Kraft-Wärme-Kopplung (VDI-Buch) (German Edition)

Kraft-Wärme-Kopplung

Gunter Schaumann · Karl W. Schmitz Herausgeber

Kraft-Wärme-Kopplung 4., vollständig bearbeitete und erweiterte Auflage

13

Prof. Dr. Gunter Schaumann Energieexperte Mainz Jupiterweg 9 55126 Mainz Deutschland [email protected]

Dipl.-Ing. Karl W. Schmitz EU-Consult GmbH 67061 Ludwigshafen Deutschland [email protected]

ISBN 978-3-642-01424-6 e-ISBN 978-3-642-01425-3 DOI 10.1007/978-3-642-01425-3 Springer Heidelberg Dordrecht London New York Die Deutsche Nationalbibliothek verzeichnet diese Publikation in der Deutschen Nationalbibliografie; detaillierte bibliografische Daten sind im Internet über http://dnb.d-nb.de abrufbar. © Springer-Verlag Berlin Heidelberg 1997, 2005, 2010 Dieses Werk ist urheberrechtlich geschützt. Die dadurch begründeten Rechte, insbesondere die der Übersetzung, des Nachdrucks, des Vortrags, der Entnahme von Abbildungen und Tabellen, der Funksendung, der Mikroverfilmung oder der Vervielfältigung auf anderen Wegen und der Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen, bleiben, auch bei nur auszugsweiser Verwertung, vorbehalten. Eine Vervielfältigung dieses Werkes oder von Teilen dieses Werkes ist auch im Einzelfall nur in den Grenzen der gesetzlichen Bestimmungen des Urheberrechtsgesetzes der Bundesrepublik Deutschland vom 9. September 1965 in der jeweils geltenden Fassung zulässig. Sie ist grundsätzlich vergütungspflichtig. Zuwiderhandlungen unterliegen den Strafbestimmungen des Urheberrechtsgesetzes. Die Wiedergabe von Gebrauchsnamen, Handelsnamen, Warenbezeichnungen usw. in diesem Werk berechtigt auch ohne besondere Kennzeichnung nicht zu der Annahme, dass solche Namen im Sinne der Warenzeichen- und Markenschutz-Gesetzgebung als frei zu betrachten wären und daher von jedermann benutzt werden dürften. Einbandentwurf: WMXDesign GmbH, Heidelberg Gedruckt auf säurefreiem Papier Springer ist Teil der Fachverlagsgruppe Springer Science+Business Media (www.springer.com)

Vorwort zur vierten Auflage

In den letzten Jahren hat der zwischenzeitlich unerwartet hohe Energiepreisanstieg die Notwendigkeit eines möglichst effizienten Umgangs mit der wertvollen Energie in der Prioritätenliste ökonomischen Handelns nach ganz oben gerückt. In der Kette der Energieumwandlung von der Primärenergie bis zur Nutzenergie ist eine effiziente Energienutzung ohne KraftWärme-Kopplung oder Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung nicht denkbar. Deshalb ist die Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung mittlerweile zu einem Eckpfeiler der europäischen und der deutschen Energie- und Klimapolitik geworden. Das integrierte Energie- und Klimaprogramm der Bundesrepublik Deutschland sieht die Verdoppelung des Anteils von Strom aus KraftWärme-Kopplung auf 25% bis 2020 vor. Folgerichtig begünstigt auch das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) zum Beispiel die Biomassenutzung in KWK. Dies wird noch einmal verstärkt in dem ab Januar 2009 gültigen Bonus- und Vergütungssystem des EEG. In die vorliegende 4. Auflage wurden Kapitel und Beispiele aufgenommen, in denen diese neuen Rahmenbedingungen zum Zuge kommen. Unter dem Begriff Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung ist eine Vielfalt von Systemvarianten zu verstehen, die sich nach den eingesetzten Brennstoffen oder nach den eingesetzten Aggregaten unterscheiden. Darunter ist eine Reihe von innovativen Technologien zu finden, mit denen ganz unterschiedliche konventionelle und regenerative Energiequellen genutzt werden können. Es geht jedoch immer darum, die wertvolle Energie bestmöglich umzuwandeln, um aus ihr maximalen Nutzen zu ziehen. Anders ausgedrückt heißt dies, dass die Kosten für die Energiegewinnung, den Energietransport, die Energiespeicherung und alle Energieumwandlungsschritte bis hin zur Energienutzung auf Dauer zu erbringen sein müssen. Wie die KWKK dem hohen Anspruch genügen kann, wird in diesem Buch gezeigt. Die hohe Effizienz der KWKK führt nicht zwangsläufig zu ihrem Einsatz. Erst eine konkrete Wirtschaftlichkeitsbetrachtung zeigt, ob sich die höheren Investitionskosten durch die Einsparung bei den Brennstoffkosten über die Laufzeit der Anlage bezahlt machen. Deshalb wird in diesem Buch den Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen und den für Langfristszenarien notwendigen Sensitivitätsbetrachtungen viel Raum gegeben. Um dies wei-

VI

Vorworte

ter zu konkretisieren, wurde für diese Auflage eine Reihe von zusätzlichen Beispielen aufgenommen. KWKK führt typischerweise zu einer dezentralisierten Energieumwandlung, da die thermische Energie Wärme oder Kälte verbrauchernah erzeugt und bereitgestellt werden muss. Das bringt als weiteren Vorteil gegenüber den zentralen Systemen eine geringere Verletzlichkeit des Energiesystems und damit eine höhere Versorgungssicherheit. Neben den neu hinzu gekommenen Themen wurden in allen Kapiteln notwendige Aktualisierungen vorgenommen. Unseren Lesern danken wir für die wertvollen Hinweise, die zur Weiterentwicklung dieses Buches beigetragen haben und auch zukünftig beitragen werden. Das Buch hat sich als praxisbezogene Arbeitshilfe für alle, die sich mit der Technik oder der Wirtschaftlichkeit von KWKK befassen, bewährt. Es soll aber auch allen an der Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung Interessierten zum tieferen Verständnis dieser so wichtigen Effizienztechnik verhelfen. Mainz und Ludwigshafen, im April 2009

Gunter Schaumann Karl W. Schmitz

Vorwort zur ersten Auflage Mit dem vorliegenden Beitrag wird der Versuch unternommen, die Grundlagen für die technische Auslegung und die ökologische und ökonomische Bewertung der in der Energietechnik eingesetzten KWK-Anlagen zusammenzustellen. Das Werk ist als Anregung und Arbeitshilfe konzipiert, um die im jeweiligen Einzelfall erforderlichen Untersuchungen und Berechnungen durchzuführen, die Ergebnisse bewerten und ggf. vorhandene Studien nachvollziehen zu können. Langjährige Erfahrungen aus der Praxis und einschlägige Hinweise in der Fachliteratur bilden die Grundlage der zusammengetragenen Auslegungsdaten. Es wurde angestrebt, möglichst konkrete Aussagen zu Dimensionierung, Wirkungsgradbewertung und Einbindung von KWK-Anlagen in bestehende Systeme zu treffen. Der strukturelle Aufbau orientiert sich an den für eine Studie zur Beurteilung einer KWK-Anlage erforderlichen Schritten und Arbeitsabläufen. Das Buch wurde mit großer Sorgfalt erstellt; sollte der Anwender Druckfehler bemerken oder sollten Fragen unbeantwortet bleiben, werden der Dialog und die daraus entstehenden Hinweise gerne und offen aufgenommen. Düsseldorf, im August 1994

Inhalt

1 Einführung ............................................................................................. 1 2 Systemübersicht und Vorteile der KWK............................................. 5 2.1 Anlagenübersicht ............................................................................. 7 2.2 Energetische und ökologische Vorteile der KWK......................... 15 3 Methodisches Vorgehen bei der Vorbereitung von Systementscheidungen ..................................................................................... 21 3.1 Darstellung der Rahmenbedingungen........................................... 22 3.2 Zusammenstellung der technischen und wirtschaftlichen Grundlagen für Auswahl und Berechnung der Varianten............. 23 3.3 Ermittlung und Analyse der Bedarfswerte.................................... 23 3.4 Darstellung und Analyse der vorhandenen Energieversorgungsanlagen ...................................................................... 24 3.5 Auswahl und Dimensionierung von Energieversorgungsvarianten ....................................................................................... 25 3.6 Berechnung der ökonomischen Eckdaten und Variantengegenüberstellung ......................................................................... 26 3.7 Ökologische Systemanalyse und Variantengegenüberstellung .... 27 3.8 Zusammenfassende Bewertung und Systemempfehlung.............. 27 4 Anlagenauswahl und Dimensionierung..... ........................................ 29 4.1 Auswahl der einsetzbaren KWK-Anlagen.................................... 30 4.2 Festlegung der Betriebsart ............................................................ 32 4.3 Leistungsauslegung der Gesamtanlage......................................... 34 4.4 Auswahl und Dimensionierung der peripheren Hilfseinrichtungen und Anlagen für jede Variante.................................... 37 4.5 Erstellen der Aufstellungskonzepte .............................................. 37 4.6 Festlegung der Mengengerüste und Ermittlung der Investitionen und der dazugehörigen Kapitalkosten..................... 38 4.7 Ermittlung der Bedarfswerte......................................................... 38 4.8 Ermittlung der Kosten .................................................................. 38

X

Inhalt

4.9 Ökonomische und ökologische Variantengegenüberstellung....... 38 4.10 Optimierung der Auslegungsdaten ............................................... 39 5 Technische Grundlagen....................................................................... 41 5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren................................... 55 5.1.1 Aufbau und Integration in die Wärmeversorgung .................. 57 5.1.2 Aufstellungsverhältnisse/Gesamtanlagenumfang................... 60 5.1.3 Motorbauarten/Aggregatetechnik ........................................... 67 5.1.4 Emissionen/Emissionsminderungsmaßnahmen...................... 70 5.1.5 Basisdaten der Wirtschaftlichkeitsberechnung....................... 79 5.1.5.1 Leistungsdaten .................................................................. 81 5.1.5.2 Jahresarbeit ....................................................................... 83 5.1.5.3 Investitionen ..................................................................... 86 5.1.5.4 Wartungs- und Instandhaltungsaufwand .......................... 87 5.1.5.5 Personalaufwand............................................................... 90 5.1.6 Konzeption von Klein-BHKW-Anlagen ................................ 91 5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen ................................................... 93 5.2.1 Gesamt-Anlagenprozess ......................................................... 95 5.2.1.1 Einfacher, offener Gasturbinenprozess mit Abhitzekessel ............................................................. 98 5.2.1.2 Gas- und Dampfturbinenprozess ...................................... 98 5.2.1.3 Gasturbine mit Dampfeinspritzung (Cheng-Prozess) ..... 101 5.2.2 Aufstellungsverhältnisse/Gesamtanlage ............................... 102 5.2.3 Gasturbinenbauarten............................................................. 112 5.2.4 Emissionen/Emissionsminderungsmaßnahmen.................... 116 5.2.5 Basisdaten der Wirtschaftlichkeitsberechnung..................... 117 5.2.5.1 Leistungswerte................................................................ 118 5.2.5.2 Jahresarbeit ..................................................................... 121 5.2.5.3 Investitionen ................................................................... 125 5.2.5.4 Wartungs- und Instandhaltungsaufwand ........................ 126 5.2.5.5 Personalbedarf ................................................................ 128 5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen ............................................. 131 5.3.1 Gesamtanlagenprozess.......................................................... 133 5.3.2 Aufstellungsverhältnisse/Gesamtanlagenumfang................. 139 5.3.2.1 Dampfturbinentechnik .................................................... 141 5.3.2.2 Dampfkesselanlagen für Dampfturbinen-HKW ............. 144 5.3.3 Bauarten und technische Rahmenbedingungen für die Konzeptionierung von Heizkraftwerken mit Dampfturbinen.. 154 5.3.4 Emissionen/Verbrennungsrückstände................................... 158 5.3.4.1 Emissionen...................................................................... 158 5.3.4.2 Verbrennungsrückstände ................................................ 164 5.3.5 Basisdaten der Wirtschaftlichkeitsberechnung..................... 165

Inhalt

XI

5.3.5.1 Leistungswerte............................................................... 166 5.3.5.2 Jahresarbeit .................................................................... 188 5.3.5.3 Investitionen .................................................................. 191 5.3.5.4 Wartungs- und Instandhaltungsaufwand ....................... 192 5.3.5.5 Personalaufwand............................................................ 194 5.4 Sonstige KWK-Anlagen .............................................................. 197 5.4.1 Direktantrieb von Arbeitsmaschinen durch Verbrennungskraftmaschinen oder Dampfturbinen .................................... 197 5.4.2 KWK-Anlagen auf Basis von Dampfmotoren...................... 198 5.4.3 Verbrennungsmotorwärmepumpen ...................................... 199 5.4.4 Absorptionskälteanlagen ...................................................... 203 5.4.5 Adsorptionskälteanlagen ...................................................... 208 5.4.6 ORC-Anlagen und ihre Anwendung in der Geothermie ...... 210 5.4.7 ORC-Anlagen zur Nutzung von Abwärme........................... 215 5.4.8 Stirling-Motoren ................................................................... 216 5.4.9 Brennstoffzellen-Heizkraftwerke ......................................... 219 5.4.10 KWK-Anlagen in virtuellen Kraftwerken .......................... 222 5.5 Biomasse- und Bioreststoffe-Vergasungsanlagen ....................... 225 5.5.1 Vergasungsanlagen für holzartige Biomasse ......................... 226 5.5.2 Biogasanlagen....................................................................... 236 5.5.3 Verölungsanlagen ................................................................. 242 6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen .... 245 6.1 Allgemeines ................................................................................. 246 6.2 Statische Verfahren...................................................................... 249 6.2.1 Kostenvergleichsrechnung.................................................... 249 6.2.2 Gewinnvergleichsrechnung .................................................. 252 6.2.3 Rentabilitätsvergleichsrechnung........................................... 253 6.2.4 Amortisationsrechnung......................................................... 255 6.2.5 MAPI-Methode..................................................................... 258 6.2.6 Anmerkungen zu den statischen Verfahren der Investitionsrechnung............................................................. 260 6.3 Dynamische Verfahren ................................................................ 261 6.3.1 Kapitalwertmethode.............................................................. 265 6.3.2 Interne Zinsfuß-Methode...................................................... 267 6.3.3 Annuitätenmethode............................................................... 269 6.3.4 Anmerkungen zu den dynamischen Verfahren der Investitionsrechnung............................................................. 271 6.4 Beispiel für die Anwendung der Investitionsrechnung in der Praxis ................................................................................. 274

XII

Inhalt

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung und Rahmenbedingungen............ 287 7.1 Kostenansätze und Rahmenbedingungen .................................... 289 7.2 Berechnung der Leistungs- und Arbeitswerte ............................. 300 7.3 Zusammenstellung der Investitionen und der Kapitalkosten ...... 311 7.4 Zusammenstellung der betriebsgebundenen Kosten.................... 314 7.5 Jahreskostenberechnung und Variantengegenüberstellung ......... 316 7.6 Sensitivitätsanalyse...................................................................... 320 8 Ökologische Systemanalyse............................................................... 321 8.1 Schadstoffbilanz .......................................................................... 321 8.2 Ökologische Bewertung der Systeme.......................................... 328 8.2.1 Emissionsbewertung............................................................. 328 8.2.2 Immissionsbewertung........................................................... 333 8.3 Die Kraft-Wärme-Kopplung im Emissionshandel ...................... 334 8.3.1 Das Prinzip des Emissionshandels ....................................... 335 8.3.2 Beispiel für den Emissionshandel (Abb. 8.3-1):................... 335 8.3.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen des Emissionshandels..... 336 8.3.4 Die Bedeutung der KWK für die CO2–Emissionen des deutschen Kraftwerksparks................................................... 338 8.3.5 Klimaschutz als übergeordnetes Ziel; gesetzliche Festlegungen ............................................................................... 338 9. Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen............................................. 341 9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung.................................... 341 9.1.1 Anlagenbeschreibung Kraft-Wärme-Kälte-DruckluftKopplung .............................................................................. 342 9.1.1.1 Energiebereitstellung ...................................................... 342 9.1.1.2 Energieverteilung ........................................................... 343 9.1.1.3 Struktur Energieverwendung.......................................... 344 9.1.2 Betriebspunkte der Anlage ................................................... 344 9.1.2.1 Betriebspunktbestimmung Dampferzeuger .................... 344 9.1.2.2 Betriebspunktbestimmung der Turbinen ........................ 347 9.1.2.3 Schichtenmodell zur Anlagenbetrachtung...................... 352 9.1.2.4 Bewertung der Kraft-Wärme-Kälte-DruckluftKopplung ........................................................................ 355 9.2 Standardisierte BHKW-Wirtschaftlichkeitsberechnung.............. 361 9.3 Biomasse-Heizkraftwerk, Realisierungsergebnisse..................... 364 9.4 Nachrüstung eines bestehenden DampfturbinenHeizkraftwerks............................................................................. 368 9.4.1 Aufgabenstellung.................................................................. 368 9.4.2 Ergebnis der Bestandsaufnahme........................................... 368

Inhalt

XIII

9.4.3 Auswahl und Dimensionierung technisch sinnvoller Varianten .............................................................................. 369 9.4.3.1 Variante 9.4-I: Nachrüstung einer Gasturbinenanlage .. 370 9.4.3.2 Variante 9.4-II: Nachrüstung eines Heißwasserkessels. 370 9.4.4 Ökonomische und ökologische Gegenüberstellung der ausgewählten Varianten........................................................ 370 9.5 Wärmeauskopplung aus großen GuD-Anlagen ........................... 387 9.6 Energieversorgung mit einer Kraft-Wärme-KälteKopplungsanlage ......................................................................... 392 9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG.................................................................................. 401 9.7.1 Variante 1: Biomasse-HKW mit Dampfturbine ................... 410 9.7.2 Variante 2: Biomasse-HKW mit ORC-Turbine.................... 419 9.7.3 Variante 3: Holzvergasungsanlage mit BHKW.................... 424 Literatur ................................................................................................. 433 Stichwortverzeichnis.............................................................................. 441 Abbildungs- und Tabellenverzeichnis.................................................. 447

Autoren

Furchner, Hasso, Dipl.-Ing. HF Energietechnik Großkarlbach

Dampfturbinentechnik

Girbig, Paul, Dr. Dipl.-Ing. Siemens AG Erlangen

Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft -Kopplung

Märker, Wolfgang, Dipl.-Ing. Siemens AG Erlangen

Großkraftwerkstechnik

Münz, Thomas H., Dipl.-Kfm. PFALZWERKE AG Ludwigshafen

Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Pohl, Christian, Dipl.-Ing. (FH) Transferstelle Bingen –TSB, Bingen

BHKW-Technik, Energiewirtschaftsrecht

Schaumann, Gunter, Prof. Dr. Energieexperte Mainz

KWKK-Technik, Geothermie, Brennstoffzellen- und Stirlingmotortechnik, Effiziente Energienutzung u.a.m.

Schmitz, Karl W., Dipl.-Ing. EU-Consult GmbH Ludwigshafen

Gasturbinen-, Kälteanlagen- und Umwelttechnik, Energiewirtschaft, Biomasse-Anlagen u.a.m.

Zihla, Wolfgang, Dipl.-Ing. Standardkessel Lentjes GmbH Duisburg

Kesseltechnik

1 Einführung

Der gekoppelten Erzeugung von elektrischer und thermischer Energie kommt durch den hohen Gesamtwirkungsgrad der Systeme besonders im Hinblick auf Ressourcenschonung und Umweltschutz eine besondere Bedeutung zu. Insbesondere bei der Bereitstellung von Niedertemperaturwärme ist die Primärenergieausnutzung in den konventionellen Kesselanlagen aus exergetischer Sicht sehr verbesserungswürdig. Um jedoch Anlagen realisieren zu können, die aus wirtschaftlicher und ökologischer Sicht optimale Verhältnisse erwarten lassen, muss das technisch Machbare und energiepolitisch Gewollte mit dem wirtschaftlich Notwendigen verknüpft werden. Die komplexen Systemzusammenhänge erfordern bereits im Vorfeld von Entscheidungen ökonomische und ökologische Systemanalysen, um eine technisch und wirtschaftlich optimal dem Bedarfsfall angepasste Anlagenauswahl sicherzustellen. Als Grundlage für die Durchführung der erforderlichen Untersuchungen liegen in ausreichender Form Literatur (siehe Anhang) und Fachvorschriften (hier insbesondere die VDI-Richtlinien 2067, 3985 und 4608) vor. Wenig verbreitet ist jedoch ein Leitfaden, in dem die Vielzahl der vorhandenen Hinweise so zusammengefasst werden, dass mit vertretbarem Aufwand eine Einarbeitung in die technischen und kaufmännischen Rahmenbedingungen der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) gelingt. In diesem Sinne versteht sich die nachfolgende Ausarbeitung als Ergänzung zu den verfügbaren Richtlinien und Literaturstellen, wobei der Schwerpunkt auf die Darstellung praxisorientierter Lösungsansätze gelegt wird. Aufbauend auf den verfügbaren Lehrbüchern, VDI-Richtlinien und Normen erfolgt eine Darstellung der zur Vorbereitung von Systementscheidungen erforderlichen Arbeitsschritte und Basisdaten. Neben den grundsätzlichen Erläuterungen zu Funktion und Einsatzbereich der unterschiedlichen Energieerzeugungssysteme wird eine Übersicht über die am Markt verfügbaren (Bauteile), ihre Leistungsdaten und die zugehörigen Emissionen gegeben. Im Mittelpunkt der Ausführungen liegen Anlagen zur gekoppelten Strom- und Wärme-/Kälteerzeugung im Leistungsbereich bis etwa 30 MW elektrischer und 100 MW thermischer Gesamtanlagenleistung. Sinngemäß gelten die Aussagen aber auch für leistungsstärkere Anlagen. Auf

2

1 Einführung

Besonderheiten beim Einsatz der Kraft-Wärme-Kopplung in Großkraftwerken wird ebenfalls eingegangen. Die Vorgehensweise bei der technischen und wirtschaftlichen Gegenüberstellung der Systeme wird anhand von Beispielen gezeigt, wobei außer den technischen Rahmenbedingungen auch das betriebswirtschaftliche Basiswissen erfasst wird. Praxisorientiert werden die zugehörigen Rechenschritte erläutert. In einem separaten Kapitel wird auf die Umwelteinflüsse der einzelnen Systeme eingegangen und ein Schema zur Ermittlung und Gegenüberstellung der Schadstoffbilanzen angegeben. Zur gegenwärtigen Förderung der KWK und der Gesetzeslage werden für den Nutzer die wichtigsten Informationen in den einzelnen Kapiteln bereitgestellt. Im Anhang wird ein Literaturverzeichnis aufgeführt, in welchem der interessierte Leser die erforderlichen Hinweise für einen tiefergehenden Einstieg in die einzelnen Fachgebiete findet. Nachfolgendes Bild 1-1 gibt eine Übersicht über die inhaltlichen Schwerpunkte der jeweiligen Kapitel. Ergänzend zu den Darstellungen in gedruckter Form werden dem Leser auf der Homepage des Buches unter www.kwk-buch.de weitere aktuelle Beispiele, Ergänzungen, Literaturhinweise und Aktualisierungen der im Buch enthaltenen Informationen zur Verfügung gestellt.

1 Einführung Systemübersicht und Vorteile der KWK (Kapitel 2)

- Generelle Einsparmöglichkeiten beim Einsatz von KWK-Anlagen - Systemgegenüberstellung (schematisch) - Energetische und ökologische Vorteile der KWK

Methodisches Vorgehen bei der Vorbereitung von Systementscheidungen (Kapitel 3)

- Überblick über die Arbeitsschritte bei der Erstellung von Energieversorgungsstudien

Anlagenauswahl und Dimensionierung (Kapitel 4)

- Vorgehensweise bei der * Festlegung der Leistungsdaten * Leistungsdatenoptimierung * Auslegung der peripheren Anlagenkomponenten - Betriebsarten - Auswahlkriterien für Energieerzeugungssysteme - Auslegungsgrundlagen

Technische Grundlagen (generell für alle Varianten gültig) (Kapitel 5) Technische Grundlagen (systemspezifische Besonderheiten) - BHKW-Anlagen mit Diesel-/ Otto-Motoren (Kapitel 5.1) - KWK-Anlagen mit Gasturbinen (Kapitel 5.2) - KWK-Anlagen mit DampfTurbinen (Kapitel 5.3) - Sonstige Techniken für KWKAnlagen (Kapitel 5.4) - Biomasse- und BioreststoffVergasungsanlagen (Kapitel 5.5)

- Gesamtanlagenprozess - Aufstellungsverhältnisse - Gesamtanlagenumfang - Hilfs- und Nebenanlagen - Berechnungsgrundlagen der Basisdaten für die Wirtschaftlichkeitsberechnung - Gesamtanlagenüberblick - Aufstellungsverhältnisse - Bauarten/Aggregatetechnik - Emissionen - Emissionsminderungsmaßnahmen - Basisdaten für die Wirtschaftlichkeitsberechnung

Betriebswirtschaftliche Grundlagen (Kapitel 6)

- Erläuterung der unterschiedlichen Berechnungsmethoden

Wirtschaftlichkeitsberechnung (Kapitel 7)

- praxisorientierte Erläuterung der Vorgehensweise bei Wirtschaftlichkeitsberechnungen, gesetzliche Grundlagen der KWK-Förderung und des EEG

Ökologische Systemanalyse (Kapitel 8)

- Emissionswertberechnung - Emissionsbewertung - Emissionshandel

Berechnungsbeispiele (Kapitel 9)

- Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung - BHKW-Anlage - Gasturbinenanlagen (GuD)

Abb. 1-1: Kapitelübersicht

3

2 Systemübersicht und Vorteile der KWK

Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen zeichnen sich durch eine besonders rationelle Energieumwandlung aus. Bei der Erzeugung von mechanischer Energie durch Verbrennen fossiler Brennstoffe entsteht ein großes Wärmepotential, welches z.B. bei der Stromerzeugung in konventionellen Großkraftwerken häufig ungenutzt an die Umgebung abgegeben wird; in diesen Fällen ist dann zusätzlich Primärenergie zur Deckung des Wärmebedarfs erforderlich.

VerbrennungsGas

Heizkessel Wärmetausch

Brenn stoff 1 MWh BS

Verbrennung Wärmetausch

Anergie Warmwasser (60°C)

Nutz wärme 1 MWh th

Exergie ... bei großen Temperaturabsenkungen

"Kraft auskoppeln" Abb. 2.0-1: Verbesserte Primärenergieausnutzung durch Auskoppeln von Kraft bei der Wärmeerzeugung

Der Hauptvorteil der KWK-Anlagen besteht in der systematischen Nutzung der im Brennstoff enthaltenen Exergie, also dem wertvollen Anteil der Energie. Das heißt einerseits, dass die Brennstoffenergie nicht einfach in niederwertige Wärme umgewandelt wird, sondern der Exergieabbau für Auskopplung von Kraft/Strom genutzt wird (Abb. 2.0-1) und andererseits,

6

2 Systemübersicht und Vorteile der KWK

dass die bei der Stromerzeugung entstehende Umwandlungsabwärme auf einem genügend hohen Nutztemperaturniveau ausgekoppelt wird. Bei optimaler Konzeption und optimalem Betrieb einer KWK-Anlage lässt sich bis zu einem Drittel der Primärenergie einsparen, die für die getrennte Erzeugung der elektrischen und der thermischen Nutzenergie aufzuwenden wäre. Bei der gekoppelten Erzeugung nach Abb. 2.0-2 werden statt (60,5 + 75) % nur noch 100% Brennstoff zur Deckung des Bedarfs von 54 % Wärme und 27 % Strom eingesetzt.

Brennstoffeinsatz 60,5 %

Wärme 54 % Exergiegehalt

Brennstoffeinsatz 75 %

el. Hilfs energie 0,5 %

Eigenbedarf 2 %

Exergiegehalt

Brennstoffeinsatz 100 %

Kesselverluste Verluste bei der 10 % Umwandlung in Strom 5%

Kesselverluste 7%

Strom netto 27 %

Exergiegehalt

Eigenbedarf 4%

Kesselverluste 7%

Verluste bei der Umwandlung in Strom 39 %

Abb. 2.0-2: Energie-/Exergiefluss für getrennte und gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung (Dampf mit 200 °C)

Definition: Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ist die gleichzeitige Gewinnung von mechanischer und thermischer Nutzenergie aus anderen Energieformen mittels eines thermodynamischen Prozesses in einer technischen Anlage.

2.1 Anlagenübersicht

7

2.1 Anlagenübersicht Eine gekoppelte Erzeugung von „Kraft und Wärme“ kann prinzipiell erfolgen durch:  Auskopplung von Wärme bei der Stromerzeugung. Das ist eine strombedarfsorientierte KWK mit der prioritären Zielenergie Strom.  Auskopplung von „Kraft“ (mechanische Energie, Strom) bei der Wärmeerzeugung. Das ist eine wärmebedarfsorientierte KWK mit der prioritären Zielenergie Wärme. Unter die Erzeugung mechanischer Energie fällt auch Drucklufterzeugung. Die bei KWK-Anlagen abgegebene mechanische Arbeit wird in der Regel unmittelbar in elektrische Energie umgewandelt. Den KWK-Anlagen im Sinne dieser Definition sind folgende Energieerzeugungsanlagen zuzuordnen:  Blockheizkraftwerke (BHKW) mit Dieselmotor,  Blockheizkraftwerke (BHKW) mit Ottomotor,  Heizkraftwerke basierend auf x Gasturbinenanlagen mit nachgeschalteten Abhitzekesseln oder auf x GuD-Anlagen,  Heizkraftwerke mit Dampfkesseln und Dampfturbinen,  Heizkraftwerke mit Dampfkesseln und Dampfmotoren. Ferner zählen hierzu Absorptions-Kälteanlagen (wenn die Heizenergie aus der bei Kraft- oder Stromerzeugung anfallenden Abwärme gewonnen wird), Brennstoffzellen-Heizkraftwerke, Stirlingmotorheizkraftwerke, Brüdenverdichteranlagen,, ORC-Heizkraftwerke, Gasmotor-Wärmepumpen und andere ähnliche Anlagensysteme. Abbildung 2.1-1 zeigt am Beispiel einer Otto-Motorenanlage die mögliche Primärenergieeinsparung in Abhängigkeit des KWK-Anteils an der gesamten thermischen Leistung einer Energieerzeugungsanlage zur Heizwärmeversorgung typischer Verwaltungsgebäude. Der optimale Einsatz einer KWK-Anlage ist gegeben, wenn zeitgleich ein Bedarf an thermischer und elektrischer oder mechanischer Energie vorliegt. Sowohl Wärme als auch elektrische Energie müssen von der Erzeugungsanlage zum Verbraucher transportiert werden. Während dies bei Strom selbst über große Entfernungen relativ kostengünstig möglich ist, sind für den Wärmetransport oft erhebliche Investitionen in Heizwassernetze zu tätigen.

8

2 Systemübersicht und Vorteile der KWK

mögliche Primärenergieeinsparung (%)

39 37 35 33 31 29 27 10

20

30

40

50

60

70

80

90 100 110

Anteil der KWK-Anlage an der thermischen Gesamtanlagenleistung (%)

Abb. 2.1-1: Mögliche Primärenergieeinsparung bei der Wärmebereitstellung durch den Einsatz von KWK-Anlagen am Beispiel einer VerbrennungsmotorBHKW-Anlage beim Einsatz zur Heizwärmeversorgung von typischen Verwaltungsgebäuden

Wirtschaftlich besonders interessant sind daher in der Regel kleinere, dezentral in Verbrauchernähe bzw. in Verbrauchschwerpunkten errichtete KWK-Anlagen. Die Einspeisung und Verteilung der elektrischen Energie erfolgt in diesen Fällen über die ohnehin erforderlichen und in der Regel vorhandenen Mittel- und Niederspannungsnetze, während die Wärmeenergie über Nahwärme- oder Fernwärmenetze verteilt wird. Bedarfsstrukturen dieser Art findet man bei:  kommunalen Energieversorgungsunternehmen,  Industriebetrieben,  Hotelanlagen,  Krankenhäusern,  Universitäten,  Wäschereien,  Schwimmbädern,  Kaufhäusern und Einkaufszentren,  kommunalen Klärwerken,

2.1 Anlagenübersicht

9

 Reststoffdeponien  u.a.m. Die KWK-Anlagen stehen dort üblicherweise im Wettbewerb mit:  konventionellen Dampf- oder Heißwasserkesselanlagen zur Wärmeerzeugung und  zusätzlichem Strombezug aus dem örtlichen oder überregionalen Versorgungsnetz eines Energieversorgungsunternehmens (EVU). Eigenstromerzeugungsanlagen mit fossilen Brennstoffen ohne Abwärmenutzung sind im hier behandelten Leistungsbereich selten anzutreffen und dienen dann meist nur der Notstromversorgung bei Netzausfall. Da bei mehr als 90% aller Anwendungen die in den KWK-Anlagen erzeugte mechanische Energie sofort in elektrische Energie umgewandelt wird, liegt auch der Schwerpunkt der nachfolgenden Ausführungen bei derartigen Systemen. Für die direkte mechanische Umsetzung der Energie (z.B. direkt von Verbrennungskraftmaschinen angetriebene Pumpen und Verdichter) gelten die Ausführungen sinngemäß. In den vorgenannten Anwendungsgebieten werden im Regelfall Anlagen im Leistungsbereich bis zu einer elektrischen Gesamtleistung von ca. 25 MW bzw. einer thermischen Leistung von ca. 100 MW vorgefunden. Auf diesen Anwendungsbereich beziehen sich die nachfolgenden Ausführungen in erster Linie, gelten aber sinngemäß auch für leistungsstärkere Anlagen. Im kleineren Leistungsbereich unter 1 MWel dominieren die Motorheizkraftwerke. Die Leistungen beginnen bereits bei einer Abgabeleistung von 1 kWel. Diese Kleinstanlagen werden für die Warmwasserversorgung und Raumheizung eingesetzt. Der von ihnen erzeugte Strom wird grundsätzlich in das Niederspannungsnetz eingespeist. Die nachfolgenden Bilder 2.1-2 bis 2.1-5 zeigen eine Übersicht über die wesentlichen Unterschiede zwischen den reinen Wärme- oder Stromerzeugungssystemen und den darauf aufbauenden KWK-Anlagen. Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen werden unterschieden in Anlagen mit einem und solche mit zwei Freiheitsgraden. Darunter ist zu verstehen, dass im ersten Fall Strom und Wärme immer in einem von der Anlage her festen Verhältnis erzeugt werden. Dagegen können Anlagen mit zwei Freiheitsgraden mit unterschiedlichen Strom-/Wärmeverhältnissen betrieben werden.

10

2 Systemübersicht und Vorteile der KWK

Abb. 2.1-2: Konventionelle Wärmeversorgungsanlagen zur Dampf- und Heizwärmeversorgung

2.1 Anlagenübersicht

11

Abb. 2.1-3: Gegenüberstellung konventioneller Stromerzeugungsanlagen mit Verbrennungsmotorenanlagen gegenüber KWK/BHKW-Anlagen auf gleicher Anlagenbasis

12

2 Systemübersicht und Vorteile der KWK

Abb. 2.1-4: Gegenüberstellung konventioneller Stromerzeugungsanlagen mit Gasturbinen gegenüber KWK-Anlagen auf gleicher Anlagenbasis

2.1 Anlagenübersicht

Abb. 2.1-5: Gegenüberstellung konventioneller Stromerzeugungsanlagen mit Dampfturbinen gegenüber KWK-Anlagen auf gleicher Anlagenbasis

13

14

2 Systemübersicht und Vorteile der KWK

Zu den KWK-Anlagen mit einem Freiheitsgrad zählen Anlagen ohne Möglichkeit einer ungekoppelten Stromerzeugung:  Gegendruckdampfturbinenanlage GDT,  Entnahmegegendruckdampfturbinenanlage EG(D)T,  Gasturbinenanlage mit Abhitzekessel o GT-AHK ohne AHK-Bypass o GuD - GT mit einer GDT (GuD-GDT) o GuD - GT mit einer EGDT (GuD-EG(D)T) o GuD - beides mit Zusatzfeuerung des AHK,  BHKW-Verbrennungsmotor BHKW-VM (nur wenn die Abhitzenutzungseinrichtung nicht abschaltbar ist) o BHKW-Stirlingmotor BHKW-SM,  Brennstoffzellen(heiz)kraftwerk BZ(H)KW  Dampfmotor DM  ORC-Anlage ORC  .... Zu den KWK-Anlagen mit zwei Freiheitsgraden zählen:  KWK-Anlagen mit der Möglichkeit geringfügiger oder gelegentlicher ungekoppelter Stromerzeugung anteilige Stromerzeugung ohne Wärmenutzung (Hilfskühler, Bypass, ...) anteilige Wärmeerzeugung ohne gekoppelte Stromerzeugung (z.B. mittels Dampfentnahme vor der Turbine bzw. zwischen den einzelnen Turbinenstufen) ...  KWK-Anlagen mit Kondensationsstromerzeugung o Dampfturbinenanlagen - Entnahmekondensationsanlage EKT - Anzapfkondensationsanlage AKT o Gas- und Dampfturbinenanlagen GuD - GuD AK und GuD EK Als Referenzsysteme für die getrennte Erzeugung kommen unter Berücksichtigung der Bilanzgrenzen in Frage:  Bezug aus dem Netz der öffentlichen oder betrieblichen Versorgung,  Kraftwerke, die mit dem gleichen Energieträger wie die KWK-Anlage betrieben werden,  Kraftwerke, die mit einem anderen Energieträger wie die KWK-Anlage betrieben werden,  Fern-/Nahwärmenetz,  Wärmeerzeuger (Warmwasser, Heißwasser, Dampf),

2.2 Energetische und ökologische Vorteile der KWK

15

 Wärmepumpen,  ...............

2.2 Energetische und ökologische Vorteile der KWK Kraft-Wärme-Kopplung ist aus energietechnischer Sicht sinnvoll, wenn zur Erzeugung der geforderten Zielenergien in der gesamten Umwandlungskette durch KWK der Primärenergieaufwand reduziert wird. Damit verbunden sind bei gleichartigen Brennstoffen Reduktionen der CO2- und anderer Emissionen [VDI-Richtlinie 4608]. Der Vorteil der Wärmeerzeugung mit Kraft-Wärme-Kopplung gegenüber getrennter Erzeugung von Strom und Wärme hängt von den als Referenz herangezogenen Kraftwerken und Wärmeerzeugungstechniken ab. Sowohl bei der Bewertung des Kraft-Wärme-Kopplungs-Systems als auch bei der Bewertung der herangezogenen Referenzsysteme ist der jeweilige technische Fortschritt zu berücksichtigen. Energetische und ökologische Bewertungen führen zu technisch-wissenschaftlichen Aussagen, die alleine aber für den Investor noch keine Auswahlempfehlungen darstellen. Erst durch die spätere Wirtschaftlichkeitsbetrachtung kann eine Auswahl im Hinblick auf die Marktgegebenheiten getroffen werden. Als Zielenergien für KWK-Systeme kommen in Frage:  Elektrischer Strom mit der Größe Wel für die elektrische Arbeit und Pel für die elektrische Leistung  Mechanische Energie mit der Größe Wmech für die mechanische Arbeit und Pmech für die mechanische Leistung  Raumwärme und Wärme für Warmwasser mit der Größe QRH für die Wärme und Q RH für die Wärmeleistung  Prozesswärme mit der Größe QPW für die Wärme und Q PW für die Wärmeleistung  „Kälte“ mit der Größe QK für die Kälte (Wärme unterhalb von der Umgebungstemperatur Tu) und Q K für die Kälteleistung Das Leistungsverhältnis der Zielenergien: Wenn für den Zielenergiebedarf ein festes Verhältnis zwischen der Bedarfsleistung für die elektrische/mechanische Energie und der Bedarfsleistung für den Nutzwärmestrom besteht, dann lässt sich die Stromkennzahl des Bedarfs ıBed definieren [VDI-Richtlinie 4608]. Für diesen Bedarfsfall

16

2 Systemübersicht und Vorteile der KWK

ist zunächst zu prüfen, welche KWK-Anlage für den jeweiligen Einsatzfall am besten geeignet ist. Um zu prüfen, ob und in welchem Umfang Kraft-Wärme-KopplungsAnlagen effizienter als die getrennte Erzeugung der Zielenergien arbeiten, müssen Referenzsysteme, mit denen dieselbe Menge und Art von Zielenergien erzeugt werden können, zum Vergleich herangezogen werden. Dies sind Wärmeerzeuger oder vor Ort vorhandene Wärmenetze, sowie Kondensationskraftwerke oder das elektrische Verbundnetz. Dafür sind die elektrischen und thermischen Brennstoffnutzungsgrade zu bestimmen. Grundsätzlich bieten sich drei Arten von Referenzsystemen an:  Die vorhandene Technologie des Anlagenbestandes, welcher ersetzt wird (z.B. Erneuerung eines bestehenden Kohlekraftwerkes durch einen Neubau). Die Jahresnutzungsgrade sind aus dem Verhältnis der jährlich nutzbar abgegebenen Arbeit zu den jährlich zugeführten Primärenergiemengen zu ermitteln.  Repräsentative Durchschnittswerte der Nutzungsgrade (z.B. durchschnittliche elektrische und thermische Nutzungsgrade der getrennten Energieerzeugung). Konkret gilt für das Jahr 2000, dass zur Bereitstellung von 1 kWh elektrischer Energie beim Verbraucher ein Primärenergieeinsatz von 9,2 MJ erforderlich war. Dies entspricht einem durchschnittlichen Kraftwerkswirkungsgrad im Verbundnetz von ȘKW = Șel = 39,1 %.  Stand der Technik als Referenz für Neuanlagen. Als Referenzwerte für den Netto-Jahresnutzungsgrad für die Stromerzeugung können Werte aus Tabelle 2.2-1 dienen. Dabei handelt es sich um Bestwerte für das Jahr 2003 von in 2002/03 errichteten Anlagen.  Als Referenz für die getrennte Wärmeerzeugung ist der Wirkungsgrad ȘKessel für einen vor Ort alternativen Wärmeerzeuger mit dem vorgesehenen Brennstoff anzusetzen. Kraft-Wärme-Kopplung ist eine für jeden Energieträger mögliche Technik. Deshalb sind Bewertungen zunächst unabhängig vom Energieträger vorzunehmen. Tabelle 2.2-1: Anhaltswerte für Netto-Jahresnutzungsgrade von Kondensationskraftwerken ȘKW Brennstoff

Erdgas

Steinkohle

Netto Jahresnutzungsgrad

53% Leistung > 350 MWel

42% Leistung > 350 MWel

Biomasse (Holz) > 30% Leistung < 20 MWel

Braunkohle 40% Leistung > 350 MWel

2.2 Energetische und ökologische Vorteile der KWK

17

Primärenergieeinsparung Zur Ermittlung der Primärenergieeinsparung sind die Bilanzgrenzen der Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlage und des Referenzsystems in gleicher Weise zu ziehen. Um die Effizienz unterschiedlicher Kraft-Wärme-Kopplungs-Systeme miteinander vergleichen zu können, wird die relative/prozentuale Primärenergieeinsparung zusätzlich ermittelt. Die relative Primärenergieeinsparung als Quotient aus dem Primärenergieaufwand für die getrennte Erzeugung PE und dem Primärenergieaufwand (PE - ǻ PE) für die gekoppelte Erzeugung stellt eine Effizienzkennzahl für die KWK dar. Effizienzkennzahl der KWK :

J KWK

PE PE  'PE

Die Effizienzkennzahl JKWK nimmt immer dann, wenn das Kraft-WärmeKopplungssystem hinsichtlich des Brennstoffaufwandes (Primärenergieaufwandes) vorteilhafter als das Referenzsystem mit getrennter Erzeugung ist, Werte größer als Eins an. Emissionsminderung Werden als Primärenergie kohlenstoffhaltige Brennstoffe eingesetzt, dann hat der geringere Primärenergieaufwand durch effizientere Energienutzung bei Verwendung gleicher Brennstoffe auch die Verringerung der Kohlendioxidemission und aller anderen an die Menge des Primärenergieaufwandes gebundenen Emissionen wie Schwefeloxid und Methanverluste in der Umwandlungskette, zur Folge. Alle anderen, nicht Brennstoff gebundenen Emissionen wie z.B. Stickoxide müssen separat behandelt werden. In dem seit 1.4.02 geltenden Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz wird auf die AGFW-Richtlinie FW308 als anerkannte Regel der Technik zur KWK-Stromermittlung verwiesen. In der FW 308 wird das Nutzungsgradpotenzial eingeführt, für das ein Grenzwert vorgegeben wird, der von KWK-Anlagen mindestens erreicht werden sollte, um eine Förderung von Kondensationsstrom weitestgehend auszuschließen. Dies entspricht allerdings nur der Brennstoffausnutzung, ohne Berücksichtigung der unterschiedlichen Qualität der Zielenergien Strom, Hochtemperatur-Wärme, Niedertemperatur-Wärme oder Kälte. Energetisch richtig ist dagegen, wenn die Qualität der Zielenergien (Exergie) in die Bewertung eingeht.

18

2 Systemübersicht und Vorteile der KWK

Der Zusammenhang zwischen Primärenergieeinsparung und der Effizienz-Kennzahl der KWK 1 Für die reine Erzeugung von Strom und Wärme lässt sich aus dem exergetischen Wirkungsgrad für den getrennten und den gekoppelten Prozess

] getrennt

] KWK

K el , KWK (1 

KC ) V

K el , KWK K th , KWK  K KW K Kessel

K el , KWK (1 

V

 K C K KW ˜ K Kessel V ˜ K Kessel  K KW

KC ) K th , KWK (V  K C ) V

die relative Primärenergieeinsparung und damit die Effizienzkennzahl ableiten. Dabei ist K C der Carnotfaktor der Wärme und V die Stromkennzahl der erzeugten und der abgenommenen Zielenergien. Auf Grund der ungefähren Gleichheit der Primärenergie der Brennstoffe und ihrer Exergie gilt für die Effizienzkennzahl J KWK :

J KWK

] KWK / ] getrennt = PE / (PE - ǻ PE)

J KWK

K el , KWK K th , KWK  K KW K Kessel

bzw.

Für die Primärenergieeinsparung folgt: ǻ PE = PE ( 1 - ȖKWK -1 ) = PE ( 1 -

1

[VDI-Bericht 1767, 2003, Schaumann, G.]

1

K el , KWK K th , KWK  K KW K Kessel

)

2.2 Energetische und ökologische Vorteile der KWK

19

Dasselbe Ergebnis für die Primärenergieeinsparung und für die EffizienzKenngröße wäre entstanden, wenn die Wärme nicht mit dem Carnotfaktor bewertet worden wäre, also wenn die energetischen Wirkungsgrade eingesetzt worden wären. Vorteil der KWK bei der Exergienutzung In Abbildung 2.2-1 werden die Exergiewirkungsgrade der gekoppelten und getrennten Erzeugung über der Stromkennziffer der Anlage dargestellt. Dabei wird von einem Referenzsystem mit Kraftwerkswirkungsgraden von ȘKW = 0,35; 0,45; 055 ausgegangen und von einer Wärmeerzeugung mit einem Kesselwirkungsgrad von ȘKessel = 0,90 und einer Temperatur der Wärme gemäß einem Carnotfaktor von K C = 0,15. Die KWK-Anlage soll eine Gesamteffizienz von Ȧ = 0,80 bzw. 0,85 haben. Man erkennt, dass die KWK-Anlage bis hinunter zu Stromkennziffern von ı = 0,20 immer im Vorteil ist. Bei der Auskopplung der Wärme aus sonst im Kondensationsbetrieb eingesetzten Kraftwerken mit der Leistung P0 kann der exergetische Wirkungsgrad höher oder niedriger werden gemäß folgender Gleichung, die im übrigen der obigen Gleichung entspricht:

]

P0  Q H KC  - Kel , KWK  KC ˜Kth , KWK W B

§ ©

Kel , KWK ¨1 

KC · ¸ V ¹

Darin setzt die Stromverlustkennziffer die elektrische Leistungsminderung

-

P0  P Q H

P0 – P ins Verhältnis zur ausgekoppelten Wärme. In Abbildung 2.2-2 ist für moderne hocheffiziente GuD-Anlagen und Steinkohle-Dampfturbinenkraftwerke die Stromausbeute und der Brennstoffausnutzungsgrad (= Gesamteffizienz) über der reziproken Stromkennzahl der Anlage aufgetragen.

20

2 Systemübersicht und Vorteile der KWK 0,6

0,5

KWK mit

Z= 0,85

KWK mit

Z= 0,80

KWK

KkW = 0,55

]

getrennt

0,4

0,3

KkW = 0,45 KkW = 0,35

0,2

0,1

Carnotfaktor Kc = 0,15

Kkessel = 0,90

0,0 0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

Stromkennzahl der KWK

Abb. 2.2-1: Exergiewirkungsgrade der gekoppelten und getrennten Erzeugung von Wärme und Strom

Stromausbeute E, Brennstoffausnutzungsgrad Z

1 0,9

Brennstoffausnutzung

0,8 0,7

GUD

0,6 0,5

DKW

Stromausbeute

0,4 0,3 0,2 0,1 0 0

0,2

0,4

0,6

0,8

.

1

1,2

1,4

1,6

QH / P

Abb. 2.2-2: Brennstoffausnutzungsgrad und Stromausbeute bei Wärmeauskopplung aus modernen GUD- und Steinkohlekraftwerken, aufgetragen über der reziproken Stromkennzahl (mit Șel,GUD,nenn = 0,58 und Șel,DKW,nenn = 0,46)

3 Methodisches Vorgehen bei der Vorbereitung von Systementscheidungen

Die Wirtschaftlichkeit von Energieversorgungsanlagen wird entscheidend durch die jeweilige Auswahl der Energieerzeugungsanlage beeinflusst. Hinzu kommt, dass durch die gestiegenen ökologischen Anforderungen und die damit verbundenen Änderungen in der Genehmigungspraxis die zu erwartenden Emissionen der Energieerzeugungsanlagen bereits in der Phase der Systemauswahl größte Bedeutung gewinnen. Um aussagefähige und belastbare Entscheidungsgrundlagen zu erhalten, wird im Regelfall ein Energiekonzept angefertigt, das alle die Erzeugung und Verteilung der Energie beeinflussenden Größen erfasst. Hierbei wird eine Gegenüberstellung der technisch sinnvollen Systemvarianten in ökonomischer und ökologischer Hinsicht durchgeführt, einschließlich  Standortoptimierung,  Festlegung der Leistungsgrößen (Dimensionierung),  Auswahl und Optimierung des verfahrenstechnischen Prozesses und der Prozessparameter. Beispiele sind unter [www.kwk-buch.de] zu finden. Die Methodik der Entscheidungsvorbereitung muss naturgemäß der jeweiligen Aufgabenstellung Rechnung tragen. Die Darstellung der vielfältigen hier denkbaren Möglichkeiten würde den Rahmen dieser Zusammenstellung sprengen. Beispielhaft wird daher ein im Regelfall ausreichendes Verfahren beschrieben, dessen Anpassung an hiervon abweichende Vorgehensweisen leicht möglich ist. Abbildung 3-1 zeigt eine Übersicht über die notwendigen Arbeitsschritte bei der Aufstellung und Ausarbeitung einer Energieversorgungsstudie. Die Kurzbeschreibung der Inhalte erfolgt anschließend. Tiefergehende Ausführungen und Detailinformationen zu den angeschnittenen Themen sind in den nachfolgenden Kapiteln enthalten.

22

3 Methodisches Vorgehen bei d. Vorbereitung von Systementscheidungen

1. Darstellung der Rahmenbedingungen 2. Zusammenstellung der technischen und wirtschaftlichen Grundlagen für Auswahl und Berechnung der Varianten 3. Ermittlung und Analyse der Bedarfswerte 4. Darstellung und Analyse der vorhandenen Energieversorgungsanlagen (entfällt bei Neuanlagen) 5. Auswahl und Dimensionierung technisch sinnvoller Energieversorgungsvarianten 6. Berechnung der ökonomischen Eckdaten und Variantengegenüberstellung 7. Ökologische Systemanalyse und Variantengegenüberstellung 8. Zusammenfassende Bewertung und Systemempfehlung Abb. 3-1: Arbeitsschritte bei der Durchführung von Energieversorgungsstudien

3.1 Darstellung der Rahmenbedingungen Im ersten Schritt einer Energieversorgungsstudie ist eine Zusammenfassung der Ausgangssituation und die Darstellung der zukünftigen Anforderungen an die Systeme einschließlich der Definition der Wesentlichen Entscheidungsdeterminanten zu leisten. Die Aufgabenstellung ist so zu formulieren, dass die grundsätzlichen unternehmenspolitischen Vorgaben Leitlinie für die weiteren Arbeitsschritte sind. Dabei sind auch die aus der Energiepolitik folgenden Gesetze und Verordnungen zu beachten, von denen die Rahmenbedingungen wesentlich beeinflusst werden. Ebenso spielen die Marktbedingungen für den Bezug oder die Einspeisung der Zielenergien eine maßgebliche Rolle. Eine Wärmeabgabe in große dezentrale Wärmenetze ist nur begrenzt möglich, da solche Netze im Gegensatz zum Stromnetz nur an wenigen Orten bestehen. Dies ist gleichzeitig der Grund dafür, dass zukünftig eher kleinere KWK-Anlagen unter ca. 5 MW zu planen sind. Allgemein gültige Vorschläge für die Form und die Darstellung der Arbeitsergebnisse sind aufgrund der Vielfalt der Möglichkeiten nicht sinnvoll.

3.3 Ermittlung und Analyse der Bedarfswerte

23

3.2 Zusammenstellung der technischen und wirtschaftlichen Grundlagen für Auswahl und Berechnung der Varianten Alle das Energieerzeugungs-, Verteilungs- oder Nutzungssystem beschreibenden und beeinflussenden Größen und Merkmale, Nutzerverhalten, Standortbedingungen, Kostenansätze usw. werden in einem für die Untersuchungen und Berechnungen gemeinsamen Grundlagenkapitel zusammengefasst. Hierbei erfolgt auch die Ermittlung und Darstellung sonstiger Rahmenbedingungen wie z.B.:    

Notstrombedarf, verfügbare Brennstoffe, Fremdbezugsmöglichkeiten für Strom, Wärme und Kälte, Aufstellungsverhältnisse.

Bei der Beurteilung von Neuanlagen erfolgt in diesem Kapitel meist auch die Ermittlung und Darstellung der Bedarfswerte. Es empfiehlt sich, zumindest die Kostenansätze als Grundlage der weiteren Berechnungen in Tabellenform zusammenzufassen.

3.3 Ermittlung und Analyse der Bedarfswerte Die elektrischen und thermischen Bedarfswerte wie    

Leistungen, Bedarfsgrößen (z.B. Jahresarbeit), Tages-, Wochen-, Monats-, Jahresganglinien, Nutzerparameter (Temperatur, Druck, Medium, elektrische Leistungsgrößen usw.)

und die Gleichzeitigkeiten für den Strom- und Wärmebedarf sind zusammenzustellen. Standortbezogen werden die Leistungs- und Arbeitswerte der Energieerzeugungsanlagen bzw. die Summe der Bedarfswerte der zugehörigen Energieverbraucher mit Gleichzeitigkeitsfaktoren gewichtet erfasst, so dass die Grundlage für die Dimensionierung und die Prozessauswahl der zu untersuchenden Energieversorgungsvarianten gegeben ist. Für neue Anlagen müssen diese Daten mittels spezieller Kennzahlen ermittelt werden. Bei der Nachrüstung oder Sanierung vorhandener Versorgungsanlagen können die notwendigen Daten meist anhand vorhandener

24

3 Methodisches Vorgehen bei d. Vorbereitung von Systementscheidungen

Kesselbücher, Verbrauchserfassungsgeräte usw. zusammengestellt werden. Die Erzeugung von Wärme steht bei vielen KWK-Projekten im Vordergrund. Daher wird die Vorgehensweise bei wärmeorientiertem KWKAnlagenbetrieb beispielhaft auch für die übrigen Betriebsweisen erläutert. Von besonderer Bedeutung bei der Auslegung der Leistungsgrößen ist die Jahresdauerlinie. Wird die erzeugte Wärme ausschließlich zur Raumheizung verwendet, so kann aus der Jahresdauerlinie der Außentemperatur auf die Jahresdauerlinie des Wärmebedarfs geschlossen werden. Dazu wird die Häufigkeit der aufgetretenen stündlichen Außentemperatur (Ordinate) über der entsprechenden Anzahl der Stunden (Abszisse) während eines Kalenderjahres aufgetragen (s. Abb. 4-1). Die erforderliche Heizleistung ist in erster Näherung eine Funktion der Außentemperatur. Der maximale Wert für den Wärmebedarf und damit die Skalierung der Ordinate entspricht dem rechnerischen DIN-Wärmebedarf bzw. dem rechnerischen DIN-Anschlusswert (ggf. unter Berücksichtigung der Netzgleichzeitigkeiten). Die Fläche unterhalb der Jahresdauerlinie entspricht der Jahresarbeit an Wärme (Jahres-Wärmebedarf der Verbraucher) in kWh (MWh). Da in vielen Fällen zum reinen Heizwärmebedarf noch der Wärmebedarf für Brauchwarmwasserbereitung, Lüftungsanlagen sowie industrieller Wärmeverbrauch, also der Bedarf anderer, von der Außentemperatur weitgehend unabhängiger Verbraucher hinzukommt, ist es meist notwendig, die Jahresdauerlinie durch andere Methoden zu entwickeln bzw. zu ergänzen. Liegen z.B. Kesselbücher mit Aufzeichnung der stündlichen Energieverbräuche und Angabe der zugehörigen Außentemperatur vor, so lässt sich hieraus die Jahresdauerlinie ermitteln, indem die Werte nach Leistung und Dauer geordnet aufgeschrieben werden und daraus die Kurve gezeichnet wird. Unabdingbar für die Auslegung der Anlagen ist die Überprüfung der tageszeitlichen Lastschwankungen mindestens an den Tagen mit dem höchsten und dem niedrigsten Energieverbrauch im Jahresverlauf.

3.4 Darstellung und Analyse der vorhandenen Energieversorgungsanlagen (entfällt bei Neuanlagen) In diesem Schritt erfolgt die Darstellung und Analyse der vorhandenen Energieversorgungsanlagen. Für die Auslegung und Dimensionierung von neu zu konzipierenden Energieversorgungsanlagen ist die Kenntnis der vorhandenen Anlagen von ausschlaggebender Bedeutung. Üblicherweise

3.5 Auswahl und Dimensionierung von Energieversorgungsvarianten

25

wird daher eine Bestandsaufnahme erstellt und die vorhandene Anlagentechnik hinsichtlich    

Anlagenprozess, Prozessparameter, Leistungsdaten, Alter, Fabrikat, Zustand, Standort u.s.w.

aufgenommen und beschrieben. Nach diesem Arbeitsschritt werden dann Optimierungsmöglichkeiten für die vorhandene Anlagentechnik festgehalten und bewertet. Aus diesen Arbeiten heraus wird die technische Konzeption der Basisvariante erarbeitet, mit der dann alle übrigen Alternativen oder Varianten konkurrieren.

