deutscher - Power Plants

Vergleichende Studie von Gasmotoren und
Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung
am Beispiel eines typischen öffentlichen
Wärmeversorgungsnetzwerks
Dipl.-Ing. Tobias Vogel,
Dr.-Ing. Gerd Oeljeklaus,
Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. Klaus Görner,
University of Duisburg-Essen
Dr.-Ing. Thomas Polklas,
Dipl.-Ing. Christian Frekers,
MAN Diesel & Turbo SE
96. Jahrgang – Heft 3/2016
Seite 48 bis 55
Gasmotoren und Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung
VGB PowerTech 3 l 2016
Vergleichende Studie von
Gasmotoren und Gasturbinen in
der Kraft-Wärme-Kopplung am
Beispiel eines typischen öffentlichen
Wärmeversorgungsnetzwerks
Tobias Vogel, Gerd Oeljeklaus, Thomas Polklas, Christian Frekers und Klaus Görner
Abstract
Einleitung
A comparative study of gas engines
and gas turbines in combined heat
and power generation for a typical
public heat supply network
Die gegenwärtig in Deutschland beschrittene Energiewende zeigt immer weitergehende Auswirkungen auf die bisher bestehende Energiewirtschaft. Aufgrund der
langfristigen Ausbauziele von z.B. 80 %
erneuerbaren Energien bei der Stromerzeugung in 2050 [3] ist davon auszugehen, dass sich die Anforderungen an die
fossile Stromerzeugung verändern werden
und dabei vor allem die zeitliche Flexibilität noch stärker als heute an Bedeutung
gewinnen wird, um den wachsenden Bedarf an Regelenergie schultern zu können.
Von dem fossilen Anteil sollen nach dem
kürzlich veröffentlichten Weißbuch des
BMWi [3] 25 % durch Anlagen nach dem
Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
gedeckt werden. Dies unterstreicht die Bedeutung von KWK im Bereich der thermischen Kraftwerkstechnik, wobei langfristig
die absolut bereitgestellten Strommengen
aus thermischen Kraftwerken und somit
auch der der KWK zurückgehen werden,
bei gleichzeitigem Anstieg der erneuerbaren Energien. Aufgrund der niedrigeren
Treibhausgasemissionen bieten gasbefeuerte Anlagen erhebliche Vorteile. Bei der
KWK-Anwendung ist vornehmlich in industrielle und öffentliche Wärmeversorgung
zu differenzieren. Für letztere stellen
Stadtwerke mit Fernwärme(FW)-Netzen
ein typisches Beispiel dar und wurden
für die Studie aufgrund ihrer Vergleichbarkeit herangezogen. Viele Stadtwerke
nutzen bereits heute gasbefeuerte CCPPAnlagen als Heizkraftwerke, die niedrigere
Treibhausgasemissionen und auch höhere
Wirkungsgrade offerieren als mit festen
Brennstoffen befeuerte KWK-Anlagen.
Besides the reinforced expansion of renewable
energies one other central target in the German
Energiewende is the efficiency enhancement
using fossil energy. Due to the German climatic conditions, the combined heat and power
(CHP) generation is a suitable instrument to
achieve this goal. Therefore, it is part of the new
energy concept of the German Federal Government. But owing to the changing market asso­
ciated to the Energiewende, also other technologies move into spotlight, like large, stationary,
high-efficient gas engines.
As modules of a power plant network these engines can provide thermal energy to a district
heating network alternatively to a gas turbine
combined cycle power plant (CCPP) in CHPmode. The engine’s waste heat originating
from cooling water and exhaust gas can be used
either directly for heat supply or in a water-/
steam cycle (WSC) with an extraction backpressure turbine. These three systems (CCPP,
engine, engine + WSC) have been modeled,
simulated and evaluated based on annual data
of a representative district heating network.
All systems comply the values for primary energy saving and fuel utilization ratio required
by the German KWK-act. Regarding the annual
exergetic utilization ratio the engine systems
offer an advantage of 1-2 %-points. Due to the
higher power production the system engine +
WSC is economically favorable. In addition,
these engines have an enormous ability for residual load management with load transients of
up to 33 % MWel,inst/min.
l
Autoren
Dipl.-Ing. Tobias Vogel
Dr.-Ing. Gerd Oeljeklaus
Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. Klaus Görner
University of Duisburg-Essen
Chair for Environmental Process Engineering
and Plant Design (LUAT)
Essen, Deutschland
Dr.-Ing. Thomas Polklas
Dipl.-Ing. Christian Frekers
MAN Diesel & Turbo SE
Oberhausen, Deutschland
2
Moderne und hocheffiziente CCPP-Anlagen, wie z.B. auch das Beispiel Irsching 5
zeigt, können aufgrund der niedrigen
Strompreise sowie der niedrigen Preise für
CO2-Emissionen derzeit in Deutschland
nicht wirtschaftlich betrieben werden. Der
KWK-Ansatz stellt aufgrund seiner Privilegien, wie z.B. Wärmeerlös, KWK-Bonus
und KWK-Strom-Einspeisevorrang, eine
Möglichkeit dar, die Wirtschaftlichkeit zu
verbessern, welches z.B. auch die gegenwärtigen Bauvorhaben zu CCPP-Heizkraftwerken in Düsseldorf (Lausward Block
Fortuna) und Köln (Heizkraftwerk Niehl 3)
vermuten lassen.
Im Bereich der KWK-Anwendung können
moderne, hocheffiziente Gasmotoren,
arrangiert in Verbundkraftwerken, eine
Alternative zu CCPP-Anlagen sein. Neben
der hocheffizienten KWK-Bereitstellung
können diese Motoren aufgrund ihrer hohen Flexibilität im Regelenergie-Markt
partizipieren, welches die Wirtschaftlichkeit weitergehend steigern kann. Ferner
ermöglichen sie durch ihren modularen
Aufbau, in Einheitengröße um 10 MWel, einen bedarfsangepassten Betrieb bei gleichzeitig hohem Wirkungsgrad im gesamten
Lastbereich. Im Nachfolgenden wird daher
für ein Stadtwerk eine Studie zur Deckung
der Versorgungssituation mittels MotorenKraftwerken alternativ zur bestehenden
CCPP-Anlage durchgeführt. Neben reinen
Motoren-Anlagen ist es auch möglich, die
Motoren mit einem nachgeschalteten Wasser-/Dampfkreislauf auszustatten, mit dem
Ziel, den Stromertrag bei gleichzeitiger Erfüllung der KWK-Anforderungen zu maximieren.
Festlegung des
Untersuchungsgegenstands
Zur Bewertung von KWK-Anlagen auf Basis
von stationären Gasmotoren erscheint es
vor dem Hintergrund der aktuellen Situation am deutschen Strommarkt interessant,
diese mit gegenwärtig genutzten Systemen zu vergleichen. Hauptanwendungsbereiche von KWK-Anlagen im mehrstelligen MW-Bereich sind industrielle KWK
sowie die Bereitstellung von Fernwärme.
Bei der industriellen KWK sind zumeist
industriespezifische Restriktionen bei der
Prozesswärmebereitstellung einzuhalten.
Hingegen bietet der Nutzungspfad Fernwärme einheitlichere Rahmenbedingungen, weshalb im Rahmen der vorliegenden
Fallstudie dieses Anwendungsfeld betrach-
VGB PowerTech 3 l 2016
Gasmotoren und Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung
tet wurde. Aufgrund der veränderlichen
Wärmeanforderung über das Jahr ist es
notwendig, die Betrachtung auf Basis von
Jahresertragsrechnungen durchzuführen.
