelle Trägheit liefern und dem Netz scheinbar mehr Trägheit zur Verfügung stellen als nur die der rotierenden Massen. Dies wird dadurch erreicht, dass durch die Änderung der Drehzahl mehr kinetische Energie ans Netz abgegeben wird, als die gleiche Frequenzänderung bei einer direkt gekoppelten Synchron­maschine hervorrufen würde.

Die Netzstabilität wird auch erhöht, wenn bei Störungen schneller reagiert wird. Dies ist mit Systemen möglich, die über Umrichter ans Netz angeschlossen sind, beispielsweise grosse Batteriespeicher. Pump­spei­cher­kraft­werke mit variabler Geschwindigkeit können mit ihren Umrichtern ähnlich schnell reagieren. Die von ihnen gespeicherte Energie ist jedoch viel grösser als selbst die von grossen Batterieanlagen.

Bild 2 illustriert den Unterschied der Reaktionszeit zwischen einem Pump­spei­cher­kraft­werk mit fester und einem mit variabler Drehzahl. Die klassische Lösung kann nur mit einer durch das hydraulische System definierten Zeitkonstante reagieren, während das System mit variabler Geschwindigkeit mit einer durch den Umrichter vorgegebenen Zeitkon­stante reagiert. Um diese Reaktionszeit zu erreichen, ist es wichtig, die Steuerung des Umrichters und die der hydraulischen Maschine gut aufeinander abzustimmen, damit die in der Trägheit gespeicherte Energie als Puffer verwendet werden kann.

Weitere Möglichkeiten

Ein Pump­spei­cher­kraft­werk mit fester Drehzahl kann die Frequenz nur im Turbinenbetrieb regeln, was den Betreiber zwingen könnte, die Maschinen selbst bei tiefen Strompreisen im Turbinenbetrieb zu betreiben. Eine dreh­zahl­variable Anlage hingegen kann die Frequenzregelung auch im Pumpenbetrieb durchführen. Der Betreiber kann also sowohl die gewünschte Netzdienstleistung erbringen als auch die beste Betriebsart gemäss den aktuellen Strompreisen wählen.

Die schnelle Reaktionszeit kann mit der primären Frequenzregelung kombiniert werden, um früher und mit einer höheren Amplitude zu reagieren. Wie eine solche Kombination realisiert werden kann, hängt von den Vergütungsschemata und den Leistungsdefinitionen in künftigen Grid Codes ab.

Höherer Wirkungsgrad

Früher wurde die Verbesserung des Wirkungsgrads als einer der wichtigsten Vorteile dreh­zahl­variabler Pump­spei­cher­kraft­werke angesehen. Es trifft zwar zu, dass der Betrieb mit variabler Drehzahl den Wirkungsgrad der Turbine bei geringerer Leistung erheblich verbessert, doch wird dies nicht mehr als der primäre Vorteil betrachtet.

Doppelt gespeiste Einheiten

Die ersten Maschinen mit variabler Drehzahl wurden in Japan als doppelt gespeiste Einheiten gebaut. Die erste doppelt gespeiste Einheit in Europa wurde in Deutschland realisiert. Alle dieser Einheiten waren mit direkten Zyklo-Umrichtern ausgestattet, mit Thyristoren als Schaltelemente. Solche Umrichter können nur eine begrenzte Ausgangsfrequenz erzeugen und nehmen immer Blind­leis­tung auf, was die ersten Anlagen komplexer machte. Die doppelt gespeiste Asyn­chron­maschine musste die vom Umrichter benötigte zusätzliche Blind­leis­tung liefern, wodurch die Maschine noch grösser wurde, und ein zusätzlicher Anfahr­umrichter war nötig, um die Einheiten im Pumpbetrieb zu starten.

Bei neueren Projekten mit doppelter Einspeisung werden dreistufige Spannungsquellen-Wechselrichter (voltage source inverter, VSI) zur Einspeisung in den Rotor verwendet. Diese Umrichter verfügen über Halbleiterelemente, die jederzeit ein- und ausgeschaltet werden können. Folglich nehmen die Umrichter keine Blind­leis­tung auf der Netzseite auf. Ausserdem können die Umrichter zum Starten der Maschine im Pumpbetrieb verwendet werden (Bild 3).