3.5 Auswahl und Dimensionierung von Energieversorgungsvarianten Zur Auswahl und Dimensionierung technisch sinnvoller Energieversorgungsvarianten erfolgt ausgehend von den Auslegungsgrundlagen und der Festlegung der Bedarfswerte (Ziff. 1 bis 4 in Abb. 3-1) zunächst die Aufstellung der technisch denkbaren Versorgungsvarianten. In einer ersten Bewertung werden anhand von Bewertungskriterien wie Technik, Verfügbarkeit, Versorgungssicherheit, Umweltverträglichkeit usw. sowie anhand von Überschlagsrechnungen die technisch sinnvoll realisierbaren Varianten ausgewählt. Für diese erfolgt dann eine detaillierte Anlagenbeschreibung, Dimensionierung und Berechnung aller Parameter, die für eine Wirtschaftlichkeitsberechnung erforderlich sind. Nur die technisch sinnvollen Varianten werden einer aufwendigeren Analyse (siehe 3.6, 3.7, 3.8) unterzogen. Für die Auswahl der im jeweiligen Einzelfall wirtschaftlichsten Energieerzeugungsanlage werden sowohl bei Neuanlagen als auch bei der Substitution und Sanierung vorhandener Anlagen immer die konventionelle Energiebereitstellung in Kesselanlagen mit Strombezug aus dem öffentlichen Netz oder die vorhandene Anlage als Basisvariante mitbetrachtet. An dieser Stelle hat jeder Planer gemäß den unter 3.1 gemachten Vorgaben zu entscheiden, welcher technische Standard dem Referenzsystem zu Grunde zu legen ist. Insbesondere geht es um den elektrischen Wirkungsgrad des Stromnetzes, der im Jahr 2001 bei ca. 39% lag, der aber bei neuen Erdgas-GuD-Kraftwerken bei 56% und mehr liegen kann. Die genaue Beschreibung zur Anlagenauswahl und Dimensionierung ist in Kapitel 4 enthalten.

26

3 Methodisches Vorgehen bei d. Vorbereitung von Systementscheidungen

3.6 Berechnung der ökonomischen Eckdaten und Variantengegenüberstellung Für die ausgewählten, technisch sinnvollen Energieerzeugungsvarianten wird ein Wirtschaftlichkeitsvergleich durchgeführt. Ausgehend von einer statischen Betrachtung aller Varianten erfolgt für die hieraus hervorgehenden günstigsten Varianten in der Regel eine dynamische Wirtschaftlichkeitsbetrachtung und/oder eine Sensitivitätsanalyse. Zunächst werden für die statische Wirtschaftlichkeitsberechnung alle im Jahresverlauf anfallenden Kosten und Vergütungen wie z.B.     

kapitalgebundene Kosten, verbrauchsgebundene Kosten, betriebsgebundene Kosten, sonstige Kosten, Gutschriften für die Abgabe von Strom, Wärme, Kälte an externe Verbraucher

für den zukünftigen Betrieb der Anlagen (als Mittelwerte während des rechnerischen Nutzungszeitraumes) erfasst. Auf diesen Ergebnissen aufbauend erfolgt dann durch Variation der Ansätze für z.B. Energiekosten und Lohnkosten die dynamische Bewertung bzw. die Sensitivitätsanalyse. Weitere Erläuterungen hierzu sind in Kapitel 6 und 7 enthalten. Die Gutschriften für ins Netz eingespeisten Strom setzen sich zusammen aus (Stand 2004):  der eigentlichen Stromvergütung, die mit dem Netzbetreiber, der den KWK-Strom abnimmt, zu verhandeln ist,  der Vergütung für vermiedene Netznutzung die auch mit dem Netzbetreiber, der den KWK-Strom abnimmt, zu verhandeln ist,  der gesetzlich festgelegten Vergütung für ins Netz eingespeisten KWKStrom aus regenerativen Energien,  dem Bonus für KWK-Strom gemäß dem KWK-Ausbaugesetz. Ökosteuer wird auf den Brennstoff (Mineralöl, Erdgas), der in KWK-Anlagen mit mindestens 70 % Gesamteffizienz eingesetzt wird, nicht erhoben. Falls die Gesamteffizienz zwischen 60 - 70% liegt, wird ein verminderter Satz fällig. Stromsteuer wird für KWK-Strom gemäß den gleichen Voraussetzungen nicht erhoben.

3.8 Zusammenfassende Bewertung und Systemempfehlung

27

3.7 Ökologische Systemanalyse und Variantengegenüberstellung Für die in der Wirtschaftlichkeitsberechnung untersuchten Varianten wird eine ökologische Bewertung durchgeführt. Im Regelfall sind hier die Jahresemissionen der Luftschadstoffe und sonstige, von den Anlagen ausgehende Emissionen für die einzelnen Varianten zu ermitteln und gegenüberzustellen. Da die reinen Summenergebnisse (Schadstofffrachten) über die von der einzelnen Komponente ausgehende Toxizität oder Umweltbelastung keine qualitative Aussage ermöglichen, sollte eine Wichtung der Ergebnisse vorgenommen werden. Hierbei könnte als Wichtungsfaktor z.B. der Kehrwert des jeweiligen Immissionsgrenzwertes (z.B. IW/1Wert) dienen. Weitere Ausführungen hierzu sind in Kapitel 8 enthalten.

3.8 Zusammenfassende Bewertung und Systemempfehlung Eine Zusammenfassung der Ergebnisse aus der technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Variantengegenüberstellung einschließlich einer Gesamtbeurteilung aller Einzelergebnisse rundet die Untersuchungen ab. Hieraus ergibt sich dann die Systemempfehlung. Insbesondere sollte dabei aber eine Sensitivitätsbetrachtung und eine dynamische Sensitivitätsanalyse erstellt werden. Weitere Ausführungen hierzu und Beispiele sind in Kapitel 6.4 und Kap. 9 enthalten..

4 Anlagenauswahl und Dimensionierung

Die Auswahl und Dimensionierung von KWK-Anlagen (siehe Kapitel 3.5) erfordert in allen Bearbeitungsschritten ein hohes Maß an Sorgfalt, da die Wirtschaftlichkeit der Anlage entscheidend von der richtigen Auswahl und Dimensionierung des kompletten Systems abhängt. Zu groß ausgelegte Anlagen werden nur in geringem Umfang betrieben, so dass die eingesetzten Investitionen nur zum Teil genutzt werden. Unterdimensionierte KWK-Aggregate schöpfen nicht alle vorhandenen Möglichkeiten aus und erreichen somit nicht die optimal erzielbare Wirtschaftlichkeit für das Gesamtsystem. Zusätzlich ist eine Vielzahl an Einflüssen zu berücksichtigen, wie z.B.     

Sicherheit und Verfügbarkeit der gewählten Anlagenart, ausreichende Reserveleistung, zeitliche Abhängigkeit zwischen Strom- und Wärmebedarf, Grundlast- und Spitzenlastdeckung, verfügbare Brennstoffe.

Darüber hinaus sind in zunehmendem Maße auch ökologisch begründete Rahmenbedingungen von Bedeutung. Dazu gehören das KWK-Modernisierungsgesetz und der Handel mit Emissionszertifikaten. Die Konzeption der Gesamtanlage erfolgt üblicherweise in einzelnen Schritten (wie in Tabelle 4-1 dargestellt), wobei die Übergänge teils fließend sind und die Reihenfolge der Arbeitsschritte in Einzelfällen auch unterschiedlich sein kann. Ausgangspunkt der Arbeiten sind die vorhandene Anlagensituation und die Bedarfswerte der Verbraucher für Strom und Wärme. Die in Tabelle 4-1 genannten Arbeitsschritte werden im Folgenden erläutert.

30

4 Anlagenauswahl und Dimensionierung

Tabelle 4-1: Arbeitsschritte bei der Auswahl und Dimensionierung von KWKAnlagen 1.

Auswahl der einsetzbaren KWK-Anlagen anhand der verfügbaren Brennstoffe und der sonstigen Rahmenbedingungen (z.B. Notstrombedarf)

2.

Festlegung der Betriebsart - stromorientiert - wärmeorientiert - Wechsel zwischen strom- und wärmeorientiertem Betrieb

3.

Leistungsauslegung der Gesamtanlage und zweckmäßige Aufteilung der Aggregateleistungen für jede ausgewählte Variante einschließlich Erstellung der Übersichtsschemata

4.

Auswahl und Dimensionierung der peripheren Anlagen und Hilfseinrichtungen für jede ausgewählte Variante

5.

Erstellen der Aufstellungskonzepte

6.

Festlegung der Mengengerüste und Ermittlung der Investitionen und der zugehörigen Kapitalkosten Ermittlung der Bedarfswerte für

7.

8.

9.

- Brennstoff (Leistung und Jahresarbeit) - Betriebsmittel Ermittlung der Kosten für - Wartung/Instandhaltung - Brennstoff - Betriebsmittel Ökonomische und ökologische Gegenüberstellung der Varianten

10. Optimierung der Auslegungsdaten

4.1 Auswahl der einsetzbaren KWK-Anlagen Um die Auswahl der in Frage kommenden KWK-Anlagen zu erleichtern, zeigt die nachfolgende Tabelle 4.1-1 einen Überblick über die Vor- und Nachteile der einzelnen KWK-Anlagensysteme. Bei der Auswahl der im jeweiligen Einzelfall zu untersuchenden Energieversorgungsvarianten wird sowohl bei Neuanlagen als auch bei der Substitution und Sanierung vorhandener Anlagen immer die Energiebereitstellung in Kesselanlagen bei gleichzeitigem Strombezug aus dem öffentlichen Netz als die investiv günstigste Lösung und somit als Basisvariante mitbetrachtet. Daneben gibt es weitere Referenzsysteme, die z. B. für die Ermittlung der primärenergetischen oder ökologischen Vorteile der KWK herangezogen werden können (s. dazu Kapitel 2 - Systemübersicht und Vorteile der KWK).

4.1 Auswahl der einsetzbaren KWK-Anlagen Tabelle 4.1-1: Übersicht über Vor- und Nachteile verschiedener KWK-Systeme Vorteile 1. KWK/BHKW-Anlage mit Otto-Motor - guter elektrischer Wirkungsgrad (auch im Teillastbereich) - kurze Liefer-und Montagezeiten - schnelle Anpassung an Laständerungen - gute Brennstoffausnutzung - Zweistoffbetrieb möglich (Gas/Gas) - geringer elektr. Eigenbedarf 2. KWK/BHKW-Anlage mit Dieselmotor - hoher elektr.Wirkungsgrad (auch im Teillastbereich) - kurze Liefer-und Montagezeiten - schnelle Anpassung an Laständerungen - hohe Brennstoffausnutzung - gute Teillastwirkungsgrade - Zweistoffbetrieb (Öl/Gas möglich) - geringer elektrischer Eigenbedarf

Nachteile - nur gasförmige Brennstoffe einsetzbar wie z.B. Erdgas, Flüssiggas, Klärgas, Deponiegas und dergleichen - Wärmeauskopplung mit Standardaggregaten nur bis 100 °C möglich

- auch im Gasbetrieb geringer Heizölverbrauch (4 - 10% fürZündstrahl) erforderlich - bei Dauerbetrieb mit Heizöl Rauchgasreinigung (Kat) erforderlich - nur für flüssige und gasförmige Brennstoffe einsetzbar wie z.B. Heizöl EL, Erdgas, Flüssiggas, Deponiegas, Klärgas und dergleichen - Wärmeauskopplung mit Standardaggregaten nur bis 100 °C möglich

3. KWK-Anlage mit Gasturbine und Abhitzekessel - sehr kurze Liefer- und Montagezeit - schnelle Anpassung an Laständerungen - geringer Platzbedarf - spezifisch geringes Gewicht - geringer elektrischer Eigenbedarf - Zweistoffbetrieb (Öl/Gas) möglich

niedrigerer elektrischer Wirkungsgrad und ungünstigererTeillastwirkungsgrad als bei 1. u. 2. nur für flüssige und gasförmige Brennstoffe einsetzbar wie z. B. Heizöl EL , Erdgas, Flüssiggas, Deponiegas, Klärgas und dergleichen 4. KWK-Anlage mit Gasturbinen- und Dampfturbinenprozess (GUD-Anlage) - hohe Brennstoffausnutzung - ungünstiger Teillastwirkungsgrad - hoher elektrischer Wirkungsgrad - Nachteile für Gasturbinenteil gemäß 3. - geringer spezieller Platzbedarf - für die im Abhitzekessel durch Zusatz- feste, flüssige und gasförmige Brennfeuerung eingebrachten Energiestoffe einsetzbar (Zusatzfeuerung) mengen siehe 5. - Zweistoffbetrieb (Öl/ Gas) in Gasturbine - feste Brennstoffe nur im Kessel-/Dampfmöglich turbinenteil nutzbar (Ziff.5) 5. KWK-Anlage mit Dampfkessel und Dampfturbine (Heizkraftwerk) - feste, flüssige und gasförmige Brennstoffe - ohne Kondensationsteil nur geringe einsetzbar Flexibilität bei Bedarfschwankungen - bei Auslegung mit Kondensationsanlage - gegenüber den Vergleichsvarianten: hohe Flexibilität bei Bedarfsschwankungen * hoher Platzbedarf * geringerer elektr. Wirkungsgrad * hoher Eigenbedarf * hohe Kapitalkosten - bei Kondensationsbetrieb große Energiemengen über Rückkühlanlagen abzuführen 6. KWK-Anlage mit Dampfkessel und Dampfmotor - feste, flüssige und gasförmige - geringer elektr. Anlagenwirkungsgrad Brennstoffe einsetzbar - bei Auslegung mit Kondensationsanlage hohe Flexibilität bei Bedarfsschwankungen - relativ geringer Platzbedarf - niedrige Betriebs- u. Wartungskosten 7. KWK-Anlage mit Stirlingmotor oder Brennstoffzelle - ökologische Vorteile - derzeit noch nicht wettbewerbsfähig - hohe Effizienz

31

32

4 Anlagenauswahl und Dimensionierung

4.2 Festlegung der Betriebsart Hinsichtlich der Betriebart ist zu unterscheiden: a) Stromorientierter Anlagenbetrieb Auswahl, Auslegung und Betrieb der KWK-Anlagen erfolgen anhand der elektrischen Bedarfswerte. Die je nach Betriebszustand nicht ausreichende Einspeisung in das Wärmeverteilnetz wird mittels Kesselanlagen separat bereitgestellt. Die Auslegung muss so erfolgen, dass ein Wärmeüberschuss vermieden wird, da die überschüssigen Energiemengen in Rückkühlwerken vernichtet werden müssen. b) Wärmeorientierter Anlagenbetrieb Auswahl, Auslegung und Betrieb der KWK-Anlage erfolgen anhand der thermischen Bedarfswerte. Die je nach Betriebszustand zu hohe oder zu niedrige Stromeinspeisung in das elektrische Netz wird durch Rückspeisung bzw. Bezug in/aus dem öffentlichen Netz ausgeglichen. KWK-Anlagen werden üblicherweise nicht auf die Wärmehöchstlast ausgelegt. Die Wärmespitzenlast wird ebenfalls mittels Kesselanlagen abgedeckt. Eine Anhebung des Wärmebedarfs außerhalb der Heizperiode kann durch die Versorgung von Absorptionskälteanlagen erreicht werden. Dadurch wird die Jahresdauerlinie des Wärmebedarfs zu größeren Stundenzahlen verschoben. Die Jahresbetriebsstundenzahl von KWK-Anlagen kann dadurch typischerweise um 1000 Stunden pro Jahr erhöht und der Betrieb vergleichmäßigt werden Der wärmeorientierte Betrieb ist im Hinblick auf die Einsparung von Primärenergie und CO2–Emissionen gegenüber der Wärmeerzeugung in Kesselanlagen vorteilhafter. c) Wechsel zwischen strom- und wärmeorientiertem Betrieb. Diese Betriebsweise ist in Sonderfällen anzutreffen, wenn aufgrund von gravierenden Änderungen in der Verbraucherstruktur oder den Marktgegebenheiten beide Fahrweisen erforderlich sind. In diesem Fall wird z.B. eine erste Auslegung für eine wärmeorientierte Fahrweise erfolgen, die dann für den stromorientierten Alternativbetrieb überprüft bzw. nachvollzogen wird. Mit Hilfe der Mess- und Regeleinrichtungen werden beide Betriebsarten ständig überwacht und entsprechend den aktuellen Erfordernissen umgeschaltet. Die stromorientierte Fahrweise gewinnt an Bedeutung, wenn Regelenergie und Ersatzenergie für zeitweise fehlende elektrische Leistung erforderlich wird. Bei einer zunehmenden Zahl von dezentralen Einspeisern mit nicht voraussagbarer Leistungsverfügbarkeit kann dieser Fall auch

4.2 Festlegung der Betriebsart

33

im mitteleuropäischen Verbundnetz Vorteile für die Einspeisung aus KWK-Anlagen bringen. Das nachfolgende Beispiel zeigt die Wärmeleistung einer Gas- und Dampfturbinen-KWK-Anlage für ein kommunales Versorgungsunternehmen bei wärmeorientiertem Betrieb (Jahresdauerlinie des Wärmebedarfs Abb. 4.2-1). Hieraus abgeleitet ist in Abb. 4.2-2 die im KWK-Betrieb gleichzeitig erzeugte elektrische Leistung aufgetragen. Es ist erkennbar, dass bedingt durch die Unterschiede im Netzleistungsbedarf die mit der Wärmeabgabe schwankende elektrische Leistung der KWK-Anlage ganzjährig im elektrischen Netz abgesetzt werden kann. Die Regelung der KWK-Anlage kann sich in diesem Fall an den Wärmebedarfswerten orientieren. Für die MSR-Technik auf der elektrischen Seite genügen die üblichen Schutzeinrichtungen. Eine Auslegung für stromorientierten Betrieb führte zwar zu größeren Anlagenleistungen aufgrund der höheren elektrischen Netzleistung, jedoch könnte die gleichzeitig erzeugte Wärmeenergie nicht ganzjährig im FWNetz untergebracht werden. In allen Fällen, in denen ausreichende Versorgungsmöglichkeiten aus einem übergeordneten Netz bestehen, ist der Reststrombezug aus einem Versorgungsnetz anstelle der kompletten Stromeigenversorgung zu empfehlen, solange die Grenzkosten für die Eigenerzeugung unter dem Strombezugspreis liegen.

thermische Leistung (MW)

90

Anteil der Spitzenlastkesselanlage

80 70

FW-Netz gesamt

60 50 40 30

Anteil der KWK-Anlage

20 10 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Stunden per anno (h/a)

Abb. 4.2-1: Jahresdauerlinie des thermischen Energiebedarfs

8000

8760

34

4 Anlagenauswahl und Dimensionierung

elektr. Leistung (MW)

80 70

Strombezug aus dem überregionalen Versorgungsnetz

60 50

Gesamtbedarf des städtischen Stromnetzes

40 30 20 10

Anteil der Eigenerzeugung in der KWK-Anlage

0 0

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 8760 Stunden per anno (h/a)

Abb. 4.2-2: Jahresdauerlinie des elektrischen Energiebedarfs

4.3 Leistungsauslegung der Gesamtanlage Sind die charakteristischen Wärme- und Stromverläufe auf der Bedarfsseite bekannt, lässt sich, bei Beachtung der wechselseitigen Abhängigkeiten und der technisch wirtschaftlichen Einschränkungen, die Leistung der Gesamtanlage bestimmen und die zweckmäßige Aufteilung der Aggregateleistungen vornehmen; z.B. die aus der wärmeorientierten Fahrweise resultierende Stromeigenerzeugung ermitteln (näheres hierzu siehe Kapitel 5). Im einzelnen ist für jede KWK-Anlage zu untersuchen, ob für den bei der Wärmeerzeugung anfallenden Strom ausreichend Bedarf vorhanden ist. Gegebenenfalls sind Rückspeisebedingungen ins EVU-Netz zu klären. Die Aufteilung der Last auf die einzelnen KWK-Aggregate erfolgt zunächst anhand der Jahresdauerlinie. Grundsätzlich wird wegen der hohen spezifischen Kosten der KWK-Aggregate nicht die gesamte Jahresarbeit im KWK-Betrieb gedeckt. Vielmehr wird das wirtschaftliche Optimum zwischen der KWK-Anlagenleistung und der Leistung einer preiswerteren konventionellen Spitzenlast- oder Reservekesselanlage gesucht. Dieser Optimierungsprozess wird in der Regel in einer iterativen Wirtschaftlichkeitsberechnung durchgeführt. In Abb. 4.3-1 ist, für die in Abb. 4.2-1 gezeigte Jahresdauerlinie, die im KWK-Betrieb erzeugte Jahreswärmearbeit in Abhängigkeit vom Anteil der

4.3 Leistungsauslegung der Gesamtanlage

35

installierten KWK-Leistung an der Gesamtwärmeleistung dargestellt. Im Regelfall wird mit einer KWK-Anlage nicht die gesamte Jahreswärmearbeit abgedeckt, da aufgrund des Betriebsverhaltens der Aggregate immer auch ein geringer Anteil an reiner Wärmeerzeugung vorgehalten werden muss, um z.B. die Wärmebereitstellung in den Revisions- und Wartungsstillstandszeiten, bei Aggregateabschaltungen bei Unterschreitung der Mindestlast, bei Abschaltungen zu Zeiten, in denen der erzeugte Strom nicht mehr im Versorgungsnetz unterzubringen ist, und vielem mehr sicherzustellen.

Anteil an der Jahreswärmearbeit (%)

120

100

80

60

40

20

0 0

20

40

60

80

100

120

Anteil der KWK-Anlagenleistung an der gesamten thermischen Jahresarbeit (%)

Abb. 4.3-1: Anteil der KWK-Anlagenleistung an der gesamten thermischen Jahresarbeit

KWK-Anlagen erfordern gegenüber den konventionellen Wärme- bzw. Stromversorgungsvarianten eine deutlich höhere Kapitalbindung. Diese ist nur dann sinnvoll, wenn ein hoher Anteil an Jahresarbeit durch die Anlagen abgedeckt wird und die spezifischen Wärme- und Stromgestehungskosten trotz hoher Investitionen gering gehalten werden. Wie in Abb. 4.3-1 zu sehen, wird bereits mit einem KWK-Anteil von nur 40 % an der gesamten Wärmeleistung ein Anteil von mehr als 75 % der Jahreswärmearbeit im KWK-Betrieb erbracht. Die Anlagenkomponenten mit

36

4 Anlagenauswahl und Dimensionierung

den spezifisch hohen Investitionen (KWK-Anlage) weisen hier bereits eine vergleichsweise hohe jährliche Ausnutzung auf. Nur in den Fällen, in denen der im wärmeorientierten KWK-Betrieb produzierte Strom immer im elektrischen Netz unterzubringen ist und die Kleinstlast im Wärmeversorgungsnetz niemals unter die Mindestlast der Aggregate absinkt, ist die 100 %ige Wärmelastdeckung mit KWK-Aggregaten theoretisch denkbar, wenn die Aggregate (n-1)-sicher ausgelegt werden (dies bedeutet bei Aufteilung auf 4 Aggregate eine Überinstallation um ca. 30 %). Im Regelfall ist eine derartige Auslegung unwirtschaftlich, kann aber aus anderen Gründen (z.B. Notstromversorgung etc.) erforderlich sein. Nachdem der KWK-Anteil an der Gesamtanlagenleistung festgelegt wurde, ist noch die Aufteilung der KWK-Leistung auf die Einzelaggregate durchzuführen. Entsprechend den Ausführungen in Kapitel 5 sind bei den einzelnen Systemen unterschiedliche Kriterien für die Leistungsauslegung der Einzelaggregate anzusetzen. Grundsätzlich ist mit Ausnahme der Dampfturbinenanlagen eine Lastaufteilung auf mehrere Einzelaggregate sinnvoll. Das Prinzipschaltbild hierfür ist z.B. in Abb. 5.1-1 dargestellt. Bei der Leistungsaufteilung sind folgende Kriterien zu beachten:  Leistungsabstufung Je größer die Anzahl der Erzeugereinheiten ist, um so besser ist die Leistungsanpassung auf hohem Wirkungsgradniveau möglich.  Verfügbarkeit Je größer die Anzahl der Erzeugereinheiten ist, um so größer ist die gesicherte Leistung (Ansatz: unplanmäßiger Ausfall ist von jeweils nur einer Einheit anzunehmen).  Raumbedarf Je größer die Anzahl der Aggregate ist, um so größer ist der Raumbedarf.  Wirtschaftlichkeit Die Wirtschaftlichkeit wird mit steigender Aggregatezahl tendenziell eher ungünstiger. Dies ist stark vom Einzelfall abhängig und muss daher immer speziell geprüft werden. Die Leistungsregelung der Einzelaggregate erfolgt üblicherweise so, dass zunächst alle in Betrieb befindlichen Aggregate im Teillastbereich gleichmäßig heruntergeregelt werden, bis der Abstand zwischen Leistungsbedarf und verfügbarer Nennleistung der Einzelaggregate die Abschaltung einer Anlageneinheit zulässt. Nach Außerbetriebnahme einer Einheit werden dann die übrigen Aggregate wieder mit höherer Last (z.B. Nennlast) betrieben. Im Kleinstlastpunkt ist nur noch eine Einheit mit ihrer Mindestlast in Betrieb. Beispiele für diese Betriebsweise und die Auswirkungen auf

4.5 Erstellen der Aufstellungskonzepte

37

den Anlagenwirkungsgrad sind Kapitel 5 zu entnehmen (z.B. Kap. 5.1, Abb. 5.1-20). Beispiel: Mögliche Minimallast eines KWK-Einzelaggregates: therm. Maximallast KWK-Anlage-gesamt: (ohne Anteil Spitzenlastkessel) therm. Minimalbedarf im Wärmeversorgungsnetz: Aggregatesauslegung hierfür: - Nennlast Einzelaggregat: - Kleinstlast Einzelaggregat: - Anzahl der Aggregate : - Mindestlast Reserve-/Spitzenlastkessel:

25 % der Nennlast 6 MWth 0,5 MWth 2,0 MWth 0,5 MWth 3 Stück 2,0 MWth

Im vorstehendem Beispiel stehen bei Betrieb aller KWK-Anlagen 6 MW thermische Leistung zur Verfügung. Im Kleinstlastpunkt (d.h. Betrieb nur eines Aggregates) muss der Wärmebedarf der Abnehmer mindestens 25 % der Einzelaggregateleistung (25 % von 2 MW = 0,5 MW) betragen. Bei Ausfall eines KWK-Aggregates übernimmt der Spitzenlastkessel den entsprechenden Lastanteil. Weitere bedarfabhängige Einflüsse wie z.B. Strombedarf sind zusätzlich zu den wärmeseitigen Überlegungen einzelfallspezifisch zu beachten.

4.4 Auswahl und Dimensionierung der peripheren Hilfseinrichtungen und Anlagen für jede Variante Entsprechend den Ausführungen in Kapitel 5 sind die Systemübersichtsbilder aufzustellen und die Hilfseinrichtungen und Nebenanlagen für jede ausgewählte KWK-Variante zu dimensionieren.

4.5 Erstellen der Aufstellungskonzepte Zur Bestimmung des Platzbedarfs und der erforderlichen Bautechnik sind anhand von technischen Datenblättern Aufstellungskonzepte entsprechend dem jeweiligen Einsatzfall aufzustellen. Detailangaben hierzu werden in Kapitel 5 gegeben.

38

4 Anlagenauswahl und Dimensionierung

4.6 Festlegung der Mengengerüste und Ermittlung der Investitionen und der dazugehörigen Kapitalkosten Als Grundlage für die Wirtschaftlichkeitsberechnung sind die Investitionen und die dazugehörigen Kapitalkosten zusammenzustellen. Der Detaillierungsgrad ist dabei abhängig von der erforderlichen Genauigkeit der Aussagen. Im Regelfall reicht eine Zusammenstellung entsprechend den in Kapitel 5 und 9 enthaltenen Beispielen aus.

4.7 Ermittlung der Bedarfswerte Als Grundlage für die Wirtschaftlichkeitsberechnung sind die Bedarfswerte für  Brennstoffe,  Betriebsmittel usw. zu ermitteln (Berechnungsbeispiele hierzu in Kapitel 5, 7 und 9).

4.8 Ermittlung der Kosten Die Ermittlung der Kosten für  Brennstoff,  Betriebsmittel,  Wartung/Instandhaltung, Versicherung usw. als Grundlage der Wirtschaftlichkeitsberechnung werden entsprechend den in Kapitel 5, 7, und 9 enthaltenen Erläuterungen ermittelt und zusammengestellt.

4.9 Ökonomische und ökologische Variantengegenüberstellung Hierbei werden die Energieversorgungsvarianten einem ökonomischen und ökologischen Vergleich unterzogen. Dieser dient dann als Entscheidungsgrundlage. Weitere Detailangaben hierzu in den Kapiteln 6, 7, 8 sowie in den Beispielen in Kapitel 9.

4.10 Optimierung der Auslegungsdaten

39

4.10 Optimierung der Auslegungsdaten Anhand einer Wirtschaftlichkeitsberechnung auf Basis der Jahreskosten, bzw. hiervon abgeleitet anhand der spezifischen Nutzenergiegestehungskosten wird die optimale Aufteilung der Aggregateleistungen und der KWK-Anteil an der Gesamtanlagenleistung ermittelt. Unter Umständen werden die Arbeitsschritte 3 bis 9 mehrmals wiederholt, um die optimale Konzeption zu finden. 6.500

Jahreskosten T€/a

6.300

6.100

5.900

5.700

5.500 0

25

50

75

100

Anteil der KWK-Leistung an der GesamtWärmeleistung (%)

Dampfturbine BHKW-Anlage Kesselanlage (Heizwerk)

GuD-Anlage Gasturbinienanlage

Abb. 4.10-1: Beispiel für die Jahreskostenentwicklung in Abhängigkeit des KWK-Anteils an der Gesamt-Wärmeleistung

40

4 Anlagenauswahl und Dimensionierung

Abbildung 4.10-1 zeigt beispielhaft den Vergleich der Jahreskosten für verschiedene KWK-Systemvarianten bei unterschiedlichem KWK-Anteil an der Gesamtanlagenleistung. Man sieht, dass das Kostenoptimum bei den einzelnen Systemvarianten (Anlagenarten) nicht beim gleichen KWKLeistungsanteil liegen muss. Im Regelfall muss daher für jede Anlagenart (Systemvariante) zunächst die optimale Leistungsaufteilung zwischen KWK-Anlage und Spitzenlastanlage gefunden werden, bevor der endgültige Wirtschaftlichkeitsvergleich der Systemvarianten durchgeführt wird. In dem in Abb. 4.10-1 dargestellten Beispiel liegt das Kostenminimum der Kraft-Wärme-Kopplung bei einem Leistungsanteil von 10 bis 20 % an der Gesamtwärmeleistung. 0 % KWK-Anteil entspricht der Basisvariante „Heizwerk (Kesselanlagen) ohne KWK". Das Beispiel zeigt auch, dass die Jahreskostenvorteile für KWK-Anlagen nicht immer sehr hohe Werte annehmen aber trotzdem positiv zum Betriebsergebnis beitragen können. Im vorliegenden Beispiel ist für die günstigste KWK-Variante mit einem Jahreskostenvorteil von ca. 130 T€/a gegenüber der reinen Heizwerk-Variante zu rechnen.

5 Technische Grundlagen

KWK-Anlagen werden seit Jahren erfolgreich zur gekoppelten Produktion von Strom und Wärme sowie auch Kälte eingesetzt. Der Leistungsbereich der Anlagen beginnt bereits bei wenigen kW und reicht bis zu einigen hundert MW elektrischer Gesamtleistung. Bis Mitte der 90er Jahre lag der Haupteinsatzbereich zwischen ca. 100 kW und 30 MW elektrischer Leistung. In jüngerer Zeit werden auch Anlagen unter 50 kW in größerer Zahl installiert. Grund dafür sind die gesetzlichen Rahmenbedingungen, mit denen auch die Deckung des dezentralen Raumwärmebedarfs durch KWK verstärkt werden soll. Im Folgenden wird der gesamte durch KWK abgedeckte Leistungsbereich behandelt. Je nach System dient die KWK-Anlage zur Heizwasseraufwärmung, Kälteerzeugung (z.B. durch Kaltwassererzeugung über Absorptionskälteanlagen) oder Dampfproduktion, jeweils bei gleichzeitiger Stromerzeugung. Auf die unterschiedlichen Betriebsweisen (z.B. wärme- oder stromorientierter Betrieb) wurde bereits in Kapitel 2 und 4 ausführlich eingegangen. Der thermische Energiebedarf des jeweiligen Versorgungsnetzes (Verbraucher) ist zuverlässig zu erfassen. Er ist in dem häufig vorkommenden wärmeorientierten Betrieb die Führungsgröße für die Leistungsregelung der Aggregate. Für die Einbindung von KWK-Anlagen in Wärmeversorgungssysteme gelten grundsätzlich die allgemeinen Regeln der Heizungstechnik, die entsprechenden DIN-Normen, die VDI-Richtlinien, die Druckgeräterichtlinie, die Technischen Regeln für Dampfkessel (TRD). Besonders zu beachten sind die VDI-Richtlinien 2035 und 3985, die DIN-Normen 4751 (Blatt 1-4) jetzt DIN EN 12828 und DIN 4752. Im Regelfall wird man die Gesamtanlage entsprechend den in den nachfolgenden Kapiteln enthaltenen Anlagenkonzepten aufbauen. Je nach Anlagensystem sind hierbei Vorlauftemperaturen im Wärmeverteilungssystem zwischen 70 °C und 250 °C üblich. Die Druckverhältnisse richten sich nach den zugehörigen Dampfdrücken des Heizmediums, den Netzverhältnissen, Geländeverhältnissen und anderem mehr. Die von den Generatoren erzeugte elektrische Energie wird über die Schaltanlage und ggf. erforderliche Trafoanlagen in das elektrische

42

5 Technische Grundlagen

Stromnetz eingespeist. Im unteren Leistungsbereich (kleiner 800 kW) arbeiten die Generatoren üblicherweise auf Niederspannungsniveau (0,4 kV), darüber im Mittelspannungsbereich (6, 10 oder 20 kV in Einzelfällen auch 110 kV). Der gesamte Anlagenumfang einer KWK-Anlage ist entsprechend den örtlichen Gegebenheiten zu konzipieren. Als Grundlage zur Abschätzung des Gesamtaufwandes erfolgt an dieser Stelle eine Zusammenstellung der im Standardfall erforderlichen Hauptkomponenten. Die Auflistung in Abb. 5.0-1 erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit. Nur eine dem Einzelfall Rechnung tragende Planung kann zur Konkretisierung des am vorgesehenen Aufstellungsort erforderlichen Anlagenumfanges führen. Anlagenkomponenten der KWK-Anlagen Der gesamte Umfang einer KWK-Anlage lässt sich unter Berücksichtigung einer eindeutigen Zuordnung des Gewährleistungs- und Fertigungsumfanges der Lieferanten für die Berechnung der Investitionen und die Entwicklung der Aufstellungskonzepte auf die in Abb. 5.0-1 aufgelisteten Anlagengruppen aufteilen. Die einzelnen Anlagenkomponenten werden im folgenden beschrieben, wobei die Nummerierung entsprechend Abb. 5.0-1 erfolgt. Dort wo systemspezifische Details ausgeführt werden müssen, erfolgen in den jeweils relevanten Fachkapiteln weitergehende Darstellungen (für Motorenanlagen Kapitel 5.1, für Gasturbinenanlagen Kapitel 5.2, für Dampfturbinenanlagen Kapitel 5.3 usw.). 1. Baugrundstück Hier sind alle mit dem Erwerb oder der Miete des Baugrundstückes verbundenen Aufwendungen zu erfassen. Die erforderlichen Flächen sind anhand eines Aufstellungskonzeptes dem jeweiligen Einzelfall entsprechend festzulegen. Typische Aufstellungsbeispiele sind in den Fachkapiteln enthalten. Auf gute Transportmöglichkeiten und ausreichende Zufahrten für Öl-, Aggregate-, Ersatzteillieferungen usw. ist besonders Wert zu legen. 2. Erschließungsmaßnahmen Sofern im Zusammenhang mit der Errichtung der KWK-Anlage Aufwendungen für Anschlüsse an das Kanalnetz, Stromnetz, Gasnetz, Telefonnetz usw. entstehen, sind diese hier zusammenzustellen. 3. Bautechnik-/Baukonstruktion Hier sind alle Aufwendungen für die Errichtung oder Herrichtung von Gebäuden für die KWK-Anlagen aufzulisten wie z.B.:  Gebäude für Verdichterstationen, Kesselhaus/Maschinenhaus,  Fundamente,  ggf. auch Umbau, Demontage vorhandener Gebäude und Bauteile,

5 Technische Grundlagen

43

Motoren- Gasturbinen- Dampfturbinenanlagen

anlagen

anlagen

1.

Baugrundstück

X

X

X

2.

Erschließungsmaßnahmen

X

X

X

X

X

X

3.

Bautechnik/-Konstruktion

3.1

KWK-Gebäude

3.2

Außenanlagen/Nebengebäude

3.3

Abbruch-/Demontagearbeiten

4.

Energietechnische Anlagen

4.1

Maschinentechnik

4.1.1

Motoraggregate

4.1.2

Gasturbinenaggregate

X

4.1.3

Dampfturbinenanlage

(X )( GUD)

4.2

Wärmeerzeuger

4.2.1

Wärmetauscher

4.2.2

Abhitzekesselanlage

4.2.3

Dampfkesselanlage

4.2.4

Heizkondensatoranlage

4.3

Abgasreinigungsanlage

X X

X X X X X

(X)

X

4.4

Kaminanlage

X

X

X

4.5

Brennstoffversorgungsanlage

X

X

X

4.6

Entaschungsanlage

(X)

X

4.7

Betriebswasserversorgungsanlage

X

X

X

4.8

Druckluftversorgungsanlage

X

X

X

4.9

Schmierölversorgung

X

X

X

4.10

E-/MSR-Technik, Leittechnik

X

X

X

4.11

Reserve-/Spitzenlastkesselanlagen

X

X

X

4.12

Heizwasser-Kreislauf-Komponenten

X

X

X

4.13

Dampf- /Kondensat - Kreislaufkomponenten

(X)

X

(X)

X

4.14

Notkühleinrichtung

4.14.1

Kondensationsanlage, einschl. Rückkühlwerk

4.14.2

Notkühler einschließlichKreislaufkomponenten

X

(X)

X

X

X

X

X

X

5.

Gebäudetechnik

5.1

RLT-Anlagen

5.2

Trinkwasserversorgung

5.3

Abwasser-/Sanitäranlagen

6.

Stahlbaukonstuktionen

6.1

Stahltreppen

6.2

Bühnen

Abb. 5.0-1: Übersicht über die Anlagenkomponenten von KWK-Anlagen

Ausrüstung und Ausführung der Baukonstruktion erfolgen gemäß VDI 2050, soweit diese anwendbar ist. Darüber hinaus gelten zusätzliche behördliche Vorschriften (siehe Literaturverzeichnis). Raum für Erweiterungsmöglichkeiten oder Reserveanlagen ist u.U. zusätzlich zum Momen-

44

5 Technische Grundlagen

tanbedarf vorzuhalten. Die Konzeption sollte so gewählt werden, dass spätere Erweiterungsmöglichkeiten gegeben sind, was insbesondere bei der Fundamentierung zu berücksichtigen ist. 4. Energietechnische Anlagen Energietechnische Anlagen werden in die einzelnen Hauptkomponenten wie folgt unterteilt: 4.1 Maschinentechnik Als komplette funktionsfähige Einheit, je nach KWK-Anlagensystem aus unterschiedlichen Komponenten (z.B. Motorenanlagen, Gasturbinen, Dampfturbinen usw.) bestehend, die in den jeweiligen Fachkapiteln detaillierter dargestellt sind. 4.2 Wärmeerzeuger Als komplette funktionsfähige Einheit einschließlich der erforderlichen Überwachungseinrichtungen (je nach Druck und Temperatur nach TRD auszulegen), Anlagenausrüstung und Konzeption entsprechend den Ausführungen in den Fachkapiteln. Wesentliche Anlagenkomponenten sind:    

Wärmetauscher (bei Motorenanlagen) Abhitzekesselanlagen (vor allem bei Gasturbinen) Dampfkesselanlagen (vor allem bei Dampfturbinenanlagen) Heizkondensatoren (bei Dampfsystemen mit Heizwassererwärmung)

Weitere Erläuterungen hierzu erfolgen in den Fachkapiteln 5.1 bis 5.4. 4.3 Abgasreinigungsanlage Als komplettes System, Ausführung entsprechend Erfordernis des jeweiligen KWK-Anlagensystems, einschließlich Abgasabführung als komplettes System, einschl. zugehöriger E-/MSR-Technik gemäß Anlagenkonzept. 4.4 Kaminanlage Für die KWK-Anlagen sowie die ggf. erforderlichen Spitzenlast-/ Reservekesselanlagen, komplett einschl. Leiter, Kondensatableitung, Schwingungsdämpfer usw. 4.5 Brennstoffversorgungsanlage Als komplette funktionsfähige Einheit, bestehend z.B. aus:  Erdgasversorgung Anschlussleitung an das Erdgasnetz, wenn erforderlich Erdgasdruckerhöhungsanlage (Verdichteranlage), Armaturen und Rohrleitungsan-

5 Technische Grundlagen

45

lagen, Zuleitung zur KWK-Anlage, komplett einschl. E- und MSRTechnik.  Klärgasversorgung Anschluss an Faultürme, ggf. Anschluss an Klärgasspeicher, Klärgasverdichter, Klärgasmischanlage (wenn Klärgas und Erdgas im Dreibrennstoffbetrieb gleichzeitig und zusätzlich zu Heizöl als Brennstoff eingesetzt werden sollen), komplett einschl. Armaturen, Rohrleitungsanlage und zugehöriger E- und MSR-Technik. Der vor beschriebene Lieferumfang gilt gegebenenfalls analog für die Versorgung mit  Deponiegas,  Kokereigas,  sonstigen gasförmingen Brennstoffen (z.B. brennbare Restgase aus chemischer Produktion). Reicht der Gasvordruck nicht aus, sind Gasverdichterstationen den KWK-Anlagen vorzuschalten, deren Antriebsleistung auch in der Energiebilanz zu berücksichtigen ist. Abbildung 5.0-2 zeigt ein typisches Beispiel für die Gasversorgungsanlage einer KWK-Anlage.  Heizölversorgung Entladegarnitur für Tanklastzüge, Vorratstanks, Brennstoffpumpengruppe, Ringleitungssystem usw. als komplette Einheit, einschließlich zugehörige E- und MSR-Technik. Abbildung 5.0-3 zeigt ein typisches Beispiel für die Heizölversorgungsanlage einer KWK-Anlage. 4.6 Entaschungsanlage Diese nur bei Festbrennstoffkesseln (Kapitel 5.3) erforderliche Anlage dient sowohl der Entsorgung der Brennstoffrückstände wie auch der Reaktionsprodukte der Rauchgasreinigung. Der den Investitionen zuzuordnende Lieferumfang enthält die komplette Anlage einschließlich zugehöriger Elektro- und MSR-Technik, Rohrleitungen, Behälter, Armaturen, Apparate usw. ab Kesselanschluss bis Verladegarnitur einschließlich des Aschesilos (Aschebunkers) für die Kesselasche und die Filterasche (Flugstaub). 4.7 Betriebswasserversorgungsanlage Diese besteht im Regelfall aus der eigentlichen Wasserversorgungsanlage mit Anschluss an ein Trinkwassernetz oder einer Brunnenanlage etc., der Wasseraufbereitung wie z.B. einer Enthärtungsanlage und unter Umständen dem aggregatebezogenen Kühlwassersystem. 4.8 Druckluftversorgungsanlage Die Druckluftversorgung besteht im Regelfall aus:

46

   

5 Technische Grundlagen

Druckluftkompressor, Druckluftflaschen, -windkessel, Druckluftaufbereitung (Wasserabscheider, Trockner, Filter usw.), Rohrleitungssystem.

Abb. 5.0-2: Beispiel einer Gasversorgungsanlage mit zwei Erdgasverdichtern

Abb. 5.0-3: Beispiel einer Heizölversorgungsanlage für ein BHKW

5 Technische Grundlagen

47

4.9 Schmierölversorgung Die Schmierölversorgung besteht im Regelfall aus  dem Frischöl-Fasslager bzw. bei größerem Bedarf dem Frischölvorratstank,  dem Altölfasslager bzw. bei größerem Altölanfall dem Altöltank,  ggf. dem Frischölversorgungssystem, bestehend aus dem Rohrleitungsringnetz und den Frischölpumpen, bei kleinerem Bedarf genügen Fasspumpen.

Abb. 5.0-4: Aufbau der Schmierölversorgungsanlage für ein BHKW

Abbildung 5.0-4 zeigt den typischen Aufbau einer vollautomatischen Schmierölversorgungsanlage für eine Motorenanlage. Bei Gasturbinenbzw. Dampfturbinenanlagen ist dieser Aufwand aufgrund des hier deutlich geringeren Bedarfs an Schmieröl im Regelfall nicht erforderlich. 4.10 E-/MSR-Technik, Leittechnik Die aggregatespezifische E-/MSR- und Leittechnik ist im Lieferumfang des jeweiligen Komponentenherstellers enthalten. Um den Gesamtbetrieb

48

5 Technische Grundlagen

vollautomatisch zu gewährleisten ist darüber hinaus eine übergeordnete Leittechnik (Messwarte) und eine übergeordnete Schaltanlage erforderlich.

Abb. 5.0-5: Übersichtsschema der Schaltanlage einer KWK-Anlage

5 Technische Grundlagen

49

Übergeordnete Schaltanlage: Komplette Schaltanlage zur Versorgung der Unterstationen und zur Netzeinspeisung einschließlich Netz-Kuppelschalter, Messfelder, Transformatoren, Synchronisiereinrichtung, Leistungsschalter usw. (Beispiel gemäß Abb. 5.0-5). Übergeordnete MSR-Technik/Leittechnik: Zentrales Bindeglied zwischen den einzelnen Unterstationen (z.B. für Kessel, KWK-Aggregate, usw.) einschließlich Protokollier- und Visualisierungssystem (Beispiel gemäß Abb. 5.0-6). 4.11 Reserve-/Spitzenlastkesselanlage Spitzenlast- und/oder Reserveheizkesselanlage als komplette funktionsfähige Einheit, bestehend aus:  Heißwasserkessel, einschließlich grober und feiner Armatur, Isolierung usw. als komplette Einheit, im Regelfall auf Grundrahmen montiert,  Abgassystem bis Kaminanschluss,  Frischluftgebläse einschl. Kanalsystem, Schalldämpfer, Schallhaube usw.,  Brenner (ggf. Zweibrennstoff-Brennersystem), komplett, einschl. Schalldämmung,  Brennstoffregelstrecke, komplett, ggf. für zwei Brennstoffarten (z.B. Erdgas und Heizöl). Eine Prinzipskizze und für eine Voruntersuchung ausreichend genaue Maßangaben enthält Abb. 5.0-7. 4.12 Heizwasserkreislaufkomponenten Die Heizwasserkreislaufkomponenten bestehen aus:       

Umwälzpumpengruppe Druckhaltung Vorratsbehälter Wasseraufbereitung (im Regelfall Enthärtung) Armaturen und Rohrleitungssystem zugehörige E-und MSR-Technik Wärmespeicher (wenn erforderlich).

Heizwasserkreislaufkomponenten sind im Regelfall Bestandteile der Nahbzw. Fernwärmeversorgungssysteme oder der Heizwassersysteme, in die die KWK-Anlage einspeist. Ausrüstung und Auslegung erfolgen entsprechend den einschlägigen technischen Richtlinien und Vorschriften (z.B. DIN 4752). Als Richtwerte für den erforderlichen Platzbedarf enthält Abb. 5.0-8 Flächenbedarfsangaben die anhand von ausgeführten Anlagen

50

5 Technische Grundlagen

abgeleitet wurden. Die Anordnung der einzelnen Anlagenteile kann auf unterschiedlichen Ebenen (z.B. EG und KG) erfolgen. Angaben zu den erforderlichen Raumhöhen sind in den Kapiteln 5.1 bis 5.3 enthalten.

Abb. 5.0-6: Übersichtsschaltbild der MSR-/Leittechnik einer KWK-Anlage auf Basis von Motoraggregaten

5 Technische Grundlagen

51

Länge L (m)

12 8 4 0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

14

16

18

20

14

16

18

20

Breite B (m)

therm. Kesselleistung (MW)

5 4 3 2 1 0 0

2

4

6

8

10

12

Höhe H (m)

therm. Kesselleistung (MW)

6 5 4 3 2 1 0 0

2

4

6

8

10

12

therm. Kesselleistung (MW)

Abb. 5.0-7: Platzbedarf typischer Heißwasserkessel (Großwasserraumkessel)

52

5 Technische Grundlagen

In Abb. 5.0-8 ist der Gesamtflächenbedarf angegeben. Naturgemäß streuen die Einzelwerte sehr stark, da die örtlichen Verhältnisse von Anlage zu Anlage oft erhebliche Unterschiede aufweisen. Die VDI-Richtlinie 2050 enthält als Richtwerte für Vorplanungen hierzu weiterführende Informationen. 450

Flächenbedarf m2

400 350 300 250 200 150 100 50 0 1

10

100

therm. Gesamtanlagenleistung MW

Abb. 5.0-8: Flächenbedarf für Heizwasserkreislaufkomponenten bei KWKAnlagen

4.13 Dampf-/Kondensatkreislaufkomponenten Diese Anlagenkomponenten sind je nach Anlagenkonzept zusätzlich oder alternativ zu den Heizwasserkreislaufkomponenten einzusetzen. Die komplette Anlage kann nach vielfältig unterschiedlichen Konzeptionen ausgeführt werden und besteht im Regelfall aus      

Entgaser, Speisewasserbehälter, Kessel-/Speisepumpen, Kondensatpumpen, Speisewasservorwärmer, Kondensatbehälter, zugehörige Dampf- und Kondensatleitungen, einschl. Frischdampfleitungen zwischen Kessel und Turbine usw.,  zugehörige E-/MSR-Technik.

5 Technische Grundlagen

53

Weitere Angaben hierzu finden sich vor allem in Kapitel 5.2 sowie 5.3 bei den Erläuterungen der Prozessvarianten. 4.14 Notkühleinrichtungen Soll in Ausnahmefällen die Stromproduktion vom Wärmebedarf entkoppelt werden (z.B. bei KWK-Anlagen die gleichzeitig der Notstromversorgung dienen), sind Rückkühlanlagen erforderlich, die die bei der Stromproduktion anfallende Überschusswärme abführen.  Bei Dampfturbinenanlagen sind hierzu Kondensationsanlagen vorzusehen.  Bei Motorenanlagen genügt ein Bypass um die Abgaswärmetauscher sowie eine Rückkühlanlage für die Zylinder- und Schmierölkühlwasserkühlung.  Bei Gasturbinenanlagen genügt im Regelfall ein Kesselbypass bzw. ein Notkamin. 5. Gebäudetechnik Komplette Heizungs-, Lüftungs- und Sanitärtechnik in den erforderlichen Gebäuden für die KWK-Anlage und die zugehörigen Hilfsanlagen, ggf. mit Werkstattausrüstung, Hebezeugen usw.; hinzuweisen ist an dieser Stelle auf zwei wesentliche Punkte: a) Raumlufttechnik Es ist durch ausreichend bemessene Lüftungsanlagen sicherzustellen, dass die im Betrieb der KWK-Aggregate anfallende Wärmeabstrahlung sicher abgeführt wird. Bei Anlagen, die größere Wärmeleistungen an die Umgebung abgeben, müssen hierzu Zu- und Abluftventilatoren installiert werden; ansonsten reicht es aus, wenn die Verbrennungsluft aus dem Maschinenhaus abgesaugt wird und zusätzlich zur Bewältigung von Extremsituationen Zu- und Abluftöffnungen an geeigneter Stelle vorgesehen werden. Die Regelung der Lüftungsanlagen (und damit die Raumtemperaturregelung) erfolgt über Raumthermostate. Um auch bei niedrigen Außentemperaturen die Maschinenraumtemperatur nicht unter 20 °C absinken zu lassen, sollte eine Umluftbeimischung möglich sein. Bei reinen Zu-/Abluftanlagen ist in den Zuluftstrom ein Heizregister zu integrieren. b) Hebezeuge Oberhalb der Hauptaggregate sind Hebezeuge bzw. Befestigungspunkte für Hebezeuge vorzusehen. Die Auslegung sollte für das schwerste, bei Wartungsarbeiten zu händelnde Ersatzteil ausgelegt sein. Sofern keine anderen Angaben vorliegen, kann für erste Ansätze ein Erfahrungswert von 1,5 t je Befestigungspunkt angesetzt werden. Zur Abschätzung des Investitionsaufwandes ist damit eine ausreichende Grundlage geschaffen.

54

5 Technische Grundlagen

6. Stahlkonstruktionen Der Aufwand hierfür hängt entscheidend vom Aufstellungskonzept ab, wobei die Investitionsansätze meist anhand spezifischer Erfahrungswerte über die Gitterrostflächen ermittelt werden. Auf Basis der vorstehenden Ausführungen kann die Komponentenzusammenstellung für die Gesamtanlage, als Grundlage für die Ermittlung der Investitionen, erfolgen. Systemtypische Einzelheiten und Besonderheiten werden in den nachfolgenden Fachkapiteln beschrieben. Für die Zusammenstellung der Investitionen und Kapitalkosten enthält Kapitel 7 die entsprechenden Tabellen und Erläuterungen. Hinweise zu Kostenansätzen und Verbrauchswerten erfolgen darüber hinaus systemspezifisch in den Kapiteln 5.1 bis 5.4.

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

55

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren KWK-Anlagen auf Basis von Verbrennungsmotoren werden seit Jahren erfolgreich zur gekoppelten Produktion von Strom und Wärme eingesetzt. Der Leistungsbereich beginnt bereits bei Aggregaten mit wenigen Kilowatt elektrischer Leistung und endet für die üblichen Anwendungen bei cirka 2 MWel Aggregategröße. In einzelnen Fällen werden auch Anlagen größer 2 bzw. bis 4 MWel elektrischer Leistung oder sogar darüber realisiert. Der Verbrennungsmotor, ein Diesel- oder Ottomotor, treibt einen Generator zur Stromerzeugung an. Die im Motorkühlwasser, Ladeluftkühler, Ölkühler und Abgas des Motors anfallende Wärmeenergie wird in Wärmetauschern (bei gleichzeitiger Aufheizung des sekundärseitig fließenden Heizwassers) abgeführt. In Sonderfällen (z.B. Schlammtrocknung) kommen die Motorabgase auch direkt in Produktionsprozessen zum Einsatz. Die gebräuchliche Motorentechnik kommt aus dem Schiffbau und dem Industriemotorenbau. Abbildung 5.1-1 zeigt das typische Prinzipschaltbild einer KWK-Anlage mit Diesel- oder Ottomotoren.

Abb. 5.1-1: Prinzipschaltbild einer KWK-Anlage auf Basis von Diesel-/Otto Motoren

56

5 Technische Grundlagen

Mit den Energiekrisen in den 70er Jahren entstanden in der Bundesrepublik eine Vielzahl dezentral und in Verbrauchernähe angeordneter KWKAnlagen (auch als Blockheizkraftwerke - BHKW - bezeichnet). Der Zubau endete praktisch mit der Liberalisierung des Strommarktes und den damit stark gesunkenen Strompreisen vor allem bei Großverbrauchern. Bedingt durch das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz vom April 2002 wurden zumindest im Leistungsbereich unter 50 kWel wieder vermehrt Anlagen installiert. Mit der Novellierung des KWK-Gesetzes im Sommer 2008 wird ein verstärkter Zubau ab Inkrafttreten des Gesetzes dem 01.01.2009 erwartet. Kleinst-BHKW kommen in den letzen Jahren auch in kleinen Objekten bis hin zu Ein- und Zweifamilienhäusern unter dem Schlagwort „Stromerzeugende Heizung“ zum Einsatz. In der Regel kommen KWK-Anlagen auf Basis von Verbrennungsmotoren zum Einsatz in der Wärmeversorgung von:      

Nahwärmenetzen, öffentlichen Gebäuden, Schwimmbädern, Krankenhäusern, Gewerbe- und Industriebetrieben, Kläranlagen und Deponien.

Charakteristisch für die in Frage kommenden Wärmekunden ist das niedrige Temperaturniveau der Nutzwärme meist unter 100 °C. In Einzelfällen sind auch Heizwassertemperaturen bis 130 °C oder auch die Dampferzeugung mit der Abgaswärme möglich. Im Leistungsbereich oberhalb von 2 MWel elektrischer Leistung besteht ein starker Wettbewerb zu den unter Ziff. 5.2 beschriebenen Gasturbinen. Trotz des deutlich besseren Wirkungsgrades der Motorenanlagen können die niedrigeren Investitionen der Gasturbinenanlagen ausschlaggebend für eine Systementscheidung werden. Als Brennstoffe sind üblicherweise je nach Motorkonzept einsetzbar:        

Heizöl, Erdgas, Flüssiggas, Klärgas, Deponiegas, Kokereigas, Restgase aus Produktionsanlagen, Kombinationen der genannten Brennstoffe.

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

57

Typische Beispiele für die hier einsetzbaren Brennstoffversorgungssysteme sind in Kapitel 5.0 (Abb. 5.0-2, Abb. 5.0-3) dargestellt. 5.1.1 Aufbau und Integration in die Wärmeversorgung Der Wärmebedarf eines Objektes besteht aus einem außentemperaturabhängigen (Raumheizung) und einem außentemperaturunabhängigen Teil (Warmwasser, Prozesswärme). Damit die Motorenanlagen kontinuierlich betrieben werden können, werden sie mit einer konventionellen Wärmeerzeugung kombiniert. Damit wird zusätzlich die Versorgungssicherheit erhöht. Aufgrund des typischen Einflusses der Raumheizung auf den Wärmebedarf deckt die KWK-Anlage in den meistens Fällen nur einen Teil (10 % - 50 %) der thermischen Gesamtleistung ab. Wie in Abb. 5.1-1 zu sehen, erfolgt die Aufteilung der Last auf die einzelnen Wärmeerzeuger mit Hilfe von rücklaufseitig angeordneten Regelventilen (eigene, aggregatebezogene Umwälzpumpen sind ebenfalls möglich). Als Regelkriterium dient üblicherweise entweder die für das jeweilige Aggregat gemessene Wärme- oder Durchflussmenge oder der Differenzdruck über Vorlauf- und Rücklaufseite der Aggregate. Das von den Verbrauchern zurückfließende Heizwasser wird von den Netzumwälzpumpen in die Wärmeerzeugungsanlage gefördert. Hier teilt sich der Wasserstrom auf die einzelnen in Betrieb befindlichen Aggregate auf, wird in den Wärmetauschern der KWK-Anlagen (oder auch im Spitzenlastkessel) auf die erforderliche Temperatur erwärmt und fließt dann den Wärmeverbrauchern wieder zu. Die Druckhaltung wird wie bei konventionellen Wärmeerzeugungsanlagen je nach den Anforderungen des Wärmeverteilnetzes als Rücklauf-, Vorlauf- oder Mitteldruckhaltung ausgeführt. Kleinere BHKW-Anlagen werden oft so in die Wärmeversorgung eingebunden, dass sie die Rücklauftemperatur des Heizwassers anheben. Sie werden dazu in Reihe mit der konventionellen Heizanlage betrieben. Innerhalb der KWK-Anlage erfolgt die Heizwasseraufwärmung zunächst im Öl- und Zylinderkühlwasserwärmetauscher. Die Restaufheizung erfolgt anschließend in der Abgaswärmetauscheranlage. Der Bypass über die Abgaswärmetauscheranlage ist für Anfahrvorgänge sowie bei Wärmeüberschuss z.B. bei stromorientiertem Betrieb erforderlich. Bei der Auslegung der Aggregate sind lange Laufzeiten ohne häufige Zu- und Abschaltung von Aggregaten sowie eine möglichst konstante Rücklauftemperatur anzustreben. Ausgehend von üblichen Rücklauftemperaturen von ca. 50 bis 70 °C erfolgt die Aufheizung des Heizwassers auf 90 bis 110 °C, je nach Erforder-

58

5 Technische Grundlagen

nis des zugehörigen Wärmeverbrauchernetzes. Der aus aggregatetechnischen Gründen optimale Temperaturbereich liegt bei Rücklauftemperaturen unter 60 °C und bei Vorlauftemperaturen unter 90 °C. Höhere Rücklauftemperaturen bis zu 90 °C und Vorlauftemperaturen von 110 bis zu 130 °C sind mit heißgekühlten Aggregaten möglich. Hinsichtlich Investitionen, Wartungskosten und Lebensdauer sind derartige Lösungen jedoch gegenüber den Standardmodulen im Nachteil. Sofern die Rücklauftemperaturen niedrig gehalten werden können, ist zur Erzielung einer höheren Vorlauftemperatur unter Umständen der Einsatz eines Spitzenlastkessels in Reihenschaltung mit den Motoraggregaten wie in Abb. 5.1-2 dargestellt insgesamt günstiger.