Bei der thermodynamischen Modellierung
wurde daher zunächst die Auslegung des
jeweiligen Systems vorgenommen und
Teillastbetriebskonzepte erarbeitet.
Anwendungsbeispiel
und Randbedingungen
Für die Betrachtung wurde als konkretes
Anwendungsbeispiel das FW-Netz einer
kleineren Großstadt ausgewählt, die ein
typisches, durchschnittliches FW-Netz in
einer moderaten und für Deutschland repräsentativen klimatischen Zone darstellt.
Das verwendete Wetterprofil für den Standort wurde der Software Meteonorm 7.0 in
stündlicher Auflösung entnommen. Die
dortige Jahresdurchschnittstemperatur
beträgt +10,5 °C, wobei die Tagesmitteltemperatur zwischen –6,7 °C und +26,3 °C
schwankt. Über die Gradtagzahl lässt sich
unter Heranziehung der Tagesmitteltemperaturen nach VDI 2067 die Länge der
Heizperiode bestimmen. Sie beträgt im
Referenzjahr bei einer Heizgrenze von
+15 °C 262 Tage.
Für die FW-Versorgung gilt es ein Anforderungsprofil zu ermitteln, welches die
Abhängigkeit von Vorlauftemperatur als
auch bereitzustellender FW-Leistung von
der Umgebungstemperatur darstellt. In
Anlehnung an veröffentlichte Beispiele
wurde folgende Konstellation angenommen. Die Vorlauftemperatur liegt je nach
Umgebungstemperatur TU gleitend zwischen +130 °C (TU < –10 °C) und 80 °C
(TU > +15 °C), wohingegen die Rücklauftemperatur konstant +60 °C beträgt. Die
bereitzustellende FW-Last liegt gleitend
zwischen 161 MWth (TU = –15 °C) und
12 MWth (TU = +30 °C). Dieses Anforderungsprofil wurde auf das Referenzjahr
übertragen und der FW-Jahresgang ermittelt (siehe auch Bild 3). Für das Referenzjahr
ergibt sich bei dem Standort unter den
getroffenen Annahmen ein FW-Bedarf von
insgesamt 587,8 GWhth/a.
Kraftwerkssysteme
Alle Kraftwerkssysteme wurden mit dem
kommerziellen Kraftwerksberechnungsprogramm Ebsilon®Professional (kurz: Ebsilon) in der Version 10.05 modelliert und
simuliert. Die Ausgangsbasis stellt eine moderne CCPP-Anlage in der mittleren Leistungsklasse (ca. 100 MWel) dar. Anhand
dieser Referenzanlage werden die Gasmotorsysteme verglichen. Vorab werden in
diesem Abschnitt die technischen Systemkonfigurationen detailliert vorgestellt.
CCPP-Anlage (Referenzanlage)
Für CCPP-Anlagen im mittleren Leistungssegment, die als Heizkraftwerke betrieben
werden, sind Konfigurationen, bestehend
aus ein oder zwei Gasturbinen plus Abhitzekessel mit Zusatzfeuerung und nachgeschalteter Entnahmegegendruckturbine,
typisch. Darüber hinaus ist zur Deckung
der FW-Spitzenlast zumeist ein Zusatzkessel installiert. Das gewählte Anlagenschema der Referenzanlage zeigt B i l d 1
sowie wesentliche Prozessparameter und
Leistungsdaten bei FW-Vorlauftemperaturen von +130 °C und +80 °C.
Im Abhitzekessel wird das heiße Gasturbinenabgas (ca. 500 °C) ggf. über eine
Zusatzfeuerung weitergehend erhitzt und
im Anschluss zur Überhitzung, Verdampfung und Vorwärmung des Speisewassers
des Wasser-/Dampfkreislaufs genutzt. Im
Anschluss dient ein weiterer Teil der im
Gasturbinenabgas enthaltenen Abwärme
zur FW-Bereitstellung. Im Wasser-/Dampfkreislauf strömt der Frischdampf in eine
Entnahmegegendruckturbine. Dort wird
der Dampf bis auf das Niederdruckniveau
(ND) entspannt, wobei bei einem mittleren
Druckniveau (MD) eine Dampf-Teilentnahme erfolgt. In zwei Heizkondensatoren
(HeiKo) wird sowohl Entnahmedampf als
auch der Abdampf zur FW-Bereitstellung
genutzt und kondensiert. Zur Deckung der
Spitzenlast ist FW-seitig ein FW-Zusatzerhitzer dem MD-HeiKo nachgeschaltet.
Das Betriebskonzept der CCPP-Anlage sei
wie folgt: Bei hoher FW-Vorlauftemperatur ist die CCPP-Anlage in Volllast. Sinkt
die geforderte FW-Vorlauftemperatur,
wird zunächst ausschließlich die im FWZusatzerhitzer zugeführte Wärmeleistung
reduziert. Ab etwa +107 °C ist diese dann
deaktiviert. Eine weitergehende Lastreduktion erfolgt über die Reduzierung der
Zusatzfeuerung im Gasturbinenabgas. Die
finale Lastabsenkung kann durch die Außerbetriebnahme einer Gasturbine erzielt
werden, wobei von einer weitergehenden
Lastreduktion durch Teillastbetrieb der
übrigen in Betrieb befindlichen Gasturbine abgesehen wird. Aufgrund dessen erfolgt bei sehr niedrigem FW-Bedarf eine
Teilwärmeabfuhr aus der bereitgestellten
Fernwärme über ein Rückkühlwerk, welches in Bild 1 nicht visualisiert ist, aber in
der Berechnung berücksichtigt wird.
Gasmotorensysteme
Als Gasmotor wird für die Studie der 20 V
35/44 G der Fa. MAN Diesel & Turbo SE in
der Version CHP (CHP = KWK-Anwendung)
sowie in der Version GCC (GCC = Nachverstromung mittels Wasser-/Dampfkreislauf)
verwendet, welche auf den jeweiligen Anwendungsfall optimiert sind. Beide Motorversionen stellen einheitlich 10,6 MWel
bereit, wobei sich die elektrischen Wirkungsgrade unterscheiden und 45,5 %
(CHP) bzw. 45,1 % (GCC) betragen. Alle
genannten Zahlenwerte innerhalb dieses
Abschnitts beziehen sich jeweils auf einen
Motor. Unabhängig von der Motorversion
fällt Abwärme auf insgesamt drei Temperaturniveaus (Abgas, Hochtemperatur (HT)und Niedertemperatur (NT)-Kühlwasser)
an, die es gilt im Sinne der Energieeffizienz
weitergehend zu nutzen, z.B. zur Fern­
wärme- oder Stromproduktion.
Zusatzfeuerung
Gasturbine 1
Gasturbine 2
Technische Daten
Parameter
.
Q
. _Br_FW-Zusatzerhitzer
Q_Br_Gesamt
P_el_Netto
.