Umrichter

DFIM-Pump­spei­cher­kraft­werke verwenden gewöhnlich dreistufige VSIs. Die nötige Wirkleistung des Umrichters ist direkt proportional zum gewünschten Dreh­zahl­bereich. Die Dreh­zahl­bereiche liegen in der Regel ±10% um die Synchrondrehzahl. Typische Leistungs­faktoren der Rotorwicklung liegen bei 0,6. Dies führt zu einem wesentlich höheren Scheinleistungsbedarf auf der Rotorseite des Umrichters. Die Scheinleistung des Umrichters beträgt etwa 20% derjenigen der Maschine.

Elektrische Maschine

Der Stator der DFIM ist direkt mit dem Haupt­trans­for­mator gekoppelt, was die Lieferung von Kurz­schluss­strom wie bei einer Syn­chron­maschine ermöglicht. Der Stator sieht aus wie der einer Syn­chron­maschine, aber der Rotor hat eine 3-Phasen-Wicklung und ist mit einem dreiphasigen Schleif­ring­system mit dem Umrichter verbunden. Der Wicklungsüberhang muss den Kräften bei Durch­gangs­drehzahl standhalten, die axiale Wärme­ausdehnung bewältigen und eine effiziente Kühlung der Rotorwicklung ermöglichen. Die Rotorbleche sind verlustarm und erfüllen hohe mechanische Anforderungen. Das Isolations­system muss den Fliehkräften und der speziellen Spannungs­form des Umrichters standhalten.

Steuerung

In einem klassischen Pump­spei­cher­kraft­werk gibt es zwei Hauptregler, von denen einer auf die Erregung (Spannungs- bzw. Blind­leis­tungsregelung) und der andere auf den Turbinenregler zur Wirk­leistungs­regelung einwirkt. In einer DFIM liefert der Regler des Umrichters ein dreiphasiges Stromsystem an den Rotor, das die Maschine im gewünschten Betriebspunkt stabil hält. Phase, Frequenz und Amplitude des Stromsystems werden ständig angepasst. Im Normalbetrieb regelt der Umrichter­regler die Leistungsabgabe und die Blind­leis­tung und der Turbinenregler die Drehzahl.

Um die Vorteile der variablen Drehzahl nutzen zu können, ist eine enge Abstimmung zwischen der Steuerung des Umrichters und der hydraulischen Maschine erforderlich. Auch der Anfahrvorgang, der Umgang mit dem Totband (Drehzahl nahe der Synchron­drehzahl) und das Verhalten an den Grenzen des Betriebs­bereichs müssen beachtet werden. Die Bestimmung des besten Betriebspunktes und die Entscheidung, ob der Wirkungsgrad oder der Blind­leis­tungsbereich Vorrang haben soll, sind Funktionen, die am besten in einen speziellen Regler für dreh­zahl­variable Anlagen inte­griert werden.

Einheiten mit Vollumrichter

Eine der ersten Anwendungen der Voll­umrichter-Technologie in Pump­spei­cher­kraft­werken findet sich im Grimsel­kraftwerk, wo ein Umrichter zu einem bestehenden Aggregat hinzugefügt wurde, um eine Leistungsänderung im Pumpbetrieb zu ermöglichen. Die Entwicklung von Mittel­spannungs­umrich­tern machte Einheiten mit Voll­umrichter zu einer interessanten Alternative für die dreh­zahl­variable Technologie.

Bei einem solchen System speist der Voll­umrichter ein Drei­phasen­system direkt in den Stator der elektrischen Maschine ein, wie bei klassischen Syn­chron­maschinen, jedoch mit anpassbarer Frequenz (Bild 4).