Abb. 5.1-2: Anlagenschema einer KWK-Anlage auf Basis von Diesel-/OttoMotorenanlagen für VL-Temperatur über 90°

Sind Einsatzzeiten denkbar, in denen eine ausreichende Wärmeabnahme bzw. eine ausreichend niedrige Rücklauftemperatur nicht sichergestellt werden können (z.B. bei stromorientiertem Betrieb zu Wärme-Schwachlastzeiten), muss rücklaufseitig, z.B. in einem Bypass, ein Notkühler vorgesehen werden. Sind derartige Betriebsfälle regelmäßig zu erwarten, wenn zum Beispiel Strom- und Wärmebedarfskennlinien unterschiedliche Zyklen aufweisen, ist der Einsatz einer Wärmespeicheranlage zum Ausgleich der Erzeugungs- und Bedarfszyklen zu prüfen. Damit wird die Wärmeerzeugung vom Wärmeverbrauch entkoppelt.

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

59

Es können ein oder mehrere Speicherbehälter eingesetzt werden. Aus betriebstechnischen Gründen, zum Beispiel aufgrund der besseren Temperaturschichtung, sind stehende Behälter liegenden Ausführungen vorzuziehen. Die Speicherkapazität sollte mindestens 50 % der stündlichen Wärmeleistung eines Motoraggregates betragen, um so in extremen Schwachlastzeiten zumindest einen halbstündigen Dauerbetrieb zu gewährleisten.

Abb. 5.1-3: Anlagenschema einer KWK-Anlage mit Wärmespeicher

Wichtig ist die richtige Anordnung und Auslegung der Umwälzpumpen. Der Wärmespeicher wird über hydraulische Weichen ins Netz eingebunden. Je nach Förderleistung der Umwälzpumpen 1, 2 und 4 (drehzahlgeregelt, mehrstufig oder als Pumpengruppen mit mehreren Einheiten ausgeführt) wird automatisch der Lade- oder Entladebetrieb gesteuert. Reicht die Leistung der KWK-Anlage nicht mehr aus und/oder ist der Wärmespeicher entladen, sinkt die Netzvorlauftemperatur ab und die Spitzenlastkesselanlage wird zugeschaltet. Je nach Erfordernis kann hierbei direkt aus dem Rücklauf (Parallelschaltung zur KWK-Anlage) oder aus dem Vorlauf (Reihenschaltung mit KWK-Anlage) die Wassermenge entnommen werden. Bei Auslegung der Pumpengruppe 2 ist der Druckverlust der Kesselanlage zu berücksichtigen. Unter Umständen kann der Kesselanlage auch eine eigene zusätzliche Pumpengruppe zugeordnet werden.

60

5 Technische Grundlagen

Analog zu der vorbeschriebenen Verfahrensweise bei der Heizwassererwärmung kann die Abgasenergie der Motoraggregate auch zur Dampfproduktion eingesetzt werden. Überschlägig wird etwa 50% der gesamten thermischen Nutzenergie aus dem Abgasmassenstrom gewonnen. Aufgrund der hohen Abgastemperaturen von bis zu 600 °C sind Dampftemperaturen bis zu 300 – 450 °C bei entsprechendem Druckniveau durchaus möglich. Bei der Auslegung ist aber zu berücksichtigen, dass  die Schmierölkühlung und die Abführung der Wärme aus dem Motorkühlwasser immer gewährleistet werden muss, was gegebenenfalls nicht mit dem Kondensat des Dampfkreislaufs (zu hohe Temperatur) sondern mittels eines eigenen Niedertemperaturwärmenetzes erfolgen muss,  die erforderlichen bzw. maximal zulässigen Temperaturen am Eintritt der Bauteile der Rauchgasreinigungsanlage gewährleistet werden müssen. Hohe Dampftemperaturen sind hierdurch oft nicht möglich. Bei kleinen Aggregaten ist der mit der Dampfproduktion verbundene technische Aufwand im Regelfall nicht wirtschaftlich darstellbar. Bei Großmotoren über 2 MW elektrischer Aggregateleistung sind aber Referenzanlagen vorhanden. Entsprechende Anlagen kommen beispielsweise in Krankenhäusern zum Einsatz, da dort einerseits Wärme zur Raumheizung und Warmwasserbereitung benötigt wird und andererseits auch Dampfbedarf zur Sterilisation oder zur Versorgung der Küche besteht. 5.1.2 Aufstellungsverhältnisse/Gesamtanlagenumfang Der gesamte Anlagenumfang einer KWK-Anlage wurde in Kapitel 5.0 zusammenfassend für die unterschiedlichen Anlagentypen dargestellt. Nachfolgend wird daher nur noch auf die Besonderheiten bei Anlagen mit Motoraggregaten eingegangen. Anhand von Beispielen werden die für eine Vorprojektierung der Gesamtanlage notwendigen Einzelangaben angerissen, um bei der Ermittlung der Investitionssumme die gegebenenfalls geforderte Genauigkeit erreichen zu können. Für die Ermittlung der Gebäudekosten sind die erforderlichen Räumlichkeiten anhand eines Aufstellungskonzeptes (Beispiel Abb. 5.1-4) festzulegen. Als Anhaltswerte für die Abmessungen der einzelnen Motoraggregate können die in diesem Kapitel enthaltenen Masstabellen dienen. Entsprechend der Zielsetzung dieses Buches berücksichtigen die Tabellen einen Querschnitt der am Markt erhältlichen Fabrikate. Bei der Realisierung des so gefundenen Raumkonzeptes werden die tatsächlich erforderlichen Platzverhältnisse je nach Ausführungsfabrikat hiervon abweichen. Daher

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

61

sollte man bei der Anwendung der Masstabelle die Platzverhältnisse für Montageflächen und Durchgänge nicht zu eng bemessen, so dass dann in der späteren Ausführungsplanung Ausgleichsflächen für evtl. erforderliche Anpassungen nutzbar sind. Die Konzeption sollte darüber hinaus so gewählt werden, dass spätere Erweiterungsmöglichkeiten gegeben sind. Raum für ein Reserveaggregat ist u.U. von vornherein mit einzuplanen. Bei kleinen bis mittleren Aggregaten mit schnelllaufenden Motoren (Drehzahl über 1500 U/min) ist die Erstellung eines besonderen Fundamentes nicht erforderlich, wenn ein ausreichend tragfähiger Betonboden oder eine tragfähige Decke vorhanden sind.

Abb. 5.1-4: Aufstellungsbeispiel einer KWK-Anlage mit Gas-Diesel-Motoren

Die Aufstellung erfolgt in der Regel immer elastisch, so dass dynamische Beanspruchungen durch freie Massenkräfte höherer Ordnung oder freie Massenmomente nur sehr geringfügig auf das Fundament einwirken. Zur

62

5 Technische Grundlagen

6 4 2 0

1

2

2

3

3

4

4

5

6 4 2 0

5

(t)

0

1

Breite B (m)

Länge C (m)

12 8 4 0

Höhe D (m)

0

6

Höhe H (m)

16 12 8 4 0

0

1

2

3

4

5

elektr. Aggregateleistung (MW)

Gewicht

Länge L (m)

statischen Überprüfung sind das statische Gewicht und das Kippmoment (Reaktionsmoment zum Drehmoment des Motors) von Bedeutung, wobei man das größtmögliche Kippmoment (z.B. bei plötzlicher dynamischer Belastung durch Generatorkurzschluss) zugrunde legt. Die Betonoberfläche muss glatt sein. Eine Aufkantung ist empfehlenswert.

4 2 0 0

1

2

3

4

5

0

1

2

3

4

5

4

5

100 10 1 0

1

2

3

elektr. Aggregateleistung (MW)

Abb. 5.1-5: Platzbedarf typischer BHKW-Aggregate (Otto- und Diesel-Gasmotoraggregate einschließlich Abgasreinigung und Wärmetauscher

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

63

Für langsam- und mittelschnelllaufende Motore sind Einzelfundamente erforderlich. Im Regelfall ist das Fundament starr gegründet. Das Aggregat wird mit Federelementen elastisch auf dem Fundamentblock gelagert. In besonderen Fällen (z.B. bei hohen Anforderungen an Körperschalldämmung) wird der gesamte Fundamentblock auf einer Fundamentplatte durch entsprechend schwere Federisolatoren elastisch gelagert. Das Aggregat wird dann auf dem Fundamentblock starr aufgestellt. Diese Variante wirkt durch die große abgefederte Masse (Fundament plus Motor) wesentlich dämpfender als die erste Lösung. Allerdings sind auch die Herstellungskosten höher.

Abb. 5.1-6: BHKW-Anlage größerer Leistung (Foto: Deutz Energy)

Der komplette Lieferumfang für das Motoraggregat besteht jeweils aus:  Verbrennungsluft-Ansaugleitung mit Luftfilter und ggf. Schalldämpfer, Motoraggregat komplett einschließlich Zündanlage, Vergaser (bzw. Einspritzpumpe), Abgassystem, Ölwanne, Ölpumpen, Anlasser, Dreheinrichtung usw.,  Brennstoffregelstrecke (ggf. auch für zwei Brennstoffe wie Heizöl und Erdgas),  Abgasturbolader (je nach Bedarf),  am Motor angeflanschtem Generator,  Schaltschrank mit zugehöriger E- und MSR-Technik,  Wasser und Schmierölsystem,  Wärmetauscher für Öl- und Kühlwasserkreislaufsystem. Das komplette Aggregat wird werksseitig vorgefertigt und üblicherweise anschlussfertig auf einem Grundrahmen montiert auf der Baustelle ange-

64

5 Technische Grundlagen

liefert. Bei größeren Aggregaten werden Wärmetauscher und Schaltanlage separat vom Motorenlieferanten beigestellt und unterhalb oder neben den Motoren aufgestellt. Typische Beispiele für die Abmessungen der Aggregate sind den in Abb. 5.1-5 enthaltenen Darstellungen zu entnehmen, weitere Erläuterungen dem Abschnitt Motorbauarten/Aggregatetechnik (Kap. 5.1.3). Die Wärmetauscher (Schmieröl-, Zylinderkühlwasser-, Abgaswärmetauscher sowie der Ladeluftkühler) werden vom Aggregatehersteller als komplette funktionsfähige Einheit einschließlich der erforderlichen Überwachungseinrichtungen, je nach Druck und Temperatur nach TRD ausgelegt, geliefert. Bei kleineren Aggregaten (im Regelfall unter 500 KW) werden alle Wärmetauscher einschließlich Katalysator in einem „Wärmeschrank" komplett vormontiert geliefert oder sind direkt an der Anlage montiert. Bei größeren Aggregaten werden die Einzelkomponenten (Wärmetauscher, Katalysatoren, Pumpen, Behälter usw.) jeweils separat geliefert, neben den Aggregaten plaziert und vor Ort montiert. In Abbildung 5.1-5 sind die Platzverhältnisse jeweils einschließlich dieser Nebenanlagen angegeben. Abbildung 5.1-7 enthält Angaben zur erfor derlichen Raumhöhe der Maschinenhalle, die anhand ausgeführter

Raumhöhe m

10

1 0,1

1

10

100

therm. Gesamtanlagenleistung MW

Abb. 5.1-7: Raumhöhe typischer KWK-Anlagen mit Diesel-/Ottomotoren

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

65

Anlagen zusammengestellt wurden. Naturgemäß streuen die Einzelwerte sehr stark, da die örtlichen Verhältnisse von Anlage zu Anlage erhebliche Unterschiede aufweisen. Die VDI-Richtlinie 2050 enthält ebenfalls Richtwerte und weiterführende Informationen für Vorplanungen. Eine Druckluftversorgung bestehend aus  Druckluftkompressor,  Druckluftflaschen,  Rohrleitungssystem, als Startvorrichtung für die Druckluftanlasser der Motoraggregate und als Betriebsmittelversorgung für Reparaturwerkzeuge im Motorenbereich ist ebenfalls im Aufstellungskonzept zu berücksichtigen. Für die Schmierölversorgung ist die Planung einer automatisch arbeitenden Anlage entsprechend dem Beispiel in Kapitel 5.0, Abb. 5.0-4 empfehlenswert. Durch ausreichend bemessene Lüftungsanlagen ist sicherzustellen, dass die im Betrieb der Motoraggregate anfallende Wärmeabstrahlung, die bis über 10 % der Aggregateleistung betragen kann, auch unter den extremsten Sommerbedingungen abgeführt werden kann. Die Frischluftzufuhr sollte so erfolgen, dass vor allem den Generatoren möglichst kühle Luft zugeführt wird. 1000000

Luftbedarf m3/h

Kühlluftbedarf 100000

10000 Verbrennungsluftbedarf 1000

100 0

2000

4000

6000

elektr. Aggregateleistung

8000

kW

Abb. 5.1-8: Anhaltswerte für den Luftbedarf von KWK-Anlagen auf Basis von Diesel-/Ottomotoren

66

5 Technische Grundlagen

elektrischer Energiebedarf der Lüftungsanlagen (kW)

Die in die Motorenhalle einzubringende Mindestluftmenge entspricht dem Verbrennungsluftbedarf der Motoraggregate, da die Verbrennungsluft der Motoren im Regelfall aus dem Maschinenraum angesaugt wird. Für die Belüftung kleiner Maschinenräume genügen Abluftventilatoren und ausreichend dimensionierte Zuluftöffnungen (Unterdruck in der Maschinenhalle ist zu vermeiden). Bei größeren Anlagen müssen Zu- und Abluftventilatoren installiert werden. Die Regelung der Ventilatoren (und damit die Raumtemperaturregelung) erfolgt über Raumthermostate. Um auch bei niedrigen Außentemperaturen die Maschinenraumtemperatur nicht unter 20 °C absinken zu lassen, sollte Umluftbeimischung möglich sein. Bei reinen Zu-/Abluftanlagen ist in den Zuluftstrom ein Heizregister zu integrieren. Abbildung 5.1-7 gibt Anhaltswerte für die Auslegung, Abb. 5.1-8 für den elektrischen Leistungsbedarf von üblichen Lüftungsanlagen mit mechanischer Lüftung. 1000

100

10

1 0

2000

4000

6000

8000

elektr. KWK- Aggregateleistung (kW)

Abb. 5.1-9: Anhaltswerte für den elektrischen Energiebedarf der Lüftungsanlage von Diesel-/Ottomotorenanlagen

Oberhalb der Motoraggregate (vor allem der Zylinderreihen) sind Hebezeuge bzw. Befestigungspunkte für Hebezeuge vorzusehen. Die Auslegung sollte für das schwerste bei Wartungsarbeiten zu händelnde Ersatzteil ausgelegt sein. Sofern keine anderen Angaben vorliegen, kann für erste Ansätze ein Erfahrungswert von 1,5t je Befestigungspunkt angesetzt werden. Der Transport von Motor bzw. Generator oder gar der kompletten Aggregateeinheit erfolgt erfahrungsgemäß günstiger mit Schwerlastrollen oder ähnlichen Transporthilfen über den Boden der Maschinenhalle, als mit

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

67

Hilfe eines Hallenkrans. Krananlagen für Wartungszwecke sind zwar wünschenswert, aufgrund der damit verbundenen Kosten für die höhere Gebäudekonstruktion, die Krananlagen, Rohrleitungsführung usw. im Regelfall aber unwirtschaftlich. BHKW-Anlagen mit Leistungen bis zu wenigen hundert kWel werden als Komplettmodul vom Hersteller geliefert. Im schallgedämmten Gehäuse sind sämtliche zum Betrieb der Anlage gehörenden Bauteile installiert. Die Anlage kann im Heizraum aufgestellt und an die Wärme-, Stromund Brennstoffversorgung sowie an das Abgassystem angeschlossen werden. Der Raum muss so bemessen sein, dass Wartungsarbeiten durchgeführt werden können.

Abb. 5.1-10: Bild einer Komplettanlage (Werksfoto Communametall)

5.1.3 Motorbauarten/Aggregatetechnik Die Motoraggregate arbeiten je nach Fabrikat und Leistung im 2-Takt(ventillos) oder 4-Takt-Betrieb. Mit Ausnahme von ausgesprochen kleinen und extrem großen Motoreinheiten hat das Viertaktverfahren gegenüber dem ventillosen Zweitaktprinzip Vorteile wie z.B.  günstigerer spez. Brennstoffverbrauch (insbesondere im Teillastbetrieb),  geringerer Schmierölverbrauch,

68

5 Technische Grundlagen

 geringerer Verschleiß (vor allem bei Zylinderlaufbuchsen und Kolbenringen),  geringere Schadstoffemission. Darüber hinaus unterscheiden sich die Anlagenaggregate noch durch die aggregatetechnische Ausrüstung wie z.B. Abgas-/ Turbolader, Ladeluftkühler usw. Da für die Ermittlung der elektrischen Gesamt-Anlagenleistung (Nettoanlagenleistung; nur diese sollte in der Wirtschaftlichkeitsbewertung erfasst werden) auch die Leistung der Hilfsantriebe wie    

Lüftungsanlagen, Brenngasverdichter, elektrisch angetriebene Ölpumpen, usw.

zu berücksichtigen sind, muss an dieser Stelle noch ein Hinweis zum Prinzip der Gemischbildung erfolgen. Bei der konventionellen Abgas-Turboaufladung von Gasmotoren wird nur die Verbrennungsluft vorverdichtet und das Brenngas anschließend zur Gemischbildung dem Luftstrom zugeführt. Dies erfordert einen Gasdruck nach der Gasregelstrecke, der über dem Ladeluftdruck liegen muss und je nach Motorbauart bis zu 2,5 bar betragen kann. Demgegenüber kann das Prinzip der Gemischverdichtung, welches neuerdings von einigen Herstellern angeboten wird, mit geringeren Brenngasvordrücken arbeiten und erspart insbesondere bei Betrieb mit Klär-, Bio- oder Deponiegas elektrische Eigenbedarfsleistung in den Gasverdichteranlagen. Entsprechend den jeweiligen Randbedingungen muss von Fall zu Fall geprüft werden, welches Verbrennungsverfahren die geeignetere Lösung darstellt. In Bezug auf das Arbeitsverfahren unterscheidet man nach:  Otto-Verfahren  Diesel-Verfahren Beim Otto-Verfahren wird ein zündfähiges Gas-Luft-Gemisch verdichtet. Anschließend wird die Verbrennung durch eine elektrische Zündanlage mittels Zündkerze eingeleitet. Die Verbrennung ist weitgehend russfrei, was eine geringe Belastung des Schmieröls mit physikalischen Verunreinigungen und damit geringen Verschleiß und hohe Lebensdauer aller Bauteile erwarten lässt. Eine Lastregelung bis zu 50% der Nennleistung ist mit nur geringen Wirkungsgradeinbußen möglich. Mehrbrennstoffbetrieb (Mehrgasbetrieb) ist auch mit Gasen unterschiedlicher Methanzahl (MZ) und damit unterschiedlicher Klopffestigkeit realisierbar. Die Motorleistung und/oder der Zündzeitpunkt werden in diesem Fall auf das ungünstigste Gasgemisch eingestellt. Im Normalfall bedeutet dies eine Leistungsreduk-

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

69

tion. Da die meisten Brenngase nur einen geringen Schwefelanteil enthalten, kann die Abkühlung der Motorabgase auf 120 °C zugelassen werden, wodurch sich ein guter thermischer Wirkungsgrad ergibt. Beim Diesel-Verfahren erfolgt die Gemischbildung und Zündung durch Einspritzen von Dieselkraftstoff (Heizöl EL). Vielfach wird auch das GasDiesel-Verfahren angewendet. Hierbei wird der Diesel-Motor im Zweibrennstoffbetrieb gefahren. Das Anlassen und Abschalten des Motors erfolgt im reinen Dieselbetrieb. Nach Erreichen der Nennleistung (nach dem Anlassvorgang) wird dem Motor ein Brenngas-Luftgemisch (z.B. Erdgas und Luft) zur Verdichtung zugeleitet. Die Zündung erfolgt dann durch Einspritzung einer geringen Dieselkraftstoffmenge (4 - 10%). Von diesem Gas-Diesel-Betrieb kann unterbrechungsfrei auf reinen Dieselbetrieb umgeschaltet werden. Dieses Verfahren lässt auch die Verwendung von mehreren Gasarten wie z.B. Erdgas-Deponiegas bzw. Erdgas-Klärgas zu. Diese Anlagen sind aufgrund des zusätzlich möglichen Dieselbetriebes dann auch zur Notstromerzeugung bei Netzausfall einsetzbar. Das Abgas der Gas-Diesel-Aggregate ist ähnlich dem eines reinen Dieselmotors, wenn auch in geringerem Umfang mit Russ und Schwefel belastet. Daher erfordert die Auslegung der Wärmetauscher und Katalysatoren besondere Aufmerksamkeit. Im Vergleich zum Gas-Otto-Motor ist das Teillastverhalten des Gas-Diesel-Motors ungünstiger. Durch den unvollkommeneren Verbrennungsablauf im Teillastbetrieb bleibt ein Teil des Gases unverbrannt. Hierdurch nimmt der Teillastwirkungsgrad stärker ab. Ein Betrieb mit weniger als 70% Nennlast sollte daher vermieden werden. Im Notstrom- oder Netzersatzbetrieb kann der Gas-Diesel-Motor zuverlässig eingesetzt werden, wenn die Einhaltung der VDE-Vorschrift 0108 erfüllt werden muss (Zeitdifferenz zwischen Stromausfall und Lastübernahme durch Notstromaggregat max. 15 sec.). In diesem Fall arbeitet das Aggregat dann allerdings im reinen Dieselbetrieb. Aufgrund des Schwefelgehaltes im Dieselkraftstoff und der daraus resultierenden Gefahr des Auskondensierens von H2SO3 im Abgassystem sollte die Abgasabkühlung in den Abgaswärmetauschern im Dieselbetrieb auf ca. 180 Grad Celsius eingeschränkt werden. Im Gas-Dieselbetrieb ist eine weitere Abkühlung für das Aggregat unbedenklich, wegen der Beanspruchung des Abgassystems sollte dies aber nur bei Verwendung geeigneter Materialien zugelassen werden. Gase mit niedriger Methanzahl können als Brennstoff nur nach vorheriger Abstimmung mit den Herstellern eingesetzt werden, da die erforderliche Herabsetzung der Verdichtungsverhältnisse unter Umständen die sichere Zündung gefährdet. Die Abgas-Turboaufladung kann beim Diesel-Motor und beim OttoMotor erfolgreich angewendet werden. Im Gasbetrieb (vor allem für Otto-

70

5 Technische Grundlagen

Motore) sind die möglichen Aufladegrade jedoch durch die Klopffestigkeit des Brenngases bestimmt und bauartbedingt 25 - 60% niedriger als beim Dieselmotor. Bei aufgeladenen Motoren wird üblicherweise ein Ladeluftkühler vorgesehen, um die Gemischtemperatur niedrig zu halten. Besondere Beachtung ist den Kühlmedien des Ladeluftkühlers zu schenken, da die Ladeluft möglichst auf 40 °C zurückgekühlt werden sollte. Meist kann die hierfür abzuführende Energie wegen fehlender Niedertemperaturwärmeverbraucher aber nicht genutzt werden. Bei großen Motoraggregaten (z.B. 1,5 MWel) lohnt es sich, den Teil der Ladeluftwärme zu nutzen, der bei Abkühlung auf ca. 80 °C anfällt, und nur den Rest als Verlustwärme abzuführen. Für die erste Bewertung und den Vergleich mit den übrigen KWK-Systemen ist die Kenntnis weiterer fabrikate- und leistungsbezogener Details zunächst nicht von ausschlaggebender Bedeutung. Erst im Rahmen der weiteren Entwurfs-/Ausführungsplanung sowie beim Vergleich konkreter Angebote sind detailliertere Informationen wesentlich. Aus Gründen der Übersichtlichkeit muss daher für tiefergehende technische Detailfragen auf die Literaturhinweise im Anhang und auf die Internetplattform www.kwkbuch.de verwiesen werden. 5.1.4 Emissionen/Emissionsminderungsmaßnahmen Unter den von Motorenanlagen ausgehenden Emissionen wie  Geräusche,  Schwingungen und  Abgase, kommt den Abgasen eine besondere Bedeutung zu. Geräuschemissionen wie auch die Körperschallschwingungen können problemlos durch einfache bautechnische Maßnahmen minimiert bzw. aufgefangen werden, so dass die Errichtung der Anlagen sogar in reinen Wohngebieten möglich wird. Die bei der motorischen Verbrennung entstehenden Abgase enthalten neben unschädlichen Bestandteilen (Wasserdampf) auch Luftschadstoffe (vor allem Kohlenmonoxid, unverbrannte Kohlenwasserstoffe und Stickoxide) sowie andere luftfremde Stoffe. Bei der Verbrennung von Dieselkraftstoff kommen noch Russemission und Schwefeldioxidemission hinzu. In Deutschland wurden in der „Technischen Anleitung zur Reinhaltung der Luft" (TA Luft) die einzuhaltenden Schadstoffgrenzwerte genannt

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

71

bzw. festgelegt. Die Tabellen 5.1-1 und 5.1-2 enthalten die Grenzwerte in der Fassung vom 1. Oktober 2002. Bezugsgröße für die in der TA Luft genannten Grenzwerte ist „trockenes Abgas im Normzustand (0 °C, 1013 mbar), sowie ein Sauerstoffgehalt im Abgas von 5%". Messergebnisse, die sich auf einen höheren Sauerstoffgehalt beziehen, sind nach den in Kapitel 8 enthaltenen Ausführungen umzurechnen. Bei Einsatz von Abgasreinigungsanlagen entfällt die Umrechnung, wenn geringere Sauerstoffkonzentrationen als 5 Vol-% gemessen werden (z.B. beim 3-Wege-Kat). Die Emissionsgrenzwerte für Stickoxide finden bei Notstromaggregaten (reiner Dieselbetrieb) im Regelfall keine Anwendung. Die bei der motorischen Verbrennung von flüssigem Brennstoff in Dieselmotoren entstehenden Schwefeldioxide werden toleriert, wenn der im Brennstoff enthaltene Massengehalt an Schwefel den Vorgaben der DIN 51 603 entspricht. Ansonsten sind gleichwertige Maßnahmen zur Emissionsminderung zu treffen. Die nachfolgenden Tabellen 5.1-1 und 5.1-2 geben die Grenzwerte der TA Luft für Gas- und Dieselmotoren (Selbstzündermotoren) an. Tabelle 5.1-1: Grenzwerte nach TA-Luft für Gasmotoren (Stand 1.10.2002) Grenzwert TA Luft NOx-Grenzwerte Magermotoren Sonstige 4-Takt-Motoren Zündstrahlmotoren für Bio-/Klärgas (> 3 MW) Zündstrahlmotoren für Bio-/Klärgas (< 3 MW) CO-Grenzwerte Erdgas und andere Gase (außer Bio-/Klärgas) Fremdzündungsmotoren für Bio-/Klärgas (> 3 MW) Fremdzündungsmotoren für Bio-/Klärgas (< 3 MW) Zündstrahlmotoren für Bio-/Klärgas (> 3 MW) Zündstrahlmotoren für Bio-/Klärgas (< 3 MW)

500 mg/m³ 250 mg/m³ 500 mg/m³ 1000 mg/m³ 300 mg/m³ 650 mg/m³ 1.000 mg/m³ 650 mg/m³ 2.000 mg/m³

Die Einhaltung der Schadstoffgrenzwerte kann zum einen durch Primärmaßnahmen wie 1. Entfernen der Brennstoffbestandteile, die beim Verbrennungsvorgang die Basis für die Luftschadstoffe bilden, 2. „motorische" Maßnahmen (Abgasrückführung, Wassereinspritzung, Magerbetrieb u.a.) oder durch Sekundärmaßnahmen, d.h. Reinigung der Abgase nach dem eigentlichen Verbrennungsvorgang, erreicht werden.

72

5 Technische Grundlagen

Entsprechend dem derzeitigen Stand der Technik gibt es kein Verfahren, das für alle Motorbauarten, Brennstoffe usw. gleichermaßen optimal eingesetzt werden kann. Daher muss unter Berücksichtigung der technischen und wirtschaftlichen Gesichtspunkte jeweils im Einzelfall entschieden werden, welches Verfahren zur Einhaltung der Schadstoffgrenzwerte geeignet ist. Tabelle 5.1-2: Grenzwerte nach TA-Luft für Selbstzündermotoren (Stand 1.10.2002) Grenzwert TA Luft NOx-Grenzwerte Selbstzündermotoren größer als 3 MW Selbstzündermotoren unter 3 MW CO-Grenzwerte Selbstzündermotoren Staub-/Partikelgrenzwerte Selbstzündermotoren

500 mg/m³ 1000 mg/m³ 300 mg/m³ 20 mg/m³

Die Beeinflussung der Brennstoffbestandteile ist nur bei Deponie- und Klärgasen in Einzelfällen sinnvoll. Alle übrigen Brennstoffe werden im Rahmen von Norm- oder Standardgüten geliefert. Die „motorischen" Maßnahmen sind im Zusammenhang mit den Sekundärmaßnahmen zu sehen. Im Regelfall sind motorische Maßnahmen zunächst wirtschaftlicher. Typabhängig wurden und werden hier durch die Hersteller Weiterentwicklungen betrieben. Entsprechend dem heutigen Stand der Technik sind folgende Verfahren zur Einhaltung der Schadstoffgrenzwerte am Markt eingeführt:     

Dreiwege-Katalysator (Lambda-1-Betrieb) Mager-Konzept (u.U. mit Oxidations-Katalysator) SCR-Verfahren (mit vorgeschaltetem Oxidations-Katalysator) Oxidations-Katalysator (als Ergänzung der Verfahren 2. u. 3.) Russ-Abbrennfilter (Dieselmotor)

Zur Entwicklung und zu den chemischen verfahrens- und verbrennungstechnischen Zusammenhängen bei den einzelnen Verfahren sind umfangreiche Literaturstellen verfügbar (siehe Literaturhinweise im Anhang). Bei der Konzeption einer KWK-Anlage muss ebenfalls der Einfluss der Abgasbehandlungsanlage auf  die Investitionen,  die Platzverhältnisse,

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

    

73

den Anlagenwirkungsgrad, den Betriebsmittelverbrauch (Betriebskosten), die Standzeiten (Instandhaltungskosten), den Wartungsaufwand (Wartungskosten), die zu erwartenden Emissionswerte (einschl. Langzeitperspektive) berücksichtigt werden.

Abbildung 5.1-11 zeigt eine Übersicht über den Einsatzbereich der Abgasreinigungsverfahren bei Motorenanlagen. Gas-Otto-Motor (Lambda=1)

3-Wege-Katalysator

-- Erdas -- Flüssiggas

Gas-Otto-Motor (Magerkonzept) -----

Erdas Flüssiggas Deponiegas Klärgas

Gas-Diesel-Motor

------

Oxidationskatalysator (optional)

SCR-Verfahren mit Oxidationskatalysator (in Einzelfällen auch mit Rußfilter)

Erdas Flüssiggas Deponiegas Klärgas Diesel-/Heizöl

Abb. 5.1-11: Übersicht Motorkonzepte einschl. Abgasreinigung

Generell gilt festzuhalten, dass bei Einsatz von Oxidationskatalysatoren sowie beim 3-Wege-Katalysator im Brennstoff die in Klär- und Deponiegasen häufig anzutreffenden „Katalysatorgifte" Fluor, Chlor, Wasserstoff, Schwefel usw. nicht oder nur in sehr geringen Konzentrationen vorhanden sein dürfen. Im Regelfall erfordert dies bei den vorgenannten Gasarten die Erstellung entsprechender Brennstoffanalysen, klärende Gespräche mit den Aggregateherstellern und ggf. Brennstoffaufbereitungsanlagen. Bei Verzicht auf Oxidationskatalysatoren sind Magerkonzept-Motore und GasDiesel-Motore im Regelfall in diesen Einsatzfällen ohne Brennstoffaufbe-

74

5 Technische Grundlagen

reitung einsetzbar. Unter Beachtung der vorgegebenen Randbedingungen bieten die Hersteller Standzeitgarantien bis zu 20.000 Stunden für die Katalysatoreinsätze an. Die grundsätzlichen Verfahrenszusammenhänge der Abgasreinigungsverfahren lassen sich wie folgt beschreiben: Dreiwege-Katalysator Der Dreiwege-Katalysator arbeitet in Verbindung mit einem nahezu stöchiometrischen Motorbetrieb (Lambda=1). Der Katalysator besteht aus einem keramischen oder metallischen Trägerkörper, der mit einer Edelmetallbeschichtung (z.B. Platin-Rhodium) versehen ist. Der optimale Arbeitsbereich liegt bei Abgastemperaturen zwischen 400 und 600° C. 11 Luft

8

Abgas

5 M

10 4

10

1

9

2 6 PC

M

7

Erdgas

3

Regler

1-Motor 2-Generator 3-Katalysator 4-Lambda-Sonde 5-Drosselklappe 6-Gasventil 7-Druckregler 8-Gas-/Luft-Mischer 9-Abgas-Wärmetauscher 10-Schalldämpfer 11-Kamin

Abb. 5.1-12: Funktionsschema 3-Wege-Katalysator

Im 3-Wege-Kat werden gleichzeitig Stickoxide (NOx), Kohlenmonoxide (CO) und Kohlenwasserstoffe (HC) abgebaut oder umgewandelt. Die Katalysatorbeschichtung bewirkt sowohl oxidierende als auch reduzierende Reaktionen. Ein stöchiometrisches Luftverhältnis ist Voraussetzung für die optimale Wirkung. Restsauerstoff im Abgas würde nur den Oxidationsprozess nicht aber die Reduktion der Stickoxide ermöglichen. Nur in einem sehr schmalen Luftverhältnisbereich (Lambda-Fenster) werden für alle drei Schadstoffe die höchsten Umwandlungsraten erzielt. Das Funktionsschema ist in Abb. 5.1-12 dargestellt. Vorkommen an Schwermetallen und Schwe-

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

75

fel, Phosphorverbindungen, Chlor und Flourverbindungen (Halogenverbindungen) im Brennstoff gefährden die Standzeit der Anlage schon bei niedrigen Konzentrationen. Der 3-Wege-Kat kann bei Diesel-, Gas-Dieselund Zweitaktmotoren nicht eingesetzt werden, da diese mit Luftüberschuss betrieben werden müssen. Magerkonzept Bei der Magergemisch-Verbrennung mit Luftverhältnissen (Lambda) von ca. 1,45 bis 1,6 kann die Entstehung von NOx soweit reduziert werden, 11 Luft

10 4

Abgas

"a" 13

L

10

3 9

T

PC

Erdgas

M

7

Regler

8

6 5

M

12

1

"b" Luft Erdgas 8 M

L Zum Motor

T Vom Motor

2

1-Motor 2-Generator 3-Oxidationskatalysator (Option) 4-Lambda-Sonde 5-Drosselklappe 6-Gasventil 7-Druckregler 8-Gas-/Luft-Mischer 9-Abgas-W„rmetauscher 10-Schalld„mpfer 11-Kamin 12-Gemischk hler 13-Turbolader L-Lader T-Abgasturbine "a"-Luftaufladung "b"-Gemischaufladung (Alternative)

Abb. 5.1-13: Regelschema eines nach dem „Magerkonzept" arbeitenden aufgeladenen Otto-Motoraggregates

76

5 Technische Grundlagen

dass der Grenzwert der TA Luft in allen Betriebszuständen unterschritten wird. Je nach Motorfabrikat ist der CO-Gehalt der Abgase, der hierbei ansteigt, durch Nachschaltung eines Oxidationskatalysators zu verringern. Nachteilig ist bei diesem Verfahren die Verringerung des Wirkungsgrades gegenüber einer leistungs- oder verbrauchsoptimierten Einstellung. Aufgrund der geringeren Investitionen und der geringeren Betriebs- und Wartungskosten ist das Verfahren trotzdem sehr wirtschaftlich. Ein Beispiel für das Regelkonzept ist in Abb. 5.1-13 dargestellt. SCR-Verfahren Dort, wo bauartbedingt weder Dreiwege-Kat noch Magerkonzept verwendbar sind, wird das SCR-Verfahren eingesetzt (Dieselmotore, GasDiesel-Motore und z.T. aufgeladene Otto-Motore). Beim SCR-Verfahren (Selektiv Catalytic Reduktion) erfolgt die Abgasreinigung durch Reaktion der Stickstoffoxide mit dem in den Abgasstrom eingespritzten Ammoniak (NH3) zu Stickstoff und Wasserdampf. Zur Verminderung der Restemissionen bei CO und NH3 kann ein Oxidationskatalysator nachgeschaltet werden. Die SCR-Reaktion verläuft exotherm. Die entstehende Wärme trägt in den Abgaswärmetauschern zur Heizwasseraufwärmung bei. Abbildung 5.1-14 zeigt das Verfahrensschema anhand eines Ausführungsbeispieles für einen Gas-Dieselmotor. Das als Reduktionsmittel eingesetzte Ammoniak kann entweder in reiner Form (Gasflaschen) oder als 25%-ige wässrige Lösung genutzt werden. Bei Verwendung der wässrigen Lösung geht zwar die geringe Verdampfungswärme der Lösung an der thermischen Leistung der Aggregate verloren, jedoch sind Handhabung und Lagerung problemloser. Auf die richtige Arbeitstemperatur der Katalysatoren, die nötigenfalls durch Zwischenschaltung von Wärmetauschern steuerbar ist, ist besonders zu achten (Arbeitstemperatur SCR-Katalysator ca. 300 °C, Arbeitstemperatur Oxidationskatalysator: 250 bis 600 °C). Werden die Aggregate überwiegend im Dieselbetrieb eingesetzt, muss u. U. ein Russfilter der Katalysatoranlage vorgeschaltet werden (Einzelfallprüfung erforderlich).

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

77

Abb. 5.1-14: Funktionsschema SCR-Verfahren

Da bei Einsatz des SCR-Verfahrens das Motoraggregat jeweils im Wirkungsgrad-/Leistungsoptimum betrieben werden kann, steht dem Nachteil der höheren Betriebskosten der Vorteil des besseren Wirkungsgrades gegenüber. Systementscheidungen können daher nur anhand einer den Erfordernissen des Einzelfalls Rechnung tragenden Wirtschaftlichkeitsberechnung getroffen werden. Der NH3-Bedarf der SCR-Anlagen ist u.a. von der konkreten Auslegung der Abgasbehandlungsanlage sowie den vom Motor emittierten NOx-Mengen abhängig. In erster Näherung kann im hier besprochenen Leistungsbereich als Anhaltswert für Voruntersuchungen ein Erfahrungswert von 0,8 bis 1,0 g NH3 je kWh erzeugter elektrischer Energie (bzw. ca. 3,2 g/kWh bei 25 %-tiger wässrigen Lösung) dienen (Tabelle 5.1-3). Tabelle 5.1-3: Additivkosten bei Motorenanlagen (Erfahrungswerte) NH3 –Bedarf spez. NH3- Kosten spez. Betriebskosten

g/kWh €/kg ct/kWh

2,0 0,15

0,8 -

2,5 0,2

2,0 0,2

1,0 -

2,5 0,25

78

5 Technische Grundlagen

Abb. 5.1-15: Typische NH3-Versorgungsanlage

Abbildung 5.1-15 zeigt das Fließbild einer typischen NH3-Versorgungsanlage für eine Gas-Diesel-Motorenanlage. Die Abbildungen 5.1-16 und 5.1-17 zeigen das Aufstellungskonzept einer Motoranlage für die gleiche Aggregateleistung. Abbildung 5.1-16 zeigt eine Anlage mit SCR-Katalysator (Gas-Diesel-Motor), im Gegensatz hierzu zeigt Abb. 5.1-17 die Anlagenkonzeption für einen Gas-Otto-Motor (Mager-Konzept mit Oxidationskatalysator). Die Unterschiede in Platzbedarf und apparativem Aufwand werden deutlich.

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

79

Abb. 5.1-16: Aufstellungsbeispiel KWK-Anlage mit Gas-Diesel-Motor

5.1.5 Basisdaten der Wirtschaftlichkeitsberechnung Unter Berücksichtigung der Ausführungen in Kapitel 3, 4 und 5.1.1 bis 5.1.4 sind  die Leistungs- und Arbeitswerte,  der Betriebsmittelverbrauch,  die Investitionen und Kapitalkosten als Grundlage für die anschließende Wirtschaftlichkeitsberechnung zu ermitteln. Die Bilanzgrenze umfasst die gesamte Energieerzeugungsanlage

80

5 Technische Grundlagen

einschließlich aller zugehörigen Hilfs- und Nebenanlagen, so dass der Vergleich mit anderen Systemen immer auf Basis der abgegebenen Nettoleistung, der tatsächlichen Einspeiseleistung erfolgt. Der Berechnungsvorgang ist für alle KWK-Systeme nach dem gleichen Schema durchzuführen und wird in Kapitel 7 ausführlich dargestellt. Die nachfolgenden Erläuterungen enthalten die anlagenspezifischen Kenndaten und Besonderheiten, die bei Motoraggregaten zu berücksichtigen sind.

Abb. 5.1-17: Aufstellungsbeispiel KWK-Anlage mit Otto-Motor

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

81

5.1.5.1 Leistungsdaten

Gesamt Wirkungsgrad

Die Abhängigkeit zwischen thermischer und elektrischer Leistung der KWK-Aggregate ergibt sich anhand der in Kapitel 7.2 dargestellten mathematischen Zusammenhänge. Abbildung 5.1-18 enthält eine Zusammenstellung der Wirkungsgrade für typische Motoraggregate. Trotz des großen Streubereiches ist die Abhängigkeit des elektrischen und thermischen Wirkungsgrades von der Leistungsgröße der Motoraggregate zu erkennen. Der Gesamtwirkungsgrad ist nicht so stark betroffen, da eine Verringerung der elektrischen Leistung im Regelfall eine Verbesserung des thermischen Wirkungsgrades mit sich bringt. Der große Streubereich bei den thermischen Wirkungsgraden hängt bei gleicher Aggregategröße von der Gesamtkonzeption der Energienutzung ab. Die obere Grenzkurve ist zu berücksichtigen, wenn die gesamte Motorabwärme (d.h. auch die Ladeluft-Kühlwasserenergie) optimal genutzt werden kann und eine Abgastemperatur von 120 °C möglich ist. Die untere Grenzkurve entspricht einer Abgastemperatur von 180 °C (z.B. bei Dieselbetrieb und nur teilweise genutzter Kühlwasserenergie). Bei den elektrischen Wirkungsgraden entspricht die obere Grenzkurve den Werten der Gas-Diesel- bzw. der Diesel-Aggregate, die im Regelfall wirkungsgradoptimiert betrieben werden. Die untere Grenzkurve entspricht den Otto-Motoraggregaten (Magerkonzept/Lambda-1-Betrieb). 1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

thermischer. Wirkungsgrad

0,70 0,60 0,50 0,40

elektrischer Wirkungsgrad

0,30

0,50 0,40 0,30 0,20

elektr. Aggregateleistung (kW)

Abb. 5.1-18: Wirkungsgrade typischer KWK-Motoraggregate

82

5 Technische Grundlagen

Eine exakte Auswahl eines konkreten Aggregates anhand dieser Kurven ist weder möglich noch im konkreten Projektfall wirklich sinnvoll. Hier sollte man den Wettbewerb nicht einschränken. Erst der detaillierte Angebotsvergleich auf Basis der Nutzwärmekosten kann eine fundierte Entscheidungsgrundlage bieten. Um aber bereits in der Phase der Projektierung eine realistische Auswahl der Wirkungsgradansätze für die Wirtschaftlichkeitsvoruntersuchung zu erleichtern, wurden in Tabelle 5.14 typische Anhaltswerte zusammengestellt. In Abhängigkeit von der Aggregategröße kann durch Interpolieren der Zahlen anhand der Kurven in Abb. 5.1-18 der jeweils einzusetzende Wert abgeschätzt werden. Zu beachten ist, dass sich unter den üblichen Gegebenheiten der Gesamtwirkungsgrad nur unwesentlich ändert, da eine Korrektur des elektrischen Wirkungsgrades zu einer umgekehrt proportionalen Veränderung des thermischen Wirkungsgrades führt.

elektr. Verdichterleistung (kW)

60 ǻp=2 bar

ǻp=3 bar

50

ǻp=1 bar

40 30 20 10 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

elektr. Aggregateleistung KWK-Anlage (kW)

Abb. 5.1-19: Anhaltswerte für den elektrischen Energiebedarf der bei Motorenanlagen eingesetzten Brenngasverdichter

Im Ergebnis erhält man mit den vorgenannten Ansätzen zunächst die aggregatespezifischen Leistungen. Nicht berücksichtigt in den Werten ist der Eigenbedarf elektrisch angetriebener Hilfsaggregate und der thermische Eigenbedarf der gesamten Erzeugungsanlage. Während der thermische Eigenbedarf oft vernachlässigbar ist, muss der elektrische Eigenbedarf separat erfasst werden. Hauptverbraucher sind hier  Lüftungsanlagen,  Brenngasverdichter,  Öl-, Brennstoff-, NH3–Pumpen. Während Brennstoff- und Umwälzpumpen nur geringe Leistungswerte erreichen (hierfür genügt im Regelfall ein Zuschlag unter „Sonstiges" in der

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

83

Höhe von z.B. 0,15 bis 0,5% der elektr. Aggregateleistung) können die Antriebsleistungen der Lüftungs- und Verdichteranlagen doch einzelfallabhängig deutlich größere Werte annehmen. Um erste Anhaltswerte für eigene Berechnungen zur Verfügung zu stellen wurde in Abb. 5.1-9 die elektrische Stromaufnahme der Lüftungsanlagen für typische BHKW-Anlagen dargestellt. Für Brenngas-Verdichteranlagen können für übliche Drücke im NDoder MD-Erdgasnetz entsprechende Anhaltswerte der Abb. 5.1-19 entnommen werden. Als Beispiel für eine mögliche tabellarische Wiedergabe der Berechnungs- bzw. Auslegungsergebnisse dienen die Tabellen 5.1-4 und 5.1-5, die ein einfaches Erfassungsschema zeigen. Tabelle 5.1-4: Zusammenstellung der Wirkungsgradansätze Aggregatewirkungsgrade

Dimension

elektrischer Wirkungsgrad

/

thermischer Wirkungsgrad

/

Gesamteffizienz

/

Variante ...

5.1.5.2 Jahresarbeit Die Berechnung der Ansätze erfolgt gemäß den in Kapitel 7.2 enthaltenen Erläuterungen und Formeln. Als Auslegungshilfe für die aggregatespezifische Erfassung des Teillastverhaltens von Motorenanlagen zeigt Abb. 5.1-20 am Beispiel einer typischen, aus drei Gas-Diesel-Motoraggregaten bestehenden KWK-Anlage die lastabhängige Veränderung des elektrischen Wirkungsgrades. Durch Zu- und Abschalten einzelner Motoraggregate bei Erreichen der entsprechenden Teillastpunkte entsteht der leicht sägezahnartige Verlauf der Kurve. Anhand dieses Beispiels und der tatsächlichen Jahresdauerlinie kann die Betriebszeit der jeweiligen Lastpunkte abgeschätzt und so der durchschnittliche Jahresnutzungsgrad ermittelt werden. Im Regelfall liegen die Werte für den Jahresnutzungsgrad ein bis zwei Punkte unter den entsprechenden thermischen oder elektrischen Wirkungsgradansätzen. Die Berechnungen der Arbeits- und Brennstoffbedarfswerte müssen die Jahresnutzungsgrade der Wärme- und Stromerzeugung berücksichtigen, in welchen die vorgenannten Einflüsse mathematisch erfasst werden. Meis-

84

5 Technische Grundlagen

tens liegen die Jahresnutzungsgrade für die drei Kennzahlen Wärme, Strom, Brennstoff einen Prozentpunkt unter den Wirkungsgraden. Tabelle 5.1-5: Leistungsdatenzusammenstellung Dimension thermische Leistung der Anlage - Aggregat 1 - Aggregat 2 - Aggregat ... Summe Aggregateleistung

kWth kWth kWth kWth

thermischer Eigenbedarf

kWth

thermische Netzeinspeiseleistung

kWth

elektrische Leistung der Anlage - Aggregat 1 - Aggregat 2 - Aggregat … Summe Aggregateleistung

kWel kWel kWel kWel

elektrischer Eigenbedarf - Lüftungsanlage - Hilfs- und Nebenanlagen, Sonstiges - Brenngasverdichter - Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen Summe elektrischer Eigenbedarf

kWel kWel kWel kWel kWel

elektrische Netzeinspeiseleistung

kWel

Variante ...

Tabelle 5.1-6: Zusammenstellung der Nutzungsgradansätze Gesamtanlagennutzungsgrade elektrischer Nutzungsgrad thermischer Nutzungsgrad Gesamtnutzungsgrad

Dimension

Variante ...

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

85

Abb. 5.1-20: Teillastverhalten von KWK-Anlagen auf Basis von Motoraggregaten Tabelle 5.1-7: Berechnung der jährlichen Netzeinspeisung (thermisch/elektrisch Dimension thermische Jahresarbeit der Anlage - Aggregat 1 - Aggregat …. Summe thermische Jahresarbeit

kWhth/a kWhth/a kWhth/a

thermischer Eigenbedarf

kWhth/a

thermische Netzeinspeisearbeit elektrische Jahresarbeit der Anlage - Aggregat 1 - Aggregat …. Summe elektrische Jahresarbeit

kWhel/a kWhel/a kWhel/a

elektrischer Eigenbedarf - Lüftungsanlage - Hilfs- und Nebenanlagen, Sonstiges - Brenngasverdichter - Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen Summe elektrischer Eigenbedarf

kWhel/a kWhel/a kWhel/a kWhel/a kWhel/a

elektrische Netzeinspeisung

kWhel/a

Variante ...

86

5 Technische Grundlagen

Der elektrische Jahresenergiebedarf der Hilfsanlagen und Nebenantriebe kann über die Ausnutzungsstunden der KWK-Anlage berechnet werden. Der Rechenweg ist in Kapitel 7.2 erläutert. Der sich entsprechend dem Rechenschema in Kapitel 7.2 für die Hilfsantriebe errechnende Betrag wird von der erzeugten Jahresarbeit in Abzug gebracht. Soweit keine besonderen Verhältnisse vorliegen, kann mit ausreichender Genauigkeit auch ein Anteil zwischen 3 und 8 % der elektrischen Leistung bzw. Arbeit für den Bedarf der Hilfsantriebe angesetzt werden. Tabelle 5.1-8 zeigt eine Übersicht über typische Jahresnutzungsgrade von BHKW-Anlagen. Tabelle 5.1-8: Typische Nutzungsgradansätze von Motorenanlagen

[Quelle: VDI

2067] Nutzungsgrad (%)

Gas-Otto-Motoraggregat

Gas-Diesel-Motoraggregat

Diesel-Motoraggregat

elektr. Nutzungsgrad

29 - 35

31 - 37

33 - 39

therm. Nutzungsgrad

51 - 52

47 - 44

43 - 41

Gesamtnutzungsgrad

80 - 87

78 - 81

76 - 80

5.1.5.3 Investitionen Die Angabe allgemeingültiger Ansätze zum erforderlichen Investitionsvolumen ist aufgrund der vielfältigen Einflüsse nicht unproblematisch. Einzelfallabhängig sind hier nur konkrete Anfragen ausreichend aussagefähig. Um eine erste Abschätzung der bei Motorenanlagen zu erwartenden Investitionen zu ermöglichen, wurden anhand der Erfahrungswerte ausgeführter und kalkulierter Anlagen die spezifischen Investitionen, hochgerechnet auf den aktuellen Preisstand, in Abb. 5.1-21 für KWK-Gesamtanlagen angegeben. Eine Aufgliederung der Gesamtinvestitionen auf alle einzelnen Anlagengruppen und die Angabe spezifischer Ansätze ist schwierig und schwankt von Projekt zu Projekt deutlich. Die Aufstellung in Tabelle 5.1-9 kann nur Anhaltswerte für einen ersten Ansatz liefern. Bei neuen KWK-Anlagen ohne Nebenbauwerke (wie z.B. Verwaltungsgebäude, Werkstätten), Wärmetransportanlagen usw. teilen sich die Kosten in etwa wie in Tabelle 5.1-9 angeben auf. Zur Vereinfachung der weiteren Rechenschritte empfiehlt sich die Zusammenfassung der Ergebnisse in einer Aufstellung entsprechend der in Kapitel 7.3 verwendeten Tabelle 7.3-1.

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

87

Abb. 5.1-21: Investitionsansätze für Motorenanlagen Spezifische Preise für Erdgas-BHKW-Anlagen [Quelle: BHKW-Kenndaten 2005, ASUE – Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V., Kaiserslautern]

Tabelle 5.1-9: Investitionsansätze für KWK-Anlagen auf Motorenbasis Nr. Anlagenkomponente 1 2 3 4 4.1 4.2 4.3 4.4 5 6

Baugrundstück Erschließungsmaßnahmen Bautechnik / -Konstruktion Technische Anlagen KWK-Anlage komplett Betriebsmittelversorgungsanlagen Reserve-/Spitzenlastkesselanlagen Heizwasser-Kreislauf-Komponenten Gebäudetechnik Stahlbaukonstruktion

Dimension

Investitionen von bis

€/m³ €/kWel €/kWel €/kWth €/kWth €/kWel

*1)

*1)

*1)

*1)

150

600

siehe Abb. 5.1-21 40 190 20 85 15 115 10 65 *1)

*1)

*1) Diese Kosten können nur einzelfallbezogen ermittelt werden

5.1.5.4 Wartungs- und Instandhaltungsaufwand Motorenanlagen werden möglichst im Dauerbetrieb vollautomatisch geregelt und überwacht betrieben.

88

5 Technische Grundlagen

Man unterscheidet:  Tägliche Kontrolle/Anlagenbegehung Hierbei erfolgt die optisch-akustische Funktionsüberprüfung. Kleinere Mängel (z.B. Undichtigkeiten) werden bemerkt und beseitigt. Kontrolliert werden die Ölstände in den Aggregaten, Kühlwasserstände, Batterie- und Druckluftzustand, allgemeine Instrumentenkontrolle, Führen des Kessel- u. Maschinenbuches usw. In den Ansätzen der Wirtschaftlichkeitsberechnung werden diese Arbeiten dem Betriebspersonal (Personalkosten) zugeordnet.  Zustandskontrollen in größeren Intervallen: Hierbei erfolgt: x Kerzenwechsel, x Ventilspielkontrolle, x Ölprobenahme, x Abgasgegendruckkontrolle, x Brenngasanalyse, x Kalibrierung/Prüfung der Rauchgasmessgeräte, x Reinigung der Abgas-Wärmetauscher, x Brenner-Funktionskontrolle der Reserve-/Spitzenlastkessel, x Funktionskontrolle der Hilfsanlagen und Messgeräte. Diese Arbeiten werden auch durch das Betriebspersonal durchgeführt und ebenfalls in den Wirtschaftlichkeitsansätzen den Personalkosten zugeordnet.  Instandhaltung/Wartung der Motorenaggregate: Die eigentlichen Instandhaltungs- und Wartungsarbeiten, die das Spezialwissen des Aggregatelieferanten bzw. speziell geschulte Monteure erfordern, werden im Regelfall durch Personal des Aggregateherstellers gemäß Wartungs- und Instandhaltungsvertrag ausgeführt. Hierbei werden entsprechend den Wartungsvorschriften des Herstellers alle erforderlichen Verschleißprüfungen, Einstellarbeiten und Austauscharbeiten durchgeführt, die für den Erhalt der vollen Funktionstüchtigkeit der Aggregate erforderlich sind. Hierunter fallen Arbeiten wie: x Zylinderkopfaustausch (nach ca. 15.000 bis 35.000 Betriebsstunden), x Generalüberholung des kompletten Motors einschließlich Erneuern aller Verschleißteile (nach 35.000 bis ca. 60.000 Betriebsstunden je nach Einsatz und Motortyp) u.a. Haupteinflussgrößen der Kosten hierfür sind: x Zylinderanzahl, x Motorkonzept (Magermotor, SCR- oder 3-Wege-Kat.), x Verbrennungsverfahren (2-takt, 4-takt, Otto-, Diesel-Motor), x Brennstofftyp u.a.

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

89

Abbildung 5.1-22 zeigt für typische Motorenanlagen (einschl. Abgasreinigung) Erfahrungswerte zu den hier anzusetzenden Kosten. Näherungswerte für den zu kalkulierenden Wartungsaufwand der peripheren Anlagen sind Tabelle 5.1-10 zu entnehmen. Die Daten zeigen aber nur die zu erwartenden Größenordnungen. Aufgrund der Vielzahl an Einflussgrößen erfordern exakte Angaben die Einzelfallprüfung und ggf. eine Angebotseinholung.