Q_FW
Rauchgastemperatur (Eintritt-ADE)
Frischdampfmassenstrom
Frischdampftemperatur
Frischdampfdruck
Gegendruck MD-HeiKo
Gegendruck ND-HeiKo
FW-Vorlauftemperatur
FW-Rücklauftemperatur
130 oC
51,65
299,35
101,40
159,00
875,00
45,27
525,00
80,00
1,59
0,60
130,00
60,00
80 oC
0,00
81,89
38,13
32,00
503,00
11,46
394,31
18,73
0,53
0,31
80,00
60,00
Einheit
MWth
MWth
MWel
MWth
o
C
kg/s
o
C
bar
bar
bar
o
C
o
C
Dampfturbine
Überhitzer
Verdampfer
MDHeiKo
Vorwärmer
FW-WÜ
FW
Rücklauf
FW
Vorlauf
FW
Rücklauf
SWB
FW
Vorlauf
NDHeiKo
Speisewasserpumpe
FW-Zusatzerhitzer
Kondensatpumpen
Bild 1. Prozessschaltbild mit wesentlichen Prozessparametern der Referenzanlage.
3
Gasmotoren und Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung
Bei der Version CHP wird in der Studie die
Abwärme direkt auf das FW-Netz mittels
Wärmeübertrager übertragen. Bei Motorvolllast sind dies im gesamten Bereich der
FW-Vorlauftemperatur (+130 bis +80 °C)
konstant 9,47 MWth pro Motor. Diese Konfiguration wird als System „Motor(CHP)“
bezeichnet.
Bei der Version GCC hat das Motorabgas
bei Motorvolllast eine Temperatur von
395 °C. Die Verwendung derartig hoher
Temperaturen zur Bereitstellung einer
Niedertemperatur-Wärme ist exergetisch
ineffizient. Eine Effizienzsteigerung stellt
der Einsatz eines im Motorabgaspfad nachgeschalteten Wasser-/Dampfkreislaufs zur
Stromproduktion dar. Je nach Anwendungszweck sind diesbezüglich verschiedene Ausführungsarten möglich. Hierbei
ist zu differenzieren, ob eine möglichst
hohe Stromerzeugung (Verwendung: Kondensationsturbine) oder die Bereitstellung
von Niedertemperaturwärme bei gleichzeitiger Stromproduktion (Verwendung:
Gegendruckturbine) gewünscht ist. Für
den vorliegenden Anwendungsfall erscheint
die Verwendung einer Gegendruckturbine in
Anlehnung an die CCPP-Referenzanlage
vielversprechend, da aus dem Abdampf somit zudem Fernwärme bereitgestellt werden kann. Das zugehörige Prozessschaltbild eines derartigen Moduls, bestehend
aus einem Gasmotor der Version GCC plus
nachgeschaltetem Wasser-/Dampfkreislauf mit 1-Druck-Abhitzedampferzeuger
(ADE), Entnahmegegendruckturbine und
HeiKo zeigt B i l d 2 und wird im Folgenden als System „Motor(GCC)+HeiKo“
bezeichnet. Aufgrund der veränderlichen
FW-Vorlauftemperatur sind die wesentlichen Prozessparameter für die beiden
Grenzfälle (FW-Vorlauftemperatur von
+130 und +80 °C) in der dortigen Tabelle aufgeführt, um einen Eindruck über die
Bandbreite zu geben.
Das Motorabgas wird zunächst einem Abhitzedampferzeuger (ADE) zugeführt, der
Technische Daten
Parameter
.
Q
. _Br_Motor
Q
. _Br_FW-Zusatzerhitzer
Q_Br_Gesamt
P_el_Motor
P_el_Dampfturbine
P_el_Netto
.
Q_FW_Gesamt
Frischdampfmassenstrom
Frischdampftemperatur
Frischdampfdruck
Gegendruck
FW-Vorlauftemperatur
FW-Rücklauftemperatur
130 oC
23,50
2,55
26,05
10,60
0,40
10,99
11,18
1,23
380,00
20,42
3,51
130,00
60,00
VGB PowerTech 3 l 2016
aus Überhitzer, Verdampfer mit Trommel
und Vorwärmer besteht. In Folge der Wärmeübertragung vom Motorabgas auf den
Wasser-/Dampfkreislauf wird Frischdampf
bei 380 °C und ca. 20 bar bereitgestellt.
Der Frischdampf wird daraufhin in einer
Entnahmegegendruckturbine entspannt,
wobei die Entnahme zur Versorgung des
Speisewasserbehälters (SWB) mit Anzapfdampf dient und somit die Entgasung sicherstellt. Der Großteil des Dampfes wird
jedoch vollständig bis zum je nach FWVorlauftemperatur möglichen Gegendruck
entspannt. Im Heizkondensator kondensiert der Turbinenabdampf, wobei die
dabei freiwerdende Wärme ins FW-Netz
übertragen wird. Das auskondensierte
Wasser wird im Anschluss über die Kondensatpumpe dem SWB zugeführt, von wo
aus es anschließend über die Speisewasserpumpe wiederum in den ADE gelangt.
Die FW-Bereitstellung erfolgt in dieser
Prozessverschaltung über zwei Wege. Einerseits über die direkte Nutzung der
Motor-Abwärme, in Form von Kühlwasser und Restwärme im Motorabgas sowie
andererseits indirekt über den HeiKo. Bei
der direkten Nutzung der Motor-Abwärme wird das vom FW-Rücklauf mit einer
Temperatur von 60 °C kommende Wasser
in den Wärmeübertrager NT-KW-FW-WÜ
geleitet. Dort erfährt das Wasser eine erste
Aufheizung durch Nutzung der Abwärme
im NT-Kühlwasser. Danach gelangt es in
den HT-KW-FW-WÜ, wo das HT-Kühlwasser zur weitergehenden Aufheizung des
Wassers (FW-seitig) dient. Eine weitergehende Temperaturerhöhung erfolgt mittels der Restwärme des Motor-Abgases. Je
nach gefordertem Temperaturniveau des
FW-Vorlaufs ergeben sich unterschiedliche Massenstromaufprägungen, weshalb
Bypässe und zusätzliche (FW-Rücklauf-)
Zuläufe vorgesehen sind, die hier nicht
weiter diskutiert werden sollen. Im Falle
der indirekten Bereitstellung wird das Wasser aus dem FW-Rücklauf dem HeiKo zu-
80 oC
23,50
0,00
23,50
10,60
0,68
11,28
8,49
1,27
380,00
20,02
0,58
80,00
60,00
FW
Rücklauf
FW-Bereitstellung
Einheit
MWth
MWth
MWth
MWel
MWel
MWel
MWth
kg/s
o
C
bar
bar
o
C
o
C
Motor
Für beide Ansätze, Motor(CHP) sowie
Motor(GCC)+HeiKo ist ein modularer
Aufbau zu einem Verbundkraftwerk größerer Leistungsordnung möglich, sodass
z.B. die Versorgung des FW-Netzes des
Anwendungsbeispiels, ähnlich wie mit der
CCPP-Anlage, gedeckt werden kann. Hierzu wurde im Nachfolgenden, basierend auf
den entwickelten Berechnungsmodellen,
eine Bewertung anhand des Referenzjahres vorgenommen.
Bewertungsgrößen
Bei den Bewertungsgrößen ist einerseits
in energetische und exergetische Kenngrößen und andererseits zwischen der
zeitpunkt- sowie der zeitraumbezogenen
Betrachtung zu differenzieren. Für einen
einzelnen Zeitpunkt stellt der Wirkungsgrad den Quotient von Nutzleistung und
Leistungsaufwand dar. Gleichsam kann
ein mittlerer Wirkungsgrad über einen
Zeitraum gebildet werden, welcher dann
als Nutzungsgrad bezeichnet wird und das
Verhältnis von Zielenergie zu aufgewendeter Energie darstellt. KWK-Anlagen werden bei verschiedenen Randbedingungen
betrieben, weshalb für deren Bewertung
die zeitraumbezogene Betrachtungsweise
von großer Bedeutung ist und daher auch
im vorliegenden Beitrag angewendet wird.