Solche Anwendungen können mit einer Bypass-Funktion für den direkten Netzanschluss gebaut werden. Dabei werden im Turbinen­betrieb die zusätzlichen Um­rich­ter­verluste vermieden, aber durch den Betrieb mit fester Drehzahl geht viel Flexibilität verloren. Der Bypass-Betrieb erhöht die Komplexität der elektrischen Anlage und verringert eine Optimierung der elektrischen Maschine, die bei Maschinen, die nur für den FF-Betrieb eingesetzt werden, möglich ist.

Umrichter

Im höheren Leistungsbereich werden vorzugs­weise Multilevel-Kon­verter eingesetzt, deren Ausgangs­spannungs­form nahe an einer Sinus­spannung liegt, was die Filterung oder Ständer­wick­lungs­anpas­sung vereinfacht. Der Umrichter kann die elektrische Maschine über den ganzen hydraulisch möglichen Dreh­zahl­bereich regeln.

Elektrische Maschine

Bei einer Anwendung mit Vollumrichter kann die elektrische Maschine keine erhöhte Kurzschluss­leistung liefern, da der Strom vom Umrichter auf Nennstrom begrenzt wird. Da die Maschine nicht direkt ans Netz angeschlossen ist, kann sie für eine andere Nennfrequenz als die Netzfrequenz ausgelegt werden.

Da die Maschine keine Blind­leis­tung an den Umrichter liefert, kann sie für einen einheit­lichen Leistungs­faktor ausgelegt werden. Die Änderung der Frequenz und des Leistungs­faktors ermöglichen eine wirt­schaft­lichere Auslegung der Maschine im Vergleich zu einer klassischen Anwendung. Schliesslich muss beachtet werden, dass Umrichter ohne geeignete Filter nicht direkt an eine bestehende Maschine angeschlossen werden sollten, deren Isolations­system nicht für diesen Zweck ausgelegt ist.

Steuerung

Pump­spei­cher­kraft­werke mit Vollumrichter erfordern zwar die gleichen Regel­kompo­nenten wie solche mit doppelt gespeisten Maschinen, aber ihre Steuerung ist einfacher, da es bei einer Anwendung mit Voll­um­richter keine Totzone gibt und der Pumpen­anlauf weniger anspruchsvoll ist.

Zudem muss der Regler die hydraulische Maschine und den Umrichter koordinieren, um die Einschränkungen des Betriebs­bereichs zu bewältigen, den optimalen Betriebspunkt zu bestimmen und die Priorität zwischen dem besten Wirkungsgradmodus und der schnellen Reaktionszeit zu wählen. Da der Umrichter die Sequenzen für das Anfahren und Betriebsartwechsel durchführt, ohne sich vom Netz zu trennen, muss der FF-Maschinenregler zusätzlich die Drehzahlrampen für diese Übergänge vorgeben.

Technologiewahl

Die Entscheidung, welche Technologie mit variabler Drehzahl in einem bestimmten Fall optimal ist, hängt von finanziellen und technischen Kriterien ab. Anfangs­inves­titionen und mögliche Einnahmen müssen ebenso berücksichtigt werden wie der Wirkungsgrad der Anlage, die Übergangs­zeiten und die technische Komplexität der Anlage. Der folgende Vergleich bietet eine qualitative Entschei­dungshilfe.

Betriebs­bereich

Eine klare Definition des gewünschten Betriebs­bereichs ist für eine korrekte Schätzung der künftigen Einnah­men unerlässlich. Bestimmte hydraulische und geologische Bedingungen, die den Betriebs­bereich definieren, hängen nicht mit der gewählten Technologie zusammen. Einige Grenzen des Betriebs­bereichs hängen dagegen direkt vom Dreh­zahl­bereich im Pumpenbetrieb ab. Bild 5 zeigt den Betriebs­bereich der Pumpe in Abhängigkeit von der Förderhöhe für ein Projekt mit einem grossen Förder­höhen­bereich. Der grüne Bereich zeigt den nutzbaren Bereich mit einem doppelt gespeisten Konzept und einem Dreh­zahl­bereich von ±10%. Der Bereich wurde so gewählt, dass er die obere rechte Ecke umfasst (maximale Leistung bei maximaler Förderhöhe). Bei diesen Randbedingungen begrenzt der Dreh­zahl­bereich den Betrieb bei geringeren Förderhöhen und Leistungen.