Abb. 5.1-22: Konditionen für Instandhaltungsverträge [Quelle: BHKW-Kenndaten 2005, ASUE – Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V., Kaiserslautern] Tabelle 5.1-10: Wartungs- und Instandhaltungsansätze

Motoraggregate einschließlich Hilfsanlagen Reserve-/Spitzenlastkesselanlagen Heizwasserkreislaufkomponenten (Wärmezentrale) Schaltanlage (Stromeinspeisung) Betriebsmittelversorgungsanlagen Gebäudetechnik (Heizung, Lüftung, Sanitär) Bautechnik

jährliche Wartungs- und Instandhaltungskosten in % der anteiligen Investitionen (%/a) von bis Abb. 5.1-22 1, 2,5 1,8

2,2

1,8 1,2 1,6 1,0

2,2 1,8 2,5 1,5

90

5 Technische Grundlagen

Schmierölbedarf In den Wartungsansätzen ist der bei Motorenanlagen nicht unerhebliche Schmierölbedarf im Regelfall nicht enthalten. Abhängig vom Einsatz der Motoren und hier vor allem von der Brennstoff- und Ansaugluftqualität sowie von der Betriebsart (kontinuierlich/intermittierend) sind in regelmäßigen Abständen komplette Ölwechsel durchzuführen. Im Normalfall wird man die Ölwechselintervalle anhand von Ölanalysen festlegen. Hier hinzu kommt noch ein ständiger Verbrauch an Schmieröl, dessen Höhe im Wesentlichen vom Motortyp, dem Alter und dem Zustand des jeweiligen Aggregates abhängt. Als Anhaltswert für die Wirtschaftlichkeitsberechnung kann ein Erfahrungswert in Abhängigkeit von der elektrischen Jahresarbeit von 0,001 bis 0,002 €/kWhel als Durchschnittswert (Verbrauch plus Ölwechsel) angesetzt werden. 5.1.5.5 Personalaufwand Der erforderliche Personalaufwand ist grundsätzlich abhängig von der technischen Ausrüstung der Gesamtanlage. Wird die Gesamtanlage (KWK-Anlagen und Spitzenlastkesselanlagen) für Betrieb ohne ständige Beaufsichtigung (TRD 604) ausgelegt und mit einer vollautomatischen Steuer- und Regelanlage ausgerüstet, so beschränkt sich der personelle Aufwand auf täglich einmal durchzuführende Kontrollgänge (Sichtkontrolle). Je nach Wartungskonzept wird hierbei im Tagschichtbetrieb sporadisch ein Elektromonteur und ein Maschinenschlosser bzw. Kraftwerksmonteur oder Rohrschlosser zur Durchführung kleinerer Wartungsarbeiten einzusetzen sein. Es empfiehlt sich auf jeden Fall, einen verantwortlichen Betriebsleiter zu benennen. Über ein entsprechendes Rufbereitschaftssystem in Verbindung mit einer Störmeldeanlage sollte immer eine, der mit der Anlage vertrauten Personen, zur Beseitigung von Störungen verfügbar sein (Rufbereitschaft). Hieraus abgeleitet ergibt sich je nach dem Gesamtaufgabenkomplex der betroffenen Personen ein Mindest-Personalansatz von 1 bis 3 „Mannjahren". Je nach technischer Gesamtanlagenausrüstung, Betriebsführungskonzept, Bedeutung der Anlage, Wartungskonzept usw. werden aber auch Anlagen mit einem Betriebspersonalstamm von bis zu 15 Personen (3Schichtbetrieb) angetroffen.

5.1 KWK-Anlagen mit Verbrennungsmotoren

91

5.1.6 Konzeption von Klein-BHKW-Anlagen Die bisherigen Betrachtungen gelten grundsätzlich für alle BHKWAnlagen, über den gesamten verfügbaren Leistungsbereich hinweg. Für große BHKW-Anlagen ist der Aufwand für die detaillierte Konzepterstellung unter Berücksichtigung der vorstehend im einzelnen behandelten Sachverhalte leicht zu vertreten, da die Gesamtkosten dieser Anlagen den damit verbundenen Aufwand rechtfertigen. Bei der Konzeption von kleinen BHKW muss der Aufwand für Konzeption, Planung und Umsetzung geringer ausfallen als bei großen Anlagen, da ansonsten die Konzept- und Planungskosten nicht mehr in Relation zu den Investitionen stehen und somit die Wirtschaftlichkeit in Frage steht.

Abb. 5.1-23: Klein-BHKW der 5 kWel-Klasse [Fotos: Ecopower, Senertec]

Bei kleinen Objekten ist oftmals die Datenbasis zur Dimensionierung nicht so breit wie bei großen Energieverbrauchern. Meist stehen lediglich monatliche Aufzeichnungen zum Brennstoff- und Stromverbrauch zur Verfügung. Detaillierte Messungen zur Aufstellung einer geordneten Jahresdauerlinie sind aufgrund der vorhandenen Messeinrichtungen nicht zu erhalten. Anhand der Monatsverbräuche ist zumindest die Charakteristik wie Raumheizung, Warmwasserbedarf und durchschnittliche Leistungsdaten ersichtlich. Ein weiterer Anhaltspunkt für die Dimensionierung ist die installierte Anlagentechnik. Dabei ist insbesondere die Dimensionierung des vorhandenen Kessels zu prüfen. Kesselanlagen sind sehr häufig weit überdimensioniert, so dass die Kesselleistung weit über dem tatsächlichen Wärmeleistungsbedarf liegt. Kennwerte wie, der spezifisch installierten Kesselleistung (W/m²) und den Jahresvollbenutzungsstunden, lie-

92

5 Technische Grundlagen

fern hier wichtige Hinweise. Der richtig dimensionierte Kessel deckt den maximalen Wärmeleistungsbedarf des Objektes. Für die außentemperaturabhängige Raumheizung kann die Leistung anhand des regional unterschiedlichen Temperaturverlaufs über die Heizperiode verteilt werden. Der Brennstoffverbrauch im Sommer liefert Daten zum Warmwasserbedarf des Objektes. Anhand der so gewonnen Hinweise lässt sich für eine erste Betrachtung ein BHKW in der Leistung festlegen, um eine Wirtschaftlichkeitsbetrachtung durchführen zu können. Grundsätzlich ist es günstiger das BHKW eher zu klein als zu groß ausgelegt zu haben. Zu groß dimensionierte BHKW-Anlagen müssen zur Deckung des Bedarfs häufig im Teillastbetrieb mit schlechteren Wirkungsgraden oder gar im Taktbetrieb gefahren werden. Neben der Technik leidet dann auch die Wirtschaftlichkeit, da in eine große Anlage investiert wurde, die nicht voll ausgenutzt wird. Eine zu klein dimensionierte Anlage kann lange Zeit unter optimalen Bedingungen mit Nennlast betrieben werden, so dass auch das investierte Kapital gut ausgenutzt wird. Mit der zu kleinen Anlage wird ggf. das wirtschaftliche Optimum nicht erreicht. Hydraulisch wird das BHKW oft in den Rücklauf zur Anhebung der Temperatur eingebunden. Das vom Verbraucher zurückfließende Heizwasser fließt durch die im BHKW integrierten Wärmetauscher und wird dadurch in der Temperatur angehoben. Genügt das erreichte Temperaturniveau zur Deckung des Wärmebedarfs fließt das Heizwasser zu den Verbrauchern ansonsten wird der Heizkessel zur Erreichung der Solltemperatur zugeschaltet. Zur Entkopplung der Wärmeerzeugung vom Wärmeverbrauch werden auch Speicher eingesetzt. Damit wird ein kontinuierlicher Betrieb des BHKW sichergestellt. Notkühler kommen in der Regel nicht zum Einsatz, da sich dadurch die Investitionen erhöhen und die vernichtete Wärme kein Deckungsbeitrag liefert. Besondere Aufmerksamkeit bei den Kleinstanlagen ist dem zu treibenden baulichen Aufwand zu schenken. Gerade bei der Installation in bestehenden Heizanlagen muss anfänglich geprüft werden, ob eine einfache Einbringung und die Herstellung aller Anschlüsse möglich ist. Hierbei sind der Aufstellort und die Abgasführung wichtige Kriterien. Kurze Wege für die Anschlüsse sind notwenig, damit der Rohleitungsbau nicht zu aufwendig wird. Zur Abführung des Abgases sollte die Nutzung eines freien Kaminzuges oder auch die Einleitung des Abgases in den Kamin der Heizanlage angestrebt werden. In Kapitel 9 werden die Dimensionierung und eine erste Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für eine kleine BHKW-Anlage dargestellt.

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

93

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen Die Gasturbinentechnik hat seit langem ihre Zuverlässigkeit in der kommunalen und industriellen Stromerzeugung bewiesen. In Deutschland sind eine Vielzahl von Gasturbinenanlagen installiert. Lag der Schwerpunkt der Installationen in der Vergangenheit bei großen Spitzenlastkraftwerken sowie kleineren KWK-Anlagen im Leistungsbereich von 1,5 MWel bis 25 MWel, so geht derzeit im unteren Leistungsbereich verstärkt der Trend hin zu kleinen elektrischen Aggregateleistungen im Bereich unter 100 kW (Mikro-KWK), Anlagen im Bereich um 2 MWel (KWK-Gesetz enthält hier eine Leistungsschwelle) und bei den sehr großen GuD-Anlagen zu Leistungen bis zu 600 MWel. Unter der Bezeichnung Mikrogasturbinen (Miko-KWK) werden sehr kleine Gasturbinen im Bereich ab ca. 30 kWel geführt. Der Brennstoffeinsatz liegt im Leistungsbereich von 100 bis einige 100 kWBS. Mikro-KWKAnlagen sind überall dort wirtschaftlich einsetzbar, wo ein ganzjähriger Wärme- und Strombedarf mit mindestens 5.000 h/a besteht. Im Leistungsbereich bis 1 kWel ist dies das Einfamilienhaus, bis 5 kWel ist dies das Mehrfamilienhaus, der Gewerbebetrieb, dann ab ca. 30 kWel größere Büround Nutzgebäude. Generell wird in diesem Marktsegment mit positiver Entwicklung gerechnet, da die Vergünstigungen bei der Ökosteuer für Strom und Erdgas hier wirken. Bei KWK-Anlagen auf Basis von Gasturbinen wird in einem ersten Schritt die elektrische Energie in einem von einer Gasturbine angetriebenen Generator erzeugt. Die Gasturbinenabgase mit Temperaturen zwischen 450qC und 600qC werden dann in einem nachgeschalteten Abhitzekessel zur Produktion von Dampf- oder Heißwasser eingesetzt, dabei abgekühlt und anschließend über den Kamin abgeleitet. In Sonderfällen kommen die Abgase auch direkt in Produktionsprozessen (z. B. Trocknern) zum Einsatz. Verstromt man den Dampf aus dem Abhitzekessel der Gasturbine dann in einer Dampfturbine, so erhält man den GuD-Prozess (Gas- und Dampfturbinenprozess). Je nach Leistungsgröße der Anlage sind hierfür unterschiedliche Anlagenkonzepte im Einsatz. Bei industriellen Anwendungen bis zu 50 MWel überwiegen einfache Schaltungen, bei denen oft die Gasturbine dem Dampfturbinenprozess nur vorgeschaltet wurde und die Abhitzekessel mit Zusatzfeuerungen ausgerüstet sind. Bei den großen Kraftwerken der Stromwirtschaft (> 65 MWel) überwiegen spezielle, zum Teil

94

5 Technische Grundlagen

standardisierte, Schaltungen. Hier wird der Abhitzekessel wärmetechnisch so ausgelegt, dass mehrere Dampfdruckstufen und Zwischenüberhitzungen installiert werden und so das Gasturbinenabgas optimal genutzt werden kann. Gasturbine, Dampfturbine und der Generator werden hierbei zum Teil mit einer gemeinsamen Welle errichtet. Zusatzfeuerungen im Abhitzekessel und Vorwärmschaltungen sind hier ebenfalls nicht üblich. Dampfversorgungssystem

6

5 8

7

Kondensatrückführung

Abhitzekesselanlage

3 1

2

G 4

Gasturbineneinheit

1. Luftverdichter 2. Gasturbine 3. Brennkammer 4. Generator 5. Abhitzekessel 6. Kamin 7. Zusatzfeuerung 8. Speisewasserbehälter

Abb. 5.2-1: Typisches Prinzipschaltbild einer industriellen Gasturbinen-KWKAnlage (hier offener Gasturbinenprozess mit Dampferzeugung)

Abbildung 5.2-1 zeigt ein typisches Anlagenschema einer industriell eingesetzten Gasturbinen-KWK-Anlage (offener Gasturbinenprozess mit Dampferzeugung). Die Gasturbineneinheit, bestehend aus        

Verbrennungsluft-Kanalanschluss, Verbrennungsluft-Verdichter, Brennkammer, Brennstoffversorgungssystem, Arbeitsturbine, Generator, Abgas Kanalanschluss, Hilfseinrichtungen wie Ölversorgungssystem mit Schmierölkühler, MSR-Technik, Schaltanlage, usw.,  Kühlluft-Kanalanschluss,  Abluft-Kanalanschluss wird üblicherweise in einem schallgedämmten Containergehäuse (Package) anschlussfertig frei Baustelle geliefert (Abb. 5.2-2).

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

95

Die Modellreihen, technischen Ausführungen und Leistungsabstufungen sind herstellerseits standardisiert , so dass eine kostengünstige Serienfertigung möglich wird. Durch diese Werksfertigung werden gerade im Leistungsbereich unter 50 MWel kurze Liefer- und Montagezeiten bei spezifisch niedrigen Investitionen realisiert.

Abb. 5.2-2: Systemschema Gasturbinenpackage

5.2.1 Gesamt-Anlagenprozess Im Bereich der hier besprochenen KWK-Anlagen unterscheidet man zwischen  einfachem, offenem Gasturbinenprozess mit Abhitzekessel (Heizkraftwerk) (Abb. 5.2-1, Abb. 5.2-3) mit und ohne Zusatzfeuerung im Abhitzekessel,  Gas- und Dampfturbinenprozess (GuD-Prozess) (auch als Kombiblock bezeichnet) (Abb. 5.2-6) mit und ohne Zusatzfeuerung im Abhitzekessel,  Gasturbine mit Dampfeinspritzung (Cheng Cycle) ggf. mit Zusatzfeuerung und Dampfbereitstellung für Verbraucher (Dampfturbinen o.ä.) (Abb. 5.2-8). Während die Gasturbine im Regelfall mit Erdgas- oder Heizöl betrieben wird, können in der Zusatzfeuerung nahezu alle verfügbaren flüssigen und gasförmigen Brennstoffe eingesetzt werden. In Sonderfällen sind auch Kombinationen mit festbrennstoffbefeuerten Zusatzfeuerungen getestet

96

5 Technische Grundlagen

worden. In der Mehrzahl der derzeit realisierten Anlagen wird Erdgas und Heizöl in der Zusatzfeuerung bivalent eingesetzt. Im Regelfall arbeiten die Abhitzekessel der Gasturbinen wärmeseitig parallel zu konventionellen Reserve oder Spitzenlastkesseln. Aufgrund der hohen Abgastemperaturen (500 - 600 qC.) und der großen Abgasmengen sind Gasturbinen sowohl für Heißwasserproduktion bis zu Vorlauftemperaturen über 200 qC als auch zur Dampfproduktion (bis zu 160 bar) geeignet. Die elektrische Leistung der Gasturbinen wird üblicherweise parallel zu bestehenden Stromanschlüssen an örtliche oder überregionale Versorgungsnetze in das Werksnetz eingespeist. Häufig erfolgt die Auslegung der elektrischen Anlagenteile der Gasturbinenanlage für den Inselbetrieb.

Abb. 5.2-3: Prinzipschaltbild einer industriellen Gasturbinen-KWK-Anlage (hier offener Gasturbinenprozess mit Heißwassererzeugung)

Man unterscheidet wie in Kap. 2.1 und Kap. 4 erläutert zwischen  stromorientiertem Betrieb,  wärmeorientiertem Betrieb,  Wechsel zwischen strom- und wärmeorientiertem Betrieb. Für die wärmeseitige Ausrüstung und Einbindung der Abhitzekessel in Wärmeversorgungssysteme gelten grundsätzlich die allgemeinen Regeln der Dampf- und Heißwassertechnik (Heizungstechnik), die entsprechenden DIN-Normen, VDI-Richtlinien, die Druckgeräte-Richtlinie und die Technischen Regeln für Dampfkessel (TRD). Zur Entkopplung der Erzeugung von elektrischem Strom und Wärme sowie für Anfahrvorgänge kann ein Notkamin bzw. ein Bypass um den Abhitzekessel vorgesehen werden (wird häufig eingesetzt, wenn die Gas-

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

97

turbine auch zur Notstromversorgung eingesetzt wird bzw. wenn zwei Gasturbinen auf eine Kesselanlage arbeiten). Sind regelmäßig Betriebszeiten denkbar, bei denen die produzierte thermische Energie nicht im Wärmenetz absetzbar ist oder treten (z.B. im Dampfnetz) starke Lastspitzen auf, ist der Einsatz von Wärmespeichern zu prüfen (siehe hierzu auch die Ausführungen zu Abb. 5.1-3 in Kapitel 5.1.1, die hier analog Gültigkeit besitzen). Anhaltswerte für die im KWK-Betrieb und mit Zusatzfeuerung möglichen Dampfmengen sind Abb. 5.2-4 zu entnehmen. ohne Zusatzfeuerung

1000 mit max.Zusatzfeuerung

Dampfmenge (t/h)

Dampfmenge (t/h)

1000

100

10

1 100

1000

10000

elektr. Aggregateleistung

100000 (kW)

100

10

1 100

1000

10000

elektr. Aggregateleistung

100000 (kW)

Abb. 5.2-4: Verhältnis von Dampfproduktion und elektrischer Gasturbinenleistung beim offenen Gasturbinenprozess mit Abhitzekessel

Sowohl bei der Dampf-, als auch bei der Heißwasserproduktion ist die Parallelschaltung mehrerer KWK-Einheiten sowie die Parallelschaltung von KWK-Einheiten und Spitzenlast-Kesselanlagen üblich. Auch besteht grundsätzlich die Möglichkeit, zwei Gasturbineneinheiten abgasseitig auf einen Abhitzekessel arbeiten zu lassen. Dem Vorteil der geringeren Investitionen stehen hierbei aber der Nachteil der niedrigeren Redundanz (z.B. bei Ausfall der Kesselanlage) und betriebliche Nachteile bei stark wechselnden Teillastbetriebspunkten der Gasturbinen und der Zusatzfeuerung gegenüber. Arbeiten zwei Gasturbinen auf einem Abhitzekessel, ist der sonst optionale rauchgasseitige Kesselbypass unbedingt als Anfahrhilfe zu empfehlen. Abbildung 5.2-5 zeigt den Zusammenhang zwischen elektrischer Gasturbinenleistung und der thermischen Nutzleistung bei Heißwasserpro-

98

5 Technische Grundlagen

duktion. Aufgrund der unterschiedlichen Anlagentypen, Fabrikate und Prozessdaten, ergibt sich der relativ große Streubereich der in den Abbildungen eingetragenen Leistungsdaten. Genauere Ergebnisse sind einzelfallspezifisch anhand der in Kapitel 7 erläuterten Rechengänge unter Verwendung der nachfolgend genannten Wirkungsgradansätze zu ermitteln.

therm. Nutzleistung (kW)

100000

10000

1000

100 100

1000

10000 100000

elektr. Aggregateleistung

(kW)

Abb. 5.2-5: Verhältnis von therm. Nutzleistung und elektr. Gasturbinenleistung beim offenen Gasturbinenprozess mit Abhitzekessel (Heißwasserproduktion)

5.2.1.1 Einfacher, offener Gasturbinenprozess mit Abhitzekessel Die im industriellen Leistungsbereich hauptsächlich angewandte Anlagenkonzeption ist der einfache, offene Gasturbinenprozess mit nachgeschaltetem Abhitzekessel. Der Abhitzekessel wird je nach Erfordernis für Heißwasser- oder Dampferzeugung ausgelegt. Zur besseren Wärmeausnutzung werden bei Dampferzeugung häufig mehrere Druckstufen im Abhitzekessel vorgesehen. Der im Abhitzeprozess erzeugte Dampf (bzw. Heißwasser) wird anschließend über Verteilnetze den Wärmeverbrauchern zugeführt. Typische Beispiele hierfür zeigen die Darstellungen in Abb. 5.2-1 (Dampferzeugung) und Abb. 5.2-3 (Heißwassererzeugung). 5.2.1.2 Gas- und Dampfturbinenprozess Eine wesentliche Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades ist mit dem Gas- und Dampfturbinenprozess (GuD) zu erreichen. Hierbei wird das Ab-

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

99

gas der Gasturbine zunächst in einem Abhitzekessel zur Dampfproduktion eingesetzt. Dieser Dampf wird anschließend in einer Dampfturbine entspannt. Der Abdampf der Dampfturbine kann dann in ein Dampfnetz eingespeist oder über Heizkondensatoren zur Heißwasserproduktion genutzt werden. Ein für GuD-Prozesse typisches Anlagenschema zeigt Abb. 5.2-6.

Abb. 5.2-6: Typisches Prinzipschaltbild einer GuD-Anlage

Die elektrische Leistung des Dampfturbinenprozesses ist zunächst abhängig von der Abgasenergie der eingesetzten Gasturbine und der Konzeption des Dampfturbinenprozesses bzw. den zugehörigen thermodynamischen Prozessdaten. Im hier besprochenen Leistungsbereich sind Frischdampfdaten mit Drücken bis 80 bar (520q C), oder 40 bar (450q C) üblich. Die Drücke der Prozessdampfschienen liegen üblicherweise bei 2, 5, 12, 25, oder 40 bar. Auslegung und Konzept des Dampfturbinenprozesses ent-

100

5 Technische Grundlagen

elektr. Leistung Dampfturbine (kW)

sprechen im Wesentlichen den Ausführungen in Kapitel 5.3. Der Parallelbetrieb mit konventionellen Dampferzeugern ist ohne weiteres möglich. Abbildung 5.2-7 ermöglicht die überschlägige Ermittlung der, beim GuD-Prozess, durch die Dampfturbine zusätzlich zur Gasturbine erzielbaren elektrischen Leistung, wobei die Leistungsdaten anhand typischer Anlagenkonzepte und Turbinentypen errechnet wurden. Aufgrund der Bandbreite sowohl der Gasturbinendaten (bei unterschiedlichen Fabrikaten), als auch der Prozessdaten der Dampfturbinen ergeben sich z. T. unterschiedliche Leistungswerte. 100000

10000

1000

100 100

1000

10000

100000

elektr. Leistung Gasturbine (kW)

Abb. 5.2-7: Verhältnis von elektrischer Gasturbinenleistung zu elektrischer Dampfturbinenleistung beim GuD-Prozess (ohne Zusatzfeuerung)

Selbstverständlich besteht bei den Prozessvarianten die Möglichkeit der Zusatzfeuerung im Abhitzekessel zur Erhöhung der Wärmeproduktion unabhängig von der Gasturbinenleistung. Die hieraus resultierende zusätzliche elektrische Dampfturbinenleistung kann anhand der Darstellungen in Kapitel 5.3 ermittelt werden (Dampfturbinenprozess). Hinsichtlich des GuD-Prozesses ist zu berücksichtigen, dass die mit der Zusatzfeuerung erzeugten Dampfmengen nur mit dem relativ niedrigen Wirkungsgrad der Dampfturbinenanlage verstromt werden. Die nachfolgend genannten thermischen Gasturbinenwirkungsgrade enthalten bereits die Kesselverluste. Dies ist zu berücksichtigen, wenn die Daten bei der Berechnung des GuD-Prozesses Verwendung finden.

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

101

5.2.1.3 Gasturbine mit Dampfeinspritzung (Cheng-Prozess) Der Cheng-Prozess ist ein thermodynamischer Kreisprozess, der den Gasturbinen- und den Dampfturbinenprozess in einem Aggregat zusammenfassend realisiert. Abbildung 5.2-8 zeigt das Prinzipschema. Die Abgase einer Gasturbine werden hierbei in einem nachgeschalteten Abhitzekessel zur Dampfproduktion genutzt. Normalerweise ist dieser Abhitzekessel mit einer Zusatzfeuerung ausgerüstet. Der im Abhitzekessel erzeugte Heißdampf wird ganz oder teilweise in die Gasturbine eingespeist und führt durch den höheren Massendurchsatz in der Gasturbine zu einer Leistungssteigerung (max. bis zu 50% gegenüber dem Standardprozess).

. .

.

. . .

.

Abb. 5.2-8: Prinzipschema „Cheng-Prozess“

Der Cheng-Prozess ist im Prinzip mit dem GuD-Prozess vergleichbar. Hauptvorteil sind die gegenüber dem GuD-Prozess deutlich niedrigeren Investitionen. Dem stehen die Kosten für das Zusatzwasser und dessen Aufbereitung entgegen. Aufgrund der speziellen Anforderungen an das Gasturbinenaggregat ist nicht jede Gasturbine für diesen Prozess geeignet. Zugelassen ist z.B. die Allison 501-KH Gasturbine mit ca. 5,6 MW elektrischer Maximalleistung bei bis zu 20 t/h Prozessdampfproduktion. Das typische Kennfeld dieses Prozesses ist in Abb. 5.2-9 am Beispiel dieses Aggregates dargestellt.

102

5 Technische Grundlagen

Hierbei sind folgende Betriebsweisen möglich:

elektr. Klemmenleistung (MW)

 Linie 8-6: Abgasnutzung im Abhitzekessel, keine Dampfeinspritzung, erzeugter Dampf wird in externes Dampfverbrauchssystem eingespeist.  Linie 6-1: Bei Rückgang des externen Dampfbedarfs wird die überschüssige Dampfmenge des Abhitzekessels in die Gasturbine zur Erhöhung der elektrischen Leistung eingespeist.  Linie 1-4: Zu Spitzenbelastungszeiten im elektrischem Netz erfolgt die maximal mögliche Dampfeinspritzung in die Gasturbine, der extern benötigte Prozessdampf wird mittels Zusatzfeuerung erzeugt.  Linie 1-2-3-4: Durch Erhöhung der Turbineneintrittstemperatur ist eine zusätzliche Steigerung der elektrischen Leistung möglich, aber mit Lebensdauerreduzierung, Erhöhung der Wartungskosten usw. verbunden.  Linie 4-5-7: Bei verringertem elektrischem Leistungsbedarf werden Laständerungen im Dampfnetz mittels Zusatzfeuerung ausgeglichen.  Linie 6-5: Zusatzfeuerung bei erhöhtem Dampfbedarf ohne Dampfeinspritzung in der Gasturbine. 6

2

5

3 4

1

4

6

5

3 2 1 8

0 0

7

10

20

Dampfabgabe (t/h)

Abb. 5.2-9: Kennfeld „Cheng-Prozess" (Quelle: ELIN)

5.2.2 Aufstellungsverhältnisse/Gesamtanlage Der gesamte Umfang einer KWK-Anlage wurde in Kapitel 5.0 zusammenfassend für alle unterschiedlichen Anlagentypen erfasst. Nachfolgend wird daher nur noch auf die Besonderheiten bei Anlagen mit Gasturbinen eingegangen.

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

103

Bei der Ermittlung der Investitionen kann, wenn eine entsprechende Genauigkeit gefordert wird, durchaus die Vorprojektierung der Gesamtanlage erforderlich sein. Daher werden die hierzu nennenswerten Einzelheiten nachfolgend kurz anhand von Beispielen angerissen. Für die Ermittlung der Gebäudekosten sind die erforderlichen Räumlichkeiten anhand eines Aufstellungskonzeptes (Beispiel Abb. 5.2-10) festzulegen. Als Anhaltswerte für die Abmessungen der einzelnen Turbinenaggregate können die in Abb. 5.2-11 als Beispiele enthaltenen Maßtabellen dienen. Je nach den Detaillierungs- oder Genauigkeitsanforderungen des Einzelfalls empfiehlt sich aber die gezielte Einholung von Angeboten. Gerade bei den möglichen Kesselkonstruktionen sind eine Vielzahl unterschiedlicher Konstruktionen denkbar, die Einfluss auf die Bauteile, die Baugestaltung und die Abmessungen haben können. Im Regelfall werden die Gasturbinenaggregate als komplette schallgedämmte Einheiten (Package) geliefert. Eine Außenaufstellung ist prinzipiell möglich, wird in Deutschland aus Emissionsschutzgründen (Schall) sowie aus Wartungsgründen (Witterung) aber nur selten gewählt. Bei großen Einheiten (über 50 MWel) bestehen die Turbinenanlagen auch aus vor Ort montierten Einzelkomponenten. Für die Fundamente der Gasturbinenaggregate sind im Regelfall keine besonderen Aufwendungen zu kalkulieren. Das Gewicht der Aggregate ist im Verhältnis zur benötigten Auflagerfläche vergleichsweise gering. Üblicherweise genügen Fundamentsockel/-träger, auf die das Package abgesetzt werden kann. Die Aufstellung erfolgt elastisch auf Schwingungsdämpfern. Im Verhältnis zu Motoraggregaten sind die beweglichen Massen gering und haben zudem eine hohe, gleichförmige Frequenz (keine hin- und hergehenden Massen, sondern Drehbewegung). Die Kesselanlagen erhalten entsprechend ausgelegte Fundamente. Der Gesamtlieferumfang der Gasturbineneinheit umfasst als komplette funktionsfähige Einheit folgende im Package integrierte Komponenten:  Komplettes Gasturbinenaggregat bestehend aus Verdichter, Brennkammer, Arbeitsturbine, Generator usw.  Schmierölsystem einschließlich Schmierölbehälter, -kühler, -pumpen usw.  Anlasser mit Druckluft-, Elektro- oder Hydraulikantrieb  Brennstoffregelstrecke gegebenenfalls als Zweistoffsystem (für Öl/Gas).  Generatorableitung mit Leistungsschalter einschließlich Generatorregelung, Überwachung, Sternpunktbildung, Netzkuppelschalter, Synchronisierung usw..

104

5 Technische Grundlagen

 Erforderliche MSR-Technik zur Überwachung und Steuerung der im Package installierten Anlagen, einschließlich der Leistungsregelung für das Gasturbinenaggregat und Schnittstelle zur Anbindung an die übergeordnete Gesamtanlagen-Leittechnik  Frischluftansaugung bestehend aus dem komplettem Luftkanalsystem mit Einlassgitter, Luftfilter, Schalldämpfer, bis zum Anschluss an das Gasturbinen Package.

Abb. 5.2-10: Aufstellungsbeispiel einer Gasturbinen-KWK-Anlage

Der Abhitzekessel wird als komplette funktionsfähige Einheit geliefert, im Einzelnen bestehend aus:  Abhitzekessel einschließl. grober und feiner Armatur, Isolierung usw.,  Zusatzfeuerungsanlage (wenn erforderlich),

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

105

 Frischluftgebläse (wenn die Zusatzfeuerung auch bei Ausfall der Gasturbine betrieben werden soll),  Brennstoffregelstrecke ggf. für zwei Brennstoffarten (z.B. Erdgas und Heizöl),  Abgaskanal zur Verbindung von Gasturbine und Abhitzekessel einschließlich Diffusor, Kesselbypass (wenn erforderlich), Abgasklappen, Brenner (wenn erforderlich),  Rauchgaskanal ab Kesselende bis Kamin einschl. Schalldämpfer,  zugehörige Elektroversorgungsanlage für die elektrischen Antriebe,  zugehörige MSR-Anlage zur Überwachung und Steuerung der gesamten Kesselanlage einschließlich Brennersteuerung, Steuerung für Abgassystem, Druck-, Temperatur- und Leistungsregelung einschließlich Schnittstelle zur Anbindung an das übergeordnete Leitsystem der Gesamtanlage (Leitwarte). Der hohe Sauerstoffgehalt im Turbinenabgas (bis zu 16 %) kann einer Zusatzfeuerung als Verbrennungsluft dienen, wodurch dann zum einen das hierfür ansonsten notwendige Verbrennungsluftgebläse eingespart werden kann, zum andern sich die Rauchgasmengen im Kessel nicht noch weiter erhöhen, was hier konstruktive und investive Vorteile bringt. Abhängig von den geforderten Dampf- bzw. Heißwasserparametern, der Abgasmenge und der Abgastemperatur der Gasturbine, sowie dem Brennstoff und der Bauart der Zusatzfeuerung sind eine Reihe unterschiedlicher Kesselkonstruktionen möglich. Die am häufigsten eingesetzten Varianten sind in Abb. 5.2-12 schematisch dargestellt. Hinsichtlich der Bauart der Zusatzfeuerung sind einmal konventionelle Brenner üblich, denen das Turbinenabgas ähnlich der sonst vorhandenen Verbrennungsluftversorgung zugeführt wird, oder es werden Kanalbrenner im Abgaskanal zwischen Gasturbine und Kesselanlage eingebaut. Auslegung und Konstruktion der Abhitzekessel erfolgen entsprechend den geforderten Dampf oder Heißwasserparametern (Druck, Temperatur, Menge) sowie entsprechend den Lastanteilen von Gasturbinen- und Zusatzfeuerungsleistung. Hauptkriterien für die Kesselgröße sind in erster Näherung der Abgasmassenstrom der Gasturbine sowie der geforderte Dampfdruck. Auch bei voller Ausnutzung des Restsauerstoffgehaltes durch eine Zusatzfeuerung ändert sich der Rauchgasmassenstrom im Kessel nur geringfügig. Abbildung 5.2-4 zeigt die maximal mögliche Dampfproduktion im Abhitzekessel bei maximaler Ausnutzung des Restsauerstoffgehaltes im Gasturbinenabgas. Im ersten Ansatz kann dieser Wert für die Auswahl von Standardkesselanlagen (z.B. Großwasserraumkessel oder Industriedampfkessel) herangezogen werden. Die Abbildungen 5.2-4 und

106

5 Technische Grundlagen

5.2-5 eignen sich auch zur Abschätzung der möglichen Gasturbinenleistung, wenn einer vorh. Kesselanlage nachträglich eine Gasturbine vorgeschaltet werden soll. Ausgehend von der maximal möglichen Dampfmenge wird die zugehörige Gasturbinenleistung abgegriffen.

Breite B (m)

10 1 1

10

E le ktr. Aggre ga te le istung (MW )

10

10

1 0

100

1000

1

10

100

E le ktr. Aggre ga te le istung (MW )

100 Gewicht

Höhe H (m)

0

(t)

Länge L (m)

100

1 0

1

10

100

elektr. Aggregateleistung (MW)

10 1 0

1

10

100

elektr. Aggregateleistung (MW)

Abb. 5.2-11: Typische Abmessungen von Gasturbinenanlagen

Im Leistungsbereich bis ca. 15 MW thermische Kesselleistung und bei Drücken bis ca. 20 bar werden häufig Großwasserraumkessel als Abhitzekessel eingesetzt. In allen übrigen Fällen kommen Wasserrohrkessel zum Einsatz, wobei eine Vielzahl von Baukonstruktionen möglich sind. Im konkreten Fall sind Herstelleranfragen als Grundlage für die Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen erforderlich. Bei Umbau vorhandener Industrie-

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

107

dampfkesselanlagen auf Gasturbinenbetrieb, aber auch bei Neuanlagen ist u. a. die Anordnung der ECO-Heizflächen besonders zu beachten. Diese Heizflächen sind so zu positionieren, dass hier evtl. im Teillastbetrieb entstehende Dampfmengen gefahrlos abgeleitet werden können; während bei der normalen Kesselfeuerung der Rauchgasmassenstrom im Teillastbetrieb sinkt, bleibt er bei Gasturbinenanlagen weitestgehend konstant. Bei Kesselanlagen mit Zusatzfeuerung steigt die Abgastemperatur sogar mit sinkender Feuerungsleistung.

Abb. 5.2-12: Schematische Darstellung der unterschiedlichen Bauformen für Gasturbinen-Abhitzekessel

Die wesentlichen Unterscheidungskriterien für die in Abb. 5.2-12 dargestellten Kesselbauformen werden im Folgenden kurz angesprochen. a) Großwasserraumkessel Leistungsbereich:  bis ca. 10 t/h Frischdampf (bzw. 15 MWth bei Heizwasser),  Drücke bis 20 bar,  Dampftemperatur bis 450 qC bzw. Heizwassertemp. bis 200 qC.

108

5 Technische Grundlagen

Die Zusatzfeuerung wird bei kleinen Turbinenleistungen (unter 2 MWel) meist in einem separaten Flammrohrzug installiert. Bei größeren Leistungen ist es oft günstiger, einen Kanalbrenner in dem Abgaskanal zwischen Gasturbine und Abhitzekessel vorzuschalten. Abbildung 5.2-10 und Abb. 5.2-13 zeigen Ausführungsbeispiele für derartige Anlagen. b) Wasserrohrkessel als Industriedampfkessel Leistungsbereich:  Dampf-/Heizwassermengen nach Erfordernis,  Dampfdrücke bis 80 bar (in Sonderfällen auch mehr),  Dampftemperatur bis 540 qC bzw. Heizwassertemperatur bis 200 qC (in Sonderfällen auch mehr). Hier sind die bei konventionellen Feuerungen bewährten, meist standardisierten Industriedampfkessel mit Ober- u. Untertrommel bzw. vergleichbare Konstruktionen einsetzbar. Die Zusatzfeuerung wird entsprechend der konventionellen Anordnung gewählt. Die Gasturbine speist in diesem Fall in das Brennerluftgeschränk ein, das den höheren Temperaturen entsprechend auszulegen ist. Abbildung 5.2-14 zeigt ein Ausführungsbeispiel für eine derartige Anlage. c) Wasserrohrkessel als vertikaler Einzugkessel Leistungsbereich:  Dampf-/Heizwassermengen nach Erfordernis,  Dampfdrücke bis 80 bar (vielfach auch mehr),  Dampftemperaturen bis 535 qC, Heizwassertemperatur bis 200 qC (in Sonderfällen auch mehr). Die Kessel werden speziell für die Abgasmengen und Abgaszustände der Gasturbinen ausgelegt. Daher sind diese Anlagen meist erst bei größeren Gasturbinenleistungen (über 10 MWel) wirtschaftlich einsetzbar. In Sonderfällen, z.B. bei Platzproblemen, ist aber auch im unteren Leistungsbereich ein Einsatz möglich. Bei größeren Anlagen werden diese Kessel als Mehrdruckkessel betrieben. d) Wasserrohrkessel als horizontale Einzugkessel Leistungsbereich:  Dampf-/Heizwassermengen nach Erfordernis,  Dampfdrücke bis 80 bar (in Sonderfällen auch mehr),  Dampftemperaturen bis 520 qC, Heizwassertemperatur bis 200 qC (in Sonderfällen auch mehr).

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

109

Hierbei handelt es sich um einen waagerecht angeordneten Einzugkessel (Dampf-/Heizwassermengen nach Erfordernis) mit Naturumlaufsystem, der aus einzelnen, werksseitig vorgefertigten Modulen zusammengesetzt wird. Der modulare Aufbau gestattet eine hohe Fertigungsflexibilität hinsichtlich Medium, Druck und Temperaturniveau. Im gleichen Kessel kann Dampf mit unterschiedlichen Druckstufen erzeugt werden. Die Zusatzfeuerung wird durch Vorschalten eines Kanalbrenners realisiert. Ein Wasserrohrkessel in horizontaler Bauweise benötigt bei geringer Bauhöhe eine erhebliche Ausdehnung in der Baulänge, wenn Gasturbine, Schalldämpfer, Flächenbrenner und Abhitzekessel in einer Linie aufgestellt werden sollen. Hinsichtlich der rauchgasseitigen Druckverluste bietet diese Konzeption aber Vorteile gegenüber den unter a) und b) beschriebenen Kesseltypen.

Abb. 5.2-13: Aufstellungsbeispiel einer Gasturbinenanlage mit nachgeschaltetem Abhitzekessel (Großwasserraumkessel) (Quelle: Standardkessel)

Im Regelfall ist, wie auch in Kapitel 5.2.4 näher erläutert, eine Rauchgasreinigungsanlage für die Gasturbinenabgase nicht erforderlich. Das Brennstoffversorgungssystem entspricht im Wesentlichen den Ausführungen in Kapitel 5. Zu beachten ist, dass die erforderlichen Gasvordrücke vor den Gasregelstrecken der Gasturbinen je nach Typ zwischen 10 bar und 18 bar, in Sonderfällen auch 30 bar und mehr betragen. Zusätzlich sind die Druckverluste in der Versorgungsleitung zwischen Übergabepunkt, Gasspeicher etc. und Gasturbinenaggregat zu berücksichtigen. Reicht der Gasvordruck in der Erdgaszuleitung nicht aus, sind Gasverdichterstationen den Aggregaten vorzuschalten. Die hierfür erforderlichen Antriebsleistungen sind in der Energiebilanz als Eigenbedarf zu berücksich-

110

5 Technische Grundlagen

tigen. Die Ausführung der Gasversorgungsanlagen ist ähnlich wie für Motorenanlagen in Abb. 5.0-2 dargestellt.

Abb. 5.2-14: Aufstellungsbeispiel für eine Gasturbinenanlage hier: offener Gasturbinenprozess mit Dampfproduktion (50 t/h, 40 bar, 450 °C.)

Betriebswasser wird in erster Linie in Form von Speisewasser zur Versorgung der Dampf- oder Heizwassersysteme der Abhitzekessel benötigt. Hinsichtlich der Wasserqualität sind die VdTÜV-Richtlinien zu beachten. Zusätzlich benötigen die Gasturbinen zur Schmierölkühlung ein eigenes Niedertemperatur-Kühlsystem (Wassereintrittstemperaturen zwischen 20 und 50 qC). Sind keine Niedertemperatur-Verbraucher vorhanden, ist für dieses System ein separates Rückkühlwerk erforderlich; der thermische Energieumsatz liegt hier im Mittel bei ca. 0,5 bis 2 % der elektrischen Aggregateleistung. Besondere Anforderungen an die Wasserbeschaffenheit werden nicht gestellt, jedoch sollte auf Frostschutz Wert gelegt werden.

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

111

Die Betriebswasserversorgungsanlage besteht im Regelfall aus der eigentlichen Wasserversorgungsanlage mit dem Anschluss an ein Trinkwassernetz oder eine Brunnenanlage, der Wasseraufbereitung mit Enthärtungs- oder Vollentsalzungsanlage und den für den Heizkreislauf oder Dampfkreislauf typischen Bauelementen wie  Ausdehn-/Vorratsbehälter einschl. Nachspeiseeinrichtung,  Rohrleitungssystem mit Anschluss an Aggregate und Behälter,  Speisewasserbehälter-/Entgaser usw.. Der Niedertemperatur-Kühlkreislauf der Aggregate wird im Regelfall als geschlossenes System mit    

Umwälzpumpe, Netzausdehn-/Vorratsbehälter, Rückkühlanlage, usw.

betrieben. Die Druckluftversorgung bestehend aus:    

Druckluftkompressor, Druckluftflaschen, Rohrleitungssystem, E-/MSR-Technik,

dient als Startvorrichtung für den Druckluftanlasser der Gasturbinen (wenn nicht ein hydraulisches oder elektrisches System eingesetzt wird) und als Betriebsmittelversorgung für Reparaturwerkzeuge. Die Schmierölversorgung besteht im Regelfall aus  Fasslager bzw. bei größeren Aggregaten Frischölvorratstank und  Altöltank bzw. Altölfasslager. Der Aufwand für Schmierölverbrauch und Ölwechselintervalle ist deutlich günstiger als bei Motoraggregaten, da das Öl nicht direkt den Brennraum tangiert. Automatische Nachspeisevorrichtungen über die im Package enthaltenen Anlagen hinaus sind im allgemeinen nicht erforderlich. Die aggregatespezifische E-/MSR- und Leittechnik ist im Lieferumfang des Gasturbinenherstellers enthalten. Um den Gesamtbetrieb vollautomatisch zu gewährleisten, ist darüber hinaus eine übergeordnete Anlage entsprechend den Ausführungen in Kapitel 5 erforderlich. Die komplette

112

5 Technische Grundlagen

Schaltanlage zur Versorgung der Unterstationen und zur Netzeinspeisung einschließlich Netzkuppelschalter, Messfelder, Transformatoren, Synchronisiereinrichtung, Leistungsschalter usw. wird entsprechend den Ausführungen in Kapitel 5 realisiert. Die Reserve-/Spitzenlastkesselanlage und die Heizkreislaufkomponenten entsprechen den in Kapitel 5 bereits enthaltenen Darstellungen und sind abhängig von den Anforderungen des zu versorgenden Heizsystems. Die Dampfturbinenanlage, die beim GuD-Prozess erforderlich wird, einschließlich aller zugehörige Nebenanlagen ist im Wesentlichen mit den ausführlich in Kapitel 5.3 behandelten Anlagen identisch. In den Gebäuden für die KWK-Anlage sind die Heizung-, Lüftung- und Sanitärtechnik und die zugehörigen Hilfsanlagen ggf. mit Werkstattausrüstung, Hebezeugen usw. vorzusehen. Die Maschinenhalle ist mit einer Lüftungsanlage auszurüsten, die die Wärmeabstrahlung der Kesselanlagen und der Rohrleitungen sicher abführt. Die Gasturbinenanlage selbst strahlt keine nennenswerten Wärmemengen an die Umgebung ab. Es empfiehlt sich, einen Teil der Verbrennungsluft für die Gasturbinen unter der Kesselhausdecke abzusaugen. In diesem Fall sind für die Kesselhausbelüftung nur noch Zuluftöffnungen zu berücksichtigen. Hebezeuge, Hallenkräne etc. sind im Regelfall nicht erforderlich. Meist reichen Befestigungspunkte für Hebezeuge. Innerhalb des Gasturbinenpackages ist im Regelfall ein Hebezeug für Wartungszwecke angeordnet. Der Transport größerer Aggregate erfolgt meist mittels Schwerlastrollen über die Erdgeschossebene. Je nach Anlagen-Konzeption sind mehr oder weniger aufwändige Stahlkonstruktionen erforderlich. Die Investitionsansätze hierfür lassen sich anhand spezifischer Erfahrungswerte über die Gitterrostflächen ermitteln. 5.2.3 Gasturbinenbauarten In Bezug auf die anlagentechnische Konzeption wird unterschieden in: Mikrogasturbinen Mikrogasturbinen sind kleine Hochgeschwindigkeitssysteme zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung. Sie sind derzeit im Leistungsbereich von 28 kWel bis 100 kWel verfügbar. Mikrogasturbinen bestehen im Wesentlichen aus den Hauptkomponenten Verdichter, Brennkammer, Turbine, Generator und Rekuperator. Abbildung 5.2-15 zeigt eine ausgeführte Anlage, Abbildung 5.2-16 das Prinzipschema. Der Rekuperator dient zur internen Luftvorwärmung, wodurch diese kleinen Aggregate relativ hohe elektrische Wirkungsgrade von ca. 25 bis 30 % erreichen.

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

113

Abb. 5.2-15: Aufstellungsbeispiel Mikrogasturbine (Quelle: ASUE)

Abb. 5.2-16: Übersichtsschema Mikrogasturbine

Mikrogasturbinen sind als Ein-Wellen-Aggregate ohne Getriebe konstruiert. Drehzahlen von 70.000 bis 100.000 U/min sind üblich. Der direkt mit dieser Drehzahl angetriebene Generator liefert hochfrequenten Wechselstrom, der mit Hilfe eines digitalen Leistungsreglers zunächst in Gleichspannung und dann in netzkonforme Wechselspannung invertiert wird. Der erforderliche Gasversorgungsdruck der Anlagen liegt bei ca. 3,8 bis 8,5 bar. Die meisten Hersteller haben jedoch einen Gasverdichter im Lieferumfang, so dass die Anlagen am Niederdrucknetz betrieben werden

114

5 Technische Grundlagen

können, wobei die elektrische Leistung um die Antriebsleistung des Gasverdichters sinkt (und damit der elektrische Wirkungsgrad). Die Abgastemperaturen liegen zwischen ca. 270 °C (Rekuperatorbetrieb) und 680 °C. Dampferzeugung im Abhitzekessel ist somit möglich. Serienmäßig sind die Aggregate für Heizwassererzeugung konzipiert. Durch die modernen Brennkammersysteme werden niedrige Schadstoffemissionen gewährleistet. Die Wartungsintervalle liegen bei 4.000 bis 8.000 Betriebsstunden. Industrieturbinen Im Regelfall aus Flugtriebwerken für den Stationäreinsatz weiterentwickelt im Leistungsbereich bis ca. 25 MW, als  Einwellenaggregate (Abb. 5.2-17A) (Verdichter und Turbine sind auf einer gemeinsamen Welle angeordnet und meist in einem Gehäuse untergebracht) oder  Zweiwellenaggregate (Abb. 5.2-17B) (Verdichter und Turbine sind auf getrennten Wellen angeordnet. Hier durch sind unterschiedliche Drehzahlen für Turbine und Verdichter möglich).

Abb. 5.2-17: Schematische Darstellung der Gasturbinenbauarten

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

115

Schwere Kraftwerksturbinen (heavy duty) Konventionell konzipierte schwere Stationäranlagen, die in der Kraftwerkstechnik seit Jahren erprobt sind, Leistungsbereich größer 10 MWel (bis ca. 260 MWel), in der Regel als Einwellenaggregate ausgeführt. Hier haben modularisierte Standard-Kraftwerkskonzepte in den letzten Jahren insbesondere den Markt bei den kombinierten Gas- und Dampfturbinenkraftwerken dominiert. Es sind z.B. Einwellen-Varianten verfügbar, bei denen 1 Gasturbine (Verdichter und Arbeitsturbine), 1 Dampfturbine und der Generator auf einer Welle angeordnet sind (Beispiel in Kap. 9 enthalten). Je nach Fabrikat werden Gasturbinen mit einer oder mit mehreren Brennkammern ausgeführt. Ein- oder Zweibrennstoffbetrieb z. B. Erdgas und Heizöl, stufenlos im Betrieb umschaltbar sowie Innenaufstellung oder Außenaufstellung der Aggregate sind im Leistungsbereich der Standardaggregate wahlweise möglich. Gasturbinen mit Zwischenkühlung der verdichteten Verbrennungsluft zur Verbesserung des Verdichterwirkungsgrades oder mit Rekuperator sind auf Grund der dann niedrigeren Abgastemperatur für KWK-Anlagen weniger geeignet. Innerhalb des Turbinenaggregates wird die angesaugte Luft zunächst im Verdichter auf den erforderlichen Brennkammerdruck komprimiert und der oder den Brennkammern zugeleitet. Ein Teil der verdichteten Luft wird als Kühlluft den Arbeitsturbinenschaufeln zugeleitet. Die Verbrennung erfolgt in der oder den Brennkammern. Das Abgas der Brennkammern wird der Arbeitsturbine zugeleitet und dort entspannt. Zur Nutzung der Kraft-Wärme-Kopplung werden die ca. 500 bis 600 qC heißen Abgase dann dem Abhitzekessel zugeleitet und nach Abkühlung auf 140 qC (Erdgas) bis 180 q C (Heizöl) über den Kamin abgeführt. Spezielle Schaltungen ermöglichen in vielen Fällen auch niedrigere Abgastemperaturen. Gasturbinen sind für einen weiten Brennstoffbereich von Rohöl bis zu Restgasen aus chemischen Produktionsprozessen einsetzbar. Mit Rücksicht auf die zulässigen Abgasemissionen wird bei KWKAnlagen üblicherweise Erdgas eingesetzt, im Regelfall bivalent mit Heizöl zur Reserve- oder Spitzenlastversorgung. Auch im Bereich der Deponie- und Klärgasnutzung sind eine Reihe von Einsatzfällen bekannt. Bei der Anlagenauswahl für Klärgasbetrieb ist zu berücksichtigen, dass nicht alle Modelle die herstellerseitige Zulassung für niedercalorige Gase besitzen.

116

5 Technische Grundlagen

5.2.4 Emissionen/Emissionsminderungsmaßnahmen Bei von Gasturbinenanlagen ausgehenden Emissionen  Geräusch,  Schwingungen,  Abgase kommt den Abgasen eine besondere Bedeutung zu. Geräuschemissionen und Körperschallschwingungen lassen sich durch einfache technische Maßnahmen (Schalldämmung der Maschinenhalle, schwingungsisolierte Aufstellung der Aggregate) so minimieren, dass die Errichtung der Anlagen auch in Wohngebieten möglich ist. Die bei der Verbrennung der Brennstoffe in der Gasturbinenbrennkammer entstehenden Abgase enthalten neben unschädlichen Bestandteilen wie z. B. Wasserdampf auch Luftschadstoffe (vor allem Kohlenmonoxid, Stickoxide) sowie andere luftfremde Stoffe. Bei der Verbrennung von Heizöl kommen noch Russemissionen und Schwefeldioxidemissionen hinzu. In der Bundesrepublik sind in der „Technischen Anleitung zur Reinhaltung der Luft" (TA Luft) die einzuhaltenden Schadstoffgrenzwerte festgelegt. Die Emissionsgrenzwerte gelten für einen Bezugssauerstoffgehalt im Abgasstrom von 15 %. Messergebnisse, die sich auf einen höheren Sauerstoffgehalt beziehen, sind umzurechnen (siehe Kap. 8). Die meisten Gasturbinenaggregate können im Erdgasbetrieb die in der Tabelle 5.2-1 genannten Grenzwerte ohne Zusatzmaßnahmen einhalten. Sind zusätzliche Maßnahmen erforderlich, wird VE-Wasser oder Dampf zur Reduzierung der NOx-Emission in die Brennkammer eingespritzt. Es ist davon auszugehen, dass die in Entwicklung befindlichen Low-NOxBrennkammern die Emissionen zukünftig auch ohne diese Zusatzmaßnahmen deutlich unter die zulässigen Grenzwerte bringen werden. Werden Kesselanlagen mit Zusatzfeuerungen ausgerüstet, gelten im Mischbetrieb oft, wie die Genehmigungspraxis zeigt, massenstrombezogene Mittelwerte der zulässigen Grenzwerte für beide Feuerungsarten. Auf Grund des gewählten Brennstoffes für die Zusatzfeuerung ist u.U. eine Rauchgasreinigung erforderlich. Diese ist auf das Abgasvolumen der Gasturbine auszulegen. Um die Anforderungen realistisch einschätzen zu können sind entsprechende Klärungen mit der Genehmigungsbehörde auch im Vorfeld der Wirtschaftlichkeitsuntersuchung sinnvoll. Für die Kessel- und Dampfturbinenaggregate bei Gasturbinenanlagen gelten die Ausführungen in Kapitel 5.3.4 sinngemäß.

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

117

Tabelle 5.2-1: Zulässige Emissionswerte für Gasturbinenabgas gemäß TA Luft (10/2002) Feuerungswärmeleistung

MW

bis 50

über 50

Zugehörige elektr. Leistung, ca.

MW

bis 20

über 20

Erdgasbetrieb mg/m

3

RZ 2

RZ 2

- CO

mg/m

3

100

100

- NOx

mg/m

3

75

75

3

RZ 2

RZ 2

- Staub

Heizölbetrieb und Betrieb mit sonstigen Gasen - Staub

mg/m

- CO

mg/m

3

100

100

mg/m

3

120

120

- NOx RZ 2 = Russzahl 2 Bezugssauerstoffgehalt = 15 %

5.2.5 Basisdaten der Wirtschaftlichkeitsberechnung Unter Berücksichtigung der Ausführungen in Kapitel 3, 4 und 5.2.1 bis 5.2.4 sind  die Leistungs- und Arbeitswerte,  der Betriebsmittelverbrauch,  die Investitionen und Kapitalkosten als Grundlage für die anschließende Wirtschaftlichkeitsberechnung zu ermitteln. Die Bilanzgrenze umfasst die gesamte Energieerzeugungsanlage einschließlich aller zugehörigen Hilfs- und Nebenanlagen, so dass der Vergleich mit anderen Systemen immer auf Basis der abgegebenen Nettoleistung, der tatsächlichen Einspeiseleistung erfolgt. Der Berechnungsvorgang ist für alle KWK-Systeme nach dem gleichen Schema durchzuführen und wird in Kapitel 7 ausführlich dargestellt. Die nachfolgenden Erläuterungen enthalten die anlagenspezifischen Kenndaten und Besonderheiten, die bei Gasturbinenaggregaten zu berücksichtigen sind. Für die Berechnung des Dampfturbinenteils der GuD-Anlagen gelten die Ausführungen in Kapitel 5.3.5 sinngemäß.

118

5 Technische Grundlagen

5.2.5.1 Leistungswerte Die Abhängigkeit zwischen elektrischer und thermischer Aggregateleistung ergibt sich anhand der in Kapitel 7 dargestellten mathematischen Zusammenhänge. Abbildung 5.2-15 enthält eine Übersicht über die Wirkungsgrade typischer Gasturbinenanlagen. Die Kurven zeigen, dass wie bei Motoraggregaten mit der Verbesserung des elektrischen Wirkungsgrades eine Reduzierung des thermischen Wirkungsgrades verbunden ist. Während der elektrische Wirkungsgrad jedoch in erster Linie eine aggregatespezifische Größe ist, verändert sich der thermische Wirkungsgrad zusätzlich in Abhängigkeit von  den geforderten Dampf oder Heizwasserparametern und  der Leistung der Zusatzfeuerung.

thermischer. Wirkungsgrad

Gesamt Wirkungsgrad

Die niedrigen thermischen Wirkungsgradwerte in Abb. 5.2-18 gelten für Dampfkessel mit hohen Dampftemperatur, die ohne Economiser (Eco) ausgeführt wurden. Als Folge entstehen hohe Rauchgastemperaturen am Kamineintritt und damit höhere nicht nutzbare Energiemengen. Auf Grund des hohen Carnotfaktors für den Dampf kann die Effizienz dieser KWKAnlage gemäß Kapitel 2.2 dennoch vergleichsweise hoch sein. 0,80 0,60 0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

0,80 0,70 0,60 0,50 0,40

elektrischer Wirkungsgrad

0,30

0,40 0,30 0,20 0,10 elektrische Aggregateleistung (kW)

Abb. 5.2-18: Wirkungsgrade typischer Gasturbinenaggregate

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

119

Eine exakte Auswahl eines konkreten Aggregates anhand dieser Kurven ist weder möglich, noch im konkreten Projektfall wirklich sinnvoll. Hier sollte man den Wettbewerb nicht einschränken. Erst der detaillierte Angebotsvergleich auf Basis der Nutzwärmegestehungskosten kann eine fundierte Entscheidungsgrundlage bieten. Tabelle 5.2-2: Gasturbinen-Wirkungsgrade (Quelle VDI 2067) Wirkungsgrad bei Nennlast

Heizölbetrieb

Erdgasbetrieb

elektr. Wirkungsgrad

17 - 31

17 - 32

therm. Wirkungsgrad

59 - 48

63 - 52

Gesamtwirkungsgrad

76 - 79

80 - 84

Um in der Phase der Projektierung eine realistische Auswahl der Wirkungsgradansätze für die Wirtschaftlichkeitsberechnung zu erleichtern, wurden in Tabelle 5.2-2 Erfahrungswerte für Gasturbinenanlagen zusammengestellt. Die Daten gelten vor allem für den Einsatzbereich, in dem aufgrund der Dampf- oder Heizwasserparameter sowohl Motoraggregate als auch Gasturbinenanlagen mit Abhitzekessel einsetzbar sind. In den Wirkungsgradansätzen in Abb. 5.2-18 wie auch in Tabelle 5.2-2 sind die Energiebedarfswerte der außerhalb des Gasturbinenpackages angeordneten Neben- oder Hilfsaggregate nicht enthalten. Hierzu zählen z. B. Brenngasverdichter, Brennstoffpumpen, Speisepumpen etc. Aufwändige, leistungsintensive Lüftungsanlagen sind im Gegensatz zu z. B. Motorenanlagen aufgrund des hohen Verbrennungsluftbedarfs und der geringen Temperaturabstrahlung der Gasturbinenaggregate im allgemeinen nicht erforderlich. Während Heizölpumpen und eventuell zusätzlich erforderliche Heizwasser-Umwälzpumpen nur geringe Leistungswerte erreichen (hierfür kann dann abhängig von der Leistungsgröße z. B. ein Zuschlag unter „Sonstiges" in Höhe von 0,5 % bis 1 % der elektrischen Aggregateleistung berücksichtigt werden), können Brenngas-Verdichteranlagen einzelfallabhängig deutlich höhere Werte benötigen. Je nach Gasturbinenaggregat werden Erdgasvordrücke zwischen 10 und 18 bar in Sonderfällen bis zu 30 bar vor den Brennstoffregelstrecken der Aggregate benötigt. Ist keine Gas-Hochdruck-Leitung zur Energieversorgung verfügbar, müssen entsprechend dimensionierte Verdichteranlagen installiert werden. Erste Anhaltswerte für den dann erforderlichen elektrischen Eigenbedarf können z.B. Abb. 5.2-19 für verschiedene ErdgasVordrücke entnommen werden.