Brennstoffausnutzungsgrad ω
Bei der energetischen Bewertung einer
KWK-Anlage in Form des Wirkungsgrads,
d. h. dem Quotient aus Nutzen zu Aufwand, werden mit Strom W und Wärme Q
zwei Zielenergien unterschiedlicher Güte
als gleich angesehen. Um dieses kenntlich
zu machen, wird nach VDI 4608 der Wir-
Abhitzedampferzeuger
Dampfturbine
Überhitzer
Verdampfer
HeiKo
Vorwärmer
SWB
Kondensatpumpe
FW
Rücklauf
Speisewasserpumpe
Mo-Abgas
FW-WÜ
NT-KW HT-KW
FW-WÜ FW-WÜ
Bild 2. Prozessschaltbild mit wesentlichen Prozessparametern des Systems Motor(GCC)+HeiKo.
4
geführt und erfährt dort eine Aufheizung,
bevor es im Anschluss mit dem über die
direkte Bereitstellung aufgeheizten Wasser
zusammengeführt wird. Ein gasbefeuerter
Spitzenlastkessel dient dazu, die maximale
FW-Vorlauftemperatur sicherzustellen.
FW
Vorlauf
FW-Zusatzerhitzer
VGB PowerTech 3 l 2016
Gasmotoren und Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung
temperatur TU in die Berechnung mit ein.
Bezüglich der Konvention zur Wahl der
mittleren Umgebungstemperatur findet
gegenwärtig für die KWK-Anwendung
eine Diskussion statt, wobei eine Übersicht
hierzu [2] gibt. In dem vorliegenden Beitrag wird die mittlere Umgebungstemperatur der jeweiligen Wärmeanforderung TU,i
zur Bewertung der selbigen herangezogen,
welches konform mit VDI 4608 Blatt 1 ist.
Tab. 1. Parameter für Wirtschaftlichkeitsbetrachtung.
Parameter
Einheit
Hochpreis (HP)
Tiefpreis (TP)
Erdgaspreis
€/MWhth
21
21
Strompreis
€/MWhel
60
28
Wärmepreis
€/MWhth
50
50
KWK-Bonus Strom
€/MWhel
18
18
€/tCO2
7,5
7,5
kungsgrad der KWK-Anlage als Brennstoffausnutzungsgrad 𝜔 bezeichnet, dessen Berechnungsvorschrift Gl. 1 zeigt:
W+Q
∑365
i=1 (Wi +Qi)
ω = –––––– = –––––––––––––
.(1)
365
∑ i=1(mBr,i ∙ HU)
QBr
Da bei KWK-Anlagen teilweise auch Wärme aus ungekoppelter Erzeugung bereitgestellt wird, z.B. zur Deckung der
Spitzenlast, muss dieser Anteil bei der
KWK-Bewertung herausgerechnet werden.
Neben dem einfachen Brennstoffausnutzungsgrad wird daher der Brennstoffausnutzungsgrad der gekoppelten Erzeugung
von Strom und Wärme 𝜔KWK, ergänzend zu
Gl. 1, eingeführt, wobei jeweils die bereinigten Größen in die Betrachtung einfließen:
Exergetischer Nutzungsgrad ζ
Angelehnt an VDI 4608 Blatt 1 ist der exergetische Wirkungsgrad ζ für ein Jahr in
täglicher Schrittweite in Gl. 5 definiert zu:
∙
wobei Ti die Temperatur der bereitgestellten Fernwärme ist und nach Gl. 6 der
thermodynamischen Mitteltemperatur von
Vorlauf- und Rücklauftemperatur entspricht:
TVL,i – TRL,i
Ti = ––––––––––
.
T
In ∙ VL,i ∙
TRL,i
(6)
Für Methan beträgt der Brennstoff-Exergieanteil bezogen auf
den Hu nach [1] 0,95. Im Gegensatz zum energetischen Nutzungsgrad fließt hier nur der exergetische
Anteil der bereitgestellten Wärme EFW,Jahr
in die Systembewertung mit ein und behebt somit den bei der energetischen Betrachtungsweise vorliegenden Mangel, resultierend aus der unterschiedlichen Güte
der zwei Zielenergien. Hierzu wird die
bereitgestellte Fernwärme mit dem jeweiligen „Carnot-Faktor“ multipliziert. Neben
der Temperatur der bereitgestellten Fernwärme Ti fließt die mittlere Umgebungs-
(3)
Primärenergieeinsparung PEE
Die Primärenergieeinsparung (PEE),
engl.: primary energy savings (PES), definiert nach [5], stellt die prozentuale
Brennstoff­ein­sparung durch die gekoppelte Er­zeugung von Strom und Wärme über
eine KWK-Anwendung gegenüber einer
getrennten Erzeugung mittels geeigneter
Referenzsystemen dar. Deren Berechnung
zeigt Gl. 4:
1
PEE = 1 – –––––––––––––– ∙ 100.
ηel,KWK ηth,KWK
––––––
+ ––––––
η
η
∙
el,Ref
th,Ref
∙
(4)
Für die Wirkungsgrade der Referenzsysteme wurden die in [4] gegebenen harmonisierten Wirkungsgrad-Referenzwerte
für den Brennstoff Erdgas herangezogen.
Bei der getrennten Erzeugung von Strom
beträgt der harmonisierte WirkungsgradReferenzwert für Baujahre 2012-2015
52,5 %, wohingegen für die getrennte Erzeugung von Wärme in Form von Dampf
oder Heißwasser ein harmonisierter Wirkungsgrad-Referenzwert von 90 % zu veranschlagen ist.
zudem eine Abschätzung der Erlössituation gegeben, wobei die in Ta b e l l e 1
genannten Annahmen zugrunde gelegt
wurden. Aufgrund der unterschiedlichen
Vergütungssituation für Strom wurden mit
Hochpreis (HP) und Tiefpreis (TP) zwei
Szenarios verwendet. Das HP-Szenario
stellt dar, welchen Strompreis ein Stadtwerk für den Stromabsatz in seinem eigenen Netz in etwa generieren kann, wohingegen das TP-Szenario an den KWK-Index
der EEX-Strombörse angelehnt ist.
Um den KWK-Bonus zu erhalten, ist es notwendig, auf jährlicher Basis einen Brennstoffausnutzungsgrad von über 80 % sowie
gleichzeitig einen PEE von über 10 % zu erzielen [5].
Ergebnisse der Jahresertragssimulation und Bewertung
Im Nachfolgenden wurde für die drei technischen Systemkonfigurationen:
FW-Bedarf
Bereitgestellte FW-Leistung CCPP
Bereitgestellte elektrische Nettoleistung CCPP
Rückkühlleistung CCPP
Brennstoffwärmeleistung CCPP
140
120
100
Leistung in MW
WKWK
σKWK = ––––––
QKWK
∙
Ti – TU,i .