Wenn das Kraftwerk mit geringer Leistung bei kleinster Förderhöhe pumpen soll, wird diese Ecke unentbehrlich. Der blaue Bereich zeigt, um wie viel der Betriebs­bereich mit dem grösst­möglichen Dreh­zahl­bereich bei einer Anlage mit Voll­um­richter erweitert werden könnte. Der mittlere Bereich zeigt eine mögliche Erweiterung der doppelt gespeisten Lösung, die einen grösseren Umrichter erfordern würde. Die Darstellung verdeutlicht auch die Komplexität der Optimierung. Weder die Umrichter noch die elektrische oder hydraulische Maschine sind Produkte ab Stange. Eine fundierte Diskussion kann daher eine Vorplanung erfordern, um die Grenzen des Betriebs für ein bestimmtes Projekt zu ermitteln.

Bei der Diskussion der Leistungs­fähigkeit der Anlagen muss auch der Wirkungsgrad berücksichtigt werden:

• Die Um­rich­ter­verluste liegen je nach Technologie zwischen 1% und 3%, wobei neuere Umrichter geringere Verluste aufweisen.
• Eine doppelt gespeiste Maschine hat einen um etwa 0,5% geringeren Wirkungsgrad als eine Synchron­maschine bei gleicher Leistung.
• Bei einem Vollumrichter-Konzept fliesst die ganze Leistung durch den Umrichter. Die Um­rich­ter­verluste müssen für die volle Leistung berechnet werden.
• Bei einer doppelt gespeisten Maschine wird nur ein Teil der Leistung durch die Leistungselektronik geleitet. Die Um­rich­ter­verluste hängen deshalb direkt von der Abweichung der Drehzahl von der Nenn­drehzahl ab.

Bei beiden Technologien können der Umrichter und die zusätzlichen Maschinen­verluste (für DFIM) im Turbinenbetrieb bei Teillast mehr als kompensiert werden. Bei gleicher Wir­kungs­grad­ver­bes­serung im Turbi­nen­betrieb, d. h. bei Änderung der Drehzahl gegenüber der Auslegungs­drehzahl, sind die Verluste in einer Anlage mit Vollumrichter höher. Im Pumpbetrieb wird eine solche Anlage bei gleichen Betriebs­bedin­gungen immer höhere Verluste aufweisen.

Weitere Aspekte, die es zu berücksichtigen gilt:

• Eine Maschine mit Vollumrichter hat immer kürzere Anlauf- und Über­gangs­zeiten als doppelt­gespeiste Maschinen im gleichen Hydraulik­system.
• Bei beiden Lösungen können die Umrichter ohne den Generator zur statischen Blind­leis­tungs­kom­pen­sation eingesetzt werden. Hier ist die höhere Ausgangsleistung des Voll­umrichters ein klarer Vorteil.
• Phasenschieberbetrieb mit virtueller Trägheit ist nur bei doppelt gespeisten Maschinen möglich, es sei denn, die Entwässerung ist bei einem Konzept mit Vollumrichter vorgesehen.
• Doppeltgespeiste Einheiten liefern einen netzähnlichen Kurzschlussbeitrag wie Syn­chron­maschinen; Vollumrichter nur Nennstrom.
• Maschinen mit Vollumrichter können im Allgemeinen einen grösseren Blind­leis­tungsbereich liefern. Bei doppelt gespeisten Anlagen kann der beste Wirkungsgrad bei maximaler Blind­leis­tung eingeschränkt sein.
• Im regulären Betrieb sind Maschinen mit Vollumrichter nie vom Netz getrennt, was beim Betriebs­art­wechsel für die hydraulische Maschine Sequenzen mit weniger Lärm und Druck­pulsationen ermöglicht.