120

5 Technische Grundlagen

elektr. Verdichterleistung (kW)

1000 p2=30bar p2=20 bar

100 p2=10 bar

p1=7 bar 10 100

1000

10000

100000

-

elektr. Verdichterleistung (kW)

1000

p2=20 bar

p2=30 bar

p2=10 bar 100

p1 = Ansaugdruck p2= Vordruck Gasturbine 10 100 1000

p1=1,4 bar 10000

100000

elektrische Gasturbinenleistung (kW)

Abb. 5.2-19: Elektrischer Energiebedarf von Brenngasverdichtern für Gasturbinenaggregate Tabelle 5.2-3: Beispiel für Übersichtstabelle der Wirkungsgradansätze Aggregatewirkungsgrade Gasturbinenanlage - elektrischer Wirkungsgrad - thermischer Wirkungsgrad - Gesamt-Wirkungsgrad Dampfturbinenanlage - elektrischer Wirkungsgrad - thermischer Wirkungsgrad - Gesamt-Wirkungsgrad Gesamtanlage - elektrischer Wirkungsgrad - thermischer Wirkungsgrad - Gesamt-Wirkungsgrad

Dim.

Variante 1 Variante ...

/ / / / / / / / /

Es empfiehlt sich, die Rechenergebnisse entsprechend Tabelle 5.2-3 und 5.2-4 tabellarisch festzuhalten.

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

121

5.2.5.2 Jahresarbeit Die Berechnung der Ansätze erfolgt gemäß den Ausführungen in Kapitel 7.2, wobei die Anlagenwirtschaftlichkeit in der Regel auf den gesamten Abschreibungszeitraum von z. B. bis zu 15 Jahren bezogen wird. Zur Ermittlung der Leistungs- und Verbrauchsdaten über derartige Zeiträume ist nicht der Wirkungsgrad im Bestpunkt oder zum Errichtungszeitpunkt, sondern der Durchschnittswert über die gesamte Lebensdauer maßgebend. Bei normaler Wartung und Instandhaltung sind die Leistungs- und Verbrauchsdaten jeweils abhängig von:       

Volllastbetriebsstunden per anno, Aufstellungshöhe, Verbrennungslufttemperatur, Zuluft- und Abgaskanalwiderstände, Teillastbetrieb, Brennstoffzusammensetzung , Anzahl oder Häufigkeit der Starts.

Als Berechnungsgröße zur Berücksichtigung all dieser Einflussgrößen wurde der Jahresnutzungsgrad eingeführt. Als Anhaltswerte für die Jahresnutzungsgrade von Gasturbinen in Wirtschaftlichkeitsberechnungen können die in Tabelle 5.2-5 in Anlehnung an die VDI-Richtlinie 2067, Bl.7 angegebenen Werte genutzt werden. Aufgrund der großen Bandbreite der in Tabelle 5.2-5 angegebenen Werte ist bei der Interpretation der Tabelle ausreichend Erfahrung erforderlich, um für ein spezielles Projekt möglichst exakte Angaben abzuleiten. Um die Auswahl zu erleichtern, zeigt Abb. 5.2-20 das typische Teillastverhalten von Gasturbinenanlagen anhand eines Ausführungsbeispiels. Die starke Wirkungsgradreduzierung im Teillastbetrieb des Einzelaggregates (Kurve a) ist unverkennbar. Muss die Gasturbine häufig im Teillastbetrieb eingesetzt werden, sollte eine Aufteilung der Leistung auf zwei Aggregate zumindest mit untersucht werden. Kurve b in Abb. 5.2-20 zeigt das Teillastverhalten einer aus zwei Gasturbineneinheiten bestehenden Anlage. Man erkennt deutlich den höheren Gesamtnutzungsgrad bei der Aufteilung der Leistung auf zwei Aggregate. Haupteinflussgröße bei den hohen Wirkungsgradeinbußen im Teillastbetrieb ist der Luftdurchsatz des Verbrennungsluftverdichters. Trotz moderner Fertigungsmethoden ist die Teillastregelung der in Gasturbinen eingesetzten Verdichter nicht immer sehr befriedigend, was vor allem bei Einwellenaggregaten zu einem im Vergleich mit den Erfordernissen zu hohen Verbrennungsluftstrom im Teillastbetrieb führt. Hierdurch sinkt die

122

5 Technische Grundlagen

Verbrennungstemperatur und damit die elektrische Leistungsabgabe, die Abgastemperatur und die Nutzwärmeleistung. Tabelle 5.2-4: Beispieltabelle für Leistungsdatenzusammenstellung Dim.

Variante 1 Variante ..

thermische Leistung KWK-Anlage - Abhitzekessel 1 - Abhitzekessel 2 - Dampfschiene 1 - Dampfschiene 2 - Heizkondensator 1 - Heizkondensator 2 Summe thermische Leistung thermischer Eigenbedarf

MW MW MW MW MW MW MW MW

th

thermische Netzeinspeiseleistung

MW

th

elektrische Leistung KWK-Anlage - Gasturbine 1 - Gasturbine 2 - Dampfturbine 1 Summe elektrische Leistung

MW MW MW MW MW

el

elektrischer Eigenbedarf KWK-Anlage - Kesselspeisepumpen - Kondensatpumpen - Kühlwasserpumpen - Lüfter-Rückkühlwerk - Brennstoffversorgung - Verbrennungsluftgebläse - Rauchgasgebläse - Hilfs- u. Nebenanlagen, Sonstiges - Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen Summe elektrischer Eigenbedarf

MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW

el

elektrische Netzeinspeiseleistung

MW

el

th th th th th th th

*1)

*1)

el el el el

el el el el el el el el el

*1) im Regelfall in thermodyn. Berechnung berücksichtigt

Tabelle 5.2-5: Übersicht Gasturbinen-Nutzungsgradansätze (Quelle VDI 2067) Nutzungsgradansatz (%)

Heizölbetrieb

Erdgasbetrieb

elektr. Nutzungsgrad

16 - 29

16 - 30

therm. Nutzungsgrad

57 - 46

61 - 50

Gesamtnutzungsgad

73 - 75

77 - 80

Der große Einfluss der Verbrennungsluft auf die Leistungsdaten wird auch durch folgendes Phänomen deutlich. Aufgrund des bei Gasturbinen gegenüber Motorenanlagen deutlich höheren Luftdurchsatzes macht sich jede Veränderung der Luftdichte in der Durchsatzleistung des Verdichters und damit in der möglichen Gasturbinenleistung bemerkbar. Abbildung 5.2-20 zeigt daher auch den Einfluss der Außenlufttemperatur auf die Leistung (nicht den Wirkungsgrad) eines typischen Gasturbinenaggregates.

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

123

30

elektr. Klemmenleistung (%)

elektr. Wirkungsgrad (%)

Bei Auslegung und Konzeption von KWK-Anlagen muss dieser Abhängigkeit Rechnung getragen werden, damit auch bei hohen Außenlufttemperaturen (z. B. im Sommer) die erforderliche Leistung bereitgestellt werden kann. Übliche Herstellerangaben beziehen sich auf Normbedingungen (15 qC Lufteintrittstemperatur, Aufstellungshöhe auf Meeresspiegelniveau).

b

20

a

10 0

20

40

60

80 100 120

Teillastanteil an der elektr. Gesamt-Anlagenleistung (%)

130

evtl. Leistungsbegrenzung

120 110 100 90

Erdgasbetrieb

80 Dieselölbetrieb

70 60 -30

-10

10

Luft-Eintrittstemp.

30

50

(oC)

Abb. 5.2-20: Leistungs- und Wirkungsgradverhalten von Gasturbinenaggregaten bei unterschiedlichen Betriebsbedingungen

Bei der Leistungsauslegung und Aufteilung ist auch das konkrete Lieferprogramm der Gasturbinenhersteller zu berücksichtigen. Im infragekommenden Leistungsbereich gibt es bei Aggregaten, die die Emissionsanforderungen erfüllen, nicht die gleich feine Leistungsabstufung wie sie bei Motorenanlagen vorhanden ist. Dies ist auch an der Anzahl der Einzelwerte in Abb. 5.2-18 im Gegensatz zu Abb. 5.1-19 erkennbar. Eine zu große Stückelung ist daher nicht sinnvoll. Im Regelfall wird man die Gesamtleistung auf ein oder zwei Aggregate aufteilen, da unvermeidbare, betriebsbedingte Stillstandszeiten in der Spitzenlastperiode, wie sie bei Motorenanlagen z. B. zum Zündkerzenwechsel auftreten, bei Gasturbinenanlagen nicht zu erwarten sind. Planmäßige Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten können im Regelfall in Schwachlastzeiten durchgeführt werden. Zu beachten ist, dass in den vorgenannten Nutzungsgradansätzen noch nicht der separat zu erfassende elektrische Strombedarf der Hilfs- und Nebenanlagen enthalten ist. Es empfiehlt sich daher, die Berechnungen tabellarisch anlog zu den als Beispiele hier enthaltenen Tabellen 5.2-6 und 5.2-7 durchzuführen.

124

5 Technische Grundlagen

Tabelle 5.2-6: Beispiel für Zusammenstellungstabelle der Jahresnutzungsgradansätze Jahresnutzungsgrade Gasturbinenanlage - elektrischer Jahresnutzungsgrad - thermischer Jahresnutzungsgrad - Gesamt-Jahresnutzungsgrad Dampfturbinenanlage - elektrischer Jahresnutzungsgrad - thermischer Jahresnutzungsgrad - Gesamt-Jahresnutzungsgrad Gesamtanlage - elektrischer Jahresnutzungsgrad - thermischer Jahresnutzungsgrad - Gesamt-Jahresnutzungsgrad

Dim.

Variante 1 Variante ...

/ / / / / / / / /

Tabelle 5.2-7: Beispiel für Zusammenstellungstabelle der Jahresarbeitsansätze Dim.

Variante 1 Variante ..

therm. Jahresarbeit KWK-Anlage - Abhitzekessel 1 - Abhitzekessel .......... - Dampfschiene 1 - Dampfschiene ................ - Heizkondensator 1 - Heizkondensator ................ Summe thermische Jahresarbeit thermischer Eigenbedarf

MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh

th

thermische Netzeinspeisung

th

/a /a /a /a /a /a

th

/a

th

/a

MWh

th

/a

elektrische Jahresarbeit KWK-Anlage - Gasturbine 1 - Gasturbine ........ - Dampfturbine 1 Summe elektrische Jahresarbeit

MWh MWh MWh MWh MWh

el

el

/a

elektrischer Eigenbedarf KWK-Anlage - Kesselspeisepumpen - Kondensatpumpen - Kühlwasserpumpen - Lüfter-Rückkühlwerk - Brennstoffversorgung - Verbrennungsluftgebläse - Rauchgasgebläse - Hilfs- u. Nebenanlagen, Sonstiges - Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen Summe elektrischer Eigenbedarf

MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh

el

el

/a /a /a /a /a /a /a /a /a

el

/a

elektrische Netzeinspeisung

MWh

el

/a

th th th th

*1)

*1)

/a /a el /a el /a el

el el el el el el el

*1) im Regelfall in thermodyn. Berechnung berücksichtigt

Der elektrische Jahresenergiebedarf der Hilfs- und Nebenantriebe kann über die Ausnutzungsstunden der KWK- Anlage entsprechend den Erläuterungen im Kapitel 7.2 berechnet werden.

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

125

5.2.5.3 Investitionen Um eine erste Abschätzung der bei Gasturbinenanlagen zu erwartenden Investitionen zu ermöglichen wurden anhand der Erfahrungswerte ausgeführter und kalkulierter Anlagen die spezifischen Investitionen, hochgerechnet auf den aktuellen Preisstand, in nachfolgenden Abbildungen 5.2-21/5.2-22 für Gasturbinen und zugehörige Abhitzekesselanlagen angegeben:

spez. Anlagenkosten (€/kW)

 unterer Ansatz: niedriger Kesseldruck, niedrige Dampf-/Heizwassertemperatur (10 bar, 13 bar, bis 130 oC)  oberer Ansatz: hoher Kesseldruck, hohe Dampf-/Heizwassertemperatur (42 bar, 80 bar, 420 - 520 oC) 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 0

10000

20000

30000

40000

elektrische Leistung (kW)

spezifische Kosten(€/kW (€/ ) Spezifische Anlagenkosten

Abb. 5.2-21: Spezifische Investitionen für Gasturbinenanlagen 150

100

50

0 0

20

40

60

80

thermische Leistung (MW)

Abb. 5.2-22: Spezifische Investitionen für Abhitzekesselanlagen

Mit den vorgenannten Parametern sind die Investitionen für die Hauptkomponenten der KWK-Anlage überschlägig bestimmbar. Für die periphe-

126

5 Technische Grundlagen

ren Anlagen der Gasturbinenanlagen gelten die Angaben in Kapitel 5.1.5.3 und 5.3.5.3, wo technisch ähnliche Bauteile entsprechend den dortigen Ausführungen zum Einsatz gelangen. Bei GuD-Anlagen sind EinzelfallKalkulationen unabdingbar. Hierbei kann der Dampfturbinen-Anlagenteil entsprechend den Ausführungen zu Kapitel 5.3 berücksichtigt werden. Zur Vereinfachung der weiteren Rechenwege empfiehlt sich die Zusammenfassung der Ergebnisse in einer Aufstellung gemäß der in Kapitel 7.3 als Beispiel enthaltenen Tabelle. 5.2.5.4 Wartungs- und Instandhaltungsaufwand Energieerzeugungsanlagen werden möglichst im Dauerbetrieb vollautomatisch geregelt / überwacht betrieben. Man unterscheidet: Tägliche Kontrolle/Anlagenbegehung Es erfolgt eine optisch-akustische Funktionsüberprüfung. Kleinere Mängel (z. B. Undichtigkeiten) werden bemerkt und beseitigt. Durchzuführen sind die Kontrolle der Ölstände in den Aggregaten, Kühlwasserstände, Batterieund Druckluftzustand, allgemeine Instrumentenkontrolle, Führen des Kessel- u. Maschinenbuches usw. In den Ansätzen der Wirtschaftlichkeitsberechnung werden diese Arbeiten dem Betriebspersonal (Personalkosten) zugeordnet. Zustandskontrollen in größeren Intervallen. Durchzuführen sind        

Sichtkontrolle, Luftfilterwechsel, Ölprobenahme, Abgasgegendruckkontrolle, Brenngasanalyse, Kalibrierung / Prüfung der Rauchgasmessgeräte, Reinigung der Wärmetauscher/Abhitzekessel, Brenner-Funktionskontrolle der Reserve/Spitzenkessel, der Zusatzfeuerung usw.,  Funktionskontrolle der Hilfsanlagen und Messgeräte. Diese Arbeiten werden durch das Betriebspersonal ausgeführt. Die Lohnkosten werden in den Wirtschaftlichkeitsberechnungen den Personalkosten zugeordnet. Die Materialkosten sind in den Ansätzen für Wartung oder Instandhaltung enthalten.

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

127

Instandhaltung/Wartung der Gasturbinenaggregate Die eigentlichen Instandhaltungs- und Wartungsarbeiten, die das Spezialwissen des Aggregatelieferanten bzw. speziell geschulter Monteure erfordern, werden im Regelfall durch Personal des Aggregateherstellers im Rahmen von Wartungs- und Instandhaltungsverträgen ausgeführt. Hierbei werden entsprechend den Wartungsvorschriften des Herstellers alle erforderlichen Verschleißprüfungen, Einstell- und Austauscharbeiten durchgeführt, die für den Erhalt der vollen Funktionstüchtigkeit der Aggregate erforderlich sind. Hierunter fällt auch der komplette Austausch der Heißteile (Brennkammer, Arbeitsturbine usw.) der je nach Fabrikat, Lastwechsel, Teillastanteil, Starthäufigkeit usw. etwa alle 30 000 bis 40 000 Betriebsstunden (d.h. alle 4 bis 6 Jahre) erforderlich wird. Aufgrund der Vielzahl an Einflussgrößen erfordern exakte Angaben die Einzelfallprüfung und ggf. die Angebotseinholung. Als Anhaltswerte können die Ansätze in Tabelle 5.2-8 dienen. Die dort für Gasturbineaggregate enthaltenen Angaben berücksichtigen den normalen Betrieb ohne häufige Stillstände. Da die Starthäufigkeit aufgrund der hierbei entstehenden Wärmespannungen als Haupteinflussfaktor auf diese Kosten einen erheblichen Einfluss ausübt, können die Werte z. B. bei täglichen An- und Abfahrprozessen bis zu 10 mal höhere Beträge erreichen. Betrieb mit konstanter Auslastung unterhalb des Nennlastpunktes führt im Regelfall zu günstigeren Werten. Instandhaltung/Wartung der Gesamtanlage Zur Erfassung des gesamten Instandhaltungsaufwandes empfiehlt sich eine differenzierte Ermittlung für die wesentlichen Anlagenkomponenten wie in Tabelle 5.2-8 angegeben. Die Bandbreiten sind wie folgt zu berücksichtigen:  kleine Anlagen oberer Ansatz  große Anlagen unterer Ansatz Der Einfluss der Benutzungsstruktur wirkt sich in erster Linie auf die drehenden Anlagenteile aus. Hierbei ist der Hauptfaktor durch die Gasturbinenanlagen gegeben, die daher separat in Abhängigkeit zur erzeugten elektrischen Jahresarbeit erfasst wird. Wartungs- und Instandhaltungsaufwendungen für die Dampf-/Kondensatsysteme der GuD-Anlagen können der Tabelle 5.3-7 in Kapitel 5.3 entnommen werden.

128

5 Technische Grundlagen

Tabelle 5.2-8: Wartungs- und Instandhaltungsansätze für Gasturbinenanlagen Jährliche Wartungs- u. Instandhaltungskosten

Gasturbinenaggregat

von

bis

0 ,007 €/kWh (el)

0,023 €/kWh (el)

Jährliche Wartungs- u. Instandhaltungskosten in % der anteiligen Investitionen (% / a) Abhitzekesselanlagen

1,5

3,5

HeizwasserkreislaufKomponenten (Wärmezentrale)

1,8

2,2

Schaltanlage (Stromeinspeisung)

1,8

2,2

Gebäudetechnik (Heizung, Lüftung, Sanitär)

1,6

3,5

Bautechnik

1,0

1,5

5.2.5.5 Personalbedarf Der erforderliche Personalaufwand ist grundsätzlich abhängig von der technischen Ausrüstung der Gesamtanlage. Wird die Gesamtanlage (KWK-Anlagen und Spitzenlastkesselanlagen) für Betrieb ohne ständige Beaufsichtigung (TRD 604) ausgelegt und mit einer vollautomatischen Steuer- und Regelanlage ausgerüstet, so beschränkt sich der personelle Aufwand auf täglich einmal durchzuführende Kontrollgänge (Sichtkontrolle). Je nach Wartungskonzept wird hierbei im Tagschichtbetrieb sporadisch ein Elektromonteur und ein Maschinenschlosser / Kraftwerksmonteur/Rohrschlosser zur Durchführung kleinerer Wartungsarbeiten einzusetzen sein. Es empfiehlt sich auf jeden Fall, einen verantwortlichen Betriebsleiter zu benennen. Über ein entsprechendes Rufbereitschaftssystem in Verbindung mit einer Störmeldeanlage sollte immer eine mit der Anlage vertraute Person zur Beseitigung von Störungen verfügbar sein (Rufbereitschaft). Hieraus abgeleitet ergibt sich je nach dem Gesamtaufgabenkomplex der betroffenen Personen ein Mindest-Personalansatz von 1 bis 3 „Mannjahren". Je nach technischer Gesamtanlagenausrüstung, Betriebsführungskonzept, Bedeutung der Anlage, Wartungskonzept usw. werden aber auch An-

5.2 KWK-Anlagen mit Gasturbinen

129

lagen mit einem Betriebspersonalstamm von bis zu 15 Personen (3Schichtbetrieb) angetroffen. Bei GuD-Anlagen werden die Anforderungen an die Betriebsführung so hoch, dass die Leitwarte der Anlage in der Regel immer besetzt bleiben muss. Die Personalaufwendungen sind mit denen für Dampfkraftwerke vergleichbar. Ein messbarer Mehraufwand für die Betriebsführung der Gasturbinen über den Aufwand für den Dampfturbinenprozess hinaus ergibt sich in der Praxis nicht.

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

131

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen Heizkraftwerke mit Dampfturbinen werden seit Jahren in der kommunalen und industriellen Stromerzeugung eingesetzt. Vor allem im industriellen Bereich, aber auch bei Anlagen zur Fernwärmeerzeugung hat die KraftWärme-Kopplung mit Dampfkraftwerken seit Jahren ihren festen Platz, wobei der Leistungsbereich der Dampfturbinen von einigen hundert kWel bis zu einigen hundert MWel reicht. Hauptvorteil der Dampfkraftwerke ist die Vielseitigkeit im Primärenergieeinsatz, da alle verfügbaren festen, flüssigen oder gasförmigen Brennstoffe verwendbar sind. Hinzu kommt eine hohe Flexibilität bei der Anpassung der Anlagen an die speziellen Bedürfnisse der Energieverbraucher. Aufgrund der hohen spezifischen Investitionen und der vor allem im unteren Leistungsbereich recht bescheidenen elektrischen Anlagenwirkungsgrade ist der Anteil der Dampfkraftwerke an der GesamtAnlagenbautätigkeit jedoch seit Jahren im Verhältnis z.B. zu KWK-Anlagen auf Gasturbinen- oder Motoranlagenbasis stagnierend oder sogar rückläufig. Auch vorhandene Altanlagen geraten teilweise an die Grenze der Wirtschaftlichkeit, wenn, vor allem die hohen Investitionen für die Nachrüstung der Rauchgasreinigungsanlagen, nachträglich eingerechnet werden müssen, wobei die gestiegenen Kapitalkosten nicht immer durch günstigere Brennstoffkosten aufgefangen werden können. Durch den seit Jahren zunehmenden Einsatz elektrisch betriebener Aggregate und dem gleichzeitig insbesondere im hohen Temperaturbereich zu beobachtenden Rückgang an thermischem Bedarf wird der wirtschaftliche Einsatz der Dampfturbinenanlagen oft zusätzlich negativ beeinflusst. Bei reinen Gegendruckturbinen kann dann nicht mehr die volle installierte elektrische Leistung genutzt werden. Trotzdem ist der Einsatz von Dampfturbinenanlagen unter Umständen wirtschaftlicher, als im ersten Ansatz erkennbar, da  Altanlagen durch das Vorschalten von Gasturbinen zu GuD-Anlagen umgerüstet werden können (Wirkungsgradverbesserung),  den speziellen Anforderungen der Energieverbraucher (vor allem im industriellen Bereich) mit speziell zugeschnittenen Dampfturbinenanlagen optimal entsprochen werden kann,  preiswerte Brennstoffe, oft auch Betriebsabfälle u.a.m. zum Einsatz gelangen (Dies ist nur bei Dampfturbinenanlagen möglich. Neben der

132

5 Technische Grundlagen

thermischen Nutzung der Abfälle wird die Wirtschaftlichkeit in diesen Fällen durch die eingesparten Entsorgungskosten positiv beeinflusst.),  Förderprogramme z.B. bei der Nutzung von Biomasse als Brennstoff in Anspruch genommen werden können.

Abb. 5.3-1: Prinzipschaltbild Heizkraftwerk

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

133

Welches Gewinnpotential sich beim Betrieb eines Dampfkraftwerkes durch die KWK gegenüber der reinen Stromerzeugung ergibt, geht aus nachfolgender Gegenüberstellung hervor. Kraftwerkskonzept

-

Nettowirkungsgrad im Kondensationsbetrieb

Steinkohlebefeuertes Dampfkraftwerk Erdgas-/kohlebefeuertes Kombikraftwerk Erdgasbefeuertes-Gasu. Dampfturbinen-Kraftwerk Kohlegasbefeuertes-Gasu. Dampfturbinen-Kraftwerk

Nutzungsgrad bei voller Wärmeauskopplung (Kühldampfbetrieb)

43 %

89 %

47 %

90 %

57 %

92 %

47 %

88 %

Bei einem Kondensationskraftwerk, das mit maximal möglicher Heizdampfentnahme (Kühldampfbetrieb für den ND-Dampfturbinenteil) gefahren wird, fallen nur sehr geringe Wärmeverluste im Kondensator an. Die Höhe des Nutzungsgrades (Summe aus Strom- und Wärmeerzeugung) wird dann bei den verschiedenen Kraftwerkstypen im Wesentlichen durch die Höhe der Abgasverluste und des Eigenbedarfs beeinflusst. 5.3.1 Gesamtanlagenprozess Bei KWK-Anlagen auf Basis von Dampfturbinen wird der Brennstoff in einem Dampfkessel zur Dampfproduktion eingesetzt. Der im Dampfkessel erzeugte Frischdampf expandiert anschließend in einer Dampfturbine, wobei ein Teil der, im Dampf enthaltenen, thermischen Energie in mechanische Energie und mit Hilfe eines Generators in elektrischen Strom umgewandelt wird. Der Abdampf der Dampfturbine wird anschließend entweder in Heizkondensatoren zur Heißwasserproduktion genutzt, oder in eine oder mehrere Dampfschienen eingespeist und zu den Verbrauchern weitergeleitet. Das zurückkehrende Kondensat wird über den Speisewasserbehälter (meist mit Entgaser kombiniert) dem Heizkessel zur erneuten Aufwärmung zugeleitet. Abb. 5.3-1 zeigt das typische Prinzipschaltbild eines Heizkraftwerkes mit Dampfturbinen. Im Regelfall werden Dampferzeuger- und Turbinenleistung auf mehrere Einzelaggregate aufgeteilt, aus Gründen der Übersicht jedoch in den hier verwendeten Symbolen der Prinzipschaltbilder zusammengefasst. Analog zu Gasturbinen und Motorenanlagen werden auch die Heizkraftwerke wärmeorientiert oder stromorientiert betrieben. Die Auslegung erfolgt im Regelfall entsprechend dem Wärmebedarf der Verbraucher.

134

5 Technische Grundlagen

Dort wo eine Entkopplung zwischen Stromerzeugung und Wärmebedarfsdeckung erforderlich ist, werden Niederdruckturbinen mit Kondensator errichtet, die zu bestimmten Betriebszeiten Spitzenlaststrom im Kondensationsbetrieb produzieren können. Interessant ist für die FW-Erzeugung eine mehrstufige Aufheizung des FW-Netzwassers. Im Regelfall wird die Vorlauftemperatur im FW-Netz außentemperaturabhängig gesteuert. Die Gesamtwärmeleistung wird aus Redundanzgründen ohnehin meist auf mehrere Wärmetauscher aufteilt. Setzt man für die Wärmeauskopplung, wie in Abb. 5.3-2 dargestellt, zwei unterschiedliche Turbinenanzapfungen ein, so lässt sich im Sommerbetrieb eine höhere Stromausbeute erreichen.

Abb. 5.3-2: Prinzipschaltbild zweistufige Heizwasseraufwärmung

Die bei großen Dampfkraftwerken üblichen Nieder- und Hochdruckspeisewasser-Vorwärmer wie auch die Aufteilung der Turbine in Hochdruck/Mitteldruckteil mit Zwischenüberhitzung (Abb. 5.3-3) findet man bei Anlagen unter 30 MW elektrischer Generatorleistung normalerweise nicht. Die mit dieser Anlagentechnik verbundenen hohen Investitionen amortisieren sich nur bei großen Kraftwerksleistungen. Auch bei Heizkraftwerken erfolgt die Anlagenauslegung so, dass möglichst hohe Vollbenutzungsstunden erreicht werden. Die teuren Dampfkessel zur Frischdampferzeugung werden im Regelfall entsprechend dem, auf möglichst hohe Ausnutzungsstunden ausgelegten, Nennbedarf der Dampfturbinen dimensioniert. Eine Leistungsaufteilung bei den Kesselanlagen auf mehrere Einheiten ist oft erforderlich, um Teillastbetrieb, Redundanz und Spitzenlastbetrieb sicherstellen zu können. Dampfturbinen erreichen eine hohe Verfügbarkeit und können oft über mehrere Jahre ohne

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

135

längere Stillsetzung betrieben werden (Grundüberholung nur alle 6 bis 8 Jahre erforderlich). Daher ist eine Aufteilung der Turbinenleistung aus Verfügbarkeitsgründen auf mehrere Aggregate bei Neuanlagen nicht immer erforderlich.

ZÜ

Abb. 5.3-3: Prinzipschaltbild Dampfturbinenprozess mit Zwischenüberhitzung

Bei Altanlagen ergibt sich die Aufteilung der Turbinenleistung aufgrund des bedarfsabhängigen Zuwachses der Gesamtanlage. Das Druck- und Temperaturniveau eventuell erforderlicher Entnahmen zur Versorgung von Prozessdampfschienen (MD-Dampfschiene, ND-Dampfschiene usw.) richtet sich nach den Erfordernissen der Verbraucher. Zur Deckung des Spitzenbedarfs der Dampfschienen sind Mittel- bzw. Niederdruckdampfkessel oder Wärmespeicher bzw. bei Heißwassererzeugung entsprechend ausgelegte Spitzen- oder Reservekessel (z.B. als Großwasserraumkessel) meist preiswerter einsetzbar als die aufwendigen Hochdruckkessel für die Turbinendampferzeugung. Treten thermische und elektrische Lastspitzen nicht gleichzeitig auf, können Lastspitzen im Dampfnetz auch über Reduzierstationen (Turbinenumgehung) abgefangen werden. Die technischen Möglichkeiten zur Anpassung an die jeweiligen örtlichen Gegebenheiten sind bei Heizkraftwerken auf Dampfturbinenbasis vielfältig. Hieraus ergeben sich Vorteile bei der exakten Anpassung der Anlagen an die Bedarfsstruktur der Verbraucher sowie an die örtlichen, räumlichen und versorgungstechnischen Verhältnisse. Zur Entkopplung der Auswirkungen von kurzzeitigen Lastspitzen im Dampfnetz auf die Stromproduktion werden Dampfspeicher eingesetzt.

136

5 Technische Grundlagen

Der Anforderungsrahmen für Heizturbinenanlagen kann wie folgt abgesteckt werden:  Verhältnis Heizleistung zu elektrischer Leistung 0,4 bis 1,7  elektrisches Leistungsband bis zu 800 MWel,  der optimale Betrieb bei reiner Stromerzeugung, (d.h. hohe Frischdampf- und Zwischenüberhitzerzustände) muss ebenso sichergestellt sein, wie der Betrieb bei voller Wärmeauskopplung. Selbstverständlich müssen jahreszeitlich stark schwankende kombinierte Betriebsfälle zwischen Wärme- und Stromerzeugung ohne betriebliche Einschränkungen und wirtschaftlichen Verlust gefahren werden können,  zur Sicherstellung der optimalen Auslegung der Dampfturbine muss ein möglichst praxisnaher Lastplan (Jahresganglinien) herangezogen werden, welcher die zeitliche und leistungsmäßige Aufteilung von Stromund Wärmebedarf über das Jahr möglichst exakt aufzeigt,  große Wärmeauskopplungen vornehmlich in Mittellastkraftwerken mit Stromerzeugungsperioden bis ca. 4000 Vollbenutzungsstunden per anno, wobei diesem Betrieb 2000 bis 4000 Vollbenutzungsstunden für die Wärmeeinspeisung überlagert werden,  mittlere Vorlauftemperaturen in Fernwärmenetzen bis ca. 120 °C, Rücklauftemperaturen meist unter 65 °C (im Sommer oft bis 80 °C),  im Idealfall soll die Auslegung der Heizturbinen so erfolgen, dass Stromerzeugung und Heizdampfentnahme unabhängig voneinander gefahren werden können und der Verlust an elektrischer Leistung durch die Heizdampfentnahme im gesamten Lastbereich möglichst klein bleibt. Um diesen Anforderungen zu genügen ist vor allem eine für die jeweiligen Projektbedingungen günstige Wärmeschaltung zu wählen. Mögliche Wärmegrundschaltungen für Dampfkraftwerke zeigen die Darstellungen in Abb. 5.3-3. Varianten mit Zwischenüberhitzung (ZÜ) sind bei Kraftwerken über 100 MWel (in Sonderfällen ab ca. 30 MWel) üblich.  Schaltung 1 zeigt eine einstufige Heizwassererwärmung, gespeist aus der Überströmung zwischen der MD- und der ND-Dampfturbine. Durch die fehlende Regelklappe vor der ND-Turbine sind nur kleine Aufwärmspannen und geringe Heizwärmeauskopplung möglich. Je nach Wahl des Überströmdruckes bei der Auslegung wird die Vorlauftemperatur (VL) durch eine wasserseitige Umführung des Heizkondensators (HK) geregelt. Bei Teillast und geschlossener Umführung ist die Vorlauftemperatur von der aktuellen elektrischen Leistung der Dampfturbine abhängig. Vorteilhaft ist der geringe Bauaufwand und die Vermeidung von Drosselverlusten in der Turbinen-Überströmleitung.

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

137

 Schaltung 2 zeigt wie durch Einbau einer Regelklappe in der TurbinenÜberströmleitung größere Heizleistungen erreicht werden können. Der gesamte Dampfstrom kann bis auf die Kühldampfmenge der ND-Turbine als Heizdampf entnommen werden. Drosselverluste – abhängig von der elektrischen wie auch von der thermischen Last sind nicht zu vermeiden.  Schaltung 3 wird eingesetzt, wenn größere Heizwasserspreizung (z.B. 65 bis 130 °C) vorzusehen sind. In diesem Fall wird der Heizdampf zweistufig, aus der ND-Turbine und aus der Abströmung der MD-Turbine entnommen. Durch den Einsatz einer Regelklappe vor der NDTurbine sind Heizleistungen bis zum Kühldampfbedarf auskoppelbar. Diese Schaltung besitzt den Nachteil, dass mit abnehmender Frischdampfmenge (Teillastbetrieb) und zunehmender Drosselung mit Hilfe der Regelklappe die Heizdampfanzapfung aus der ND-Turbine mit immer weniger Dampf beaufschlagt wird; die Heizentnahme wird zunehmend „einstufig“.  Schaltung 4 verbessert gegenüber Schaltung 3 das Teillastverhalten. Hier ist die Mitteldruckturbine mit einer doppelflutigen asymmetrischen Beschaufelung ausgeführt. Der Dampf wird auf zwei unterschiedliche Abdampfdrücke expandiert. In den Überströmleitungen sind Regelklappen eingebaut. Die doppelflutige ND-Turbine wird mit einem Zwischenboden versehen, um die unterschiedlichen Anzapfdrücke der MD-Turbine optimal verarbeiten zu können. Mit Hilfe der Regelklappen lassen sich die Aufwärmspannen in den einzelnen Heizvorwärmern unabhängig vom Frischdampfstrom gleichmäßig einstellen. Damit wird eine optimale Erzeugung elektrischer Leistung in allen Lastbereichen möglich. In großen kohlebefeuerten Anlagen werden heute Frischdampfzustände bis 290 bar/600 °C und Zwischenüberhitzungstemperaturen bis 620 °C und sehr niedrige Kondensationsdrücke (Nasskühltürme) realisiert. Bei anderen Brennstoffen wie z.B. Holz, Ersatzbrennstoffen, Hausmüll usw. sind bedingt durch brennstoffspezifische Randbedingungen (z.B. Gefahr der Chlorkorrosion an den Überhitzerheizflächen, Ascheschmelzpunkt usw.) die Frischdampfzustände auf z. B. 42 bar/420 °C begrenzt. Entsprechend niedrig ist damit dann der Prozesswirkungsgrad. Das Maß für die Güte eines Dampfkraftwerksprozesses mit Wärmeauskopplung ist die Stromverlustkennziffer (-) (siehe VDI Richtlinie 4608). - = (PTurb.-Kond. – PTurb.-Auskoppl.) / QAuskoppl.

138

5 Technische Grundlagen

Die Stromverlustkennziffer ist das Verhältnis der Minderung der elektrischen Klemmenleistung der Dampfturbine bei Wärme-/Prozessdampfabgabe gegenüber dem Wert bei reinem Kondensationsbetrieb zum ausgekoppelten Wärmestrom (QAuskoppl.). Beispiele sind in Abb. 5.3-4 angegeben. Inwiefern sich durch die Wärmeauskopplung eine Verbesserung des exergetischen Wirkungsgrades und damit der Primärenergieausnutzung ergibt, kann mit Hilfe der in Kapitel 2.2 dargestellten Abbildung 2.22 und der dazugehörigen Gleichung ermittelt werden.

Schaltung

Vorteile

Geringer Bauaufwand

Größere Heizdampfentnahme möglich, geregelte VL-Temp., Heizbetrieb weitgehend unabhängig von Stromerzeugung

Heizdampfentnahme bis zum Kühldampfbetrieb im ND-Teil möglich, größte Unabhängigkeit zwischen Heizwärme- und Stromerzeugung

Nachteile Begrenzte Heizleistung, VLTemp. ist von der elektr. Leistung abhängig

Stromverlust -kennziffer D) ((-)

Einsatzbereich (Pth/Pel )

0,14 bis 0,21

< 0,5

Drosselverluste bei elektr. Teilast 0,12 bis 0,16

>0,5 0,10 bis 0,15

Abb. 5.3-4: Schaltungsmöglichkeiten bei Dampfkraftwerken

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

139

5.3.2 Aufstellungsverhältnisse/Gesamtanlagenumfang Der gesamte Anlagenumfang einer KWK-Anlage wurde am Anfang von Kapitel 5.0 (Abb. 5.0-1) zusammenfassend für die unterschiedlichen Anlagentypen dargestellt. Nachfolgend muss daher nur noch auf die Besonderheiten bei Heizkraftwerken mit Dampfturbinen eingegangen werden. Zur Ermittlung der Investitionen kann, wenn eine entsprechende Genauigkeit gefordert wird, durchaus die Vorprojektierung der Gesamtanlage erforderlich sein. Daher werden die hierzu notwendigen Einzelheiten kurz anhand von Beispielen angerissen. Für die Ermittlung der Gebäudekosten sind die erforderlichen Räumlichkeiten anhand eines Aufstellungskonzeptes (Beispiel: Abb. 5.3-5) festzulegen. Als Anhaltswerte für die Abmessungen der Hauptkomponenten (Dampfturbinen, Kesselanlagen) können die in Abb. 5.3-6 und Abb. 5.3-9 als Beispiele enthaltenen Maßtabellen dienen. Je nach den Genauigkeitsanforderungen des Einzelfalls empfiehlt sich die gezielte Einholung von Angeboten. Gerade bei den Kesselanlagen sind eine Vielzahl unterschiedlicher Konstruktionen denkbar, die hier nicht alle erfasst werden können. Bei der Realisierung der so gefundenen Aufstellungskonzepte können die tatsächlich erforderlichen Platzverhältnisse je nach Ausführungsfabrikat hiervon u.U. deutlich abweichen. Daher sollte man bei der Anwendung der Maßtabellen die Platzverhältnisse für Montageflächen, Durchgänge usw. nicht zu eng bemessen. Hierdurch sind dann in der späteren Ausführungsplanung Ausgleichsflächen für evtl. erforderliche Anpassungen vorhanden, ohne dass das grundsätzliche Konzept verändert werden muss. Die Konzeption sollte darüber hinaus so gewählt werden, dass spätere Erweiterungsmöglichkeiten gegeben sind. Raum für ein Reserveaggregat ist u.U. von vornherein mit einzuplanen. Im Zusammenhang mit der Gebäudekonzeption kommt den Fundamentierungen und den Schallschutzmaßnahmen besondere Bedeutung zu. Kesselanlagen, Behälter usw. erhalten Fundamentierungen entsprechend den abzufangenden Gewichten. Die schwingungsisolierte Aufstellung von Pumpen und Turbinen sowie schwingungsisolierte Rohrbefestigungen werden heute auch unabhängig von genehmigungsrechtlichen Auflagen als Anlagenstandard realisiert. Beim Bau neuer Kesselhäuser und Maschinenhallen sind notfalls anhand entsprechender bautechnischer Gutachten Materialien und Bautechniken zu wählen, die schallschluckende oder schalldämmende Wirkungen in hohem Maße ermöglichen. Da im normalen Betrieb der Anlagen zusätzliche Emissionsquellen, die im Vorfeld nicht immer erkennbar sind, hinzukommen, empfiehlt es sich, von vornherein einen entsprechend höheren Ansatz für schalltechnische Bauaufwendungen zu kalkulieren. Bei Umbauten vorhan-

140

5 Technische Grundlagen

dener Anlagen ist die Abschätzung der notwendigen Maßnahmen und deren Kosten ohne Schallgutachten oft nicht möglich.

Wirbelschicht-Heizkraftwerk Kohlefeuerung, 12 MW elektr. Leistung, 50 MW therm. Leistung

Abb. 5.3-5: Aufstellungsbeispiel KWK-Anlage mit Dampfturbine

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

141

5.3.2.1 Dampfturbinentechnik Die Dampfturbine mit angebautem Generator (Turbogenerator) wandelt den von der Kesselanlage gelieferten Frischdampf (durch Entspannung in den Turbinenschaufeln) in mechanische/elektrische Energie um. Eine Heizturbine unterscheidet sich von einer reinen Kondensationsturbine auf den ersten Blick nur dadurch, dass in ihr mit Hilfe vergrößerter Anzapfstutzen zusätzlich Heizdampf oder Prozessdampf entnommen werden kann. Heizturbinen sind deutlich größer und teurer als reine Kondensationsturbinen oder reine Gegendruckturbinen. Außer den Aufwendungen für die konstruktionsbedingt größeren Gehäuse sind auch die hohen technischen Anforderungen an die Anpassungen der Beschaufelung bei Heiz- und Kondensationsbetrieb zu berücksichtigen. Gegendruckturbinen unterscheiden sich von reinen Kondensationsturbinen hauptsächlich dadurch, dass der Austrittsdruck entsprechend den Prozessdampfnotwendigkeiten im Überdruckbereich liegt, sie stellen das vergleichsweise kostengünstigste Aggregat dar. Der Turbogenerator wird häufig auf ein schwingungsisoliertes Tischfundament gestellt. Unterhalb der Turbine werden im Regelfall die Hydraulikölanlage, die Generatorkühlung und sonstige Nebeneinrichtungen angeordnet, so dass unter der Turbinenhallenebene ein Raum von ca. 3 bis 5 m lichter Höhe benötigt wird. Die Dampfturbine wird je nach Aggregategröße auf einem Grundrahmen montiert geliefert oder bei großen Aggregaten vor Ort aus Einzelkomponenten montiert. Im Leistungsbereich bis ca. 8 MW werden im Regelfall kostengünstige Gleichdruck-Dampfturbinen in axialer oder radialer Bauart eingesetzt, darüber hinaus vielstufige axiale Reaktionsturbinen. Der komplette Lieferumfang der Dampfturbinenanlage besteht im einzelnen aus den Komponenten:         

Dampfturbine, Generator, Turbinenregler/-regelung, Hydraulikanlage, Entwässerungseinrichtung, Generatorkühlanlage einschl. Rückkühlwerk, Feuerlöscheinrichtung, Generatorschaltanlage, MSR-Technik.

Abbildung 5.3.6 zeigt eine Übersicht über die vorzusehenden Fundamentabmessungen der Dampfturbinen als Grundlage für Aufstellungskonzepte usw..

142

5 Technische Grundlagen

Breite B (m)

10

1

0 10

100

10000

100000

10000

100000

10000

100000

Elektr. Aggregateleistung (kW)

100 Länge L (m)

1000

10

1 10

100

1000 Elektr. Aggregateleistung (kW)

Höhe H (m)

10

1

0 10

100

1000 elektr. Aggregateleistung (kW)

Abb. 5.3-6: Abmessungen von Dampfturbinen

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

143

Gleichdruckturbine Der mit bestimmtem Druck und Temperatur in die Turbine einströmende Dampf wird in Düsen auf nahezu Gegendruckzustand (Abdampfzustand) entspannt. Dabei wird die Wärmeenergie des Dampfes in Geschwindigkeitsenergie umgewandelt. Der Dampf strömt durch die Beschaufelung des Laufrades und wird umgelenkt, wobei seine Geschwindigkeitsenergie in mechanische Energie umgesetzt wird. Die bei der Umlenkung auf die Laufschaufel ausgeübte Kraft wird als treibende Umfangskraft auf den Generator (oder die Arbeitsmaschine) übertragen. Gleichdruckturbinen sind relativ klein, erreichen im oberen Leistungsbereich nahezu die Wirkungsgrade mehrstufiger Reaktionsturbinen (Axialturbinen) und eigenen sich hervorragend bei kleineren KWK-Anlagen zur Stromerzeugung oder als Antrieb für Speisepumpen, Kompressoren usw. .

HD-Turbine Generator ND-Turbine

Abb. 5.3-7: Ausführungsbeispiel einer Gleichdruck-Dampfturbine (Bild KK&K)

Vielstufige Axialturbine Diese Turbinen werden auch als Überdruck- oder Reaktionsturbinen bezeichnet. Sie arbeiten mit veränderlichen Querschnitten in den aufwendig geformten Schaufelkanälen. Das Gesamt-Druckgefälle wird in jeder Beschaufelungsreihe nur mit dem zugehörigen Anteil abgebaut. Die Umsetzung der Dampfenergie erfolgt durch Reaktions- und Aktionskräfte (je etwa zur Hälfte). Hierdurch sind hohe Gesamtwirkungsgrade erzielbar. Wegen der ungünst-

144

5 Technische Grundlagen

igen Wirkung des Hochdruckteils (hoher Spaltverlust) schaltet man dem Überdruckteil zunächst ein Gleichdruckrad vor. Die Turbinen werden im Regelfall mit horizontal geteilten Gehäusen ausgeführt. Aufgrund der aufwendigen Konstruktion sind für vielstufige Axialturbinen entsprechend hohe Investitionen erforderlich, so dass der Einsatz dieser Bauart erst oberhalb von ca. 8 MW elektrischer Leistung gegenüber den preiswerteren Gleichdruckanlagen wirtschaftlich ist.

Abb. 5.3-8: Aufstellungsbeispiel Axialturbinenanlage (Bild B+V)

5.3.2.2 Dampfkesselanlagen für Dampfturbinen-Heizkraftwerke Neben den Dampfturbinen sind die Kesselanlagen die Hauptkomponenten bei der konzeptionellen Planung der Aufstellungsverhältnisse. Obwohl aufgrund der Vielfalt der unterschiedlichen Bauformen keine exakten leistungsabhängigen Abmessungen als Grundlage für Flächen- und Raumhöhenbestimmung angegeben werden können, wurden hier, um einen ersten Eindruck von den Größenverhältnissen zu ermöglichen, die Platzverhältnisse ausgeführter und geplanter Wasserrohrkesselanlagen in Abb. 5.3-9 und 5.3-11 aufgeführt. Vergleichbare Angaben zu den Abmessungen öl- bzw. gasbefeuerten Großwasserraumkessel sind in Kapitel 5 enthalten.

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

145

Für die Kesselkonstruktionen sind abhängig vom Dampf- und Kondensatzustand und der Brennstoffart unterschiedliche Bauformen am Markt eingeführt.

Breite B (m)

15,0 10,0 5,0 0,0 0

10

15,0 Länge L (m)

20

30

40

50

60

thermische Kesselleistung (MW)

10,0 5,0 0,0 0

10

30

40

50

60

70

60

70

thermische Kesselleistung (MW)

15,0 Höhe H (m)

20

10,0 5,0 0,0 0

10

20

30

40

50

thermische Kesselleistung (MW)

Abb. 5.3-9: Platzbedarf typischer öl-/gasbefeuerter Wasserrohrkessel

146

5 Technische Grundlagen

Die Auswahl wird bestimmt durch:  Brennverhalten des eingesetzten Brennstoffes,  erforderlichen, vor allem von Brennstoffart und -qualität abhängigen Emissionsminderungsmaßnahmen,  Frischdampf- und Kondensatzuständen,  Platzverhältnissen im Aufstellungsbereich,  ggf. Abhitzebetrieb (bei Vorschaltung von Gasturbinen),  erforderliche Regelgeschwindigkeit der Feuerung. Man unterscheidet Wasserrohrkessel und Großwasserraumkessel. a) Wasserrohrkessel Wasserrohrkessel können mit allen Brennstoffen (fest, flüssig, und gasförmig) betrieben werden, wobei Kesseldrücke und Leistung entsprechend Erfordernis gestaltbar sind. Das Haupteinsatzgebiet der Wasserrohrkessel beginnt bei ca. 5 bis 10 MW Kesselleistung und/oder bei Dampfdrücken größer 20 bar, also oberhalb des Einsatzbereiches der Großwasserraumkessel (siehe hierzu auch Abb. 5.0-7). Während bei der Verbrennung von flüssigen oder gasförmigen Brennstoffen standardisierte Kesselkonstruktionen (Beispiele für typische Öl- und Gaskesselkonstruktionen sind in Abb. 5.3-9 dargestellt) als Ein- oder Mehrzugkessel mit Boden-, Decken- oder Frontbrennern eingeführt sind, kommen bei den Festbrennstoffkesseln eine Vielzahl unterschiedlicher Konstruktionen zum Einsatz. Die Einsatzgebiete der am häufigsten anzutreffenden Wasserrohrkesselkonstruktionen lassen sich wie folgt charakterisieren: Kessel mit Rostfeuerung mit Feuerungen ausgebildet z.B. als    

Wanderrost Vorschubrost Schüttelrost Stößelvorschubrost

Ein typisches Beispiel für eine Rostkesselanlage ist in Abb. 5.3-11 dargestellt. Rostfeuerungen sind bei festen Brennstoffen (Kohle/Holz) in Dampfkesselanlagen im Geltungsbereich der TA-Luft seit Jahren in vielen Anlagen im Einsatz. Grundbestandteil ist das, für den jeweiligen Brennstoff erforderliche Rostsystem, das unter dem Dampfkessel installiert wird. Der Brennstoff wird möglichst gleichmäßig auf der gesamten Rostbreite

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

147

aufgegeben und verbrennt beim Transport durch den Brennraum. Die Feuerungsregelung erfolgt durch Rostvorschub und Brennstoff-Schichthöhe. Aufgrund der auf dem Rost befindlichen Brennstoffmenge und der mit dem Gesamtsystem zusammenhängenden hohen Wärmekapazität ist nur eine geringe Laständerungsgeschwindigkeit im Vergleich mit z.B. Öl- oder Gaskesseln möglich. Am Rostende wird die Schlacke in einen Nassentschlacker (Abkühlung) abgeworfen und über entsprechende Fördereinrichtungen abgeführt und entsorgt. Pneumatische Schlacketransporteinrichtungen sind ebenfalls im Einsatz. Das bei Rostfeuerungen einsetzbare Brennstoffband zeigt Abb. 5.3-10. Der Leistungsbereich reicht bis ca. 120 t/h Frischdampfmenge bei beliebigen Kesseldrücken. Als Sonderfall der Rostfeuerungen sind hier auch Müllverbrennungsanlagen zu nennen, die mit speziell auf den Brennstoff „Müll“ zugeschnittenen Rostbauformen errichtet werden. Die Frischdampfparameter liegen aufgrund der brennstoffspezifischen Betriebsbedingungen (Verschmutzung, Korrosionsgefahr, Schadstoffbildung) bei max. 42 bar und 420 °C (höhere Dampfparameter nur in Ausnahmefällen). Berechnungen (circa)

Heizwert Hu (kWh/kg) von bis

Braunkohle - Braunkohle u. Lignit - Braunkohlenbriketts

2,26 4,58

5,58 5,61

< 22 < 12

Holz - Hackholz - Hobel- u. Sägespäne

2,28 2,28

4,67 4,67

<5 <5

Hausmüll

0,86

3,56

< 35

Steinkohle - Koks - Anthrazit - Magerkohle - Fettkohle - Gasflammkohle

5,25 7,03 5,42 7,44 8,06

8,61 9,44 8,94 8,94 8,83

< 20 < 10 < 35 < 15 < 15

Torf

0,28

4,89

< 10

Anhaltswerte für überschlägige

Abb. 5.3-10: Brennstoffe für Rostfeuerungen

Ascheanteil %

148

5 Technische Grundlagen

Breite B (m)

15 10 5 0

Länge L (m)

0

10

70 60 50 40 30 20 10 0 0

10

30

40

50

20

30

40

50

60

50

60

thermische Kesselleistung (MW)

15 Höhe H (m)

20

thermische Kesselleistung (MW)

10 5 0 0

10

20

30

40

thermische Kesselleistung (MW)

Abb. 5.3-11: Platzbedarf typischer Rostkesselanlagen

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

149

Kessel mit Staubfeuerungen Kessel mit Staubfeuerungen sind für alle gängigen Kohlearten, in Sonderfällen auch für Torf, Holzstaub u.a. geeignet, werden hauptsächlich aber mit Braunkohle- Steinkohle betrieben. Die Kesselkonstruktionen sind den Öl- oder Gaskesselanlagen ähnlich, ebenso die Regelgeschwindigkeiten. Wichtigster Bestandteil der Anlage ist die Staubfeuerung und das zugehörige Brennstoffzuteilungssystem. Im Leistungsbereich zwischen 2 und 30 MW Feuerungswärmeleistung sind NOx-arme Staubbrenner verfügbar. Bei größeren Kesselleistungen arbeiten mehrere Brenner parallel. Der Aufwand für Transport und Lagerung des Brennstoffs ist bei Staubfeuerungen mit dem bei heizölbefeuerten Anlagen vergleichbar. Beispielsweise erfolgt bei Braunkohlenstaubfeuerungen die Anlieferung des fertig gemahlenen Kohlenstaubes mit Bahn- oder LKW-Silowagen (LKW=25 t, Bahn = 50 t Fassungsvermögen). Die Entladung wird pneumatisch mit den Bordverdichtern der Fahrzeuge oder, wenn z.B. Schallemissionsgrenzwerte dies erfordern, mit stationären Verdichteranlagen vorgenommen. Die Kohlenstaublagerung ist in druckstoßfesten Behältern (gemäß VDI Richtlinie 2673) mit Silogrößen bis zu 1400 m3 (700 t) möglich. Da die Staubzuführung pneumatisch betrieben wird, sind Abluftfilter erforderlich. Reststaubgehalte in der Abluft 2 mg/m3 bei Entlüftung in Hallenbereiche, 10 mg/m3 bei Entlüftung ins Freie sind üblich. Zur Überwachung sind Temperaturmessungen an Bunkerdecke und Bunkerauslauf, eine COÜberwachung und bei besonders großen Behältern auch ein Inertgaspolster (CO2 oder N2) Stand der Technik. Zusammen mit den übrigen Maßnahmen wie Druckentlastungseinrichtung, druckstoßsichere Auslegung, Auflockerungseinrichtungen am Bunkerauslauf usw. sind heute Anlagen realisierbar, die den Ölfeuerungen beim Handling in keiner Weise nachstehen. Kessel mit Wirbelschichtfeuerungen Bei den Kesseln mit Wirbelschichtfeuerung ist zwischen atmosphärischer und druckaufgeladener Wirbelschicht sowie zwischen zirkulierender und stationärer Wirbelschicht zu unterscheiden. Von Versuchsanlagen abgesehen sind im Leistungsbereich unter 50 MW Feuerungswärmeleistung nur Anlagen mit atmosphärischer Wirbelschicht im Einsatz. Bei der Wirbelschichtfeuerung wird einem Bett aus Inertstoff und Brennstoff die Verbrennungsluft über einen im oder unter dem Bett befindlichen Düsenboden zugeführt, was zu einem Verwirbeln der Bettpartikel führt. Wird z.B. mittels Anfahrbrenner das Bett auf Zündtemperatur erhitzt, so verbrennt der Brennstoff in der Wirbelschicht. Durch den innigen Kontakt zwischen Brennstoff und Zuschlagstoff oder Bettma-

150

5 Technische Grundlagen

terial entsteht u.a. ein hohes Einbindepotential für Luftschadstoffkomponenten. Die optimalen Prozesstemperaturen liegen zwischen 800 und 900 °C. Hauptvorteil der Wirbelschichttechnologie ist die Übertragung großer Wärmemengen bei kleinen Heizflächen, sowie die Möglichkeit, Luftschadstoffkomponenten (z.B. Schwefel) im Wirbelbett in der Asche einzubinden. Hierdurch können aufwendige Rauchgasreinigungsanlagen vermieden werden (weitere Angaben hierzu in Kapitel 5.3.4). Die zirkulierende Wirbelschicht besitzt gegenüber der stationären Wirbelschicht den Vorteil des besseren Wirkungsgrades (2 bis 5 %), des geringeren Bedarfs an Zuschlagstoffen und damit auch des geringeren Ascheanfalls. Hinzu kommen die niedrigeren Emissionen z.B. bei Schwefel und NOx. Nachteilig sind die höheren Investitionen, der höhere Eigenstrombedarf, die aufwendigere Regelung und die langen Anfahrzeiten bei Kaltstart aufgrund der ausgemauerten Brennkammer. b) Großwasserraumkessel Großwasserraumkessel sind nur mit Kesseldrücken bis zu 30 bar und Kesselleistungen bis ca. 30 MWth einsetzbar. Aufgrund konstruktiver Besonderheiten ist der zulässige Betriebsdruck von der Auslegungsleistung abhängig. Sie werden hauptsächlich mit Öl- oder Gasfeuerung (auch bivalent) ausgeführt. In Sonderkonstruktionen z.B. mit Unterschubfeuerung sind sie auch für Festbrennstoffe geeignet. Seit einiger Zeit werden diese Kessel auch mit Braunkohlenstaubfeuerung ausgeführt, wobei das Brennstoffhandling und der Anlagenbetrieb den Ausführungen mit Heizöl/Gasfeuerung kaum noch nachsteht. Die relativ preiswerten Großwasserraumkessel werden häufig als Spitzenlast- oder Reservekesselanlagen parallel zu KWK-Anlagen errichtet (siehe hierzu auch die Ausführungen in Kapitel 5. Sie sind sowohl zur Heißwassererzeugung als auch zur Dampfproduktion einsetzbar. Im Heißwasserbetrieb sind diese Kesselkonstruktionen komplett mit Wasser gefüllt, die Druckhaltung erfolgt hierbei separat. Wenn Großwasserraumkessel zur Dampfproduktion eingesetzt werden, wird der Kesselraum mit einem Dampfpolster betrieben und bei Erfordernis ein Überhitzer oder ein Ecomiser zusätzlich im Dampf-/Kondensatkreislauf vorgesehen. Unabhängig von der Kesselbauform besteht die komplette Kesselanlage als funktionsfähige Einheit aus:  Dampfkessel einschl. grober und feiner Armatur, Isolierung usw.,  Verbrennungsluftversorgung einschließlich Frischluftgebläse, Luftkanal für Primär- und ggf. Sekundärluftversorgung usw.,

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

151

 Brennstoffversorgung als komplettes Versorgungssystem ggf. für zwei Brennstoffarten (z.B. Erdgas und Heizöl),  Rauchgaskanal ab Kesselende bis Kamin, einschl. Abgasklappen, Saugzug (wenn erforderlich),  Zugehörige Elektrotechnik (z.B. Stromversorgung, Schaltanlagen usw.),  Zugehörige MSR-Technik (Mess-, Steuer-, Regeltechnik) für die Überwachung und Steuerung der gesamten Kesselanlage einschließlich Brennersteuerung, Steuerung für Abgassystem, Druck-, Temperaturüberwachung, Leistungsregelung einschließlich Schnittstelle zur Anbindung an das übergeordnete Leitsystem der Gesamtanlage (Leitwarte). Die Platzverhältnisse der Kesselkonstruktionen können entsprechend den vorstehenden Ausführungen abgeschätzt werden. Der Platzbedarf der darüber hinaus erforderlichen peripheren Anlagen und Behälter kann im Regelfall anhand der Inhalte und sonstiger Leistungsdaten ermittelt werden. Soweit aufgrund der eingesetzten Brennstoffe erforderlich wird die Abgasreinigungsanlage als komplette Einheit einschließlich aller Nebenanlagen wie z.B. Kalkmilchaufbereitung etc. ausgelegt und konzipiert. Weitere Erläuterungen werden hierzu in Kapitel 5.3.4 gegeben. Nebenanlagen Betriebswasser wird zur Versorgung der Dampf- und Heizwassersysteme benötigt. Hinsichtlich der Wasserqualität sind die VdTÜV-Richtlinien für die Kesselanlagen, die TRD 611 und die AGFW-Richtlinie für Wärmeversorgungsnetze zu beachten. Zusätzlich benötigen die größeren Dampfturbinen zur Generator- und Ölkühlung ein eigenes Niedertemperaturkühlsystem. Für dieses System ist ein separates Rückkühlwerk erforderlich. Der thermische Energieumsatz in diesem System liegt im Mittel bei ca. 0,5 bis 0,8 % der elektrischen Dampfturbinenleistung. Besondere Anforderungen an die Wasserbeschaffenheit werden hier nicht gestellt, doch sollte auf Frostschutz Wert gelegt werden. Bei kleineren Dampfturbinenanlagen genügt die Luftkühlung des Generators. Die Betriebswasserversorgungsanlage besteht im Regelfall aus der eigentlichen Wasserversorgung (z.B. Anschluss an ein Brauchwassernetz, eine Brunnenanlage etc.), der Wasseraufbereitung (z.B. Enthärtung oder Vollentsalzung) und den erforderlichen Rohrleitungen, Behältern usw. sowie der zugehörigen E- und MSR-Technik. Zur Versorgung von Russbläsern, Messeinrichtungen und Werkzeugen ist ein Druckluftnetz mit  Druckluftkompressor,  Windkessel,

152

5 Technische Grundlagen

 Luftaufbereitung,  Rohrleitungssystem,  E-/MSR-Technik vorzuhalten. Für die Schmierölversorgung wird ein Fasslager, das die Betriebsmittel für die einzelnen Verbraucher aufnimmt, benötigt. Die aggregatespezifische E-/MSR-Technik ist im Umfang der jeweiligen Komponenten enthalten. Um den Gesamtbetrieb vollautomatisch zu gewährleisten, ist darüber hinaus eine übergeordnete Anlage erforderlich, die als zentrales Bindeglied zwischen den einzelnen Unterstationen (z.B. für Kessel, Turbogenerator usw.) einschließlich Protokollier- und Visualisierungssystem fungiert (ähnlich wie für Motorenanlagen in Abbildung 5.0-6 dargestellt). Eine übergeordnete Schaltanlage zur Versorgung der Unterstationen und zur Netzeinspeisung einschließlich Netz-Kuppelschalter, Messfelder, Transformatoren, Synchronisiereinrichtung, Leistungsschalter usw. ist z.B. gemäß Abbildung 5.0-5 (bei Motorenanlagen ähnlich) einzuplanen. Die Heizwasserkreislaufkomponenten bestehend aus    

Umwälzpumpengruppe, Druckhaltung, Vorratsbehälter, Wärmespeicher (wenn erforderlich), Wasseraufbereitung (im Regelfall Anschluss an Enthärtungs- oder Vollentsalzungsanlage der Kesselanlage),  Armaturen und Rohrleitungssystem,  zugehörige E- und MSR-Technik, sind im Wesentlichen ein Bestandteil des Heizwasserversorgungssystems, das durch die KWK-Anlage versorgt wird. Da diese Komponenten für alle KWK-Anlagenvarianten ähnlich sind, sind hier die erforderlichen Hinweise in Kapitel 5 enthalten. Der komplette Dampf- und Kondensatkreislauf einschließlich aller zugehöriger Komponenten kann gemäß Anlagenkonzept bzw. dem wärmetechnischen Anlagenschema in unterschiedlichen Konzeptionen ausgeführt werden und besteht im Regelfall aus

     

Entgaser-/Speisewasserbehälter, Kessel-/Speisepumpen, Kondensatpumpen, Speisewasservorwärmer, Kondensatbehälter, zugehörigen Dampf- und Kondensatleitungen, einschl. Frischdampfleitungen zwischen Kessel- und Turbine usw.,  zugehöriger E-/MSR-Technik.