365
∑i=1
Wel,Netto,i + ∑365
∙ Qi
i=1 ∙–––––––
Ti
Wel,Netto,Jahr + EFW, Jahr
ζ = ––––––––––––––––––– = –––––––––––––––––––––––––––––––
. (5)
∑365
Ezu,Br,Jahr
i=1(mBr,i . fex . Hu)
WKKK + QKKK ∑365
i=1 (WKWK,i +QKWK,i)
ωKKK = –––––––––––
= –––––––––––––––––––
. (2)
365
∑i=1(mBr,KWK,i ∙ HU)
QBr,KWK
Stromkennzahl σ
Die Stromkennzahl σKWK einer KWK-Anlage in Gl. 3 stellt nach [5] das Verhältnis von
bereitgestelltem Strom WKWK zu bereitgestellter Wärme QKWK dar:
Wirtschaftlichkeit
Neben der Investition ist für die
Wirtschaftlichkeit einer KWK-Anlage die
Erlössituation entscheidend. Daher wird
300
250
200
80
150
60
100
40
50
20
0
0
50
100
150
200
250
300
350
Brennstoffwärmeleistung in MWth
CO2-Kosten
0
Tage
Bild 3. Geordnete Jahresganglinie für den FW-Bedarf sowie wesentliche Leistungsdaten
(FW-Leistung, Rückkühlleistung, elektrische Nettoleistung und Brennstoffwärmeleistung)
der CCPP-Anlage bei tagaufgelöster Betrachtungsweise im Referenzjahr.
5
Gasmotoren und Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung
160
FW-Bedarf
Bereitgestellte FW-Leistung Motor(CHP)
Bereitgestellte FW-Leistung Motor(GCC)+HeiKo
Bereitgestellte FW-Leistung CCPP
140
120
Wärmeleistung in MWth
VGB PowerTech 3 l 2016
100
80
60
40
20
0
0
50
100
150
200
250
300
350
Tage
Bild 4. Geordnete Jahresganglinie für den FW-Bedarf sowie die von den drei Systemkonfigurationen (exklusive Zusatzkessel) bereitgestellte Wärmeleistung im Referenzjahr.
basierend auf den entwickelten Berechnungsmodellen, eine beispielhafte Bewertung für die Versorgung des Anwendungsbeispiels mit Fernwärme und Strom
anhand des Referenzjahres vorgenommen.
Die Anlagen wurden alle wärmegeführt betrieben. Aus Gründen der Vergleichbarkeit
wurde in der Studie von einer Temperaturabhängigkeit von Motor und Gasturbine
abgesehen.
Ausgangssituation CCPP-Anlage
Die geordnete Jahresganglinie für den FWBedarf des Versorgungsgebiets sowie wesentlicher Leistungsdaten (FW-Leistung,
Rückkühlleistung, elektrische Nettoleistung und Brennstoffbedarf) der CCPP-Anlage im Referenzjahr zeigt B i l d 3 .
Das Profil des FW-Bedarfs für das Referenzjahr zeigt, dass die geforderte FW-Leistung
zwischen 142,7 MWth und 14 MWth liegt,
wobei Leistungen von größer als 120 MWth
lediglich an 14 Tagen im Jahr benötigt
werden. Ferner detektiert das FW-BedarfsProfil, dass selbst im Hochsommer eine
Grundlast im FW-Netz vorliegt.
Die gewählte Auslegung der CCPP-Anlage
ermöglicht eine sinnvolle Bereitstellung
der FW. Einerseits wird die Spitzenlast
nicht vollständig durch die CCPP-Anlage
gedeckt, sondern in Spitzenzeiten durch
den Zusatzkessel bereitgestellt. Hierdurch
wird der Volllastbetrieb der CCPP-Anlage
erhöht. Bei rund 110 MWth verläuft die nominale FW-Auskopplung der CCPP-Anlage,
die im Referenzjahr an 87 Tagen angefordert wird. Bis zu diesem Zeitpunkt ist der
Zusatzkessel auch anteilig in Betrieb und
stellt die Residual-FW-Leistung bereit,
wohingegen dieser im übrigen Jahr ausgeschaltet ist. Steigt die Umgebungstempe6
ratur an, so sinkt der FW-Bedarf. Analog
hierzu wird durch die Betriebssteuerung
des Kraftwerks die bereitgestellte FWLast reduziert. Durch das gewählte Anlagendesign ist oberhalb einer Temperatur
von +15 °C die minimale bereitstellbare
FW-Leistung der CCPP-Anlage erreicht.
Da der FW-Bedarf jedoch weitergehend
mit Temperaturanstieg absinkt, muss ein
Rückkühlwerk eingesetzt werden, da von
der CCPP-Anlage mehr Wärme als benötigt ausgekoppelt wird. Die elektrische
Nettoleistung bildet im Winter und im
Sommer zwei Plateaus, analog zur FWBereitstellung, aus, wobei das im Winter
bei rund 101 MWel und das im Sommer bei
38,1 MWel liegt. In der Übergangszeit sinkt
die bereitgestellte elektrische Nettoleistung kontinuierlich mit steigender Umgebungstemperatur.
140
120
Elektrische Nettoleistung in MWel
–– CCPP-Anlage,
–– Motor(CHP) und
–– Motor(GCC)+HeiKo,
Alternative Darstellung der
Versorgungssituation mit Gasmotoren
und Gasmotorkombikraftwerken
Erfolgt die Versorgung des FW-Netzes mit
Gasmotoren (Motor(CHP)) oder Gasmotorenkombikraftwerken (Motor(GCC)+
HeiKo) anstelle der CCPP-Anlage, so gilt es
zunächst eine vergleichbare Auslegungsbasis zu schaffen. Neben der technischen
Anlagenkonfiguration (siehe oben) stellt
in einem Verbundkraftwerk die Motoranzahl einen weiteren Freiheitsgrad dar. Es
war das Ziel der Studie eine technisch vergleichbare Ausgangssituation herzustellen
und demnach durch die Motoranzahl beim
Modell Motor(CHP) eine ähnliche FWGrundlast in Leistungshöhe, respektive
Anforderungsdauer, wie auch bei der Referenzanlage, zu ermöglichen. Basierend
auf einer Voruntersuchung wurden daher
11 Motoren für das Motorenverbundkraftwerk ausgewählt, wobei dies für beide Motor-Systeme gilt. Des Weiteren wurde für
die Motoren angenommen, dass diese stets
bei Volllast betrieben werden und modular,
d.h. gestuft, ausgeschaltet werden, sodass
der geforderte FW-Bedarf nicht überschritten wird. Der Zusatzkessel stellt die jeweilige Residual-Wärmelast bereit.
Die Gegenüberstellung der drei technischen Konfigurationen erfolgt zunächst
zeitlich aufgelöst für das Referenzjahr
anhand der geordneten Jahresganglinien
von Wärmeleistung ( B i l d 4 ) sowie elektrischer Nettoleistung ( B i l d 5 ) , bevor
abschließend in Ta b e l l e 2 die Jahresertragswerte zusammengefasst werden und
die Bewertung anhand der ausgewählten
Bewertungsgrößen erfolgt.
Der FW-Bedarf sowie die von der CCPPAnlage bereitgestellte Wärmeleistung
entsprechen dem Verlauf aus Bild 3. Beim
System Motor(CHP) wird im Winter in gekoppelter Erzeugung eine Wärmeleistung
von 104,2 MWth bereitgestellt, wohingegen
CCPP
Motor (CHP)
100
Motor (GCC) + HeiKo
80
60
40
20
0
0
50
100
150
200
250
300
350
Tage
Bild 5. Geordnete Jahresganglinie für die von den drei Systemkonfigurationen bereitgestellte
elektrische Nettoleistung im Referenzjahr.
VGB PowerTech 3 l 2016
Gasmotoren und Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung
Tab. 2. Gegenüberstellung der Ertragswerte und Bewertungsgrößen für die drei betrachteten Systeme im Referenzjahr.