Kosten

Der Kostenvergleich zwischen beiden Lösungen ist nicht einfach. Bei einer doppelt gespeisten Lösung ist die elek­trische Maschine grösser, komplexer und teurer. Bei grösseren Einheiten ist der Unterschied weniger ausgeprägt. Das aktive Volumen der Maschinen ist unterschiedlich, da die doppelt ge­speiste Einheit zusätzlich die Leistung über den Umrichter an den Rotor abgibt und ihr Stator folglich für eine höhere Leistung ausgelegt ist als eine entsprechende Syn­chron­maschine. Zudem müssen die DFIM-Einheiten Blind­leis­tung bereitstellen, was die FF-Syn­chron­maschine nicht tun muss.

Die Welle eines DFIM-Aggregats ist aufgrund der Rotorwicklung etwas länger.

Die für eine Einheit mit Vollumrichter nötige Umrichter­leistung ist etwa fünfmal höher als die einer dop­pelt­gespeisten Lösung, was zu einem erhöhten Platzbedarf im Kraftwerk führt.

Bei einer detaillierten Kostenstudie sollte bei den Lebens­dauer­kosten berücksichtigt werden, dass ein Umrichter in der Regel eine halb so lange Lebensdauer wie eine elektrische Maschine hat. Auch die Kosten für Bauarbeiten aufgrund eines höheren Platzbedarfs sind wichtig.

Einige Beobachtungen:

• Das Teuerste an der Voll­um­richter­techno­logie ist der Umrichter.
• Die Umrichterkosten beeinflussen die Gesamtkosten der DFIM-Technologie, aber hier spielen die Komplexität der elektrischen Maschine, die Notwendigkeit zusätzlicher Nebenanlagen und einer Entwässerung sowie die höheren technischen Kosten eine wichtige Rolle.
• Die Kosten­unterschiede zwischen den Techno­logien können in der Grössen­ordnung der Kosten einer elektrischen Maschine liegen.
• FF-Lösungen sind im unteren Leistungs­bereich preisgünstiger. DFIM-Lösungen werden mit höherer Leistung wettbewerbsfähiger.
• Die Hauptfaktoren, die den Schnittpunkt zwischen den beiden Konzepten beeinflussen, sind die höheren Kosten der doppelt gespeisten Maschine und die Kosten des Umrichters. Der Dreh­zahl­bereich hat auch einen erheblichen Einfluss.

Mehrere Parameter können die Techno­logie­ent­schei­dung beeinflussen, z. B. der verfügbare Platz im Maschinenhaus. Wenn beispielsweise bei einem Moderni­sierungs­projekt ein horizontaler Ternär­antrieb durch eine reversible dreh­zahl­variable Einheit ersetzt wird, wird durch die neue Maschinen­anordnung im Maschinen­haus Platz frei, der für die Installation von Umrichtern genutzt werden kann. Bei einer Neuinstallation hingegen hat das benötigte Aushub­volumen für eine Kaverne einen grossen Einfluss auf die Entscheidung zwischen beiden Technologien.

Fazit

Realisierte Beispiele zeigen die Vorteile der dreh­zahl­variablen Technologie, wobei sie verglichen mit anderen Speicher­technologien klare ökologische Vorteile bietet. Vollumrichter- und doppelt gespeiste Anlagen wurden erläutert und verglichen, um Auswahlkriterien der optimalen Technologie für ein bestimmtes Projekt vorstellen zu können.

Einfache Kostenanalysen bestätigen, dass die Umrichter die Haupt­kosten­treiber sind, sodass Voll­um­richter-Lösungen die bevorzugte Wahl für Maschinen­leis­tungen unter 100 MW sind. Projekte, die sich derzeit in der Ausführung oder im Aus­schrei­bungs­stadium befinden, bestätigen dies. Diese scheinbar eindeutige Schluss­folgerung ist jedoch mit Vorsicht zu genies­sen. Es kann Bedingungen geben (vor allem hydraulische), die die günstige Lösung für eine bestimmte Anwendung mehr in Richtung der einen oder anderen Technologie verschieben.

Literatur

• Alexander Schwery, Christof Gentner, «Variable speed pumped storage technology – conceptual choices and influencing factors», Vienna hydro 2022 Conference, Vienna, Austria.