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

153

Die komplette Heizkondensatoranlage einschließlich der zugehörigen E-und MSR-Technik wird entsprechend dem thermodynamischen Anlagenkonzept ausgelegt. Sofern aufgrund der Gesamtkonzeption eine zusätzliche Kondensationsanlage ohne Wärmenutzung (z.B. Notkondensator) einzuplanen ist, kann diese als Wasserkreislaufsystem, bestehend aus    

Kondensator, Rückkühlanlage, Pumpen, Rohrleitungen, Behälter, E-/MSR-Technik,

oder als Luftkondensationssystem, bestehend aus  Luftkondensatoranlage,  Dampfzuleitung ab Turbine,  Kondensatsystem bis Kondensatsammelbehälter einschl. Rohrleitungen, Armaturen, Pumpen, usw.,  E-/MSR-Technik konzipiert werden. Die Konzeption des Aschebunkers bzw. des Aschesilos einschließlich Entaschungsanlage ist abhängig von der Brennstoffart sowie der Kesselkonstruktion. Soweit für den eingesetzten Brennstoff erforderlich wird das komplette System ab Kesselentschlacker bis Aschebunker/-silo einschl. Verladeeinrichtung und zugehöriger E-/MSR-Technik von entsprechend spezialisierten Unternehmen geliefert. Die Gebäudetechnik (Heizungs-, Lüftungs- und Sanitärtechnik) ggf. mit Werkstattausrüstung, Hebezeugen und zugehörigen Hilfsanlagen ist gesondert entsprechend den Erfordernissen der Heizkraftwerke zu kalkulieren. Die Maschinenhalle und das Kesselhaus werden mit einer Lüftungsanlage zur sicheren Ableitung der Wärmeabstrahlung der Anlagenteile und der Rohrleitungen ausgerüstet. Die Dampfturbinenanlage selbst strahlt ebenfalls nennenswerte Wärmemengen an die Umgebung ab. Es empfiehlt sich, die Verbrennungsluft für die Kesselanlagen unter der Kesselhausdecke abzusaugen. In diesem Fall sind noch Zuluftöffnungen zusätzlich zu berücksichtigen. Hebezeuge, Hallenkräne etc. sind im Regelfall für das Kesselhaus nicht erforderlich. Meist reichen Befestigungspunkte für Hebezeuge. Innerhalb der Maschinenhalle (Dampfturbine) ist ein Brückenkran für Wartungszwecke empfehlenswert. Je nach Anlagenkonzeption sind mehr oder weniger aufwendige Stahlkonstruktionen erforderlich. Die Investitionsansätze hierfür können meist anhand spezifischer Erfahrungswerte über die Gitterrostflächen ermittelt wer-

154

5 Technische Grundlagen

den, die Gebäudekosten über den umbauten Raum anhand von spezifischen Kostenansätzen berechnet werden. 5.3.3 Bauarten und technische Rahmenbedingungen für die Konzeptionierung von Heizkraftwerken mit Dampfturbinen Das Herzstück eines Heizkraftwerkes ist der Heizturbosatz, dessen Aufgabe es ist, aus der für die Verbraucher benötigten Dampfmenge ein Maximum an elektrischer Energie zu erzeugen. Zur Auslegung eines Heizturbosatzes ist eine genaue Ermittlung und Planung des Wärmebedarfs der Dampfverbraucher erforderlich. Trotzdem muß die Auslegung so flexibel sein, dass unvorhergesehene Änderungen im Wärmebedarf auch später berücksichtigt werden können. Eine wichtige Frage bei der Auslegung eines Heizkraftwerkes ist die Wahl des optimalen Frischdampfzustandes. Die Investitionsaufwendungen für ein Dampf-Kraftwerk werden durch die Wahl des Frischdampfdruckes entscheidend beeinflusst. Generell gilt, je höher der Frischdampfzustand (Druck und Temperatur), umso höher ist der Wirkungsgrad der Anlage (bei gleichen Abdampfverhältnissen). Ein exemplarisches Beispiel für diese Abhängigkeit zeigt Abbildung 5.3-12 für typische Frischdampfwerte in kleinen Reststoffverbrennungsanlagen für Biomüll oder Abfall. Aufgrund der erforderlichen Werkstoffe und Anlagenkonzepte lassen sich für unterschiedliche Frischdampfzustände Investitionssprünge wie folgt feststellen: a) Im Bereich von kleinen Kesselleistungen (Dampfmenge bis ca. 16 t/h) ergibt sich ein Kostensprung, wenn der zulässige Kesseldruck 24 bar überschreitet, da dann von preiswerten Großwasserraumkesseln auf teurere Wasserrohrkessel übergangen werden muss. b) Ein weiterer Kostensprung entsteht wenn der erzeugte Dampf über eine Dampfturbine entspannt wird, da dann die Anlage mit einer aufwendigen Vollentsalzungsanlage ausgerüstet werden muss. c) Ebenso ergibt sich eine Kostensteigerung, wenn Frischdampfdrücke über 90-110 bar bzw. Temperaturen über 540 °C überschritten werden. In diesen Fällen müssen sowohl die im Kessel eingebauten DampfÜberhitzer als auch die Hochdruckteile der Turbine aus hochlegierten, austenitischen Werkstoffen gefertigt werden. Diese sind deutlich teurer, als die ansonsten verwendbaren ferritischen Werkstoffe. Wegen der geringeren Wärmeleitfähigkeit austenitischer Stähle treten darüber hinaus auch Probleme bei Lastschwankungen auf. Ihr Einsatz für Heizkraftwerke kommt daher üblicherweise nicht in Frage.

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

155

Erreichbare elektrische Leistung bei Dampfturbinen in Abhängigkeit von Frischdampfdruck und -temperatur

12 11 Elektrische Leistung (MW)

10

42 bar, 420°

9 8 7 6 5

30 bar, 380°

4 3 2 1 0 0

10

20

30

40

50

Frischdampfmenge [t/h] Kondensatordruck: 0,15 bar

Abb. 5.3-12: Einfluss von Frischdampfdruck und –temperatur auf die elektrische Generatorleistung von Dampfturbinen bei Biomasse-Heizkraftwerken

Zur Vergrößerung des Wärmegefälles gibt es auch die Möglichkeit der Zwischenüberhitzung des Dampfes, die jedoch mit erheblichem Mehraufwand verbunden ist und hohe Anforderungen an die Bedienung der Anlagen stellt. Sie wird heute im Regelfall erst bei großen Blockleistungen (über 100 MW) eingesetzt. Bei der Ermittlung des Frischdampfzustandes muß auch der sinkende Wirkungsgrad der Dampfturbine infolge des kleineren Eintrittsvolumens berücksichtigt werden. Auch die Spaltverluste und die Beschaufelungsrandverluste in der Turbine nehmen mit steigendem Druck zu, so daß ein Teil des Vorteils des durch höhere Dampfzustände gewonnenen größeren Wärmegefälles durch den schlechteren Wirkungsgrad der Turbine wieder aufgezehrt wird. Auch die höheren Speisepumpenleistungen sind bei der Rechnung zu berücksichtigen. Wichtig für die Auslegung einer Gegendruckturbine ist, dass die Dampfexpansion bei allen Betriebspunkten nahe der Sättigungslinie (gegebenenfalls darüber) liegt. Der Dampf am Turbineneintritt muss absolut trocken sein (dabei sind auch instationäre Betriebszustände, z.B. Anfahrvorgänge des Kessels zu berücksichtigen). In die Frischdampfleitung ist hierzu ein Tropfenabscheider - z.B. ein Zyklon - einzubauen. Abbildung 5.3-13 gibt Hinweise auf die erforderliche Dampfqualität für den Turbinenbetrieb.

156

5 Technische Grundlagen

Leitfähigkeit bei 25 °C in der kondensierten Probe nach starksaurem Kationenaustauscher und CO2-Entfernung gemessen. Kieselsäure (SiO2)

< 0,2 —S/cm < 0,02 ppm

Gesamt-Eisen (Fe)

< 0,02 ppm

Natrium + Kalium (Na + K)

< 0,01 ppm

Kupfer (Cu)

< 0,003 ppm

Sauerstoff (O2)

< 0,02 ppm

Chlorid (CI -)

< 0,01 ppm

PH-Wert

9,2 - 9,6

Alle anderen chemischen Elemente oder Verbindungen im Dampf sind nicht zulässig.

Abb. 5.3-13: Dampfqualität für den Turbinenbetrieb

Berücksichtigt werden müssen auch die Anforderungen eventuell angeschlossener Dampfverbraucher. Wird der Abdampf in einem Heizkondensator kondensiert, sollte die Überhitzung des Dampfes am Turbinenaustritt möglichst gering gehalten werden, da diese für den Wärmeübergang im Kondensator schädlich ist. Generell können Dampfkraftwerke an jeden beliebigen Dampfzustand sowohl frischdampfseitig wie auch abdampfseitig angepaßt werden. Aus Kostengründen empfiehlt es sich jedoch, von vorn herein in Abhängigkeit von der Generatorleistung (Blockleistung) Auslegungspunkte anzustreben, die dem Standard der Hersteller am nächsten kommen. Zusätzlich zu den vorher genannten Punkten müssen bei der Auslegung und beim Vergleich von konkurrierenden Systemen einige grundsätzliche Eigenschaften von Dampfturbinen Berücksichtigung finden. Dampfturbinen sind teillastempfindlich; ihr Wirkungsgrad liegt bei Teillast niedriger als im Auslegungs- bzw. Vollastpunkt. Dies gilt vor allen Dingen für Gegendruckturbinen. Die Wirkungsgradeinbuße wird umso größer, je größer das Verhältnis von Gegendruck zu Frischdampfdruck ist. Abhilfe schafft die sog. Düsengruppenregelung. Hierbei werden die Düsen in verschiedene Gruppen aufgeteilt und je nach Lastzustand zu- und abgeschaltet. Bei Kondensationsturbinen liegt der Leerlauf-Dampfdurchsatz bei 8-10 % der Vollast-Dampfmenge. Dies ist zu berücksichtigen, wenn bei der Auslegung unterschiedliche Betriebspunkte (z.B. volle Dampfabgabe im Gegendruckbetrieb bei im Leerlauf mitlaufender Niederdruckturbine) berechnet werden. Bei Gegendruckturbinen kann (je nach Konstruktion) bei niedrigen Frischdampfzuständen durch Verwendung eines Bypasses in der Radkammer der Turbine der Auslegungspunkt auf 70 bis 75 % des Vollastpunktes abgesenkt werden, um den Teillastwirkungsgrad etwas anzuheben. Wird die Ab-

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

157

dampfenergie in einem Heizkondensator kondensiert, kann die Turbine (wenn die geforderten Wassertemperaturen auf der Heizkreisseite dies zulassen) entsprechend der geforderten Heizwassertemperatur im gleitenden Gegendruckbetrieb gefahren werden. Diese Turbinen sind dann nicht so teillastempfindlich wie reine Gegendruckmaschinen. Aufgrund des höheren Wirkungsgrades und der günstigeren Investitionen werden Dampfturbinen bis zu elektrischen Leistungen von ca. 40 MW als Getriebeturbinen ausgeführt, darüber hinaus als direkttreibende Turbinen. Für kleinere elektrische Leistungen (unter 1MW) ist ein kostengünstiger, schnell laufender Turbogenerator in der Entwicklung, der ohne Getriebe und Ölversorgung auskommt. Turbine und Hochfrequenzgenerator sitzen auf einer gemeinsamen Welle. Da der Generator über einen Frequenzumrichter mit dem elektrischen Netz verbunden ist, kann die Turbine auch bei Teillast stets mit optimaler Drehzahl gefahren werden.

Abb. 5.3-14: Einfaches Gleichdruckturbinenkonzept durch Hintereinanderschaltung zweier Gleichdruckturbinen mit gemeinsamem Getriebe und Generator

Bei der Auslegung von Turbinen mit ungeregelten Anzapfungen ist zu berücksichtigen, dass im Teillastbetrieb die Dampfdrücke an den Anzapfpunkten absinken. Wenn die Dampfzustände in Dampfnetzen garantiert werden müssen, so kann durch entsprechend teurere Wanderanzapfungen (zwei Anzapfungen an unterschiedlichen Expansionspunkten) die Anzapfstelle in

158

5 Technische Grundlagen

Abhängigkeit von den Anzapfdrücken umgeschaltet bzw. durch geregelte Entnahmeanschlüsse Abhilfe geschaffen werden. Bei einfachen Gleichdruckturbinenkonzepten bis 10 MW mit zwei hintereinander geschalteten Gleichdruckturbinen (siehe Abbildung 5.3-14) ist eine geregelte Entnahme einfach realisierbar, da die Niederdruckturbine standardmäßig mit einem Regelventil ausgestattet ist. Eine häufig praktizierte Möglichkeit, die Stromausbeute eines Heizkraftwerkes zu erhöhen, ist die stufenweise Vorwärmung des Speisewassers. Der Aufwand für diese Maßnahme muss jedoch in sinnvollem Verhältnis zur Wirkungsgradverbesserung stehen. Für Anlagen bis ca. 30 MW lohnt sich meist nur die einstufige Vorwärmung des Speisewassers im thermischen Entgaser, maximal (bei Anlagen mit hohen Benutzungsstunden) eine zweistufige Speisewasseraufwärmung bestehend aus der Vorwärmung im Speisewasserentgaser und einem zweiten Hochdruckvorwärmer. Überschreiten die Speisewassertemperaturen am Kesseleintritt Temperaturen von 130-140 °C, ist oft aus Wirkungsgradgründen eine Verbrennungsluftvorwärmung im ECO anstelle der sonst üblichen Speisewasseraufwärmung notwendig. Dies führt allerdings zu höheren Investitionen. Abbildung 5.3-15 enthält als Auslegungshilfe eine Übersicht über die üblichen Frischdampfparameter von Dampfturbinenanlagen. Therm. Nutzleistung des Heizkraftwerks bis 25 MW von 25 MW bis 100 MW von 100 MW bis 200 MW über 200 MW

Frischdampfdruck bar 25 40/42

Frischdampftemperatur °C 250 420/450

60 80

485 525

125

530

185 *) 160 *)

535 *) 535 *)

*) mit Zwischenüberhitzung und Zwangsdurchlaufsystem

Abb. 5.3-15: Typische Frischdampfzustände bei Dampfkraftwerken

5.3.4 Emissionen/Verbrennungsrückstände 5.3.4.1 Emissionen Unter den von Heizkraftwerken mit Dampfturbinenanlagen ausgehenden Emissionen

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

   

159

Geräusch, Schwingungen, Rauchgasemissionen, evtl. Kraftverkehr (bei Kohlenanlieferung/Ascheentsorgung)

kommt den Rauchgasemissionen eine besondere Bedeutung zu. Geräuschemissionen und Körperschallschwingungen werden durch erprobte bauliche Maßnahmen minimiert bzw. aufgefangen, so dass hieraus keine betrieblichen oder genehmigungsrechtlichen Probleme oder überproportionale Kosteneinflüsse zu erwarten sind. Die Beurteilung der Emissionen aus der Fahrzeugfrequenz für Brennstoffanlieferung und Ascheabtransport kann in der allgemeinen Emissionsbewertung erfasst werden, zählt aber zunächst nicht zu den Standortemissionen und ist im Regelfall lediglich bei der Durchführung eines förmlichen Genehmigungsverfahrens im Zusammenhang mit der Standortgenehmigung von besonderer Bedeutung. Die bei der Verbrennung der Brennstoffe in den Kesselanlagen entstehenden Rauchgase enthalten neben unschädlichen Bestandteilen wie z.B. Wasserdampf auch Luftschadstoffe (vor allem Kohlenmonoxid, Stickoxide, Schwefeldioxid) sowie andere luftfremde Stoffe und Russ- und Staubpartikel. Art und Menge dieser Rauchgasbestandteile sind in erster Linie von der Brennstoffzusammensetzung abhängig. Hinzu kommen aber auch Einflüsse aus  Verbrennungsluftzusammensetzung,  Verbrennungsverfahren,  Kesselkonzeption und anderem mehr. In der Bundesrepublik wurden für Kesselanlagen bis 50 MW Feuerungswärmeleistung in der Technischen Anleitung zur Reinhaltung der Luft (TA-Luft) die einzuhaltenden Schadstoffgrenzwerte genannt bzw. festgelegt. Für besonders problematische Brennstoffe (z.B. Müll oder Ersatzbrennstoffe) gelten die Vorschriften der 17. BImSchV (17 BundesImmissionsschutz-Verordnung). Die TA-Luft wurde im Jahr 2002 novelliert und in vielen Punkten drastisch verschärft. Generell gilt jedoch trotzdem, dass örtlich auch wesentlich niedrigere Emissionswerte gefordert werden können. In jedem konkreten Einzelfall sollte daher frühzeitig das Gespräch mit der zuständigen Genehmigungsbehörde gesucht werden. Die Abbildungen 5.3-11 und 5.3-12 enthalten für die wichtigsten Komponenten diese konkretisierten Schadstoffgrenzwerte zusammen mit den übrigen TA-Luftwerten für die einzelnen bei Kesselanlagen üblichen Brennstoffe. Die Bezugsgröße für den O2-Gehalt im Abgas bezogen auf die in der TA-Luft genannten Grenz-

160

5 Technische Grundlagen

werte ist in den Tabellen angegeben. Messergebnisse oder Angaben, die sich auf einen anderen Sauerstoffgehalt beziehen, können mit der in Kapitel 8 genannten Formel umgerechnet werden. Die Einhaltung der Schadstoffgrenzwerte kann gewährleistet werden durch: 1. Auswahl von hochwertigen Brennstoffen mit entsprechend niedrigem Anteil an den Brennstoffbestandteilen, die beim Verbrennungsvorgang die Basis für die Luftschadstoffe bilden. 2. Feuerungstechnische Maßnahmen wie z.B.  Einsatz spezieller NOx-armer Brenner,  spezielle Ausbildung des Feuerraumes,  Aufteilung der Luftzuführung auf unterschiedliche Zonen,  Beeinflussung der Feuerführung,  Abgasrückführung,  Zugabe von Reaktionsmitteln zum Brennstoff oder in den Feuerraum. 3. Installation von Rauchgasreinigungsanlagen. Generell ist aus Sicht der Investitionen, der Wartungs- und Betriebskosten, sowie der Verfügbarkeit den brennstoffseitigen (Brennstoffauswahl) und den feuerungstechnischen Maßnahmen der Vorzug zu geben. Abhängig von der Feuerungsart sind folgende technische Lösungen am Markt eingeführt. Kesselanlagen für die Verfeuerung fester Brennstoffe Hier unterscheidet man in  Kesselanlagen mit Rostfeuerung,  Kesselanlagen mit Staubfeuerung,  Kesselanlagen mit Wirbelschichtfeuerung. Kesselanlagen mit Rostfeuerung Ohne besondere Zusatzmaßnahmen ist die Einhaltung der Grenzwerte der TA-Luft bei Einsatz hochwertiger Brennstoffe (z.B. Deutsche Steinkohle, Rheinische Braunkohle etc.) möglich. Die primäre Schwefeleinbindung bei Rostfeuerungen liegt brennstoffabhängig bei ca. 5-10 %. Um eine Schwefeleinbindung in die Schlacke oder Asche bis zu 60 % zu erreichen, genügt das Einblasen von Kalk in den Feuerraum, verbunden mit einem entsprechend ausgelegten Rauchgasfilter. Durch Rauchgasrezirkulation sind NOxWerte kleiner 300 mg/m3 erreichbar. Reichen bei problematischen Brennstoffen die Primärmaßnahmen nicht aus, ist eine Entschwefelung bis zu 80 % durch Sekundärmaßnahmen wie z.B. das Nachrüsten einer Rauchgasreinigung nach dem Sprühabsorptionsverfahren möglich. Sekundärmaßnahmen zur NOx-Reduktion (z.B. Harnstoffeindüsung in den Feuerraum)

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

161

sind auch bei Anlagen unter 50 MW Feuerungswärmeleistung heute vielfach erforderlich. Je nach Brennstoffeinsatz werden zunehmend auch Rauchgasreinigungen auf Basis von Trockensorptionsverfahren mit Bikarbonat anstelle der früher üblichen Nasswäschen oder Quasitrockenverfahren (auf Basis von Kalkmilch) eingesetzt. Kesselanlagen mit Staubfeuerungen Bei Kesselanlagen mit Staubfeuerungen ist die Notwendigkeit von Zusatzmaßnahmen zur Einhaltung der Grenzwerte der TA-Luft stark brennstoffabhängig. Bei Einsatz von rheinischer Braunkohle (Braunkohlenstaub) ist zunächst nur ein Gewebefilter erforderlich. Aufgrund der hohen Schwefeleinbindung in der Asche sind zusätzliche Maßnahmen zur Entschwefelung nicht notwendig. Wichtig ist jedoch der Einsatz NOx-armer Brenner und eine optimale Brennstoffdosierung sowie ein entsprechend ausgelegter Feuerraum. Bei Einsatz von Steinkohle sind unter Umständen durch Kalkzugabe ausreichend niedrige Schwefelemissionswerte zu erreichen. Die Nachrüstung von Sekundärmaßnahmen, z.B. das Sprühabsorptionsverfahren, ist bei einer weiteren Verschärfung der Abgasgrenzwerte noch möglich, aber z.Zt. nicht erforderlich. Auch hier sind Sekundärmaßnahmen zur NOx-Minderung im Leistungsbereich unter 50 MW Feuerungswärmeleistung derzeit normalerweise nicht üblich. Kesselanlagen mit Wirbelschichtfeuerungen Diese Technik eignet sich hervorragend zur Einbindung von Schadstoffen in der Asche des Wirbelbettes. Dies wurde offensichtlich bei der Festlegung der zulässigen Werte berücksichtigt, die bei dieser Anlagentechnik besonders niedrig liegen. Zur Vermeidung von Korrosionsproblemen an den Tauchheizflächen im Wirbelbett sind bei stationären Wirbelschichtanlagen die NOx-Emissionen nicht so weit zu reduzieren wie bei den hier konstruktiv besser geeigneten zirkulierenden Wirbelschichtanlagen. Hinzu kommt, dass bei der zirkulierenden Wirbelschicht auch der Bedarf an Zuschlagstoffen (z.B. Kalkstein) und damit auch der Reststoffanfall durch die bessere Ausnutzung bis zu 40 % niedriger liegt. Nachfolgende Abbildung 5.3-16 zeigt die gemäß TA-Luft zulässigen Schadstoffgrenzwerte im Rauchgas für Festbrennstoffkessel. Eine Sonderstellung bei den festen Brennstoffen nimmt der Brennstoff Holz ein. Holzbrennstoffe werden unterschieden in Altholz und Grünschnitt. Altholz wird gemäß Altholzverordnung in die Kategorien A1 bis A4 eingeteilt. Für die Verbrennung von Holz der Kategorie A1 und A2 sowie bei Grünschnitt sind genehmigungsrechtlich keine besonderen An-

162

5 Technische Grundlagen

forderungen gestellt, im Regelfall genügen Schlauchfilter oder Elektrofilter zur Staubabscheidung. Emissionsgrenzwert mg/m3 Staub - nur naturbelassenes Holz - Sonstige u. naturbelassenes Holz CO - Alle Brennstoffe - Nur Nennlast NOx - nur naturbelassenes Holz - Sonstige * bei Wirbelschichtfeuerungen * bei Leistungen > 10 MW * bei Leistungen < 10 MW - Wirbelschichtfeuerungen mit Kohle SOx - bei Wirbelschichfeuerungen - Sonstige Feuerungen mit Steinkohle - Sonstige Brennstoffe

Feuerungswärmeleistung < 2,5 MW < 5 MW > 5 bis 50 MW 100 50

20

150

150

150 250 300 400 500 150 350, oder Schwefelemissionsgrad < 25 % 1300 1000

O2-Gehalt im trockenen Abgas 7 % für Kohle, Koks O2-Gehalt im trockenen Abgas 11 % für Holz

Abb. 5.3-16: Emissionsgrenzwerte für Feuerungsanlagen mit festen Brennstoffen

Bei Feuerungsleistungen größer 50 MW und unbelastetem Holz sind die Emissionsgrenzwerte der 13.BImSchV zu berücksichtigen. Bei belastetem Holz (Altholzkategorie A3 und A4) kommt auf jeden Fall die 17.BImSchV zum tragen. Die hieraus resultierenden Emissionsanforderungen haben aufwändige Rauchgasreinigungsanlagen zur Folge. Bei Einsatz von A3 und A4 Holz (sog. belastetem Holz) sind heute Trockensorptionsverfahren mit Additiven auf Bikarbonatbasis mit Aktivkohleeindüsung oder auf Basis von Kalk-/Aktivkohlegemischen üblich. Es gelten die gleichen Anforderungen an die Anlagentechnik die auch bei Müllverbrennungsanlagen gelten. Im Regelfall werden im Leistungsbereich bis 50 MW Feuerungswärmeleistung für die Holzverbrennung Kesselanlagen mit Rostfeuerungen (z.B. wassergekühlte oder luftgekühlte Vorschubroste), bei Altholz der Kategorie A1 bis A4 oft als 3-Zug-Kessel mit waagerecht angeordneten Nachschaltheizflächen (sog. Dackelkessel), eingesetzt.

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen Emissionsgrenzwert mg/m3 Staub - Heizöl n. DIN 51603, Teil1, - Sonstige

Feuerungswärmeleistung < 50 MW Russzahl <=1 <=50

CO

80

NOx - Heizöl n. DIN 51603, Teil1, - Sonstige

250 350

SOx - Heizöl EL (HEL) - Sonstige (S-Gehalt > HEL) - Sonstige < 5MW

163

S-Gehalt im Brennstoff begrenzt gem. 3. BImSchV 850 Emissionen wie bei HEL

O2-Gehalt im trockenen Abgas 3 %

Abb. 5.3-17: Emissionsgrenzwerte für Feuerungsanlagen mit flüssigen Brennstoffen

Kesselanlagen mit Ölfeuerungen Bei der Verbrennung von Heizöl EL sind in der Regel keine weiteren Maßnahmen zur Einhaltung der Schwefelemissionswerte erforderlich. Zur NOx-Reduzierung steht die Rauchgasrezirkulation zur Verfügung. Bei Schwerölfeuerungen können NOx-Minderungsmaßnahmen im Feuerungsbereich zu einem erhöhten Staubauswurf führen. Zur Reduzierung der Schwefelemission ist eine Rauchgasreinigung erforderlich, wodurch sich gleichzeitig auch Staubemissionen reduzieren lassen. Bei Schwerölkesseln ist auch durch gleichzeitigen Einsatz eines zweiten Brennstoffes (Reduktionsbrennstoff) wie z.B. Erdgas eine Reduzierung der NOx-Emissionen zu erreichen. In der Regel wird eine ausreichende Stickoxidminderung nur mittels einer NH3- oder Harnstoffeindüsung in den Feuerraum möglich sein (SNCR-Verfahren). Bei Großwasserraumkesseln (Flammrohr-/Rauchrohrkessel) ist die Stickoxideinbindung ebenfalls durch NH3-Eindüsung in das Flammrohr (NOx-gesteuerter Lanze) möglich. Kesselanlagen mit Gasfeuerungen Sofern hier die üblichen Brennstoffe (z.B. Erdgas, Flüssiggas etc.) eingesetzt werden, bestehen keine Probleme mit der Einhaltung der extrem niedrigen Schadstoffgrenzwerte. Ggf. wird zusätzlich zum Einsatz NOxarmer Brenner noch eine Rauchgasrezirkulation durchgeführt.

164

5 Technische Grundlagen

Emissionsgrenzwert mg/m3

Feuerungswärmeleistung < 50 MW

Staub - Gase d. öffentl. Gasversorgung, Biogas, Raff.-Gas, Klärgas - Sonstige

<=5 <=10

CO - Gase d. öffentl. Gasversorgung - Sonstige

50 80

NOx - Gase d. öffentl. Gasversorgung - Sonstige - Stickstoffhaltige Prozessgase

150 200 Begrenzung nach dem Stand der Technik

SOx - Gase d. öffentl. Gasversorgung - Biogas, Klärgas - Sonstige

10 35 35

O2-Gehalt im trockenen Abgas 3 %

Abb. 5.3-18: Emissionsgrenzwerte für Feuerungsanlagen mit gasförmigen Brennstoffen

5.3.4.2 Verbrennungsrückstände Während gasförmige und flüssige Brennstoffe keine nennenswerten Verbrennungsrückstände produzieren, fällt bei der Verbrennung von Festbrennstoffen ein mehr oder weniger großer Anteil an Asche an. Aschen entstehen aus den mineralischen Beimengungen der Brennstoffe (bei Kohle z.B. im Wesentlichen Tonmineralien, Quarze, Karbonate, Schwefelverbindungen usw.). Die bei der Verbrennung von Abfällen entstehende Schlacke besteht im Wesentlichen aus den nichtbrennbaren Bestandteilen des Mülls, wie z.B. Metall, Mineralstoffe usw. Eigenschaften und Inhaltstoffe der Aschen sind abhängig von der Herkunft des Brennstoffes und der Art der Verbrennung, wobei auch feuerungstechnische Einflüsse Auswirkungen auf die Ascheeigenschaften haben. Aufgrund der mechanischen und physikalischen Eigenschaften sind grundsätzlich zu unterscheiden: Kesselaschen aus,  Schmelzkammerfeuerungen,  Staubfeuerungen bzw. Wirbelschichtfeuerungen,

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

165

 Rostfeuerungen,  Müllverbrennungsanlagen und  Flugaschen Die Art der anfallenden Aschen hängt von den Feuerungssystemen und den Rauchgasbehandlungsverfahren ab. Generell sind Aschen vielseitig einsetzbare Rohstoffe und sollten nur dann, wenn keine geeignete Verwertungsmöglichkeit besteht, deponiert werden. Es ist heute üblich, geprüfte Aschen aus Kohlefeuerungen als Zuschlagstoffe bei der Betonherstellung, bei der Herstellung von Mörtel und Ziegel und im Erd- und Straßenbau einzusetzen. Aschen aus holzbefeuerten Kesselanlagen und Flugaschen werden häufig im Erd- und Landschaftsbau und als Zusatz zur Verbesserung des Kornaufbaus auf landwirtschaftlichen Nutzflächen eingesetzt. Sofern Rauchgasreinigungsverfahren oder Primärmaßnahmen zur Schadstoffreduzierung ergriffen werden, kann auch die Weiterverwertbarkeit der Aschen beeinträchtigt werden. Oft bietet auch der Brennstofflieferant zusätzlich zur Brennstofflieferung, die Entsorgung der Rückstände an. 5.3.5 Basisdaten der Wirtschaftlichkeitsberechnung Unter Berücksichtigung der Ausführungen in Kapitel 3,4 sowie 5.3.1 bis 5.3.4 sind  die Leistungs- und Arbeitswerte,  der Betriebsmittelverbrauch,  die Investitionen als Grundlage für die anschließende Wirtschaftlichkeitsberechnung zu ermitteln. Die Bilanzgrenze umfasst die gesamte Energieerzeugungsanlage einschließlich aller zugehörigen Hilfs- und Nebenanlagen, so dass der Vergleich mit anderen Systemen immer auf Basis der abgegebenen Nettoleistung, d.h. der tatsächlichen Einspeiseleistung erfolgt. Der Berechnungsvorgang ist für alle KWK-Systeme nach dem gleichen Schema durchzuführen und wird in Kapitel 7 ausführlich dargestellt. Die nachfolgenden Erläuterungen enthalten die anlagenspezifischen Kenndaten und Besonderheiten, die bei Dampfturbinenaggregaten zu berücksichtigen sind.

166

5 Technische Grundlagen

5.3.5.1 Leistungswerte Auch bei Heizkraftwerken auf Dampfturbinenbasis teilt sich die gesamte Grundkonzeption auf die Anlagengruppen a) b) c) d)

KWK-Anlage (hier z.B. Wasserrohrkessel-/Dampfturbinenanlage), Reserve-/Spitzenlastkesselanlage (z.B. Großwasserraumkessel), Stromanschluss an das kommunale/überregionale Versorgungsnetz, Notstromanlage (optional)

auf. Anhand der aus der jeweils speziellen Projektsituation vorgegebenen Randbedingungen und den Leistungskurven der Verbraucher (z.B. Jahresdauerlinie) ist die Gesamtanlage zunächst konzeptionell zu entwerfen und zu dimensionieren. Hieran schließt sich die Berechnung der Leistungs- und Arbeitswerte für die am Austritt aus der Erzeugungsanlage bereitgestellte Nutzenergie, d.h. für die    

elektrische Leistung, thermische Leistung, elektrische Jahresarbeit, thermische Jahresarbeit

an. Im Anschluss hieran sind die erforderlichen Primärenergiemengen  Brennstoff-Leistungsbedarf,  Jahres-Brennstoffbedarf und die Bezugsmengen an leitungsgebundenen Energien    

max. Leistung des Strombedarfs, Jahresstrombezug, max. Erdgas-Bezugsleistung, Jahreserdgasbezug

sowie  die Reststoffmengen (je nach Brennstoff) zu berechnen. Der gesamte Berechnungsvorgang kann für die im Einzelfall jeweils ausgewählten Varianten tabellarisch entsprechend den Ausführungen in Kapitel 7 durchgeführt werden. Während bei Motoren- oder Gasturbinenanlagen aggregatebedingt die Leistungsdaten und Bedarfswerte in einen herstellerspezifischen Rahmen

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

167

liegen (werden vom Hersteller in den technischen Produktunterlagen angegeben) und vom Anwender meist nicht beeinflussbar sind, werden die Dampfturbinenprozesse als Gesamtanlage mit vielfältigen Variationsmöglichkeiten anwenderspezifisch ausgelegt und konzipiert. Im Gegensatz zu den unter Kapitel 5.1 und 5.2 beschriebenen Anlagen sind die Vergleichs- oder Auslegungsparameter  elektrische Netzeinspeiseleistung  thermische Netzeinspeiseleistung  thermischer und elektrischer Gesamtanlagenwirkungsgrad daher bei Dampfturbinenanlagen jeweils speziell anhand der thermodynamischen Prozessparameter zu berechnen. Die Berechnung der Leistungsdaten kann zum einen anhand einer Überschlagsformel, zum anderen anhand einer exakten Energiebilanz aller Anlagenteile durchgeführt werden. Die exakte Kreisprozessberechnung ist sehr aufwendig, erfordert im Regelfall diverse Iterationsrechnungen und muss den aggregatespezifischen Besonderheiten unterschiedlicher Hersteller angepasst werden. Die detaillierte Berechnung wird daher sinnvollerweise mit EDV-Hilfsmitteln anhand von Rechenmodulen, aus denen dann die Gesamtrechnung zusammengesetzt wird, durchgeführt. Eine manuelle Berechnung ist mit ausreichender Genauigkeit wie nachfolgend gezeigt, aber ebenfalls möglich. Anhand des nachfolgenden Beispiels 5.3-A soll die Berechnung der  thermischen Leistung  elektrischen Leistung und des  Brennstoffleistungsbedarfs für ein Dampfturbinen-Heizkraftwerk erläutert werden. Die Arbeiten werden üblicherweise in zwei Arbeitsschritten durchgeführt: 1. 2.

Auswahl der Prozessparameter und überschlägige Berechnung der Leistungsdaten Detaillierte Dampfturbinen-Prozessberechnung

Beispiel 5.3-A: Heizkraftwerk zur Fernwärme-Erzeugung 1. Auslegungsgrundlagen und Aufgabenstellung Abbildung 5.3-19 zeigt die Anlagenkonzeption einer KWK-Anlage zur Erzeugung von Fernwärme (FW). Die zugehörige Jahresdauerlinie der Wärmeabgabe ist im Abb. 5.3-20 dargestellt. Die Auslegung erfolgt für

168

5 Technische Grundlagen

wärmeorientierten Betrieb. Da eine möglichst hohe Wirtschaftlichkeit und damit hohe Ausnutzungsstunden erreicht werden sollen, erfolgt die Auslegung der KWK-Anlage nur für eine Wärmeleistung des Heizkondensators von 30 MWth. In diesem Lastbereich liegt die Fernwärme-Vorlauftemperatur bei 70 bis 75 °C (Abb. 5.3-19/-20). Die Rücklauftemperatur liegt ganzjährig bei 50 qC, die Vorlauftemperatur wird gleitend, abhängig von der Außentemperatur zwischen 70 qC und 100 qC. geregelt. Die Spitzenlast- oder Reservebereitstellung erfolgt wärmeseitig durch eine Großwasserraum-Kesselanlage mit einer Vorlauftemperatur von 130 °C und einer zugehörigen Beimischeinrichtung im Fernwärme-Vorlauf (ohne Kraft-Wärme-Kopplung). Auf der elektrischen Seite wird die Reservebereitstellung durch den Anschluss an das überregionale Versorgungsnetz sichergestellt. 2. Auswahl der Prozessparameter und überschlägige Berechnung der Leistungsdaten Die elektrische Stromausbeute der Dampfturbine wird umso größer, je höher die Frischdampfparameter und je niedriger die Abdampfparameter liegen. Der Wirkungsgrad des Dampf-Kreisprozesses wird besser, wenn eine mehrstufige Speisewasservorwärmung erfolgt. Bei gleitender Fahrweise der FW-Vorlauftemperatur (70 – 110 qC) kann die Stromausbeute im Sommerlastbetrieb durch eine mehrstufige Heizwasseraufwärmung verbessert werden. Der Kostenaufwand für diese Maßnahmen muss aber in einem sinnvollen Verhältnis zur zugehörigen Wirkungsgradverbesserung stehen. Auch die Betriebsdauer der einzelnen Lastpunkte im Jahresdurchschnitt ist hierbei zu berücksichtigen. Im vorliegendem Beispiel wird eine hohe Prozessgüte angestrebt. Trotzdem ist eine zweistufige Heizwasseraufwärmung nicht wirtschaftlich, da wie in Abb. 5.3-19 dargestellt im Lastbereich der KWK-Anlage (Grundlast) überwiegend nur FW-Vorlauftemperaturen bis ca.75 qC gefahren werden. Um eine möglichst hohe Prozessgüte zu erzielen, wird im hier gewählten Beispiel eine zweistufige Speisewasservorwärmung (HD-Vorwärmer und Entgaser) vorgesehen. Die Frischdampfparameter werden mit 85 bar und 520 qC. festgelegt. Im vorliegenden Leistungsbereich stellt dies im Regelfall die wirtschaftlich gerade noch vertretbare Obergrenze dar. Durch den zu installierenden Notkondensator wird die Stromerzeugung vom Wärmebedarf entkoppelt, so dass ein ganzjähriger Anlagenbetrieb mit hohen Ausnutzungsstunden gewährleistet ist. Die Frage der Redundanz bei einzelnen Anlagenkomponenten (z.B. Kesselanlagen, Wärmetauscher, Turbinen usw.) ist im Zusammenhang mit der Wirtschaftlichkeitsberechnung (Kapitel 7) zu behandeln.

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

169

Abb. 5.3-19: Verfahrensschema zu Beispiel 5.3-A (Dampfturbinen-Heizkraftwerk)

5 Technische Grundlagen 90

130

thermische Leistung (MW)

80

115

Anteil der Spitzenlastkesselanlage

70

105

60 95

50

80

40

75

30 20

FW-VL-Temperatur (oC)

170

70

Anteil der KWK-Anlage

10 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

8760

Stunden per anno (h/a)

Abb. 5.3-20: Thermische Jahresdauerlinie FW-Energiebedarf zu Beispiel 5.3-A

Grundlage für die Wirtschaftlichkeitsberechnung sind die Prozessdaten anhand der in Abb. 5.3-19 und Abb. 5.3-23 dargestellten Schemata. In Abb. 5.3.-23 sind die Vorgabedaten aus der Aufgabenstellung und die Berechnungsergebnisse dargestellt. Abbildung 5.3-19 enthält die Berechnungsgrundlagen und die Übersicht über die Formelzeichen. Mit Hilfe der thermischen Jahresdauerlinie (Abb. 5.3-20) wird die Nutzwärmeleistung der Heizkondensatoren entsprechend den im Kapitel 4 genannten Kriterien festgelegt (im Beispiel 5.3-A) nach ersten überschlägigen Wirtschaftlichkeitsberechnungen mit 30 MW festgelegt, Darstellung in Abb. 5.3-20). Im Beispiel 5.3-A liegt die benötigte Wärmeleistung bei Vorlauftemperaturen bis 75 °C Vorlauftemperatur unter 30 MWth. Bei der Auslegung und der Ermittlung der Jahresarbeit ist zu beachten, dass in den Sommermonaten mit niedrigen Vorlauftemperaturen die Anlagenrevision erfolgt. Im vorliegenden Beispiel 5.3-A ist zunächst nur die Heizleistung des Heizkondensators benannt. Die zugehörige Heizdampfmenge (Abdampfmenge an E3 in Abb. 5.3-19, Abb. 5.3-21 und Abb. 5.3-23) kann über die Energiebilanz des Heizkondensators (siehe Abb. 5.3-26) errechnet werden. Vorher sind die Gesamtprozessdaten in ein maßstäbliches h-s-Diagramm (ähnlich Abb. 5.3-21) einzutragen und die zugehörigen Enthalpien zu ermitteln. Die Entnahmemengen der Vorwärmer und des Speisewasserentgasers sind zu diesem Zeitpunkt noch nicht bekannt sind, ein weiterer Rechengang ist später erforderlich.

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

P Gen = mFD * ' hs * K i * K m * K Getr * K Gen P Gen = PiGes * Km * KGetr * KGen P i Ges = mFD * ' hs * K i = mFD *' hi m FD = Frischdampfmenge (kg/s) ' h s = (h1 - h2) kJ/kg = (h1 - h3) kJ/kg ' h i P P

Gen iGes

K i K m K Getr K Gen h (kJ/kg) h1

hFD P1

= elektrische Generatorklemmenleistung (kW) = innere Turbinenleistung (kW) = = = =

innerer Turbinenwirkungsgrad mechanischer Turbinenwirkungsgrad Getriebewirkungsgrad Generatorwirkungsgrad p0 p1 E1 p2

'hs

'hi p3

E2 h3

P3

E3

h2

P2 S (kJ/(kg*grd)

Abb. 5.3-21: Berechnung der Generatorleistung von Dampfkraftwerken

171

172

K K K K

i m Getr Gen

5 Technische Grundlagen

Generatorklemmenleistung 0,1 bis 5 MW 5 bis 50 MW 0,65 bis 0,82 0,78 bis 0,85 0,98 0,99 0,96 bis 0,97 0,97 bis 0,98 0,96 bis 0,97 0,97 bis 0,98

Abb. 5.3-22: Richtwerte für die Wirkungsgradansätze von Dampfturbinen

Mit den in Abb. 5.3-23 eingetragenen Prozessdaten ergibt sich die erforderliche Heizdampfleistung für eine Wärmeleistung von 30 MWth und für eine FW-Vorlauftemperatur von 70 °C bei einer Grädigkeit von 5 K anhand der Energiebilanz des Heizkondensators gemäß Abb. 5.3-24 zu rund 13,7 kg/s. Anhand der Formel in Abb. 5.3-21 errechnet sich die maximale Generatorklemmenleistung zu 11,8 MWel. Rechengang im einzelnen wie folgt: PGen = 13,7 kg/s * 1132 kJ/kg * 0,82*0,98 * 0,965 * 0,965 / 1000 = 11,6 MWel hierfür: mFD = 13,7 kg/s (Berechnung gemäß Abb. 5.3-26) isentrope Enthalpiedifferenz hs = (3442 – 2310) kJ/kg = 1132 kJ/kg. (bezogen auf die niedrigste Heizwasser-Vorlauftemperatur) Abschätzung anhand von Abb. 5.3-22 - Innerer Turbinenwirkungsgrad = 0,82 - Mechanischer Turbinenwirkungsgrad = 0,98 - Getriebewirkungsgrad = 0,965 - Generatorwirkungsgrad = 0,965

Die detaillierte Kreisprozessberechnung kann nach folgendem Rechenschema erfolgen: 1. Berechnung des Wärmegefälles der Dampfturbine, hierbei Ermittlung der Expansionslinie und der zugehörigen Ein-/Austrittszustände der Turbine, d.h., Berechnung des tatsächlich zu erwartenden Wärmegefälles der Dampfturbine (gemäss Abb. 5.3-21). 2. Energiebilanzberechnung für alle Einzel-Bauelemente wie Vorwärmer, Entgaser, Heizkondensator usw., einzeln, Rechenweg gegen die Flussrichtung des Speisewasserstromes, von der ersten Entnahmestelle bis zum Heizkondensator (bzw. bis zur letzten Entnahmestelle) auf Basis einer angenommenen spezifischen Frischdampfmenge von z.B. 100 kg/s (gemäss Abb. 5.3-24 bis 5.3-26). 3. Umrechnung der spezifischen Werte (Ergebnisse) auf die tatsächlich benötigten Werte. 4. Berechnung der Turbinenleistung (gemäss Abb. 5.3-27)

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

173

5. Berechnung der Leistungsaufnahme der Hilfsantriebe (Abb. 5.3-28 - 30) 6. Zusammenstellung der Leistungswerte und Wirkungsgradberechnung Der Rechengang ist nachfolgend anhand von Beispiel 5.3-A dargestellt, die Berechnungsergebnisse sind in Abb. 5.3-23 eingetragen. 1. Berechnung des Wärmegefälles der Dampfturbine Der Expansionsverlauf zwischen Turbineneintritt- und –austritt ist in Abb. 5.3-21 als Ausschnitt aus dem Mollier-h,s-Diagramm dargestellt (unmaßstäblich). Mit den gewählten Auslegungsparametern ist der Dampfzustand am Turbineneintritt (hFD, pFD, tFD) gegeben. Der Turbinenaustrittsdruck (p3) ergibt sich aus dem Sattdampfdruck im Heizkondensator oder aus dem Druck der Dampfschiene (bei reinen Gegendruckturbinen). Als Wert für die Grädigkeit des Heizkondensators können ca. 5 – 10 K angesetzt werden. Bei direkter Kondensation des Abdampfes in einem Luftkondensator (LuKo) ergibt sich im Regelfall eine Kondensationstemperatur von ca. 55 – 60 °C im Auslegungspunkt (28 °C Lufttemperatur). Im vorliegenden Beispiel erhält man für eine FW-Vorlauftemperatur (nach Heizkondensator) von 70 °C eine Kondensattemperatur von 75 °C, der zugehörige Dampfdruck beträgt 0,38 bar. Im h-s-Diagramm kann somit der Punkt P2 auf der 0,38 bar-Drucklinie gefunden werden. Bei isentroper (verlustloser) Expansion ergibt sich das Enthalpiegefälle zwischen Punkt P1 und Punkt P2 (Abb. 5.3-21) wie folgt: ' hs = hFD – h2 (kJ/kg) Tatsächlich läuft die Expansion (aufgrund von Verlusten) unter Entropiezunahme ab. Das Verhältnis von verlustloser zu verlustbehafteter Expansion wird als innerer Wirkungsgrad der Turbine definiert und nach folgender Formel berechnet. ' hi Ki = -----------' hs Der innere Wirkungsgrad ist von Stufe zu Stufe unterschiedlich, so dass sich der Expansionsverlauf in der Realität von der Darstellung in Abb. 5.3-21 leicht unterscheidet. Die in Abb. 5.3-21 zwischen Punkt P1 und Punkt P3 gezeichnete Gerade stellt den Mittelwert über das Gesamtaggregat für die hier erforderlichen Berechnungen mit ausreichender Genauigkeit dar. Eine Ver-

174

5 Technische Grundlagen

besserung der Genauigkeit ist darüber hinaus leicht möglich, wenn das Gefälle zwischen zwei Entnahmestufen jeweils bis zum vorgesehenen Entnahmedruck nach gleichem Muster berechnet wird. Wenn keine weiteren Anforderungen an die Anzapfdrücke gestellt werden, können die Entnahmestellen E1 und E2 für eine möglichst gleichmäßige Speisewasseraufwärmung ausgelegt werden. Bei Festlegung von ungeregelten Entnahmestellen ist zu beachten, dass im Teillastbetrieb der Entnahmedruck sinkt. Es muss daher im Auslegungspunkt ein entsprechender Sicherheitsabstand zu den minimal erforderlichen Dampfparametern eingehalten werden. Die anhand der vorstehenden Ausführungen festgelegten Auslegungsdaten werden in das Prozessfließbild (hier Abb. 5.3-23) eingetragen. 2. Energiebilanzberechnung für die Einzelbauelemente In diesem Schritt ist die Energiebilanz für die einzelnen Dampfverbraucher aufzustellen, um so die Entnahmemengen zu erhalten. Es empfiehlt sich die thermodynamische Berechnung zunächst für eine spezifische Frischdampfmenge von zum Beispiel 100 kg/s durchzuführen. Man erhält dann die unter Berücksichtigung der Vorwärmerentnahmen am Abdampfstutzen der Dampfturbine (Entnahmestelle E3 Abb. 5.3-19) verbleibende spezifische Dampfmenge. Aus der Differenz zwischen diesem Rechenansatz und der für den Heizkondensator tatsächlich erforderlichen Dampfmenge kann dann ein Rechenfaktor gebildet werden, mit dem dann die spezifischen Mengen auf die tatsächlich erforderlichen Mengen hochgerechnet werden. Die Berechnung der Entnahmemengen erfolgt am besten vom Kessel ausgehend entgegen der Speisewasserflussrichtung. Der Rechenweg für die Energiebilanz des HD-Vorwärmers ist in Abb. 5.3-24 dargestellt. Im Anschluss hieran kann die Energiebilanz für den Entgaser gemäß Abb. 5.3-25 erstellt werden, wobei man im hier dargestellten Beispiel gleichzeitig auch die spezifische Abdampfmenge (E3) erhält. Die Wärmeleistung des Heizkondensators ist die eigentliche Auslegungsgröße für die Entnahmemenge E3 (entspricht in diesem Beispiel auch der Abdampfmenge). Diese kann anhand der Energiebilanz des Heizkondensators (Abb. 5.3-26) berechnet werden. 3. Umrechnung der spezifischen Werte (Ergebnisse) auf die tatsächlich benötigten Werte Aus der Gesamt-Heizleistung lässt sich durch Umformen der in Abb. 5.3-26 enthaltenen Gleichung die Wassermenge im Fernheiznetz als Grundlage für die Energiebilanz bestimmen. Aus dem Verhältnis von spezifischer Abnahmemenge E3 (im hier besprochenen Beispiel entspricht dies der Abdampfmenge der Dampfturbine) zu tatsächlich erforderlicher Entnahmemenge E3 (Abdampfmenge) errechnet sich ein Faktor, mit dem alle

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

175

spezifischen Mengenansätze auf die tatsächlich erforderlichen Werte hochgerechnete werden.

Abb. 5.3-23: Verfahrensschema mit Berechnungsergebnissen zu Beispiel 5.3-A

176

5 Technische Grundlagen Speisewasser zum Kessel

mSW = mFD (kg/s) hSWA2 (kJ/kg) Entnahmedampf E1 mE1 (kg/s) hDE1 (kJ/kg)

2

Speisewasser vom Entgaser mSW (kg/s) hSWE2 (kJ/kg) Kondensat zum Entgaser mKE1 = mE1 (kg/s) (kJ/kg) hKE1

mSW * (hSWA2 - hSWE2) = mE1 * (hDE1 - hKE1) mSW * (hSWA2 - hSWE2) mE1 = (hDE1 - hKE1)

Abb. 5.3-24: Energiebilanz HD-Vorwärmer

4. Berechnung der Turbinenleistung Die Dampfturbinenleistung wird für jeden Entnahmeabschnitt separat wie in Abb. 5.3-27 dargestellt ermittelt. Mit dem so erhaltenen Ergebnis kann dann unter Berücksichtigung der Wirkungsgradansätze gemäß Abb. 5.3-22 die elektrische Klemmenleistung errechnet werden. Bei stromorientierter Auslegung wird anhand der spezifischen Dampfmengen mit den Formeln in Abb. 5.3-27 die zugehörige elektrische Generatorleistung errechnet. Aus dem Verhältnis der so erhaltenen Leistung zu der tatsächlich erforderlichen Leistung lässt sich wiederum ein Faktor errechnen, der in diesem Fall zur Berechnung der tatsächlich erforderlichen Dampfmengen aus den spezifischen Ansätzen verwendet wird. Nachfolgend ist der Rechenvorgang anhand von Beispiel 5.3-A dargestellt.