Parameter
Einheit
CCPP-Anlage
Motor(CHP)
Motor(GCC)+HeiKo
Q
GWhth
587,78
587,78
587,78
QKWK
GWhth
575,45
528,51
513,57
666,24
Ertragswerte
W
GWhel
617,79
591,48
WKWK
GWhel
617,79
591,48
666,24
QBr
GWhth
1.445,70
1.362,34
1.481,54
QBr,KWK
GWhth
1.432,72
1.299,96
1.403,43
ωKWK
%
83,28
86,16
84,07
σKWK
–
1,07
1,12
1,30
PEE
%
21,11
24,15
23,71
Bewertungsgrößen
%
49,77
50,94
51,78
Erlös-Kosten HP
Mio. €
45,05
44,87
48,02
Erlös-Kosten TP
Mio. €
25,28
25,94
26,70
ζ
die Residual-Wärmelast durch den Zusatzkessel gesichert wird. In der geordneten
Jahresganglinie erstreckt sich dieser Volllastbereich auf 94 Tage, welches gut mit
den 87 Tagen Volllastbetrieb der CCPPAnlage korreliert. Übersteigt die Umgebungstemperatur +5,6 °C, wird, aufgrund
der abnehmenden bereitzustellenden
FW-Leistung, einer der 11 Motoren abgeschaltet. Dies geschieht bei weitergehendem Anstieg der Umgebungstemperatur
wiederholt, sodass sich eine für modulare
Konzepte typische Treppenform ausbildet.
Die resultierende Residual-Wärmelast zwischen Treppe und FW-Bedarf wird jeweils
über den Zusatzkessel gedeckt. Insbesondere bei sehr niedriger FW-Last kann somit
im Gegensatz zur CCPP-Anlage durch den
modularen Aufbau des Motoren-Verbundkraftwerkes eine bessere Anpassung an
die geforderte FW-Wärmeleistung vorgenommen werden, sodass im Minimum nur
noch ein Motor in Betrieb ist. Neben dieser gestuften Betriebsweise ist es natürlich
auch möglich, einen gleitenden Verbundbetrieb der Motoren zu realisieren. Hier
würde bei abnehmendem Wärmebedarf
z.B. ein Motor in Teillast gefahren, sodass
kein Betrieb des Zusatzkessels erforderlich
ist. In dieser ersten Fallstudie wurde aber
hiervon abgesehen und ist in weitergehenden Forschungsarbeiten noch zu betrachten. Die vom Modell Motor(GCC)+HeiKo
bereitgestellte Wärmeleistung verläuft insgesamt auf einem niedrigeren Leistungsniveau als beim Motor(CHP), da beim
Motor(GCC)+HeiKo ein Teil der Abwärme
in Strom überführt wird und somit nicht
mehr für die Wärmebereitstellung zur Verfügung steht. Aufgrund der in etwa konstanten Wärmeleistung pro Motor, fällt dieser
bei hoher Motoranzahl stärker auf, als bei
niedriger Motoranzahl. Infolge der niedrigeren bereitgestellten Wärmeleistung
beim Modell Motor(GCC)+HeiKo kann
hierdurch eine höhere Ausnutzungsdauer/
Volllastbetriebsstundenzahl der Motoren
realisiert werden. Das Winter-Plateau mit
allen Motoren in Volllast umfasst beim
Motor(GCC)+HeiKo 118 Tage.
Bei der bereitgestellten elektrischen
Nettoleistung zeigen die Motor-Systeme
ebenfalls die Treppenform im geordneten
Jahresgang. Des Weiteren ist festzuhalten, dass die höchste elektrische Nettoleistung vom System Motor(GCC)+HeiKo
bereitgestellt wird. Mit zunehmender
Umgebungstemperatur sinkt die FW-Vorlauftemperatur, weshalb infolgedessen
der Gegendruck abnimmt und die Nettoleistung steigt. Aufgrund dieses Sachverhalts liegt beim Motor(GCC)+HeiKo kein
Plateau innerhalb der Treppenstufen bei
Vorlauftemperaturen von über 80 °C vor.
Innerhalb einer Stufe nimmt die Nettoleistung daher von links nach rechts zu.
Die im Jahresverlauf maximal bereitgestellte Nettoleistung beträgt 122,6 MWel.
Beim System Motor(CHP) wird dahin
gehend innerhalb einer Treppenstufe
eine konstante elektrische Nettoleistung
bereitgestellt. Im Winterplateau liegt die
elektrische Nettoleistung bei 116,6 MWel.
Die niedrigste maximale elektrische Nettoleistung wird von der CCPP-Anlage bereitgestellt, wobei im Winter aufgrund des
Sachverhalts von Gegendruckturbine und
HeiKo ebenfalls ein leichter Anstieg nach
rechts (höhere Umgebungstemperatur)
zu verzeichnen ist. Die Minimal-Last der
CCPP-Anlage liegt deutlich höher als die
der Motoren, welches in der geringeren
Modul-Anzahl der Gasturbinen begründet ist. Insgesamt beträgt der Leistungsvorteil beim Winterplateau für das System
Motor(GCC)+HeiKo gegenüber dem System Motor(CHP) 5,1 % sowie gegenüber
der CCPP-Anlage 20,7 %.
Alle drei Systeme stellen den vom FWNetz angeforderten Wärmebedarf von
587,78 MWth bereit, wobei den höchsten
Wärmeanteil in KWK die CCPP-Anlage mit
97,9 % liefert, dabei ist die Rückkühlleistung rausgerechnet. Dieser hohe Anteil ist
im Wesentlichen auf die Zusatzfeuerung
vor dem Abhitzekessel zurückzuführen,
welche bei den Motor-Systemen nicht
verwendet wurde. Des Weiteren liegt die
maximale KWK-Wärmeleistung der MotorModelle stets unterhalb der der CCPP-Anlage, wie bereits in Bild 4 gezeigt. Bei der
Stromproduktion ist festzustellen, dass die
gesamte Stromproduktion KWK-Strom ist.
Die höchste Strommenge wird vom System
Motor(GCC)+HeiKo mit 666,24 GWhel bereitgestellt, welches gegenüber der CCPPAnlage einen Mehrertrag von 7,8 % bzw.
gegenüber dem System Motor(CHP) ein
Plus von 12,6 % darstellt. Beim Brennstoffbedarf liegt ein sehr ähnliches Bild
wie bei der Stromproduktion vor. Auch
hier liegt der höchste Bedarf beim System
Motor(GCC)+HeiKo vor, gefolgt von der
CCPP-Anlage und dem Motor(CHP).
