deutscher - Power Plants
Transcrição
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