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen Kondensatanschluß HD-Vorwärmer mE1 (kg/s)

Kondensat vom Heiko mK3 = mE3 (kg/s)

hKE1

hKE3

(kJ/kg)

(kJ/kg) Entnahmedampf E2 mE2 (kg/s)

hDE2

(kJ/kg)

Speisewasser zum HD-Vorwärmer mSW = mE3 + mE2 + mE1 = mFD (kg/s)

hSWA3 (kJ/kg) mSW * hSWA3 = mE1 * hKE1 + mE2 * hDE2 + mE3 * hKE3 mE2 * hDE2 + mE1 * hKE1 + mSW * hKE3 - mE1 * hKE3 - mE2 * hKE3 = mSW * hSWA3 msw * (hSWA3 - hKE3) + mE1 * (hKE3 - hKE1) mE2 = (hDE2 - hKE3)

Bei Berechnung mit spezifischem Ansatz: mE3 = mSW - mE1 - mE2 mSW = 100 (spezifische Frischdampfmenge)

Abb. 5.3-25: Energiebilanz Speisewasserbehälter/-entgaser

3

Heizwasser-Vorlauf mFW (kg/s) hFWA (kJ/s) Abdampf der Dampfturbine E3 mE3 (kg/s) hDE3 (kJ/s) Heizwasser-Rücklauf mFW (kg/s) hFWE (kJ/s)

Kondensat zum Entgaser mKA = mE3 (kg/s)

hKE3

mFW * (hFWA - hFWE) = mE3 * (hDE3 - hKE3) mFW * (hFWA - hFWE)

(kJ/s)

mE3 =

(hDE3 - hKE3) gleichzeitig gilt: mE3 = mFD - mE1 - mE2

PFW = mFW * c * ' t PFW mFW = c * 't

c

= spezifische Wärmekapazität des Heizwassers (kJ/(kg * K))

'

t

= Temperaturdifferenz im FW-Netz zwischen VL und RL (K)

m

FW

= Netzwassermenge im FW-Netz (kg/s)

P

FW

= Wärmeleistung Heizkondensator (Heiko) (kW)

Abb. 5.3-26: Energiebilanz Heizkondensator

177

178

5 Technische Grundlagen

PGen

mFD

Pi1

Pi2

Pi3

G

mE1 mE2 mE3 Pi1 = mFD * (hFD - hDE1) Pi2 = (mFD - mE1) * (hDE1 - hDE2) Pi3 = (mFD - mE1 - mE2) * (hDE2 - hDE3) ---------------------------------------------------PiGes = Pi1 + Pi2 + Pi3 Pi1 Pi2 Pi3 PiGes mFD mE1 mE2 mE3 hFD hDE1 hDE2 hDE3

= Turbinenleistung im Turbinenteil 1 (kW) = Turbinenleistung im Turbinenteil 2 (kW) = Turbinenleistung im Turbinenteil 3 (kW) = Gesamt-Turbinenleistung (kW) = Frischdampfmenge (kg/s) = Entnahmedampfmenge 1 (kg/s) = Entnahmedampfmenge 2 (kg/s) = Entnahmedampfmenge 3 (kg/s) = Frischdampf-Enthalpie (kJ/kg) = Dampf-Enthalpie an Entnahmestelle 1 (kJ/kg) = Dampf-Enthalpie an Entnahmestelle 2 (kJ/kg) = Dampf-Enthalpie an Entnahmestelle 3 (kJ/kg)

Abb. 5.3-27: Berechnung der Dampfturbinenleistung

5. Leistungsaufnahme der Hilfsantriebe Im Anschluss an die Ermittlung der Generatorleistung ist der Eigenbedarf der Kraftwerksanlage zu bestimmen. Während die Wichtigsten thermischen Verbraucher in der Energiebilanz des Dampfkreislaufs bereits berücksichtigt wurden, müssen die elektrischen Verbraucher noch berechnet werden. Zur Abschätzung des Eigenbedarfs der elektrischen Verbraucher empfiehlt es sich die Berechnung für die Hauptgruppen wie      

Speisewasserpumpen Kondensatpumpen Kühlwasserpumpen Lüfter-Rückkühlwerk Brennstoffversorgung Verbrennungsluft-, Rauchgasgebläse

jeweils überschlägig durchzuführen. Für die übrigen elektrischen Verbraucher (Druckluftversorgung Schlauchfilter, Pumpen, Rauchgasreinigung,

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

179

usw.) genügt ein Zuschlag je nach Anlagengröße und Anlagenumfang von z.B. 0,25 bis 1 % der Generatorleistung. Als Anhaltswert für die Leistungsaufnahme der Lüfter der Rückkühlwerke kann bei der Abschätzung des Eigenbedarfs vereinfacht ein Erfahrungswert von 0,012 bis 0,03 MWel je MW thermischer Rückkühlleistung bei den hier meist eingesetzten geschlossenen Kühlsystemen angesetzt werden. Es reicht aus, die elektrische Antriebsleistung eventuell erforderlicher Heizölpumpen im Zuschlag für Sonstiges pauschal zu erfassen. Brenngasverdichter sind im Regelfall nicht erforderlich. Die Leistungsaufnahme der Rauchgas- bzw. Verbrennungsluftgebläse berechnet sich anhand der Formel in Abb. 5.3-27. Anhaltswerte zur Rauchgas- und Verbrennungsluftmenge und zum Heizwert üblicher Brennstoffe sind ebenfalls angegeben. Der elektrische Leistungsbedarf der Antriebe von Festbrennstoff-Versorgungsanlagen wird in der Hauptsache durch die zu verrichtende Hubarbeit und die Reibungswiderstände in den Fördereinrichtungen bestimmt. In besonderen Fällen kommen hier noch Aufbereitungsanlagen wie z.B. Kohlemühlen hinzu, die gesondert zu betrachten sind. Für die bei Festbrennstoffanlagen meist eingesetzten mechanischen Fördereinrichtungen gelten die Formelzusammenhänge in Abb. 5.3-29. Die Leistungsaufnahme der Pumpenantriebe errechnet sich anhand Abb. 5.3-30. Übliche Werte für den Eigenbedarf von Heizkraftwerken liegen (ohne Leistungsbedarf etwaiger Rückkühlwerke) bei 6 bis 14 % der Generatorleistung (abhängig von Kesseldruck, Anlagengröße, Anlagentechnik usw.). Die höheren Werte gelten für Anlagen mit Wirbelschicht, die niedrigen für Anlagen mit Rost- oder Staubfeuerung und ohne aufwendige Rauchgasreinigung. 6. Zusammenstellung der Leistungswerte und Wirkungsgradberechnung Es empfiehlt sich die Berechnung tabellarisch, beispielsweise analog zu Tabelle 5.3-1 durchzuführen. Aus den so erhaltenen Leistungswerten wird dann anhand der in Kapitel 7.2 genannten Formeln der thermische und der elektrische Netto-Wirkungsgrad (bezogen auf die tatsächliche Einspeiseleistung) aus der thermischen und der elektrischen Einspeiseleistung sowie der zugehörigen Brennstoffleistung (Feuerungswärmeleistung), als Vergleichsgröße zu den übrigen KWK-Varianten, errechnet und z.B. wie in Tabelle 5.3-2 gezeigt festgehalten. Der elektrische Netto-Wirkungsgrad bezogen auf die tatsächliche Netzeinspeisung der Dampfturbinenanlagen liegt im hier besprochenen Leistungsbereich im Regelfall je nach anlagentechnischem Aufwand zwischen 9 und 27 %.

180

5 Technische Grundlagen

Der Brennstoffbedarf (Feuerungswärmeleistung) errechnet sich gemäß der Formel in Abb. 5.3-31. Leistungsaufnahme der Verbrennungsluft-/Rauchgasgebläse V * T1 * Ʃp P=

V = PBr * spez. Verbrennungsluftmenge

T0 * džG * džM * 36

P V T1 T0 džG džM Ʃp

= elektr. Leistungsaufnahme (kW) = Verbrennungsluft-/bzw. Rauchgasmenge im Normzustand (m3N/h) = Verbrennungsluft-/bzw. Rauchgastemperatur (K) = Temperatrur im Normzustand (hier 273 K) (K) = Gebläsewirkungsgrad (Erfahrungswert: 0,8 - 0,85) = Motorwirkungsgrad (Erfahrungswert: 0,92 - 0,94) = Druckerhöhung (bar) (Erfahrungswert Verbrennungsluftversorgung: 0,02 - 0,06 bar Erfahrungswert Rauchgassystem: 0,02 - 0,05 bar) Rauchgasmenge von 1,25 1,88 1,37 1,07 1,05 1,07

alle Angaben in m3/kWh (Hu)

Steinkohle Rohbraunkohle Braunkohlenbrikett Heizöl EL Heizöl S Erdgas

Steinkohle *) Rohbraunkohle *) Braunkohlenbrikett *) Heizöl EL Heizöl S Erdgas

bis 1,34 1,99 1,85 1,16 1,14 1,12

Dim

Heizwert (Hu)

kWh/kg kWh/kg kWh/kg kWh/kg kWh/kg kWh/m3

8,72 2,26 5,58 11,63 11,06 9,28

Verbrennungsluftmenge von bis 1,21 1,31 1,46 1,57 1,26 1,74 0,99 1,09 0,99 1,08 0,97 1,01

*) Mittlere Ansätze

Abb. 5.3-28: Leistungsaufnahme der Verbrennungsluft- und Rauchgasgebläse

Leistungsaufnahme der Fördereinrichtungen m * g * h P=

Kmech * KM * 1000 P m g Kmech KM

h

= elektr. Leistungsaufnahme (kW) = Fördermenge (Brennstoffmenge) (kg/s) 2 = 9,81 m/s = mechanischer Wirkungsgrad (Erfahrungswert: 0,6) = Motorwirkungsgrad (Erfahrungswert: 0,94) = Förderhöhe (m)

Abb. 5.3-29: Leistungsaufnahme der Fördereinrichtungen

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

181

Leistungsaufnahme der Pumpenantriebe m * 'p * v P= 36 * KP * KM P m 'p v

= elektr. Leistungsaufnahme (kW) = Fördermenge (kg/h) = Druckerhöhung (bar) = Spez. Volumen (m3/kg)

KP = Pumpenwirkungsgrad (Erfahrungswert: 0,8) KM = Motorwirkungsgrad (Erfahrungswert: 0,94)

Abb. 5.3-30: Leistungsaufnahme der Pumpenantriebe

mFD * (hFD - hSW) PB r =

PK =

KK

KK

PB r = Brennstoffleistung (Feuerungswärmeleistung) (kW) PK = thermische Kesselleistung (kW) hFD = Frischdampf-Enthalpie am Kesselaustritt (kJ/kg) hSW = Speisewasser-Enthalpie am Kesseleintritt (kJ/kg) mFD = Frischdampfmenge (entspricht auch Speisewassermenge) (kg/s) KK = Kesselwirkungsgrad Erfahrungswerte: - Rostkessel: 0,8 - 0,87 - Wirbelschichtkessel: 0,85 - 0,9 - Ölkessel: 0,88 - 0,9 - Gaskessel: 0,89 - 0,92

Abb. 5.3-31: Berechnung der Feuerungswärmeleistung

Der vorstehend beschriebene Berechnungsvorgang wird anhand der Berechnungen und Ergebnisse zum Beispiel 5.3-A nachfolgend weiter erläutert. Die Zusammenstellung der Leistungswerte und die Ermittlung der Kennwerte erfolgt tabellarisch gemäß den Tabellen 5.3-1 und 5.3-2. Die Rechenergebnisse des Beispiels 5.3-A sind dort eingetragen. Kreisprozessberechnung zu Beispiel 5.3-A: Auslegungsdaten: - Wärmeleistung Heiko: 30 MWth Aufgrund der Unsicherheiten in den Zusammenhängen von Außentemperatur, Netz-Vorlauftemperatur und erforderlicher Heizleistung wird die Anlage so dimensioniert, dass bei kleinster Vorlauftemperatur die volle Leistung des Heizkondensators (Heiko) ins Netz abgegeben werden kann.

182

5 Technische Grundlagen

- Fernwärme-Vorlauftemperatur: 70 °C 1.1 Ermittlung der Expansionslinie und der zugehörigen Dampfzustände Berechnung entsprechend den Ausführungen zu Ziffer a), „Auswahl der Prozessparameter“ - Frischdampfdruck: 85 bar - Frischdampftemperatur: 520 °C - Frischdampfenthalpie: 3442 kJ/kg - Gegendruck an E3: 0,38 bar (Kondensationstemp. 75 °C) 1.2 Ermittlung der Expansionslinie und der zugehörigen Ein-/Austrittszustände der Turbine Berechnung gemäß den Darstellungen in Bild 5.3-21 anhand eines maßstäblichen h-sDiagramms (VDI-Wärmeatlas). Die Berechnung wird zur Erhöhung der Genauigkeit für die einzelnen Turbinenabschnitte getrennt durchgeführt. Alle Druckangaben in der Berechnung in (bar abs). Ergebnisse wie folgt: Entnahme E1: Dampfdruck pE1 gewählt: 7,4 bar 672 kJ/kg hs für E0 bis E1 = (3442-2770)kJ/kg = innerer Turbinenwirkungsgrad = 0,8 (Schätzung gemäß Bild 5.3-21) 537 kJ/kg hi für E0 bis E1 = 672 kJ/kg * 0,8 = Enthalpie an E1 = (3442 – 537)kJ/kg = 2905 kJ/kg (Eintragung im h-s-Diagramm im Schnittpunkt der h-Linie (waagerecht) mit der p-Linie bei 7,4 bar Entnahme E2: 2,4 bar Dampfdruck pE2 gewählt: hs für E1 bis E2 = (2770-2580) kJ/kg= 190 kJ/kg innerer Turbinenwirkungsgrad = 0,87 (Schätzung gemäß Bild 5.3-22) 165 kJ/kg hi für E1 bis E2 = 190 kJ/kg * 0,87 = Enthalpie an E2 = (2905 – 165) kJ/kg = 2740 kJ/kg (Eintragung im h-s-Diagramm im Schnittpunkt der h-Linie (waagerecht) mit der p-Linie bei 2,4 bar Entnahme E3: 0,38 bar Dampfdruck pE3 (entsprechend Kondensationstemperatur): hs für E2 bis E3 = (2580-2310) kJ/kg = 270 kJ/kg innerer Turbinenwirkungsgrad = 0,85 (Schätzung gemäß Bild 5.3-21) 229 kJ/kg hi für E2 bis E3 = 270 kJ/kg * 0,85 = Enthalpie an E3 = (2740 – 229) kJ/kg = 2511 kJ/kg (Eintragung in h-s-Diagramm im Schnittpunkt der h-Linie (waagerecht) mit der p-Linie bei 0,38 bar Gesamtturbinengefälle (Kontrolle): Isentropes Gesamtenthalpiegefälle = (3442 – 2310) kJ/kg = 1132 kJ/kg Tatsächliches Gesamtenthalpiegefälle = (3442 – 2511) kJ/kg = 931 kJ/kg mittlerer innerer Wirkungsgrad = (931/1132) kJ/kg = 0,82 2. Energiebilanz für alle Einzel-Bauelemente Die Berechnung erfolgt für eine spezifische Frischdampfmenge von 100 kg/s 2.1 HD-Vorwärmer Berechnung der Entnahmemenge an E1 gemäß Bild 5.3-24

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

183

ME1 = 100kg/s * (680 – 525) kJ/kg (2905 – 701) kJ/kg = 7,03 kg/s Daten, soweit nicht anders angegeben , gemäß VDI-Wasserdampftafeln für den Kondensationsdruck bzw. die gewählte Temperatur. kg/s msw = 100 kJ/kg hswa2 = 680 kJ/kg hswe2 = 525 hde1 = 2905 kJ/kg kJ/kg hKE1 = 701 2.2 Speisewasserbehälter/ -entgaser gemäß Bild 5.3-25, mE2 = ((100 kg/s * (525 – 314) kJ/kg) + (7,03 kg/s * (314 – 701) kJ/kg)) / (2740 – 314) kJ/kg = 7,58 kg/s mSW = 100 kg/s kJ/kg hSWA3 = 525 hKE3 = 314 kJ/kg mE1 = 7,03 kJ/kg (gemäß Ziffer 2.1) kJ/kg hKE1 = 701 hDE2 = 2740 kJ/kg 2.3 Heizkondensator Die tatsächlich erforderliche Dampfmenge am Turbinenaustritt E3 errechnet sich aus der Energiebilanz des Heizkondensators gemäß Bild 5.3-26. mFW = 30000 kW / 4,1868 kJ/kgK * (70 – 50)K = 358 kg/s mE3 = 358 kg/s * (293 – 209) kJ/kg / (2511 – 314) kJ/kg = 13,7 kg/s hFWA = 293 kJ/kg kJ/kg hFWE = 209 hDE3 = 2511 kJ/kg hKE3 = 314 kJ/kg c = 4,1868 kJ/kgK 3. Umrechnung der spezifischen Werte auf die tatsächlich benötigten Werte Als Ergebnis der Berechnungen mit spezifischem Ansatz für die Frischdampfmenge unter Ziffer 2 errechnet sich die spezifische Dampfmenge an E3 zu: ME3 = mSW – mE1 – mE2 = (100 – 7,03 – 7,58)kg/s = 85,39 kg/s Damit ergibt sich der Umrechnungsfaktor zwischen spezifischen Ansatz und tatsächlich erforderlicher Menge zu: f = (13,7 / 85,39) kg/s = 0,16 Die tatsächlich erforderlichen Dampfmengen ergeben sich zu: = 4,0 t/h ME1 = 7,03 kg/s * 0,16 = 1,1 kg/s ME2 = 7,58 kg/s * 0,16 = 1,2 kg/s = 4,3 t/h = 49,3 t/h ME3 = 85,39 kg/s * 0,16 = 13,7 kg/s -----------mE0 = mSW = 16 kg/s = 57,6 t/h 4. Berechnung der Turbinenleistung gemäß Bild 5.3-27, Pi1 = 16 kg/s * (3442 – 2905) kJ/kg kg/s mFD = 16 hFD = 2905 kJ/kg

= 8592 kW

Pi2 = (16 – 1,1)kg/s * (2905 – 2740) kJ/kg = 2459 kW kg/s mFD = 16

184

5 Technische Grundlagen

mE1 = 1,1 hDE1 = 2905 hDE2 = 2740 Pi3 mFD mE1 mE2 hDE2 hDE3

kg/s kJ/kg kJ/kg

= (16 – 1,1 – 1,2)kg/s * (2740 – 2511) kJ/kg = 3137 kW = 16 kg/s = 1,1 kg/s = 1,2 kg/s = 2740 kJ/kg = 2511 kJ/kg

PiGes = (8592 + 2459 + 3137)kW = 14188 kW Gemäß Bild 5.3-25 wird damit die Generator-Klemmenleistung wie folgt berechnet: Pgen = (14188 * 0,98 * 0,965 * 0,965)kW = 12948 kW Schätzung der Wirkungsgrade hierfür wie folgt: Mechanischer Turbinenwirkungsgrad = 0,98 Getriebewirkungsgrad = 0,965 Generatorwirkungsgrad = 0,965 5. Berechnung der Leistungsaufnahme der Hilfsantriebe 5.1 Leistungsaufnahme des Verbrennungsluftgebläses gemäß Bild 5.3-28 Brennstoffwärmeleistung: gemäß Bild 5.3-31 PBr = (16 kg/s * (3442 – 680)kJ/kg) / 0,85 = 51990 kW hierfür: kg/s mFD = 16 hFD = 3442 kJ/kg kJ/kg (entspricht hSWA3 in Bild 5.3-23 hSW = 680 Kesselwirkungsgrad 0,85 Schätzung gemäß Bild 5.3-31) Verbrennungsluftmenge V = 51990 kW * 1,5 m³ / kWh = 77985 m³/h: hierfür: Brennstoff: Rohbraunkohle Spez. Verbrennungsluftmenge: 1,5 m³ /kWh (Schätzung gemäß Bild 5.3-28, elektrische Leistungsaufnahme: Pel = (77985 m³/h * 293 K * 0,02 bar) / (273 K * 0,8 * 0,92 * 36) = 63 kW hierfür: T1 = 293 K (Luftansaugtemperatur = 20 °C) 'p = 0,02 bar (Schätzung gemäß Bild 5.3-28) KG = 0,8 KM = 0,92 5.2 Leistungsaufnahme des Rauchgasgebläses gemäß Bild 5.3-28 Brennstoffwärmeleistung: gemäß Bild 5.3-31 PBr = (16 kg/s * (3442 – 680)kJ/kg) / 0,85 = 51990 kW hier: mFD = 16 kg/s hFD = 3442 kJ/kg

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

185

hSW = 680 kJ/kg (entspricht hSWA3 in Bild 5.3-23) Kesselwirkungsgrad = 0,85 (Schätzung gemäß Bild 5.3-31) Rauchgasmenge: V = 51990 kW * 1,88 m³ /kWh = 97741 m³/h hierfür: Brennstoff: Rohbraunkohle Spez. Rauchgasmenge: 1,88 m³ /kWh (Schätzung gemäß Bild 5.3-28 elektrische Leistungsaufnahme): Pel = (97741 m³/h * 500 K * 0,04 bar) / (273 K * 0,8 * 0,92 * 36) = 270 kW hierfür: T1 = 500 K (Rauchgastemperatur = 227 °C) 'p = 0,04 bar (Schätzung gemäß Bild 5.3-28) KG = 0,8 KM = 0,92 5.3 Leistungsaufnahme der Brennstoff-Fördereinrichtungen PH = (6,39 kg/s * 9,81 m/s² * 15 m) / (0,6 * 0,94 * 1000) = 1,7 kW (der Wert ist bei diesem Beispiel vernachlässigbar und wurde hier nur aus grundsätzlichen Überlegungen erfasst) mBr = (PBr/Hu) = 51990 kW / (2,26 kWh/kg) = 23004 kg/h = 6,39 kg/s PBr = 51990 kW (gemäß Berechnung unter Ziffer 5.2) Hu = 2,26 kWh/kg (unterer Heizwert gemäß Bild 5.3-28, h = 15 m Förderhöhe (geschätzt anhand der Aufstellungspläne) 5.4 Leistungsaufnahme der Kesselspeisepumpen Berechnung gemäß Bild 5.3-30 Pel = (57600 kg/h * 100 bar * 0,00100954 m³/kg) / (36 * 0,8 * 0,94) = 215 kW msw = 57600 kg/h (gemäß Berechnung unter Ziffer 3.)

'p = 100 bar (Frischdampfdruck plus Kessel- und Rohrleitungswiderstand, hier Schätzung) = 0,00100954 m³ /kg (Speisewasserdichte gemäß VDI-Wasserdampftafeln) KP = 0,8 (Schätzung gemäß Bild 5.3-30) KM = 0,94 (Schätzung gemäß Bild 5.3-30)

v

5.5 Leistungsaufnahme der Kondensatpumpen Berechnung gemäß Bild 5.3-30 Pel = (57600 kg/h * 3,5 bar * 0,001 m³/kg) / (36 * 0,8 * 0,94) = 7,5 kW msw = 57600 kg/h (gemäß Berechnung unter Ziffer 3.) 'p = 3,5 bar (Entgaserdruck plus Rohrleitungswiderstand, hier Schätzung) v = 0,001 m³/kg (Speisewasserdichte gemäß VDI-Wasserdampftafeln) Kp = 0,8 (Schätzung gemäß Bild 5.3-30) KM = 0,94 (Schätzung gemäß Bild 5.3-30)

186

5 Technische Grundlagen

Tabelle 5.3-1: Zusammenstellung der Leistungswerte (Beispiel 5.3-A) Angaben unter Varante 1 entsprechend Beispiel 5.3-I

Dim.

Variante 1 Variante ...

therm. Leistung KWK-Anlage - Heizkondensator 1 - Heizkondensator ...

MW MW

th

Summe therm. Leistung

MW

th

30

therm. Eigenbedarf

MW

th

*1)

therm. Netzeinspeiseleistung

MW

th

30

elektr. Leistung KWK-Anlage - Dampfturbine 1 -

MW MW

el el

12,95 /

Summe elektrische Leistung

MW

el

12,95

elektrischer Eigenbedarf KWK-Anlage - Kesselspeisepumpen - Kondensatpumpen - Kühlwasserpumpen - Lüfter-Rückkühlwerk - Brennstoffversorgung - Verbrennungsluftgebläse - Rauchgasgebläse - Hilfs- u. Nebenanlagen, Sonstiges - Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen

MW MW MW MW MW MW MW MW MW

el

el

0,215 0,0075 / / 0,001 0,063 0,27 0,1 /

Summe elektrischer Eigenbedarf

MW

el

0,6565

elektr. Netzeinspeiseleistung

MW

el

12,29

Brennstoffbedarf (Leistung)

MW

Br

52

30 /

th

el el el el el el el

*1) im Regelfall in thermodyn. Berechnung berücksichtigt

Tabelle 5.3-2: Übersicht Wirkungsgradergebnisse (Beispiel 5.3-A) Angaben unter Variante 1 entsprechend Beispiel 5.3-I

Anlagenwirkungsgrade - elektrischer Wirkungsgrad - thermischer Wirkungsgrad - Gesamt-Wirkungsgrad

Dim. / / /

Variante 1 Variante ... 0,24 0,58 0,82

Bei sonst gleicher Konzeption sind die Frischdampf- und Abdampfparameter die bestimmenden Größen für den Prozesswirkungsgrad und den Eigenbedarf der Nebenanlagen. Zur Verdeutlichung der vorstehenden Aussagen enthält Abb. 5.3-32 die elektrischen Klemmenwirkungsgrade für Dampfkraftwerke verschiedener

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

187

Frischdampfzustände und Gegendruckstufen (ohne Berücksichtigung des elektrischen Eigenbedarfs), als Anhaltswerte. Die Prozessparameter wurden in Anlehnung an die Angaben in Abb. 5.3-15, gewählt. Der Kesselwirkungsgrad wurde für alle Varianten gleich mit 0,88 berücksichtigt. 0,30

elektrischer Wirkungsgrad

0,25

0,20 5 4 3 2

0,15

1

1 = 40 bar, 450 oC 2 = 64 bar, 500 oC 3 = 80 bar, 525 oC 4 = 125 bar, 530 oC 5 = 160 bar, 535 oC

0,10

0,05

0,00 1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

Gegendruck am Abdampfstutzen der Turbine (bar)

Abb. 5.3-32: Klemmenwirkungsgrad typischer Dampfturbinen-Heizkraftwerke

Der Gesamtwirkungsgrad ist im Wesentlichen von der Energienutzungsmöglichkeit, dem Kesselwirkungsgrad, den Druck- und den Temperaturverlusten der Gesamtanlage abhängig und liegt je nach Anlagenkonzeption und Temperaturniveau der Energienutzung zwischen 0,75 und 0,9. Der thermische Wirkungsgrad abhängig von Anlagenkonzeption und elektrischem Wirkungsgrad liegt im Regelfall zwischen 0,6 und 0,75. Wie in Abb. 5.3-32 gezeigt, ist der elektrische Wirkungsgrad der in Kapitel 5.1 und 5.2 beschriebenen Anlagen deutlich besser als der Wirkungsgrad vergleichbarer Dampfkraftwerke. Hauptvorteil der Dampfkraftwerke ist die hohe Flexibilität im Brennstoffeinsatz und die Flexibilität bei der Anpassung an hohe Prozesstemperaturen bei der Nutzung der thermischen Energie. Bei der Kombination von Gas- und Dampfturbinenanlagen zu dem, im Kapitel 5.2 beschriebenen GuD-Prozess addieren sich in erster Näherung die elektrischen Wirkungsgrade beider Prozessvarianten, wodurch ein besonders hoher Gesamt-Prozesswirkungsgrad bis über 40 % möglich wird. Die Berechnungen für diesen Prozess erfolgen entsprechend den Ausführungen in Kapitel 5.2 für den Gasturbinenteil und gemäß Kapitel 5.3 für den Dampfturbinenteil. Zu beachten ist, dass in den in Kapitel 5.2 genannten Ansätzen für den thermischen Wirkungsgrad der Gasturbi-

188

5 Technische Grundlagen

nen bereits der Kesselwirkungsgrad berücksichtigt wurde. Bildet die Gasturbinenleistung die Führungsgröße für den Dampfturbinenprozess liegt damit dann bereits indirekt die Frischdampfmenge als Grundlage für die Kreisprozessberechnung der Dampfturbinenanlage fest. 5.3.5.2 Jahresarbeit Die Berechnung der Jahresarbeit erfolgt entsprechend den Ausführungen in Kapitel 7.2. Prinzipiell errechnet sich die Jahresarbeit als Fläche unter der Jahresdauerlinie (Leistungskurve), d.h. Leistung mal Zeitdauer. Es empfiehlt sich, die Berechnungen analog nachfolgender Tabellen 5.3-3 und 5.3-4 (Leistungswerte gemäss Tabelle 5.3-1) durchzuführen. Als Auslegungshilfe für die aggregatespezifische Erfassung des Teillastverhaltens von Dampfturbinenanlagen zeigt Abbildung 5.3-34 am Beispiel der in Abb. 5.3-33 dargestellten Dampfturbinenprozesse (Auslegungsdaten gemäß Beispiel 5.3-A) die lastabhängige Veränderung des elektrischen Wirkungsgrades bei veränderter thermischer Last. Anhand dieses Beispiels und der einzelfallspezifischen Jahresdauerlinie kann die Betriebszeit der jeweiligen Lastpunkte abgeschätzt und so der durchschnittliche Jahresnutzungsgrad ermittelt werden. Bei hohen Genauigkeitsanforderungen an die Ergebnisse in Bezug auf das Teillastverhalten der Anlagen wird man den Kreisprozess für die einzelnen Lastpunkte jeweils neu berechnen. Für die Berechnung des Jahresbrennstoffbedarfs ist der Jahresnutzungsgrad der Kesselanlage zu berücksichtigen. Angaben zum Teillastverhalten von Kesselanlagen sind in Kapitel 7 bei den Erläuterungen zu den Spitzenlastkesselanlagen enthalten. Der elektrische Strombedarf der Hilfs- und Nebenanlagen ist auch hier separat zu berücksichtigen. Ein Verfahren zur Bestimmung der Eigenbedarfwerte ist in Kapitel 7.2 beschrieben. Hierbei werden ausgehend von der vorstehend berechneten elektrischen Leistungsaufnahme der Hilfsantriebe die Jahresarbeitswerte über die Ausnutzungsstunden ermitteln. Der entsprechend dem Schema in Kapitel 7.2 errechnete Betrag wird von der erzeugten Jahresarbeit in Abzug gebracht. Zur Bewertung der Auswirkungen unterschiedlicher Anlagenschaltungen wurden für die in Abb. 5.3-19 dargestellte Anlagenkonzeption (Beispiel 5.3-A) die in Abb. 5.3-33 aufgeführten, im hier untersuchten Leistungsbereich durchaus anzutreffenden unterschiedlichen Schaltungsmöglichkeiten gegenübergestellt. Die in Abb. 5.3-25 wiedergegebenen Berechnungsergebnisse zeigen, dass sich aufwendige Vorwärmschaltungen bei den im hier erfassten Leistungsbereich üblichen Prozessparametern nur geringfügig auf den elektrischen Wirkungsgrad auswirken. Wichtig ist die optimale, an die Verbrauchsstruktur angepasste Auslegung des Gesamtprozesses und der Hilfs- und Nebenanlagen. Bei Anlieferung aufbereiteter

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

189

Brennstoffe (z.B. Braunkohlestaub anstelle von Rohbraunkohle) lässt sich der Eigenverbrauch oft deutlich reduzieren. Tabelle 5.3-3: Zusammenstellung der Jahresarbeitsansätze (Beispiel 5.3-A) Dim.

Variante 1 Variante ..

therm. Jahresarbeit KWK-Anlage - Dampfschiene 1 - Dampfschiene ... - Heizkondensator 1 - Heizkondensator ... Summe thermische Jahresarbeit thermischer Eigenbedarf

MWh th MWh th MWh th MWh th MWh th MWh th

thermische Netzeinspeisung

MWh th /a

elektr. Jahresarbeit KWK-Anlage - Dampfturbine 1 - Dampfturbine ... Summe elektrische Jahresarbeit

MWh el /a MWh el /a MWh el /a

elektrischer Eigenbedarf KWK-Anlage: - Kesselspeisepumpen - Kondensatpumpen - Kühlwasserpumpen - Lüfter-Rückkühlwerk - Brennstoffversorgung - Verbrennungsluftgebläse - Rauchgasgebläse - Hilfs- u. Nebenanlagen, Sonstiges - Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen Summe elektrischer Eigenbedarf

MWh el MWh el MWh el MWh el MWh el MWh el MWh el MWh el MWh el MWh el

elektrische Netzeinspeisung

MWh el /a

/a /a /a /a /a /a

*1)

*1)

/a /a /a /a /a /a /a /a /a /a

*1) im Regelfall in thermodyn. Berechnung berücksichtigt

Tabelle 5.3-4: Übersicht Jahresnutzungsgradergebnisse (Beispiel 5.3-A) Jahresnutzungsgrade Dampfturbinenanlage - elektrischer Jahresnutzungsgrad - thermischer Jahresnutzungsgrad - Gesamt-Jahresnutzungsgrad

Dim. / / /

Variante 1 Variante ...

190

5 Technische Grundlagen

Abb. 5.3-33: Dampfturbinen-Prozessvarianten (zu Abb. 5.3-34 u. Beispiel 5.3-A)

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

191

elektrischer Wirkungsgrad

0,25 0,23 0,21 0,19

Variante I Variante II

0,17

Variante III

0,15 0

20

40

60

80

100

120

thermische Leistung (%)

Abb. 5.3-34: Teillastverhalten von Dampfturbinen-Heizkraftwerken (gemäß Darstellung in Abb. 5.3-33)

5.3.5.3 Investitionen Um eine erste Abschätzung der bei Dampfturbinen-Heizkraftwerken zu erwartenden Investitionen zu ermöglichen, wurden anhand der Erfahrungswerte ausgeführter und kalkulierter Anlagen die spezifischen Investitionen, hochgerechnet auf den aktuellen Preisstand, in Tabelle 5.3-5 für Gesamtanlagen angegeben. Die Ansätze beziehen sich auf die thermische Kesselleistung. Eine Aufgliederung der Gesamtinvestitionen auf die einzelnen Anlagengruppen und die Angabe spezifischer Ansätze ist schwierig und schwankt von Projekt zu Projekt deutlich. Die nachfolgenden Zusammenstellungen in Tabelle 5.3-5 wie auch in Tabelle 5.3-6 können nur Anhaltswerte für einen ersten Ansatz liefern. Bei neuen KWK-Anlagen ohne Nebenbauwerke (wie z.B. Verwaltungsgebäude, Werkstätten), Wärmetransportanlagen usw. teilen sich die Kosten in etwa wie in Tabelle 5.3-6 angeben auf. Die den Werten zugrundeliegende Anlagentechnik orientiert sich an den zur Erfüllung der derzeitigen Abgasgrenzwerte erforderlichen Maßnahmen sowie am Einsatz hochwertiger Brennstoffe. Die Zusatzaufwendungen für den Einbau von Rauchgasreinigungsanlagen nach dem Trocken-Additiv-Verfahren erhöhen die Ansätze je kW Kesselleistung um ca. 10 bis 40 €/kWth, bei Einsatz auf-

192

5 Technische Grundlagen

wendigerer Verfahren (z.B. Sprühabsorptionsverfahren) sind ca. 40 bis 60 €/kWth zusätzlich zu veranschlagen. Tabelle 5.3-5: Spezifische Investitionsansätze für Heizkraftwerke mit Dampfturbinen (Gesamtanlagen)

Gesamtanlage Feuerungsart - Rostfeuerung - Staubfeuerrung - WSF - Ölfeuerung - Erdgasfeuerung

von €/kW

bis €/kW

300 350 360 220 210

530 570 600 450 430

Werte bezogen auf thermische Kesselleistung (nur Maschinen- und elektrotechn. Anlagen, ohne Bau, Erschließung usw.) WSF = Wirbelschichtanlage

Im Regelfall sind die in den Tabellen enthaltenen höheren Ansätze kleineren Anlagen oder besonders aufwendigen Anlagenkonzepten zugeordnet, während die geringeren Ansätzen Anlagen mit großen Leistungen bzw. Anlagen mit geringerem technischen Aufwand repräsentieren. Soweit technisch ähnliche Baugruppen eingesetzt werden, können auch die Investitionsangaben aus Kapitel 5.1 und 5.2 herangezogen werden. Bei GuDAnlagen kann der Gasturbinenteil und ggf. der Abhitzekessel entsprechend den Ausführungen zu Kapitel 5.2 berücksichtigt werden. Abb. 5.3-35 zeigt Anhaltswerte für Investitionsansätze von Dampfturbinenanlagen. Die große Streuung der Werte macht deutlich, wie vielfältig die anlagenspezifisch auszuwählenden technischen Möglichkeiten gerade bei Heizkraftwerken auf Dampfturbinenbasis sind. Zur Vereinfachung der weiteren Rechenschritte empfiehlt sich die Zusammenfassung der Ergebnisse in einer Aufstellung entsprechend der in Kapitel 7 verwendeten Tabelle 7.3-1. 5.3.5.4 Wartungs- und Instandhaltungsaufwand Heizkraftwerke werden möglichst im Dauerbetrieb vollautomatisch geregelt betrieben. Bei Ausrüstung der Kesselanlagen gemäss TRD 604 können die Anlagen technisch für 72 Stunden Betrieb ohne Beaufsichtigung (BOB-Betrieb) errichtet werden. Trotz aller Automation ist im Regelfall aber eine Überwachung von einem ständig besetzten Leitstand aus erfor-

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

193

derlich; bei problematischen Brennstoffen ist in der Regel ein voll besetzter 3-Schichtbetrieb (d.h. unter Berücksichtigung von Arbeitszeit, Krankheit, Urlaub usw. 5 Schichtmannschaften) erforderlich. Durch dieses Personal werden dann auch die notwendigen Sichtkontrollen durchgeführt. Je nach Anlagengröße und Bedeutung sind je Schicht 2 bis 8 Personen vorzusehen. Wartung und Beseitigung kleinerer Mängel erfolgt durch das Betriebspersonal bzw. speziell ausgebildete Schlosser und Elektriker. Tabelle 5.3-6: Spezifische Investitionsansätze für Heizkraftwerkskomponenten Lfd. Anlagenkomponente Nr.:

Investitionen von bis

Dim.

1.

Baugrundstück

*1)

*1)

2.

Erschließungsmaßnahmen

*1)

*1)

150

380

3.

Bautechnik/-Konstruktion

4.

Technische Anlagen

4.1 Dampfturbinenanlage 4.2 Dampfkesselanlage einschl. Abgasreinigung, Kamin, Entaschungsanlage usw. - Wanderostfeuerung - Staubfeuerung - WSF - Ölfeuerung - Erdgasfeuerung 4.3 Brennstoffversorgungsanlage - Festbrennstoff (Rostfeuerung) - Staubfeuerung - WSF - Ölfeuerung - Erdgasfeuerung 4.4 Betriebswasserversorgungsanlage 4.5 E-/MSR-Technik 4.6 Dampf-/Kondensatkreislaufkomponenten 4.7 Reserve-/Spitzenlastkesselanlagen 4.8 Heizwasser-Kreislauf-Komponenten 2) 5. Gebäudetechnik 6. Stahlbaukonstuktionen

€/m

3

siehe Abb. 5.3-31

€/kW €/kW €/kW €/kW €/kW

th

€/kW €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW €/kW

Br

th th th th

Br Br Br Br th th th th th el

110 130 160 60 55

230 270 280 160 140

30 4 30 6 4 6 40 7 22 18 10

50 7 70 12 9 14 90 30 70 110 30

*1)

*1)

*1) Diese Kosten können nur einzelfallspezifisch betrachtet werden *2) bezogen auf die therm. Anschlußleistung th =

bezogen auf thermische Kesselleistung

Br =

bezogen auf Feuerungswärmeleistung

WSF= Wirbelschichtkesselanlage

Da alle Kosten hierfür in die Ansätze für die Personalkosten eingehen, genügt bei den Wartungskosten ein Ansatz für Ersatzteile, Betriebsmittel und

194

5 Technische Grundlagen

Fremdkräfteeinsatz (z.B. Turbinen- oder Kesselrevision) gemäß den Angaben in Tabelle 5.3-7. Bei GuD-Anlagen können Wartungsaufwendungen für Anlagenteile, die mit den in Kapitel 5.2 beschriebenen Positionen identisch sind, der Tabelle 5.2-8 entnommen werden. Zur Erfassung des gesamten Instandhaltungsaufwandes empfiehlt sich eine differenzierte Ermittlung für die wesentlichen Anlagenkomponenten entsprechend Tabelle 5.3-7. Die Bandbreiten sind wie folgt zu berücksichtigen: - kleine Anlagen bzw. aufwendige Anlagenkonzepte: oberer Ansatz - große Anlage bzw. einfache Anlagenkonzepte: unter Ansatz Tabelle 5.3-7: Wartungs- und Instandhaltungsansätze für Heizkraftwerke Jährliche Wartungs- u. Instandhaltungskosten in % der anteiligen Investitionen (% / a)

Kesselanlagen, Dampf-/ Kondensatkreislauf, Dampfturbinen usw.

1,5

3,5

HeizwasserkreislaufKomponenten (Wärmezentrale)

1,8

2,2

Schaltanlage, MSR-Technik (einschl. Stromeinspeisung)

1,8

2,2

Gebäudetechnik (Heizung, Lüftung, Sanitär)

1,6

3,5

Bautechnik

1,0

1,5

5.3.5.5 Personalaufwand Der Personalaufwand ist grundsätzlich abhängig von der technischen Ausrüstung der Gesamtanlage, dem Betriebsführungskonzept, der Bedeutung der Anlage, dem Wartungskonzept usw.. Wird die Gesamtanlage (KWKAnlagen und Spitzenlastkesselanlagen) für Betrieb ohne ständige Beaufsichtigung (TRD 604) ausgelegt und mit einer vollautomatischen Steuerund Regelanlage ausgerüstet, so beschränkt sich der personelle Aufwand auf die Überwachung der Anzeigen im Leitstand sowie Kontrollgänge (Sichtkontrolle).

5.3 KWK-Anlagen mit Dampfturbinen

195

Je nach Wartungskonzept (Fremd- oder Eigenpersonaleinsatz) werden hierbei im Tagschichtbetrieb Elektromonteure, Maschinenschlosser und Rohrschlosser zur Durchführung kleinerer Wartungsarbeiten einzusetzen sein. Hieraus abgeleitet und unter Hinweis auf die Ausführungen in Kapitel 5.3.5.4 ergibt sich je nach dem Gesamtaufgabenkomplex der betroffenen Personen ein Mindest-Personalansatz von 8 bis 20 „Mannjahren" (in Sonderfällen auch mehr) ohne Ansätze für Verwaltung usw..

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

197

5.4 Sonstige KWK-Anlagen Über die in den Kapiteln 5.1 bis 5.3 ausführlich behandelten KWK-Systeme zur gekoppelten Strom- und Wärmeerzeugung mit Motoren-, Gasturbinen- oder Dampfturbinenanlagen hinaus gibt es eine Reihe weiterer Anlagen, die per Definition den KWK-Anlagen zuzurechnen sind. Hierzu zählen:  direkt von Verbrennungskraftmaschinen (Motorenanlagen oder Gasturbinen) oder Dampfturbinen angetriebene Arbeitsmaschinen (z.B. Pumpen oder Verdichter), wenn die Abgas-/Abwärmeenergie der Antriebsmaschinen zur Wärmeerzeugung genutzt wird,  KWK-Anlagen auf Basis von Dampfmotoren ,  Gasmotorwärmepumpen,  Absorptionskälteanlagen, wenn zur Wärmeversorgung Abwärme aus z.B. Stromerzeugungsanlagen genutzt wird,  Brüdenverdichteranlagen  ORC- oder Wasserdampfturbinen  Stirlingmotor-BHKW  Brennstoffzellen-BHKW und andere mehr. Auch wenn der Hauptschwerpunkt der Anwendungen der Kraft-WärmeKopplung den unter Kapitel 5.1 bis 5.3 beschriebenen Systemen zuzuordnen ist, soll hier zusätzlich auf einige der vorgenannten Anlagensysteme eingegangen werden. Einige von ihnen gewinnen im Hinblick auf effiziente und regenerative Energienutzung an Bedeutung. Prinzipiell erfolgt die Auslegung und Konzeptionierung dieser Anlagen ebenfalls wie für die in Kapitel 5.1 bis 5.3 beschrieben Systeme sowie gemäß den Ausführungen in Kapitel 5.0, wobei einige systemspezifische Besonderheiten zu berücksichtigen sind. 5.4.1 Direktantrieb von Arbeitsmaschinen durch Verbrennungskraftmaschinen oder Dampfturbinen Die in Kapitel 5.1 bis 5.3 beschriebenen Systeme können auch direkt mit Verdichtern, Pumpen und anderen Arbeitsmaschinen gekoppelt werden. In diesen Fällen entfallen in der Energiebilanz die Umwandlungs- und Übertragungsverluste für die elektrische Energie. Aus anlagentechnischen

198

5 Technische Grundlagen

Gründen sind derartige Systeme aber auf Sonderfälle beschränkt. Anlagenumfang, Flexibilität sowie Wartungs-, Instandhaltungs- und Betriebsführungsaufwand sind bei elektrisch angetriebenen Aggregaten im Regelfall wirtschaftlicher, wodurch der Wirkungsgradvorteil der Direktantriebe meist mehr als ausgeglichen wird. Hinzu kommt, dass größere Generatorantriebe bessere Wirkungsgrade erzielen als die oft kleinen Direktantriebe. Sofern diese Systeme einem Wirtschaftlichkeitsvergleich zu unterziehen sind, gelten die Ausführungen in Kapitel 5.1 bis 5.3 hier sinngemäß. 5.4.2 KWK-Anlagen auf Basis von Dampfmotoren Die unter Kapitel 5.3 beschriebenen technischen und thermodynamischen Grundlagen gelten auch für die Konzeptionierung von Dampfmotoranlagen. Ausführungsbeispiele gibt es für Frischdampfkonditionen bis 500 qC bei Drücken von 6 bis 60 bar. Die Anlagen werden entweder im Gegendruckbetrieb oder bei atmosphärischer Kondensation (Kondensationstemperatur ca. 100 qC) eingesetzt. Der übliche Leistungsbereich liegt zwischen 40 kW und 2500 kW. Die Anlagen eignen sich sowohl zum Direktantrieb von Arbeitsmaschinen wie auch zur Stromerzeugung. Der Drehzahlbereich liegt zwischen 750 und 1500 U/min, wodurch kleine Baugrößen ermöglicht werden, gleichzeitig aber die direkte Kupplung an Arbeitsmaschinen oder Generatoren ohne Zwischenschaltung von Getrieben möglich bleibt. Der in die thermodynamische Berechnung eingehende „innere Wirkungsgrad" liegt bei ca. 65 bis 85 %, je nach Frischdampfzustand und Leistungsgröße, wobei im hier infragekommenden Leistungsbereich der Teillastwirkungsgrad der Dampfmotoren (Regelbereich 1:4) besser ist, als der von Dampfturbinen gleicher Leistungsgröße. Im Regelfall sind die Investitionen mit denen der Dampfturbinen vergleichbar. Ansätze für Wartungskosten liegen zwischen den Angaben für Verbrennungskraftmaschinen und Dampfturbinen. Aufgrund des modularen Aufbaus ist eine Anpassung der Aggregateleistung an z.B. einen steigenden Bedarf durch Zubau weiterer Module möglich. Eine Berücksichtigung von Dampfmotoren im Rahmen von Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen alternativ zu Dampfturbinenanlagen ist aufgrund der unterschiedlichen Jahresnutzungsgrade und der betrieblichen Vorteile im elektrischen Leistungsbereich bis 2,5 MW durchaus interessanter, als oft angenommen. Einsatzbereiche finden sich in fast allen Dampfkesselsystemen wie z.B. bei der Stromerzeugung im Gegendruckbetrieb zwischen zwei Industriedampfschienen (als Ersatz für Reduzierventile), darüber hinaus vor allem dort, wo billige Brennstoffe für die Feuerung von Dampfkesselanlagen vorhanden sind wie z.B. bei

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

   

199

Reststoffverbrennungsanlagen, Torffeuerungen, Einsatz minderwertiger Braunkohle, Kohlen und Koksgrußfeuerungen usw.

Vor allem in jüngster Zeit sind Einsatzbereiche bei der Deponieentgasung gegeben, wenn aufgrund der Gaszusammensetzung die Deponiegasnutzung in Gasmotoren ohne aufwendige Brennstoffaufbereitung nicht wirtschaftlich möglich ist. In diesen Fällen ist es u.U. sinnvoll, das Deponiegas in einer Muffel bei ca. 1200 qC umweltverträglich zu verbrennen und die heißen Abgase in einen Abhitzekessel zur Dampfproduktion einzuleiten (z.B. 25 bar, 350 qC) und den Dampf dann anschließend in einem Dampfmotor zur Stromproduktion zu nutzen. Der Betrieb des Dampfmotors erfolgt dabei in Abhängigkeit von der angebotenen Dampfmenge (ohne aufwendige Regelungstechnik), die sich aus Gasangebot und Gasqualität ergibt. Anlagen dieser Art werden üblicherweise für Kondensationsbetrieb konzipiert, wobei eine Dampfentnahme (3,5 bar) zur Beheizung von Sickerwasserbehandlungsanlagen und ähnlichen, deponiebetriebsbedingten Anlagen ohne weiteres möglich ist. 5.4.3 Verbrennungsmotorwärmepumpen Zur Erzeugung von Heizenergie werden Wärmepumpen seit langem eingesetzt. Unter den reinen Wärmeerzeugungsanlagen besitzen sie den geringsten Primärenergiebedarf. Grundlage der Anlagentechnik bei Verbrennungsmotorwärmepumpen ist eine konventionelle Kompressions-Wärmepumpenanlage, deren Kompressor von einem Verbrennungsmotor angetrieben wird. Als Antriebsaggregate sind Diesel- und Ottomotore möglich. Abbildung 5.4-1 zeigt ein typisches Anlagenschema für ein Verbrennungsmotor-Wärmepumpenheizwerk. Wie bei den in Kapitel 5.1 dargestellten Systemen besteht auch hier die Gesamtanlage aus der KWK-Anlage und der Reserve-/Spitzenlastkesselanlage. Die Wärmepumpenanlage selbst besteht im wesentlichen aus:    

Verbrennungsmotor als Antriebseinheit des Kältemittelverdichters, Abgas- und Kühlwasserwärmetauscher des Verbrennungsmotors, Kältemittelverdichter, Kondensator,

200

5 Technische Grundlagen

 Drosselorgan,  Verdampfer sowie aus einer Wärmequelle (z.B. Regenwasserteich, Fließgewässer, Grundwasser, Erdreich, Abluft usw.).

Abb. 5.4-1: Prinzipschaltbild Verbrennungsmotor-Wärmepumpenheizwerk

Eine Reihenschaltung mehrerer Wärmepumpenanlagen ist ohne weiteres möglich. Vorteilhaft gegenüber Elektrowärmepumpen ist bei Verbrennungsmotor-Wärmepumpen, dass sowohl die Abgasenergie des Verbrennungsmotors wie auch die Energie der Wärmequelle zu Heizzwecken nutzbar gemacht werden. Nachteilig ist die niedrige Vorlauftemperatur der Wärmepumpen von im Regelfall maximal ca. 65 qC, die bei größeren Heiznetzen, die üblicherweise mit Vorlauftemperaturen von 90 qC bis hin zu 130 qC betrieben

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

201

9

- 12 - 9

8 7

- 6 Spitzenlastkesselanlage

6

- 3

5

+ 0

4

+ 3 Wärmepumpenanlage

3

+ 6

2

Außenlufttemperatur (oC)

thermische Gesamtanlagenleistung (MW)

werden, ganzjährig den Betrieb eines konventionellen Heizkessels zur Temperaturanhebung erfordert. Nachfolgende Abbildung 5.4-2 zeigt die sich hieraus ergebenden Auswirkungen auf die thermische Jahresarbeit am Beispiel einer Anlage, bei der ein Regenwasserteich als Wärmequelle dient. Im vorliegenden Beispiel wäre es auch möglich, das als Wärmequelle genutzte Regenwasser zur Motor-Kühlwasserkühlung zu nutzen.

1 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Benutzungsstunden (h/a)

Abb. 5.4-2: Jahresdauerlinie eines Verbrennungsmotor-Wärmepumpenheizwerks

Einsatzgebiete sind vor allem im Bereich der Gebäudeheizung bis hin zur Beheizung von Schwimmbädern und großen Gebäudekomplexen (z.B. Verwaltungsgebäude) zu finden. Für den Einsatz in kleineren haustechnischen Zentralheizungsanlagen (z.B. bei Ein- oder Mehrfamilienhäusern) stehen standardisierte Einheiten zu Verfügung, die werksseitig komplett verrohrt und mit Schalldämmung versehen in einem kompakten Gehäuse untergebracht sind. Für Installation, Wartung und Betrieb genügt das im Installationshandwerk vorhandene Fachwissen. Bis zu mechanischen Antriebsleistungen von ca. 50 kW sind die Anlagen noch nicht genehmigungspflichtig. Hinsichtlich der Aufstellungsvorschriften sind insbesondere die Heizraumrichtlinien, die VDI-Richtlinie 2058 und die VGB 20 zu beachten. In Abb. 5.4-2 ist für das hier dargestellte Beispiel erkennbar, dass der Spitzenlast-Heizkessel aufgrund der zu niedrigen Vorlauftemperatur der Wärmepumpe ganzjährig betrieben werden muss. Hinzu kommt, dass die Wärmepumpe im Winter, wenn die Außentemperaturen 4 qC unterschreiten, aufgrund der Vereisungsgefahr abgeschaltet werden muss.

202

5 Technische Grundlagen

Eine deutliche Verbesserung der Wirtschaftlichkeit ist hier erreichbar, wenn es gelingt, die erforderliche Vorlauftemperatur unter 65 qC abzusenken. Für die energetische Analyse sind folgende Vergleichsziffern von Bedeutung:  Heizziffer Sie gibt das Verhältnis zwischen der Nutzwärme (der vom Kondensator an das Heizwasser abgegebenen Wärme) und der im Brennstoff zugeführten Wärme wieder, d.h. das Verhältnis von Nutzen zu Aufwand. Die Heizziffer ist vergleichbar mit dem Kesselwirkungsgrad konventioneller Heizkessel. Die Heizziffer liegt über 1 bis ca. 1,8, abhängig von der Temperatur der Wärmequelle.  Anlagen-Leistungsziffer Sie gibt das Verhältnis zwischen der Nutzwärme aus der Anlage einschließlich der Motorabwärme und der mechanischen Antriebsleistung des Kältemittelverdichters wieder. Der Wirkungsgrad des Verbrennungsmotors wird dabei nicht erfasst.  Kondensations-Leistungsziffer Sie gibt das Verhältnis zwischen der Nutzwärme und der Antriebsleistung des Verdichters wieder. Der Kennwert entspricht der bei Kompressionskälteanlagen angegebenen Leistungsziffer.  Arbeitszahl Sie gibt das Verhältnis von Nutzwärmeleistung zu Brennstoffeinsatz im Jahresdurchschnitt an. In dieser Zahl sind die im Jahresverlauf unterschiedlichen Leistungsziffern sowie die Auskühl- und sonstigen Verluste in der Wärmezentrale enthalten. Sie entspricht dem in Kapitel 5.1 bis 5.3 definierten Jahresnutzungsgrad. In besonderen Fällen werden Verbrennungsmotor, Wärmepumpenverdichter und ein Generator auf einer Welle angeordnet. Diese Anlagenkonzepte bezeichnet man auch als Tandemanlagen. Je nach momentanem Energiebedarf wird eine derartige Anlage dann zur Strom- oder Wärmeproduktion eingesetzt. Wärmepumpenanlagen können auch im Koppelprozess als Wärme- und Kälteanlage betrieben werden. In diesem Fall wird die Anlage entsprechend dem Kältebedarf ausgelegt, wobei dann die im Heizbetrieb oft nicht ausreichende Wärmeleistung durch eine Kesselanlage ausgeglichen wird. Die Ausführungen in Kapitel 5.1 gelten für die hier eingesetzte Motorentechnik sinngemäß. Der Wärmepumpenanlagenteil entspricht im Wesentlichen dem der konventionellen Kompressionswärmepumpenanlagen.

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

203

5.4.4 Absorptionskälteanlagen Vor allem in den Sommermonaten sind für die auf KWK-Systemen basierenden Stromerzeugungssysteme oft keine ausreichenden Wärmeabnehmer zu finden, wobei Kälteversorgungsanlagen zur Klimatisierung von Datenverarbeitungsanlagen, Kaufhäusern, Kühlhäusern und anderem mehr einen Maximalbedarf an elektrischer Energie erfordern. Hier können Absorptions-Kälteanlagen zur Reduzierung des elektrischen Leistungsbedarfs sowie zur Verbesserung der Auslastung der Wärmeversorgungsnetze im Sommerbetrieb zum Teil wirtschaftlich eingesetzt werden. Die Beheizung der Absorptionskälteanlagen erfolgt hier mit der im Sommer nicht für Heizzwecke benötigten Abwärme der KWK-Anlagen oder aus sonstigen Abwärmequellen. Derzeit sind Absorptionskälteanlagen auf der Basis von Ammoniak und von Lithiumbromid am Markt verfügbar. Während Ammoniakanlagen (mehrstufig ausführbar, daher sehr tiefe Temperaturen erreichbar) überwiegend im industriellen Sektor eingesetzt werden, finden Lithiumbromidanlagen vor allem in der Klima- und Lüftungstechnik ihre Anwendung. Das wärme-/kältetechnische Verhalten wird im folgenden am Beispiel der Lithiumbromidanlagen erläutert. Abbildung 5.4-3 zeigt das Prinzipschaltbild einer Lithiumbromid-Absorptions-Kälteanlage. Die Anlage besteht im Wesentlichen aus folgenden Komponenten:  Austreiber Im Austreiber wird durch Zuführung von Heizenergie (z.B. Abwärme aus Motorheizkraftwerken) aus einer schwachen Lithiumbromid-Lösung Wasser ausgekocht. Dadurch wird die Lösung konzentriert. Der erzeugte Dampf strömt in den Verflüssiger.  Verflüssiger Im Verflüssiger wird mittels Kühlwasser dem aus dem Austreiber zuströmenden Dampf Wärme entzogen; er wird verflüssigt.  Verdampfer Im Verdampfer wird bei sehr niedrigem Druck das Kältemittel über die Rohre des eingebauten Wärmetauschers gesprüht. In den Rohren fließt das Wasser des Kaltwassernetzes (Nutzenergie). Durch das Verdampfen des Kältemittels wird dem Kaltwasser Wärme entzogen. Der hier erforderliche niedrige Druck im Verdampfer wird durch das Absorbieren des Kältemittels im Absorber erzeugt.  Absorber Der Kältemitteldampf strömt vom Verdampfer zum Absorber. Im Absorber wird der zuströmende Kältemitteldampf durch die im Absorber versprühte starke Lösung absorbiert. Die entstehende Wärme wird mit-

204

5 Technische Grundlagen

tels Wärmetauscher über das Kühlmittel abgeführt. Durch Absorbieren von Kältemitteldampf wird die Lösung im Absorber schwächer. Ein Teil der Lösung wird daher ständig zurück zum Austreiber gepumpt, um den Kreislauf aufrecht zu erhalten.  Wärmetauscher Der in die Rohrleitung zwischen Absorber und Austreiber eingebundene Wärmetauscher hat die Aufgabe, die Wärmeenergie der heißen, starken Lösung aus dem Austreiber an die kalte, schwache Lösung, die aus dem Absorber zuströmt, abzugeben, um so den Gesamtenergieverbrauch zu verringern.