Für eine umfassende Bewertung der Systeme, basierend auf den genannten Ertragswerten, werden die eingeführten Bewertungsgrößen herangezogen. Den höchsten
KWK-Brennstoffausnutzungsgrad weist
das System Motor(CHP) mit 86,16 % auf,
wobei beide Motor-Systeme gegenüber der
CCPP-Anlage opportun sind. Ferner liegen
alle drei Systeme oberhalb der im KWKGesetz für den KWK-Bonus genannten
Bewertungsgrenze von 80 %. Die höchste
KWK-Stromkennzahl offeriert das System
Motor(GCC)+HeiKo mit 1,3, gefolgt von
dem Motor(CHP) mit 1,12 und der CCPPAnlage mit 1,07. Folglich ist das System
Motor(GCC)+HeiKo hinsichtlich des
KWK-Bonus besonders interessant, da ein
günstiges Verhältnis von Strom zu Wärme
vorliegt. Zur Berücksichtigung der unterschiedlichen thermodynamischen Güte
von Wärme und Strom werden zudem zur
Bewertung die Primärenergieeinsparung
sowie der exergetische Nutzungsgrad herangezogen. Die höchste Primärenergieeinsparung hat das System Motor(CHP) mit
24,15 %, gefolgt vom Motor(GCC)+HeiKo
mit 23,71 % und der CCPP-Anlage mit
21,11 %. Somit liegen alle drei Systeme
über dem in [5] geforderten Schwellwert
von 10 %. Nicht zuletzt ist aufgrund der
höheren Stromproduktion beim System
Motor(GCC)+HeiKo dessen exergetischer
Nutzungsgrad mit 51,78 % am höchsten.
Den niedrigsten exergetischen Nutzungsgrad hat die CCPP-Anlage mit 49,77 %.
Letztlich müssen alle Systeme jedoch auch
einen wirtschaftlichen Betrieb ermöglichen. Die thermodynamischen Bewertungsgrößen zur System-Effizienz haben
aufgezeigt, dass alle Anlagen im Sinne des
KWK-Gesetzes förderfähig sind. Basierend
auf den veranschlagten spezifischen Kosten und Erlösen wurde eine Kosten-ErlösRechnung durchgeführt. Bei allen drei
Systemen liegt ein positiver Ertrag vor,
wobei sowohl beim HP- als auch beim TP7
Gasmotoren und Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung
Zusatzbrennstoff
Erlös-Kosten
49,00
48,00
47,00
46,00
45,00
0
2
4
6
8
10
44,00
Anzahl Motoren mit HeiKo
Bild 6. Verlauf von KWK-Brennstoffausnutzungsgrad, Volllastbetriebsanteil, Zusatzbrennstoffbedarf
und Erlös-Kosten beim Verbundkraftwerk bestehend aus 11 Motoren mit veränderlicher Anzahl von Motor(CHP)- und Motor(GCC)+HeiKo-Modulen im Referenzjahr.
Abschließend ist somit festzuhalten, dass
durch die betrachteten Motor-Verbundsysteme im gewählten Anwendungsfall Vorteile in den Bereichen Energieeffizienz und
Wirtschaftlichkeit gegenüber der CCPPReferenzanlage erzielt werden können.
Wirtschaftlich optimierter
Einsatz des HeiKo-Moduls
Aufgrund des modularen Ansatzes ist beim
System Motor(GCC)+HeiKo großteils nur
ein Anteil der den Motoren nachgeschalteten Wasser-/Dampfkreisläufe in Betrieb.
Der Investitionsbedarf wäre aber grundsätzlich genauso hoch, wenn sie das ganze
Jahr über betrieben würden. Eine höhere
Ausnutzungsdauer der nachgeschalteten
Wasser-/Dampfkreisläufe kann erreicht
werden, wenn nicht alle Motoren mit der
Nachverstromung ausgerüstet sind. In diesem Fall würden die Motoren mit Nachverstromung in der FW-Grundlast eingesetzt,
sodass diese Motoren bzw. die nachgeschalteten Prozesse deutlich höhere Volllaststunden aufweisen würden. Letztlich
resultiert hieraus ein günstigeres Verhältnis aus Zusatzerlös zu Zusatzinvestition.
Basierend auf diesem Gedankenansatz
wurde für den vorliegenden Anwendungsfall eine Sensitivitätsstudie vorgenommen.
Ausgehend vom Verbundkraftwerk, bestehend ausschließlich aus Motor(CHP)-Modulen, wurde die Anzahl der Module in der
Konfiguration Motor(GCC)+HeiKo schrittweise erhöht, bis ausschließlich Module
der Konfiguration Motor(GCC)+HeiKo
das Verbundkraftwerk bilden. Bei den
Zwischenschritten handelt es sich um
ein Verbundkraftwerk, bestehend aus einer Kombination von Motor(CHP)- und
Motor(GCC)+HeiKo-Modulen. Die Ergebnisse der Sensitivitätsstudie zeigen B i l d 6
und B i l d 7.
An den Y-Achsenschnittpunkten besteht das Verbundkraftwerk vollständig aus Motor(CHP) (primäre Y-Achse)
bzw. Motor(GCC)+HeiKo (sekundäre
8
Y-Achse), weshalb die Werte mit denen
aus Tabelle 2 übereinstimmen. Nimmt
ausgehend von Motor(CHP) die Anzahl
der Motor(GCC)+HeiKo-Module im Verbundkraftwerk zu, so steigt der Volllastbetriebsanteil als auch der Erlös-Kosten
an, wohingegen der KWK-Brennstoffausnutzungsgrad sinkt. Der Brennstoffbedarf kann zunächst leicht reduziert
werden und hat ein Minimum bei 2
Motor(GCC)+HeiKo-Modulen, bevor dieser bei weitergehender Steigerung der Anzahl von Motor-(GCC)+HeiKo-Modulen
wiederum ansteigt. Für die Investitionsentscheidung ist aber vor allem der durch den
HeiKo-Einsatz erzielbare Vorteil bei der
Kosten-Erlös-Rechnung bezogen auf die installierte Leistung der Dampfturbine (DT)
von Bedeutung, sowie für die Preis­basis
der Dampfturbine deren Leistungsklasse.
Diese beiden Parameter werden daher ergänzend in Bild 7 dargestellt.
Aufgrund der gewählten modularen Abbildung steigt die installierte DT-Leistung linear mit der Anzahl der Motor(GCC)+HeiKoModule im Verbundkraftwerk an. Aus der
installierten DT-Leistung können Rückschlüsse auf den Investitionsbedarf gezogen werden. Grundsätzlich nimmt mit
Ausblick – Flexibilität und Partizipation
im Regelenergie-Markt
Neben der Sicherstellung der Versorgung
des eigenen Stadtwerke-Netzes können
Motoren-Verbundkraftwerke, aufgrund ihrer hohen Flexibilität und ihres modularen
Aufbaus, zur Netzstützung im Residuallastbereich eingesetzt werden. Hieraus können zusätzliche Erlöse generiert werden,
die die Wirtschaftlichkeit eines MotorenVerbundkraftwerks weitergehend erhöhen. Aufgrund der guten Planbarkeit des
FW-Bedarfs über einige Tage im Voraus ist
stets identifizierbar, wie viele Module des
Verbundkraftwerks z.B. einem etwaigen
Residuallastmanagement zur Verfügung
stehen würden.
Der verwendete Gasmotor ist im Schnellstart innerhalb von 180 s [6] aus dem
Stand mit voller Last am Netz, welches
einem Lastgradienten von 3,5 MWel/Min
entspricht. Dies bedeutet bezogen auf die
installierte Leistung 33 % MWel,inst/Min.
Installierte DT-Leistung
Installierte DT-Leistung in MWel
-
Szenario das System Motor(GCC)+HeiKo
den höchsten Betrag aufweist.
Die spezifischen Erlöse-Kosten bilden eine
Kurve mit einem Maximum aus, welche diesbezüglich das wirtschaft­liche Optimum darstellt und bei einem Motor(GCC)+HeiKoModul liegt. Aufgrund der geringen installierten Leistung und dem vermutlich
hohem spezifischem Investi­tionsaufwand
ist jedoch davon auszugehen, dass das
ökonomische Optimum bei einer höheren
Anzahl von Motor(GCC)+HeiKo-Modul
zu finden ist, die gemeinsam eine Dampfturbine nutzen. Daher ist es sinnvoll, abschließend eine Verrechnung zwischen
DT-Investitionsaufwand zu spezifischen
Erlös-Kosten vorzunehmen.
5,00
4,50
4,00
3,50
3,00
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
0,00
Spez. Erlös-Kosten
1,80
1,60
1,40
1,20
1,00
0,80
0,60
0,40
0,20
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
0,00
Spez. Erlös-Kosten in €/Winstalliert
Volllastbetriebsanteil
steigender installierter DT-Leistung der
spezifische Investitionsaufwand für eine
Dampfturbine ab. Demnach wäre es vorteilhaft
mehrere Motor-Module auf eine gemeinsame
Dampfturbine, größerer Leistungsklasse, zu
schalten. Für eine exakte Betrachtung der
DT-Investition sind herstellerspezifische
Informationen heranzuziehen, worauf aus
Gründen der Vergleichbarkeit in diesem
Beitrag verzichtet wurde.
Erlös-Kosten in Mio.€
Brennstoffausnutzungsgrad in KWK [-]
Volllastbetriebsanteil [-]
Zusatzbrennstoffbedarf in 1E+05 MWh
Eta_BE_KWK
1,00
0,95
0,90
0,85
0,80
0,75
0,70
0,65
0,60
0,55
0,50
VGB PowerTech 3 l 2016
Anzahl Motoren mit HeiKo
Bild 7. Verlauf von installierter DT-Leistung und spezifischem Erlös-Kosten bei veränderlicher
Anzahl von Motor(CHP)- und Motor(GCC)+HeiKo-Modulen in einem Verbundkraftwerk
bestehend aus 11 Motoren im Referenzjahr.
VGB PowerTech 3 l 2016
Zum Vergleich bieten moderne CCPP-Anlagen, z.B. die der Siemens H-Klasse, aus
dem Stand zwar größere Lastgradienten
von bis zu 16,6 MWel/Min [7]. Bezogen auf
die installierte Leistung entspricht dies jedoch lediglich 3 % MWel,inst/Min. Folglich
ist ein Motoren-Verbundkraftwerk diesbezüglich klar im Vorteil. Des Weiteren ist
anzuführen, dass Motoren keinen Lebensdauerverzehr für Startvorgänge und geringe
Startkosten aufweisen. Somit sind Gasmotoren hinsichtlich der Flexibilität, wie auch
z.B. ebenfalls [8] nennt, ein geeignetes
Element in einem zukünftigen deutschen
Energieversorgungssystem.
Zusammenfassung
In dem Beitrag wurde am Beispiel eines repräsentativen Anwendungsbeispiels in der
öffentlichen Wärmeversorgung eine alternative Verwendung von Motor-Verbundkraftwerken anstelle einer typischen CCPPAnlage zur Darstellung der Versorgung
im wärmegeführten Betrieb untersucht.
Neben einer klassischen Motor-KWK-Anwendung wurde zudem eine Motor-ModulKonfiguration mit einem nachgeschalteten
Wasser-/Dampfkreislauf samt Entnahmegegendruckturbine und HeiKo entwickelt.
Bei allen drei analysierten Systemen wurde auf Jahresbasis die Wärmeversorgung
sichergestellt und alle untersuchten Systeme erfüllen die Anforderungen zur Förderung nach dem KWK-Gesetz. Hinsichtlich
Energieeffizienz und Wirtschaftlichkeit
offerieren Motor-Verbundkraftwerke Vorteile gegenüber der CCPP-Referenzanlage.
Bei der Zusammensetzung eines derartigen Motoren-Verbundkraftwerks erscheint
ein Mix aus Motoren in einfacher KWK-Anwendung sowie Modulen mit nachgeschaltetem Wasser-/Dampfkreislauf wirtschaftlich interessant.
Im Hinblick auf die zukünftigen Veränderungen in der deutschen Energieversorgungsstruktur ist außerdem darauf
hinzuweisen, dass diese hocheffizienten
Gasmotoren, aufgrund ihres in der KWK-
Gasmotoren und Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung
Anwendung erfolgenden modularen Betriebs, zusätzlich mit hohen spezifischen
Lastgradienten im Regelenergie-Markt
partizipieren können.
Danksagung
Die Untersuchungen wurden im Rahmen
des Verbundprojektes TURIKON durchgeführt, welches von dem Land NordrheinWestfalen sowie dem Europäischen Fonds
für Regionale Entwicklung im Rahmen des
Programms progress. NRW und dem Ziel
2-Programm 2007-2013, Phase VI (Förderkennzeichen: 64.65.69-EN-2019) gefördert wurde.
Abkürzungsverzeichnis
ADEAbhitzedampferzeuger
BrBrennstoff
CCPP combined cycle power plant
CHP
combined heat and power
DTDampfturbine
elelektrisch
FWFernwärme
GCC
gas combined cycle
Gl.Gleichung
HeiKoHeizkondensator
HPHochpreis
HTHochtemperatur
instinstalliert/installed
KWKühlwasser
KWKKraft-Wärme-Kopplung
MDMitteldruck
NDNiederdruck
NTNiedertemperatur
PEEPrimärenergieeinsparung
(PES: primary energy savings)
RefReferenz
RLRücklauf
SWBSpeisewasserbehälter
ththermisch
TPTiefpreis
UUmgebung
VLVorlauf
WÜWärmeübertrager
WDKLWasser-/Dampfkreislauf
WSC
Water-/steam cycle
Formelzeichen
P
elektrische Leistung
Q̇Wärmeleistung
QWärmeenergie
TTemperatur
W
elektrische Energie
ζ
exergetischer Nutzungsgrad
ηWirkungsgrad
σStromkennzahl
𝜔
Brennstoffausnutzungsgrad
Literatur
[1] Baehr, H. D.; Kabelac, S.: Thermodynamik.
14. Auflage, Springer Verlag, Berlin Heidelberg, 2009 ISBN 978-3-642-00555-8.
[2] Bargel, S.: Entwicklung eines exergiebasierten
Analysemodells zum umfassenden Technologievergleich von Wärmeversorgungssystemen
unter Berücksichtigung des Einflusses einer
veränderlichen Außentemperatur. Dissertation Ruhr-Universität Bochum, Bochum,
2010.
[3]Bundesministerium für Wirtschaft und
Energie (BMWi): Ein Strommarkt für die
Energiewende – Weißbuch. Juli, 2015.
[4]Europäische Union: Durchführungsbeschluss 2011/877/EU, 19. Dezember
2011, http://kwkkommt.de/fileadmin/
Docs/11L34318_K-2011-9523_KWK-Referenzwerte.pdf (Stand 16.07.2015).
[5]Europäische Union: RICHTLINIE 2012/27/
EU DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND
DES RATES. 25. Oktober 2012, http://eurlex.europa.eu/legal-content/DE/TXT/PD
F/?uri=CELEX:32012L0027&from=DE
(Stand 16.07.2015).
[6] MAN Diesel & Turbo: MAN 35/44 Gas Variants – For flexibility in an era of renewables.
[7] Marini, B.: Are simple cycles or combined cycles better for renewable power integration.
Power Magazine, April 2015, S. 72-76.
[8] von Zumda, M.: Solutions for increasing flexibility requirement in power generation to
achieve major cost savings. VGB PowerTech,
5, 2015, S. 25-30.
l
9