Abb. 5.4-3: Prinzipschema Absorptionskälteanlage

Als Anhaltswerte für die Auslegung und Bewertung dieser Anlagentechnik wurden aus typischen Anlagenkonzepten die nachfolgend angegebenen Leistungswerte abgeleitet. Die Abbildungen 5.4-4 bis 5.4-6 zeigen anhand von Auslegungsbeispielen für Lithiumbromid-Absorptionskälteanlagen die Abhängigkeiten zwischen Kühlwassereintrittstemperatur, Heizwärmebedarf und Kälteleistung. Besonders wichtig ist es, eine möglichst niedrige Kühlwassereintrittstemperatur zu erreichen. Dies ist wirtschaftlich vertretbar oft nur mit einem Nasskühlturm möglich. In den letzten Jahren wurden auch vermehrt Hybridkühltürme (Kombination von Nass- und Trockenkühler, hierdurch u.a. Reduzierung der Dampfschwaden über dem Kühlturm) wie auch

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

205

Leistungsbedarf Heizwärmesystem (%)

besprühte Trockenkühltürme (Besprühung mit Wasser, nur an Tagen mit hohen Außenlufttemperaturen) eingesetzt. Dem hierbei geringeren Wasserund Chemikalienverbrauch stehen höhere Stromkosten und höhere Investitionen gegenüber. Im Einzelfall ist hier eine Wirtschaftlichkeitsberechnung (Jahreskostenvergleich) auf Basis konkreter Angebote erforderlich. 120 100 80 60 40 20 0 18

21

24

27

30

33

36

Kühlwassereintrittstemperatur (oC)

Abb. 5.4-4: Abhängigkeit des Heizwärme-Leistungsbedarfs von der Kühlwassereintrittstemperatur bei Absorptionskälteanlagen

Bei den anzusetzenden Leistungsdaten sind nicht die Auslegungsdaten (im Regelfall der Sommertag mit der höchsten Lufttemperatur) sondern die Jahresdurchschnittswerte in Wirtschaftlichkeitsberechnungen zu berücksichtigen. Die erforderliche Rückkühlleistung ergibt sich im Wesentlichen aus der Addition der Heizwärmeleistung und der Kälteleistung der Absorptionskälteanlage, denn beide Wärmeströme sind über das Rückkühlwerk abzuführen. Die Größe der Anlage ist von der erforderlichen Kälteleistung, aber auch von der zur Verfügung stehenden Heizmediumtemperatur abhängig. Bei gleicher Aggregategröße steigt die Kälteleistung mit steigender Heizwärmetemperatur. Dies ist beim Betrieb von Absorptionskälteanlagen mit Fernwärme als Energiequelle besonders zu beachten, wenn die Heiznetztemperaturen gleitend in Abhängigkeit von der Außentemperatur betrieben werden und im Sommer ihr Minimum (z.B. 70 qC) erreichen. Der optimale Arbeitsbereich der Absorptionskälteanlagen liegt bei Heizwassertemperaturen zwischen 80 und 130 qC. In Sonderfällen sind u.U. auch Anlagen mit 70 qC Heizwassertemperatur denkbar. Abbildung 5.4-7 zeigt den Heizwärmebedarf verschiedener beispielhaft ausgewählter Absorptionskälteanlagen im Auslegungspunkt. Höherer Wärmebedarf bei

206

5 Technische Grundlagen

gleicher Kälteleistung entspricht hierbei einer niedrigeren Heizwassertemperatur. Heizwärmeleistung (kW)

2500 2000 1500 1000 500 0 300

500

700

900

1100

1300

Kälteleistung (kW)

Abb. 5.4-5: Verhältnis zwischen Kälteleistung und Heizwärmebedarf bei Absorptionskälteanlagen 120

Kälteleistung (%)

100 80 60 40 20 0 24

26

27

28

30

32

34

35

36

Kühlwassereintrittstemperatur (oC)

Abb. 5.4-6: Abhängigkeit von Kälteleistung und Kühlwassereintrittstemperatur bei Absorptionskälteanlagen

Bei der Auslegung der kompletten Kälteversorgungsanlage wird man ähnlich wie bei den Stromerzeugungsanlagen (Kapitel 5.1 bis 5.3) die Gesamtanlagenleistung zwischen den teuren Absorptions- und den spezifisch günstigeren Kompressionskälteanlagen aufteilen. Hierbei übernehmen die Kompressionskälteanlagen die Funktion der Spitzenlast- und Reserveanlage, während der Grundlastbereich durch die Absorptionskälteanlage abgedeckt wird. Das Prinzipschema einer derartigen Anlage ist in Abb. 5.4-8 dargestellt.

Heizwärme-Leistungsbedarf

(%)

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

207

120 100 80 60 40 20 0 0

20

40

60

80

100

120

Kälteleistung (in % der Nennleistung)

Abb. 5.4-7: Verhältnis von Kälteleistung und Heizwärmebedarf typischer Absorptionskälteanlagen im Auslegungspunkt

Abb. 5.4-8: Prinzipschema Kälteversorgungsanlage mit Absorptions- und Kompressionskälteanlagen (Kaltwassernetz 6/12 °C)

Die Absorptionskälteanlagen speisen im Regelfall in Kaltwassernetze ein, deren Temperaturspreizung zwischen Kaltwasservorlauf (6 qC) und Kaltwasserrücklauf (12 qC) etwa 6 K beträgt. Werden tiefere Temperaturen benötigt, so kann die Absorptionskälteanlage auch als Kühlwasserversorgungsanlage einer Kompressionskälteanlage eingesetzt werden, die dann das erforderliche niedrige Temperaturniveau (z.B. -12 qC) ermöglicht. Hierbei reduziert sich aufgrund der niedrigeren und vor allem ganz-

208

5 Technische Grundlagen

elektrische Leistungsaufnahme (kW)

jährig konstanten Kühlwassertemperatur der elektrische Energiebedarf der Kompressionskälteanlage entsprechend. Die Wirtschaftlichkeit derartiger Systeme hängt im Wesentlichen vom Heizwärmepreis ab. Aufgrund des gegenüber Kompressionskälteanlagen ungünstigeren Wirkungsgrades (Leistungszahl) ist der Einsatz von Absorptionskälteanlagen im Regelfall insbesondere dort wirtschaftlich, wo anderweitig nicht nutzbare Abwärme aus anderen Prozessen verfügbar ist. Ein Wesentlicher Vorteil der Absorptionskälteanlagen ist der gegenüber Kompressionskälteanlagen deutlich niedrigere elektrische Energieverbrauch (Abb. 5.4-9). Auch der Aufwand für Wartung und Instandhaltung ist bei Absorptionskälteanlagen deutlich niedriger als bei Kompressionskälteanlagen. 450,0 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0

Kompressionskälteanlagen

Absorptionskälteanlagen

0

200

400

600

800

1000

1200

Kälteleistung (kW)

Abb. 5.4-9: Strombedarf von Absorptions- und Kompressionskälteanlagen

Darüber hinaus bieten Absorptionskälteanlagen auch ökologische Vorteile, da hier keine FCKW-haltigen Kältemittel zu Einsatz gelangen und der Schallpegel deutlich geringer ist. Investiv liegen Absorptionskälteanlagen etwa im Bereich zwischen 250 und 500 €/kW bezogen auf die erzeugte Kälteleistung (Industrieanlagen auf Ammoniakbasis erreichen zum Teil Werte bis zu 1500 €/kW), während für Kompressionskälteanlagen etwa 125 bis 350 €/kW aufzuwenden sind. 5.4.5 Adsorptionskälteanlagen Adsorptionskälteanlagen sind wie die unter Kapitel 5.4.4 beschriebenen Absorptionskälteanlagen im Zusammenhang mit KWK-Anlagen vor allem zur Verbesserung der Auslastung in den Sommermonaten mit geringem Wärmebedarf interessant. Da der Einsatzbereich mit den in Kapitel 5.4.4 beschriebenen Absorptionskälteanlagen vergleichbar ist, werden hier nur die technischen Unterschiede zu den Ausführungen in Kapitel 5.4.4 erfasst. Das Prinzip der Adsorptionsanlagerung von Wasserdampf in der

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

209

Luft an einem hygroskopischen Stoff (z.B. SilicaGel oder Zeolithe) wird häufig für die Luftentfeuchtung (z.B. in Druckluftanlagen) angewandt. Solange der Wasserdampfteildruck an der Oberfläche des hygroskopischen Stoffes (Adsorbens) kleiner ist , als der Wasserdampfteildruck in der Luft, können diese Stoffe der Wasserdampf entziehen und in ihrer Struktur als Wasser binden, ohne dass eine Strukturveränderung oder Volumenveränderung erfolgt. Die hygroskopischen Stoffe lassen sich durch Zufuhr von Wärme wieder regenerieren und so für einen neuen Einsatz vorbereiten. Adsorptionskältemaschinen bestehen im Wesentlichen aus 4 Kammern, die über Klappen miteinander verbunden sind. In den Kammern sind Wärmetauscherrohre untergebracht. Die beiden mittleren Kammern (Ziff. 2 + 3 in Abb. 5.4-10) wirken wechselweise als Sammler oder Austreiber. Die Wärmetauscherkammer (Ziff. 1, Abb. 5.4-10) wirkt als Kondensator, die untenliegende Kammer (Ziff. 4, Abb. 5.4-10) als Verdampfer. Das Gesamtsystem steht unter Vakuum. Im hier üblichen Kaltwassertemperaturbereich wird ein Vakuum von 8 bis 10 mbar (entsprechend einer Wasserdampftemperatur von 4-7 °C) benötigt.

Abb. 5.4-10: Prinzipschema Adsorptionskälteanlage

Durch die Zufuhr von Wärme wird im Austreiber aus dem Adsorbens das Wasser ausgetrieben (desorbiert). Der dabei entstehende Wasserdampf wird im Kondensator kondensiert und von dort in den Verdampfer geleitet, wo er erneut verdampft (und dem Kaltwasserkreislauf Wärme entzieht). In dem nachgeschalteten gekühlten Sammler mit „trockenem“ Adsorbens kondensiert der Wasserdampf wieder und wird adsorbiert. Nach ausreichender Wasseranreicherung wird der Sammler umgeschaltet. In dem nun

210

5 Technische Grundlagen

Heizwärmeleistung (kW)

als Austreiber arbeitenden Aggregateteil wird das Adsorbens durch Wärmezufuhr getrocknet, der Wasserdampf verdampft hierbei und wird in den Kondensator geleitet. Der Kreislauf beginnt erneut. Mittels außerhalb des eigentlichen Aggregates angeordneter, automatisch arbeitender Ventile erfolgt die Umschaltung von Austreiber und Sammler alle 6 bis 10 min, je nach Typ, Leistung und Temperatur. Mit Ausnahme der Ventilantriebe (im Regelfall pneumatische Antriebe) und einer kleinen Hilfskondensat- und einer kleinen Vakuumpumpe wird keine elektrische Energie benötigt. 900,0 800,0 700,0 600,0 500,0 400,0 300,0 200,0 100,0 0,0 0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

400,0

Kälteleistung (kW)

Abb. 5.4-11: Heizleistungsbedarf bei Adsorptionskältemaschinen

Die Aggregate arbeiten (theoretisch) auch noch mit Heizwassertemperaturen von 65 bis 75 °C, einem Bereich für der aus physikalischen Gründen von den Absorptionskälteanlagen nicht mehr abgedeckt wird. Der optimale Heizwassertemperaturbereich liegt zwischen 75 und 90 °C. Die wirtschaftlichste Kühlwassereintrittstemperatur beträgt 28 bis 29 °C. Die Heizwasserauskühlung in den Geräten beträgt wie bei Absorptionskälteanlagen ca. 5 bis max. 10 K. Einzelaggregate sind heute mit Nennleistungen bis ca. 350 kW am Markt erhältlich. Die spezifischen Kosten für Lieferung und Montage der Einzelaggregate liegen bei ca. 750 bis 1800 €/kW Kälteleistung. Hierbei sind die Nebenanlagen (Rohrsysteme, Rückkühlwerk, E-/MSR-Technik usw.) noch separat zu kalkulieren. 5.4.6 ORC-Anlagen und ihre Anwendung in der Geothermie Die elektrische Energieerzeugung aus Geothermie ist aufgrund der Unabhängigkeit vom Ort der Energienutzung und wegen des EEG wirtschaftlich sicherer zu planen als die geothermische Wärmeerzeugung. Aus ökologi-

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

211

schen Gründen wäre allerdings eine Wärmenutzung aus geothermischer Energie ebenso geboten. Bei der Verbrennung von konventionellen Brennstoffen für Nieder-temperaturwärme wird der darin enthaltene wertvolle Energieanteil, die Exergie, unnötig verschwendet, wogegen die Geothermie Wärme auf dem passenden Temperaturniveau liefert. Der Wärmenutzung aus Geothermie steht aber das Transportproblem entgegen. Fernwärmenetze in Reichweite von guten geothermischen Standorten sind gegenwärtig die Ausnahme. Geothermische Energie kann sowohl Wärme als auch el. Strom liefern. Im Vergleich zu anderen regenerativen Energien, hat die Geothermie ebenso wie die Energie aus Biomasse oder die Energie aus Reststoffen den Vorteil der kontinuierlichen Verfügbarkeit über 8760 Stunden im Jahr. Es muss nicht gleichzeitig eine Leistungsabsicherung durch andere Energieanlagen, die derzeit in ausreichendem Maße nur mit konventionellen Energien möglich ist, erfolgen. G ORC-Turbine Geothermie-Heizkraftwerk Kühlturm

Förderbohrung

Heiznetz

Injektionsbohrung

Abb. 5.4-12: Prinzipschaltbild eines hydrothermalen geothermischen Kraftwerkes

Im Rahmen der regenerativen Energiesysteme ist die geothermische Energiegewinnung in einem mittelfristigen Energieszenario für einen Zeitraum von etwa 20 Jahren aufgrund der heute vorliegenden technischen Optionen positiv zu beurteilen. Aus dieser Sicht hat die geothermische Wärme- und Stromgewinnung auf Grund ihrer von der Jahreszeit und dem Klima unabhängigen Verfügbarkeit auch in Deutschland ein sehr großes Potenzial. Allerdings ist aus energietechnischer Sicht der Exergieinhalt der

212

5 Technische Grundlagen

geothermischen Wärme, deren Temperatur in den meisten in Deutschland vor dem Jahr 2000 errichteten Anlagen unter 100 °C liegt, mit einem Exergiefaktor von < 0,25 gering. TU = 10°C

ORC

Nutzwärme 9 MWth

Geo-Wärme 10,4 MWth

150°C Förderpumpe 0,26 MWel

55°C el. Strom 1 MWel

Abb. 5.4-13: Energie-/Exergieflussbild für ein geothermisches Heizkraftwerk

Die beiden für die Stromgewinnung in Deutschland wichtigsten Geothermie-Erschließungsmethoden sind das Hot Dry Rock (HDR) Verfahren und die hydrothermale Geothermie. In Abb. 5.4-12 ist das Prinzipschaltbild der Energieanlage dargestellt. Das Energie-/Exergieflussbild zu dieser Anlage in Abb. 5.4-13 macht deutlich, dass relativ wenig Exergie mit der geothermischen Wärme gefördert wird. Die Energieströme in der Abb. gelten für eine Fördertemperatur von 150 °C und einen Volumenstrom von 100 m³/h. Bei dem ORC-Prozess handelt es sich um einen Dampfturbinenprozess, dessen Arbeitsmittel anstelle von Wasserdampf ein organisches Medium ist. Der wesentliche Unterschied liegt in den Prozessparametern Druck und Temperatur. Beide liegen weit unter den Werten, wie sie in Wasserdampfkraftwerken herrschen. Das Arbeitsmittel soll bereits bei niedrigen Temperaturen ab ca. 80 °C verdampfen, soll ungiftig sein und keine klimaschädliche Wirkung haben. Dafür kommen kurzkettige und teilweise fluorierte Kohlenwasserstoffe wie Propan, Butan, Pentan, Isopentan, Perfluorpentan oder Gemische wie NH3/H2O in Frage. Korrosions- und Dichtungsprobleme sind aufwändiger als beim Wasserdampfkreislauf zu lösen. ORC-Turbinen finden Ihren Einsatz nicht nur in der geothermischen Stromerzeugung sondern auch in Biomasse-Heizkraftwerken oder bei der Stromerzeugung aus Abwärme. Im November 2003 wurde in Neustadt-Glewe mit der Nutzung der Erdwärme bei gleichzeitiger Strom- und Wärmeerzeugung in Deutschland begonnen. Das erste ganzjährig genutzte Geothermiekraftwerk wurde im No-

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

213

vember 2007 in Landau in Betrieb genommen . In Landau beträgt die elektrische Leistung 3 MW und die Wärmeleistung 6 - 8 MW. Die Anlage ist in der BINE projektinformation 2007/14 ausführlich beschrieben. Das Anlagenschema für die Stromerzeugung aus hydrothermralen Vorkommen ist in Abb. 5.4-14 dargestellt. Das Kraftwerk zur Stromerzeugung arbeitet nach dem ORC-Prozess.

. Abb. 5.4-14: Schema des Geothermie-Heizkraftwerkes in Landau (BINE projektinfo 14/07)

Der Tiefenbereich der aktuell in Deutschland erschlossenen hydrothermalen Ressourcen reicht derzeit bis ca. 3.000 m. In Landau wird aus dieser Tiefe Wärme mit Temperaturen von ca. 160°C gefördert. Deutlich tiefer liegende Gesteinsformationen (> 3.000 m) sind in Deutschland überwiegend durch geringe Porositäten und Permeabilitäten, also geringe Produk-

214

5 Technische Grundlagen

tivität, gekennzeichnet. Fortgeschrittene Anlagen in Soultz sous Foret (Elsaß) und in Urach schaffen deshalb über das HDR-Verfahren künstliche Klüfte und damit Wärmetauschflächen im tiefen Untergrund. Damit sich die Geothermie in solchen Anlagen zur Stromgewinnung eignet, sind folgende Bedingungen zu erfüllen:  Tiefe der geothermischen Lagestätte ab ca. 3000 m,  geothermischer Gradient > 3 °C/100m, (und damit entsprechende Schichtwassertemperatur >130 °C),  Volumenstrom hoch (Produktivität der Lagerstätte). Zum Beispiel ergeben 100 m³/h bei Nutzung einer Temperaturdifferenz von (150 – 50)°C den Carnotfaktor 0,24 und mit dem Umwandlungs-wirkungsgrad von 0,4 einen elektrischen Wirkungsgrad für das Kraftwerk von ca. 0,1 und damit eine el. Leistung von ca. Pel = 1,1 MWel. Diese Beispielrechnung liegt Abb. 5.4 - 13 zu Grunde. Zur objektiven energiewirtschaftlichen Bewertung der Chancen der Geothermie für die Wärme- und Stromlieferung ist daher die Einbeziehung der geologisch-technischen Risiken zwingend erforderlich. Zur Reduzierung der Risiken sind standort-konkrete Untersuchungen im Zuge der Entwicklung neuer Projekte grundsätzlich unerlässlich. Einflussgrößen auf die Stromgestehungskosten aus Geothermie sind somit  Geologie (Temperaturniveau, Volumenstrom, Wasserqualität, Langzeitbeständigkeit),  Bohrtechnik (Bohrtiefe, Förderpumpen, evt. Stimulation durch das hot dry rock-Verfahren, Bauzeit),  Anlagenkonfiguration (Wärmetauscher, Wärmekraftanlage, Spitzenlastkessel Wärmebedarfsstruktur - Spitzenleistung, Ganglinien, Jahresdauerlinie und Vollbenutzungsstunden, Temperaturniveaus, Heiznetzrücklauftemperatur),  Marktbedingungen (Zinssatz, Energiepreise, Steuern/Abgaben, Subventionen) Aus der Literatur wird deutlich, dass eine Wirtschaftlichkeit nur bei großen Leistungen (> 1 MWel), bei Stromeinspeisung gemäß EEG und bei ausreichend hoher zusätzlicher Wärmevergütung erwartet werden kann. Strom aus Geothermie wird im EEG durch Einspeisevergütungen von 0,15 €/kWhel bei Anlagen bis 5 MWel (Stand 08/2004) gefördert. Im Rahmen der „Förderung erneuerbarer Energien" (Marktanreizprogramm) werden für Tiefengeothermie auch Darlehen gewährt. Die geringen Jahresvollbenutzungsstunden der Heiznetze von < 2000 h/a , die üblicherweise einen

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

215

außentemperaturbedingten Jahresgang aufweisen, erlauben nur einen Geothermie-Beitrag zur Grundlast des Heizwärmebedarfs. Eine ProzessWärmeabnahme wird wegen höherer Jahresvollbenutzungsstundenzahl entsprechend günstiger. Geothermie erfordert wegen der hohen Kapitalkosten hohe Jahresvollbenutzungsstunden. Deshalb ist eine Grundlasteinspeisung in elektrische Netze notwendig. Die Energiegestehungskosten aus Geothermie werden wesentlich durch die Kapitalkosten bestimmt. Hierin spielen die Investitionskosten mit ihrem hohen Bohrkostenanteil die Hauptrolle. Die Geothermie in Deutschland liegt im Vergleich mit anderen regenerativen Energiesystemen wirtschaftlich günstig, dagegen im Vergleich mit konventionellen Techniken ungünstig. Geothermische Energie hat den Vorteil der kontinuierlichen Verfügbarkeit und löst damit das sonst vorhandene Speicherproblem. Dieser Vorteil ist allerdings gegenüber fossilen Brennstoffen mittelfristig nicht wirksam. Bei der gleichzeitigen Strom- und Wärmegewinnung aus Geothermie ist eine gemeinsame Optimierung der Strom- und Wärmeerzeugung möglich. 5.4.7 ORC-Anlagen zur Nutzung von Abwärme Gerade in industriellen Prozessen, wo häufig hohe Prozessfortlufttemperaturen vorhanden sind, ist die Möglichkeit der Nutzung von ProzessAbwärme aufgrund der meist hohen Temperaturen und Durchsätze interessant. Bei ausreichender Wärmeleistung in der Prozessfortluft bietet sich die Nutzung dieser zur Stromerzeugung an. Dies kann über den in Kap. 5.4.6 besprochenen ORC-Prozess geschehen. Die Abluft im Temperaturbereich von ca. 300 °C wird zur Verdampfung des Arbeitsmediums im ORC-Prozess genutzt. Das verdampfte Arbeitsmedium wird über eine Turbine entspannt, die ihrerseits einen Generator zur Stromerzeugung antreibt. Die restliche, im Arbeitsmedium enthaltene Wärme kann weiterhin zur Fern-/Nahwärmeauskopplung verwendet werden oder wird – sofern kein Wärmebedarf vorhanden – über entsprechende Rückkühlwerke an die Umgebung abgegeben. Wirtschaftlich interessant wird diese Technik dadurch, dass der Strom aus Abwärme in der Novellierung des Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetzes berücksichtigt wurde und als KWK-Strom gilt. Entscheidende Voraussetzungen, um sich konzeptionell mit dem Thema zu beschäftigen sind:  hohe Temperaturen der Abwärme ( > 200 °C)  hohe Volumenströme dieser Prozessfortluft  hohe Anlagenlaufzeit, die diese Abwärme erzeugen (> 6.000 h/a)

216

5 Technische Grundlagen

 möglichst geringe Verschmutzung (Staub, aggressive Medien)  gute Zugänglichkeit zum Abwärmestrom

Prozessfortluft

Thermoöl-Zwischenkreislauf

Turbine

Rekuperator Verdampfer Speisepumpe Kondensator

ORC-Prozess

Kühlturm

Kühlwasser-Kreislauf

Abb.5.4-15: Schematische Darstellung der Einbindung eines ORC-Prozesses zur Abwärmenutzung.

Es sind heute erste Anlagen im Bereich unter 100 kW elektrischer Leistung verfügbar. Eingeführte Anlagen beginnen bei wenigen 100 kW bis in den Bereich mit wenigen MW elektrischer Leistung. 5.4.8 Stirling-Motoren Während bei Verbrennungsmotoren die Leistung für die Kolbenverdrängung durch die Expansion eines Gases infolge innerer Verbrennung im Zylinderraum aufgebracht wird, stammt die Expansionsenergie eines im Zylinderraum des Stirlingmotors eingeschlossenen Arbeitsgases von einer äußeren Wärmequelle. Im Stirlingmotor gibt es einen heißen Raum und einen kalten Raum, zwischen denen das Arbeitsgas hin- und herbewegt wird. Dem heißen Raum wird laufend Wärme zugeführt und vom kalten Raum wird laufend Wärme abgeführt. Das zwischen den beiden Räumen bewegte Arbeitsgas

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

217

strömt zur Wärmerückgewinnung durch einen Regenerator, in dem die Wärme aus der Phase der Strömung des heißen Gases in den kalten Zylinderraum zwischengespeichert wird für die Phase der Rückströmung des aufzuheizenden kalten Gases in den heißen Zylinderraum. Im Grunde kann jede Wärmequelle zur Beheizung des Arbeitsgases im Stirlingmotor verwendet werden. Üblicherweise handelt es sich dabei um Wärme aus der Verbrennung von konventionellen oder regenerativen Brennstoffen. Da eine äußere Verbrennung bezüglich der Emissionen besser optimiert werden kann, als die innere Verbrennung eines Kraftstoffgemisches im Motor, hat der Stirlingmotor niedrigere Emissionen. Nach dem Stirlingmotorprinzip arbeiten eine Vielzahl von unterschiedlichen Bauformen mit einer unterschiedlichen Zahl von Kolben und Zylindern und unterschiedlichen Geometrien. Als Arbeitsgas wird meistens das thermodynamisch günstige und gefahrfreie Helium verwendet. Bei modernen Stirlingmotoren sind die Heliumverluste sehr gering. Der Stirlingmotor selbst ist zuverlässig und wartungsfreundlich. Es gibt keine Verbrennungsrückstände im eigentlichen Motor und keine Schmierprobleme. Die Wartungsintervalle sind wesentlich länger als bei Verbrennungsmotoren.

Abb. 5.4-16: Stirlingmotoreinheit - Whispergen (Quelle: Whisper Tech)

Unter dem Stichwort „Stromerzeugende Heizung“ sind erste Stirlingmaschinen für den Einsatz in kleinen Wohngebäuden auf dem Markt. Stellvertretend sei hier das WhisperGen Stirling BHKW des neuseeländischen Herstellers Whisper Tech vorgestellt. Abbildung 5.4-16 zeigt eine Ansicht des Gerätes unter einer Arbeitsplatte in z.B. einem Küchenbereich. Dieses Stirling-BHKW ist sehr kompakt konstruiert, sodass es nicht mehr Platz

218

5 Technische Grundlagen

als eine Spülmaschine einnimmt. Auszug aus den Technischen Daten des Herstellers: - Brennstoff: Erdgas - Elektrische Leistung: 0,4 – 1,2 kW - Thermische Leistung: 4,9 – 8 kW - El. Wirkungsgrad (bei Volllast): 11 % - Th. Wirkungsgrad (bei Volllast): 83 % - Gesamtwirkungsgrad: > 90 % - Abmaße (B x H x T) 0,6 x 0,5 x 0,85m - Gewicht 138 kg Bei dem hier verwendeten Stirlingmotor handelt es sich um einen VierZylinder-Stirling. Die Besonderheit dieses Aggregates liegt in der kreisrunden Anordnung der einzelnen Zylinder. Hierbei übertragen die vier Kolben ihre Kraft über Pleuel auf eine kreisrunde Scheibe, den sogenannten Wobble Yoke. Mittels einer Phasenverschiebung von jeweils 90° zwischen den einzelnen Zylindern wird die axiale Bewegung der einzelnen Kolben in eine radiale umgesetzt. Diese treibt den an den Stirlingmotor angekoppelten Generator an. Stirling und Generator sind hierbei hermetisch gekapselt. Die 1995 gegründete Firma Whisper Tech entwickelte und baute zunächst Gleichstrom-Stirling Aggregate zur Stromversorgung von Yachten. Parallel dazu wurde mit der Entwicklung eines Wechselstrom-Aggregates zur Hausenergieversorgung begonnen. Ergebnis dieser Entwicklungen ist der Whispergen Stirling für den Einsatz in Ein- und Zweifamilienhäusern. Neben Erdgas als Brennstoff bietet sich die Technik des Stirlingmotors auch für andere Brennstoffe, zum Beispiel für Biomasse und dabei insbesondere für Holz, zum Einsatz an.

Abb. 5.4-17: Schema der Versuchsanlage zur Kraft-Wärme-Kopplung mit Stirlingmotor und Holzhackschnitzel-Heizkessel an der FH Bingen

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

219

Dabei wird über den Erhitzerwärmetauscher des Stirlingmotors Verbrennungswärme aus dem Rauchgas eines HolzhackschnitzelHeizkessels zur Auskopplung von „Kraft“ genutzt und damit der Stirlingmotor beheizt. Solche Anlagen werden im Bereich kleiner elektrischer Leistungen von einigen kWel entwickelt und in Versuchsanlagen erprobt. Ein Beispiel für eine derartige Anlage ist in Abbildung 5.4-17 dargestellt. 5.4.9 Brennstoffzellen-Heizkraftwerke Brennstoffzellen sind Energiewandler, in denen die Oxidation des Brennstoffes prinzipiell ohne große Exergieverluste abläuft. Durch die elektrochemische Umwandlung in Brennstoffzellen wird die üblicherweise hohe Entropieerzeugung bei der konventionellen Verbrennung des Brennstoffes vermieden. Die im Brennstoff chemisch gebundene Energie wird direkt in elektrische Energie umgewandelt. Dadurch werden die Wirkungsgrade wesentlich höher, als bei Wärme-Kraft-Prozessen, bei denen der CarnotWirkungsgrad die Grenze für den bestmöglichen Wirkungsgrad darstellt. Im idealen Fall vermeidet die Brennstoffzelle den Umweg über die Wärme und kann als „kalte Verbrennung" bezeichnet werden. Brennstoffzellen bestehen im Prinzip aus einer Kathode und einer Anode, die voneinander durch einen gasundurchlässigen Elektrolyt getrennt sind. Grundsätzlich werden an der Anode von den Brennstoffmolekülen (üblicherweise Wasserstoff) Elektronen an den Stromkreislauf abgegeben. Auf der Kathodenseite werden an den Verbrennungssauerstoff je 2 Elektronen übertragen, so dass die negativ geladenen Sauerstoffmoleküle und die Wasserstoffionen (Protonen) nach Durchtritt durch den Elektrolyt eine Molekülbindung eingehen. In Abb. 5.4-18 ist das Funktionsprinzip dargestellt. Die Potenzialdifferenz zwischen den Einzelmolekülen Wasserstoff und Sauerstoff einerseits und dem Wassermolekül andererseits wird dabei als elektrische Energie in den Stromkreislauf eingespeist. Die Stromstärke bzw. die el. Energie ist abhängig von der Menge des an den Elektroden umgesetzten Brennstoffes.

220

5 Technische Grundlagen

Abb. 5.4-18: Funktionsprinzip einer Brennstoffzelle (Quelle: Vaillant)

Der ideale Brennstoff wäre Wasserstoff H2 . Seine Herstellung geschieht heute noch aus konventionellen Brennstoffen, vornehmlich Erdgas CH4 . Regenerativ erzeugter Wasserstoff ist heute wirtschaftlich noch nicht konkurrenzfähig. Stationäre Brennstoffzellen nutzen deshalb als primären Brennstoff Erdgas. In einem der eigentlichen Brennstoffzelle vorgeschalteten Reformer wird daraus Wasserstoff erzeugt und dem o.g. Prozess zugeführt. Die Reformierung ist wiederum ein Wärme erzeugender Prozess mit den daraus resultierenden Exergieverlusten. Dies führt dazu, dass der eigentlich sehr hohe Wirkungsgrad für die Stromerzeugung wieder deutlich unter 50% liegt. Die verschiedenen Brennstoffzellen-Typen werden nach der Art des verwendeten Elektrolyten und der damit zusammenhängenden Betriebstemperatur unterschieden und wie in Abb. 5.4-19 angegeben bezeichnet. Die Vorteile der Brennstoffzellen sind eine höhere Brennstoffausnutzung, geringere Schadstoffemissionen und ein geräuschfreier bzw. -armer Betrieb. Aus Abb. 5.4-19 geht hervor, dass Brennstoffzellen-Heizkraftwerke ihre Wärme bei sehr unterschiedlichen Temperaturen auskoppeln, je nach eingesetztem Brennstoffzellentyp. Hochtemperatur-Brennstoffzellen sind geeignet für die Erzeugung von Dampf mit hohen Temperaturen, während die PEMFC oder die AFC für niedrige Temperaturen im Bereich der Gebäudeheizung geeignet sind. Neben dem Anwendungsgebiet stationäre KWK-Anlagen, werden Brennstoffzellen in der Raumfahrt, bei Antrieben und für den Batterieersatz eingesetzt. Mit der Brennstoffzellentechnologie

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

221

zur Hausenergieversorgung befassen sich in Deutschland namhafte Heizungshersteller.

Abb. 5.4-19: Brennstoffzellentypen geordnet nach Betriebstemperaturen

Brennstoffzellen wurden Ende des letzten Jahrzehnts eine schnelle breite Einführung in Markt voraus gesagt. Die Entwicklung von marktreifen Anlagen stellt sich jedoch, unabhängig vom verwendeten Verfahren, aufwändiger dar als prognostiziert. Von den älteren Brennstoffzellentypen auf Basis von phosphorsaueren Zellen, die mit einem elektrischen Wirkungsgrad nicht über 40 % arbeiten, sind im Leistungsbereich bis 250 kW weltweit mehr als 280 Anlagen von UTC (United Technology Corporation, USA) installiert. Man geht daher davon aus, dass damit für diese Modelle der Nachweis von mehr als 40.000 Betriebsstunden mit hoher Verfügbarkeit erbracht werden kann. Eine Überholung dieser Aggregate durch den Hersteller ist möglich, wodurch sich die Wirtschaftlichkeit bei den doch sehr hohen Investitionen etwas verbessern lässt. Karbonat Brennstoffzellensysteme der Firma MTU sind mit elektrischen Leistungen von ca. 250 kW derzeit in diversen Feldversuchen im Einsatz. Mindestens 6 Anlagen sind davon derzeit noch in Betrieb. MTU Onsite Energy der Hersteller dieser Anlagen bietet derzeit eine neue Generation dieser Zellen mit jetzt quaderförmigem Design an, wobei die Aggregate

222

5 Technische Grundlagen

eine elektrische Leistung von ca. 340 kW und eine thermische Leistung von ca. 250 kW bieten. Anlagen im Bereich bis 500 kW und im Bereich über 1000 kW sind längerfristig hier auch denkbar. Die elektrischen Wirkungsgrade werden mit über 50 % erwartet. Ein großes Potenzial wird von diesen Brennstoffzellen bei der Verstromung von Klärgas und Biogas erwartet. Derzeit sind mindestens zwei Anlagen zur Verstromung von Klärgas in Betrieb. Abbildung 5.4-20 zeigt eine Brennstoffzelle (im Kranhaken hängend) während der Einbringung in das Heizkraftwerksgebäude.

Abb. 5.4-20: Einbringung einer MTU-Brennstoffzelle des alten Typs in das Heizkraftwerksgebäude

5.4.10 KWK-Anlagen in virtuellen Kraftwerken Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlagen sind typisch dezentrale Anlagen, die nahe am Ort des Wärme- oder Kälteverbrauchers liegen. Als örtlich verteilte kleine Heizkraftwerke lassen sie sich jedoch mit Kommunikations- und Leittechnik zu einem so genannten "virtuellen Kraftwerk" zusammen schließen. In einem solchen Verbund unterliegen die kleinen

5.4 Sonstige KWK-Anlagen

223

KWKK-Anlagen einer übergeordneten Steuerung. Die einzelnen Anlagen können dabei grundsätzlich die bisher in Kapitel 5.1 bis 5.4 besprochenen Techniken von den Verbrennungsmotoren bis zu den Brennstoffzellen nutzen.

Abb. 5.4-21: Virtuelles Kraftwerk Rheinland-Pfalz (www.mufv.rlp.de 2006)

Virtuelle Kraftwerke können grundsätzlich durch den Verbund von allen Arten kleiner dezentraler Anlagen, wie Kleinwasserkraftwerken, Windenergieanlagen, Photovoltaikanlagen, Biogasanlagen und auch Blockheizkraftwerken aufgebaut werden. Sie sind in der Literatur beschrieben (Arndt u. a., Woldt u.a.) und werden dort auch im Hinblick auf eventuelle Vor- und Nachteile für den BHKW-Betrieb diskutiert. Unter dem Namen "virtuelles Kraftwerk Rheinland-Pfalz" (Abb.5.4-21) läuft in RheinlandPfalz ein Projekt, mit dem u. a. untersucht wird, inwiefern die Umsetzung der KWKK über die höheren Vermarktungschancen für KWK-Strom an der Strombörse EEX oder als Regelenergie stärker vorangetrieben werden kann. Für ein BHKW könnten sich durch die Bereitstellung von positiver oder negativer Minutenreserve deutliche Mehrerlöse für den ins Netz gespeisten Strom ergeben. Der Gedanke der gekoppelten Wärme-/Kälte-Erzeugung steht dann nachrangig zu der Absicht bestmöglicher Vermarktung des erzeugten Stromes. Damit wird dann auch die Allokation der Kosten im Sinne der KWK-Richtlinie VDI 4608 Blatt 2 auf die Seite des Stromes gerückt. Beim Betreiber des virtuellen Kraftwerkes werden Erlöse erzielt, an denen die KWKK-Anlagenbetreiber teilhaben. Dadurch entsteht für sie ein An-

224

5 Technische Grundlagen

reiz sich an dem virtuellen Kraftwerksverbund zu beteiligen. Aus den Mehrerlösen müssen dann u. a. die Kosten für Kommunikation und Steuerung des virtuellen Kraftwerkes gedeckt werden. Insgesamt kann eine nach übergeordneten Kriterien optimierte Anlagenregelung, die von der lokal optimalen Betriebsführung abweicht, für ein Energieversorgungsgebiet, etwa für ein Stadtwerkenetz, zu einem Gesamtkostenminimum führen. In dem Fall des Stadtwerkenetzes ist der Kommunalversorger praktisch der Betreiber eines virtuellen Kraftwerkes. Er entscheidet über den Einsatz der einzelnen KWKK-Anlagen und nutzt diese Anlagen für seine Optimierungsziele. In den Wintermonaten steht allerdings nur ein geringes postives Regelpotenzial bei den Einzelanlagen zur Verfügung, weil diese in der kalten Jahreszeit meist ununterbrochen in Betrieb sind, um den Heizwärmebedarf zu decken. Negatives Regelpotential steht zur Verfügung, wenn eine ausreichende Spitzenkesselreserve vorhanden ist. Die auszuregelnden Bedarfsspitzen im elektrischen Netz sollten natürlich zunächst weitgehend durch ein optimales Demand Side Management (Energiemanagement) vermieden werden. Aufgrund der geringeren Exergieausnutzung des Brennstoffes in kleineren KWK-Anlagen im Vergleich zu großen Heizkraftwerken mit Fernwärmeauskopplung können virtuelle Kraftwerke mit BHKW die zentralen Heizkraftwerke oder die Großkraftwerke nicht ersetzen. Aber virtuelle Kraftwerke mit dezentralen Stromerzeugern allgemein, nicht speziell mit KWKK, eröffnen die Möglichkeit die zentral orientierten Strukturen zu ergänzen. In der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für eine einzelne KWKK-Anlage muss auf jeden Fall die Möglichkeit der Stromvermarktung im Rahmen eines virtuellen Kraftwerkes bei den Erlösen mit berücksichtigt werden. Dabei werden vor allem Anlagen mit Leistungen ab 200 kWel in Frage kommen. Kleinere Anlagen bis 50 kWel , vor allem aus dem Gebäudesektor, dürften eher in kommunalen Versorgungsnetzen verbunden werden.

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen

225

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen Das Kapital 5.5 behandelt Anlagen zur Erzeugung von Brenngas für KWK-Anlagen auf Basis von Festbrennstoffen. Analog zu den Kesselanlagen, die in Kapitel 5.3 im Zusammenhang mit der Energieerzeugung mittels Dampfturbinen behandelt wurden, sind die Vergasungsanlagen als Brennstoffumwandlungsanlagen im Zusammenhang mit den in Kapitel 5.1, 5.2 und 5.4 beschriebenen Verbrennungskraftmaschinen zu betrachten. Dampfkesselanlagen und Dampfturbinenanlagen bilden bei der Umwandlung der Brennstoffenergie in mechanische bzw. elektrische Energie eine Einheit. D.h. die im Brennstoff enthaltene Energie wird im Dampfkessel durch einen Verbrennungsvorgang und die Wärmetauscherflächen im Dampfkessel in Dampfenergie umgewandelt, die dann in Dampfturbinen oder Dampfmaschinen zur Strom- und Wärmeproduktion genutzt werden kann. Als Brennstoffe sind alle gasförmigen, flüssigen oder festen Brennstoffe einsetzbar. Verbrennungsmotore und Gasturbinen zur Strom- und Wärmeerzeugung können nur mit gasförmigen oder flüssigen Brennstoffen betrieben werden. Will man diese Aggregate auch mit festen Brennstoffen betreiben, so muss man dem eigentlichen Energieumwandlungsvorgang (Verbrennung) eine Verfahrensstufe vorschalten, in der der feste Brennstoff in einen flüssigen oder gasförmigen Brennstoff umgewandelt wird. Obwohl die Basistechnologie hierzu schon seit langem bekannt ist, haben sich diese Verfahren erst durch die attraktiven Stromeinspeisevergütungen der aktuellen EEG- und KWK-Gesetze am Markt in größerem Umfang einführen lassen. Zu nennen sind hier: - Synthesegaserzeuger (z.B. Holzvergaser, Kohlevergaser usw.), - Biogaserzeuger (Vergärungsanlagen), - Direktverölungsanlagen. D.h. der feste Brennstoff wird zunächst in einer Vorstufe (z.B. Vergasungs- oder Verölungsvorgang) zu einem synthetischen Brenngas oder Brennöl umgewandelt und dann im Verbrennungsmotor oder in der Gasturbine verbrannt. Feste Biomasse kann auch über biologische Fermentation zu Biogas vergoren werden. Dieses Verfahren arbeitet vor allem wirtschaftlich bei landwirtschaftlichen Produkten und bei Reststoffen aus der Lebensmittelverarbeitung und organischen Abfällen.

226

5 Technische Grundlagen

Für die Vergasung von holzartiger Biomasse sind Synthesegasanlagen besser geeignet. Bedingt durch die gesetzlichen Rahmenbedingungen werden die Anlagen derzeit zur Energienutzung unterschiedlicher Brennstoffe (siehe Tabelle 5.5-1) am Markt angeboten. Die nachfolgenden Kapitel 5.5.1 bis 5.5.3 erläutern die einzelnen Verfahren und deren technischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen. Tabelle 5.5-1: Übersicht Umwandlungsanlagen zur Nutzung fester biogener Brennstoffe und Reststoffe in Verbrennungskraftmaschinen Brennstoffart

Holzartige Biomasse

Anlagenart Holzvergaser

Landwirtschaftliche Biomasse

Biogasanlagen

Bioreststoffe aus der Abfallentsorgung

Biogasanlagen

Kunststoffreststoffe aus der Abfallentsorgung und sonstige verölungsfähige Reststoffe

Verölungsanlagen

5.5.1 Vergasungsanlagen für holzartige Biomasse Für die Gaserzeugung aus holzartiger Biomasse kommen nur so genannte Holzvergasungsanlagen zum Einsatz. Vergärungsanlagen, wie sie für andere z.B. landwirtschaftliche Biomasse (z.B. Maissilage) eingesetzt werden können bei holzartiger Biomasse nicht eingesetzt werden. Die Vergasungstechnologie ist in etwa ebenso lange bekannt wie die Verbrennungstechnologie, hat sich aber bei der Energieerzeugung u.a. aufgrund der hohen Anlagenkosten und der zum Teil aufgetretenen technischen Probleme in der Vergangenheit im hier relevanten Leistungsbereich am Markt nicht durchsetzen können. In Europa sind seit Jahren Einzelanlagen, meist Forschungs- und Technikumsanlagen, in Betrieb. Das EEG fördert durch die Tarifgestaltung der Stromeinspeisevergütungen besonders Energieerzeugungsanlagen mit hohem elektrischem Wirkungsgrad. Aufgrund der Randbedingungen des EEG wird die Vergasungstechnologie vor allem aufgrund des besseren Gesamtwirkungsgrades – gegenüber der investiv preiswerteren Verbrennungstechnologie – zunehmend für den Anwender wirtschaftlich interessant.

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen

227

Während Verbrennungsanlagen mit nachgeschalteten Dampf- oder ORC-Turbinenkreisläufen im hier interessanten Leistungsbereich unter 10 MWel elektrische Wirkungsgrade je nach Prozessdaten von 9 bis maximal 18 % erreichen, kann man mit Vergasungsanlagen und nachgeschalteten BHKW-Anlagen elektrische Gesamtprozesswirkungsgrade von 23 bis 28 % erreichen. Erwartet wird entsprechend der aktuellen Prozessentwicklungen, dass in wenigen Jahren elektrische Gesamtwirkungsgrade von bis zu 33 % möglich sein werden. Eine Verbesserung der Anlagenwirkungsgrade bei Vergasungsanlagen erfordert vor allem die Weiterentwicklung des Vergasungswirkungsgrades (Kaltgaswirkungsgrad), der bei größeren Anlagen derzeit bei ca. 70 bis 78 % liegt. Der Wirkungsgrad der zur Stromund Wärmeerzeugung eingesetzten Motoraggregate liegt je nach Verbrennungsverfahren zwischen 33 und 40 %. Bei Einsatz von Mikrogasturbinen ergeben sich hinsichtlich des apparativen Aufwandes und des Niveaus der Abwärmeauskopplung einige Vorteile, der elektrische Anlagenwirkungsgrad sinkt aber bei den derzeit verfügbaren Aggregaten um ca. 5 % gegenüber Verbrennungsmotoren. Als Brennstoff für Vergasungsanlagen auf EEG-Basis stehen Waldholz (z.B. Kronenholz), Landschaftspflegematerial, Grünschnitt bzw. Straßenbegleitgrün (in einer für den Prozess aufbereiteten Form), aber auch hochenergiehaltige nachwachsende Rohstoffe wie Miscanthus zur Verfügung. Bezug nehmend auf die Versorgung mit nachwachsendem Holz aus Forstbeständen kann hier festgehalten werden, dass pro Jahr ca. 8 - 9 m3 Holz je ha in den Waldflächen produziert wird. Hiervon gehen ca. 2 m3 in den Vorrat des Bestandes. Die restlichen 6 m3 werden zum einen als Industrieholz, z.B. zur Spanplattenherstellung, und zum anderen als Sägeholz bzw. Brennholz verkauft. Das Industrieholz ist in erster Linie Weichlaubholz. Das Brennholz besteht fast ausschließlich aus Hartholz. Diese Holzvorräte wurden auch bisher schon genutzt, demnach sind die Holzvorräte begrenzt und zum Teil auch für die Vergasung zu teuer. Derzeit ungenutzt bleibt bisher lediglich das Kronenholz/Dünnholz. Größenordnungen dieser Holzmengen sind schwer abschätzbar. Es fällt in etwa 1 fm/Jahr und ha an Kronenholz an. Bei einem Wassergehalt von 30 % entsprechen 10.000 fm ca. 5.714 t atro (1 fm = 1 m³). Folgende Holzerträge können für erste überschlägige Berechnungen bei der Standort- und Versorgungsuntersuchung für Holzgasanlagen angesetzt werden: Es kann ein Holzertrag von 8 m³/ha Waldfläche angesetzt werden. Dabei wird ein Laubholzanteil von 80 % und ein Nadelholzanteil von 20 % unterstellt. Der Weichholzanteil bei den Laubhölzern beträgt ungefähr 30 %. Der Brennwert des Mischholzes bei 30 % Feuchte kann mit 3,20 MWh/t angesetzt werden.

228

5 Technische Grundlagen

Problematisch für die Nutzung der Holzmengen erscheinen derzeit die Transportwege, da die Mengen stark verteilt anfallen. Des Weiteren muss die Technik des so genannten Bündlers, dieser bündelt das Kronen- und Dünnholz in Bündel zu ca. 400 kg, in der Praxis noch erprobt werden. Ungeklärt ist auch die Frage, inwieweit dem Wald alles Holz entzogen werden kann. Fragen des Nährstoffkreislaufes sind hier von Bedeutung. Unter Altholz versteht man behandeltes und unbehandeltes Holz, das aus dem Nutzungsprozess herausgenommen wurde. Hierzu zählen Bauoder Abbruchholz, Möbel sowie Verpackungsholz. Bislang wird dieses Holz zum größten Teil mit dem Sperrmüll in seiner Gesamtheit entsorgt. Der Brennwert des Altholzes bei 20 % Feuchte kann mit 3,80 MWh/t angesetzt werden. Klar ist, dass eine gezielte Holzsammlung das energetische Potenzial von Holz deutlich steigern würde. Allerdings erhält dieses Holz nicht die Förderung wie nachwachsendes Holz. Altholzklassen A I und A II sind zwar als Biomasse zugelassen, erhalten aber nicht den NawaRo Bonus des EEG. Unter Landschaftspflegematerial werden die organischen Rückstände aus der Landschaftspflege, der Bepflanzungen im Rahmen wasserwirtschaftlicher Maßnahmen und der Pflege öffentlicher Grünflächen zusammengefasst. Es handelt sich hierbei um Abfälle von öffentlichen Parkanlagen, Sportplätzen, Friedhöfen usw.. Die Ermittlung des anfallenden organischen Materials kann aus den Anliefermengen der kommunalen Entsorger erfolgen. Hinzu kommen die kompostierbaren Abfälle der Straßenrandpflege. Das Straßenbegleitgrün wird zur Zeit zu über 95 % gehäckselt und direkt auf die gepflegten Flächen verblasen. Hierdurch entfallen die Deponiekosten. In der Winterzeit findet kein Grünschnitt statt. Will man diese Holzmengen zur Vergasung nutzen, muss ein entsprechendes Sammelsystem begleitend zu den Arbeiten der Straßenmeistereien eingerichtet werden. Zum Einsatz in einer Holzvergasungsanlage kommt nur der Holzanteil des Landschaftspflegematerials, das entweder getrennt von anderem Material gesammelt oder nach der gemeinsamen Sammlung aussortiert werden kann. Es wird mit folgendem Aufkommen an holzartigem Landschaftspflegematerial gerechnet: Garten-, Park-, Friedhofs-, Straßenmaterial ca. 40 kg/a und Einwohner Zur Berechnung des technisch-ökologischen Potenzials des Holzanteils des Landschaftspflegematerials wird davon ausgegangen, dass nur 30 % des Aufkommens in Holzgasanlagen energetisch genutzt werden kann, da die kompostierbare Menge nicht nur aus einem Holzanteil besteht. An Kreisstraßen sowie Straßenrandpfle-

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen

229

ge wird von einem Holzanteil von 50 % ausgegangen. Die übrige biologische Masse (z.B. der „Grünpflanzenanteil“) kann in Biogasanlagen genutzt werden. Der Brennwert des holzartigen Landschaftspflegematerials wird bei 30 % Feuchte mit 3,20 MWh/t angesetzt Bei Umstellung der Geräte für die Pflege von Landesstraßen und Bundesautobahnen auf sammelnde und nicht verblasende Einsatzgeräte könnte das Potenzial aus dem Straßenbegleitgrün vermutlich noch einmal deutlich gesteigert werden. Allerdings bedeutet die Nutzung auch einen Entzug des bisher zur Düngung verwendeten Materials. Trotz der Tatsache, dass es sich bei der thermischen Vergasung von Biomasse um eine sehr alte Technologie handelt, konnten sich bis heute nur wenige der vorgestellten Konzepte kommerziell durchsetzen. Das Kernproblem der Nutzung von Brenngasen aus der thermischen Vergasung von Biomasse ist die Teerproblematik und die oft vorhandenen Probleme mit der Einhaltung der behördlich geforderten Grenzwerte für die Abgasemissionen. Hinzu kommen Probleme mit der Gasqualität am Eintritt in die Verbrennungsmotore sowie Probleme mit den Nebenanlagen wie z.B. Fördereinrichtungen usw. aufgrund der besonderen technischen Anforderungen bezüglich der eingesetzten nicht homogenen Biomasse. Die Vergasung ist ein Verfahrensschritt, bei dem ein Einsatzstoff thermisch (d.h. durch Erhitzung) zersetzt wird (= Pyrolyse) und daraus ein Produktgas gewonnen wird. Man kann den Vergasungsvorgang bei den derzeit am Markt funktionsfähig verfügbaren Anlagen in folgende wesentliche Schritte unterteilen: -

Trocknung des Einsatzproduktes (Biomasse), d.h. Verdampfung des im Einsatzprodukt enthaltenen Wassers zu Wasserdampf, Entgasung der flüchtigen Bestandteile des Einsatzproduktes, Chemische Reaktion der Gasbestandteile.

Bei der Vergasung von Biomasse laufen in der Reaktionsphase 3 Schlüsselreaktionen ab: C + H2O = CO + H2 C + CO2 = 2CO C + 2H2 = ҏCH4 Je nach Einsatzprodukt, Stückgröße des Einsatzstoffe, Wassergehalt Vergasungsverfahren, Gleichgewichtslage, Kinetik und Verweilzeit für die einzelnen Reaktionen ist das entstehende Produktgas hauptsächlich aus folgenden Gaskomponenten zusammengesetzt: H2O, CO, H2, CO2, CH4. Die Angaben in der Literatur über die Synthesegaszusammensetzung

230

5 Technische Grundlagen

streuen in weiten Bereichen. Tabelle 5.5-2 zeigt eine Übersicht über ausgewählte Literaturangaben. Im Leistungsbereich bis 1 MW elektrische Stromeinspeiseleistung sind im Regelfall Anlagen mit relativ einfachem und damit möglichst kostengünstigem Aufbau im Einsatz. Hier werden in erster Linie saubere und unbelastete Holzhackschnitzel in der Korngrößenqualität G50 (Ö-Norm), bei einem maximal zulässigen Feuchtigkeitsgehalt von 35 bis 45 % eingesetzt. Der Heizwert dieses Materials beträgt ca. 4,5 bis 5,5 kWh/kg (atro). Im Regelfall werden die Holzhackschnitzel vor Eintritt in den Vergasungsprozess in einer separaten Anlage vorgetrocknet, wobei als Heizmedium meist die, beim Vergasungsprozess und der Verstromung des Holzgases, anfallende Wärmeenergie verwendet wird. Zu beachten ist, dass dadurch oft deutlich mehr als die Hälfte der möglichen Abwärmeenergie zur Trocknung benötigt wird, so dass für Nah- oder Fernwärmeausspeisungen dann nur noch wenig Wärmeenergie verbleibt. Tabelle 5.5-2: Anhaltswerte für die Gaszusammensetzung und den Heizwert von Synthesegas aus der Holzvergasung (Literaturwerte) Gaszusammensetzung

Vergasung mit Luft

Vergasung mit Dampf

Dim.

von

bis

von

bis

Heizwert

kWh/m³

1,1

1,7

3,3

3,9

H2 CO CO2

% % %

2 9 10

16 23 17

35 25 20

40 30 25

CH4

%

1

6

9

11

N2

%

45

60

<10

<10

O2

%

0,1

2

-

-

C2H4

%

0,2

3

-

-

Die Vergasung erfolgt in diesem Leistungsbereich meist in einem Festbettreaktor mit nachgeschalteter mehrstufiger Prozessgasaufbereitung. (Quenche, Tropfenabscheider, Elektrofilter usw.). Die beim Vergasungsprozess als Reststoff anfallende Holzkohle kann entweder vermarktet werden oder in einem separaten Prozess zur Wärmeerzeugung verbrannt werden. Anfallende Kondensate (oft teerhaltig) und die Abscheideprodukte der Prozessgasaufbereitung müssen sachgerecht entsorgt werden. Zur Erzeugung von 250 kW elektrischer Leistung in einer BHKWAnlage wird eine Holzgasleistung von 650 kW benötigt. In den letzten Jahren sind – vor allem für den Einsatz im Leistungsbereich über 1 MW elektrischer Stromeinspeiseleistung - Holzvergaser entwickelt worden, die durch getrennte Ausführung der Verbrennungs- und

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen

231

Vergasungszone und die Verwendung von Dampf als Vergasungsmittel in der Vergasungszone ein Produktgas produzieren, das arm an Teer und praktisch frei von Stickstoff ist und einen hohen Heizwert besitzt. Die auf dem Markt verfügbaren Anlagen decken den Bereich von 1 MW bis 16 MW Brennstoffleistung ab; ihre Funktionsfähigkeit ist in kontinuierlich betriebenen Prototypanlagen nachgewiesen. Die Anlagen dienen der Erzeugung von elektrischem Strom und Wärme, indem durch Vergasung von Biomasse (Holzhackschnitzel) ein Produktgas erzeugt wird, das in einem Gasmotor verbrannt und in Strom umgewandelt wird. Anschließend wird durch eine Gaskühlung und Gasreinigung das erzeugte Produktgas auf die zur Verarbeitung in Gasmotoren notwendigen Bedingungen gebracht. Aufgrund des hohen elektrischen Wirkungsgrades der Gasmotore kann in Verbindung mit dem atmosphärischen Vergasungsverfahren ein hoher elektrischer Gesamtanlagen-Wirkungsgrad und eine hohe Wirtschaftlichkeit des Verfahrens erreicht werden. Die Wärme der Abgase aus dem Prozess und die Wärme der Abgase des Gasmotors sowie die ausgekoppelten Wärmen aus den Kühlkreisläufen stehen für den Einsatz in Nah- oder Fernwärmenetzen zur Verfügung. Ein Beispiel mit der Jahreskostenberechnung einer derartigen Anlage ist im Kapitel 9.7 festgehalten. ProduktgasWäscher

ProduktgasGebläse

FWNetzanschluß

Luft

Wärmenutzung ProduktgasFilter Brenner

Schornstein

SpitzenlastKessel (Fackelfunktion)

ProduktgasWärmetauscher Synthesegas

Wärmenutzung

Biomasse

Wärmenutzung Holzkohle-Rückstands-Verbrennung

HolzVergaser

Stromeinspeisung

Dampf

BHKW

AbgasWärmetauscher

Katalysator Wärmenutzung

AbgasWärmetauscher

AbgasFilter

RauchgasGebläse

Luft Wärmenutzung

Asche

Flugasche

Abb. 5.5-1: Schema Biomassevergasungsprozess (Anlagenbeispiel in Anlehnung an die Technikumsanlage Repotec/Güssing)

232

5 Technische Grundlagen

Die nach diesem Verfahren arbeitenden Vergasungsanlagen bestehen üblicherweise aus folgenden Hauptanlagenmodulen: -

Holzanlieferbereich mit LKW-Waage usw., Holzlagerbunker mit Fördereinrichtungen, Brennstoffaufbereitung, Brennstoffzuführsystem, Holzgaserzeuger, Produktgaskühlung und –reinigung, Rauchgaskühlung und –reinigung, Stromerzeugungsanlage (Gasmotor), Wärmeauskopplungssysteme, Nebenanlagen.

Die Abbildung 5.5-1 zeigt schematisch den grundsätzlichen Aufbau einer Anlage zur Verstromung von Biomasse in Anlehnung an das Vergasungsprinzip der Demonstrationsanlage in Güssing. Die Hackschnitzel werden mit LKW angeliefert, in den Anlieferbunker abgeladen und von dort in den Lagerbunker bzw. Lagerbunkerbereich umgeladen. Die Bunkeranlage sollte so ausgelegt sein, dass sie zur Überbrückung von bis zu 5 anlieferfreien Tagen ausreicht. Die Bunkeranlage sollte eingehaust und ist mit einer automatischen Toranlage bestückt sein. Die Holzhackschnitzel werden aus dem Bunker auf ein Abzugsband übergeben. Nach der Fe-, NE-, Überkorn-Abscheidung (Kontrolleinrichtungen um sicherzustellen dass bei Fehllieferungen kein Schaden an den Anlagen entsteht und um Stillstände wegen Störstoffen im Material zu minimieren) werden die Hackschnitzel zur Vergasungsanlage transportiert. Das abgeschiedene Grobkorn (Überkorn) wird über eine separate Aufbereitungslinie geführt, dort nachzerkleinert und danach dem Brennstoffstrom wieder beigegeben. Das Brennstoffzufuhrsystem des Vergasers dient zum Ausgleich etwaiger Mengenschwankungen in den vorgeschalteten Anlagenteilen sowie zur gasseitigen Abdichtung des Holzgaserzeugers. Über eine Zuführschnecke wird die Biomasse in den Vergaser gefördert. Der Gaserzeuger dient zur Herstellung des angestrebten brennbaren Produktgases aus der Biomasse mit möglichst hohem Heizwert und möglichst gleich bleibender Qualität. Der Vergasungsprozess selbst basiert auf der Wasserdampf-Vergasung von Biomasse in der intern zirkulierenden Wirbelschicht. Das Herzstück der Anlage, der Vergaser, besteht eigentlich aus zwei miteinander verbundenen Wirbelschichtsystemen. Im Vergasungsteil wird die Biomasse bei ca. 900 °C unter Zuführung von Dampf vergast. Durch die Verwendung von Wasserdampf an Stelle

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen

233

von Luft als Vergasungsmedium entsteht ein stickstoff- und teerarmes Produktgas mit hohem Heizwert. Der Gaserzeuger besteht aus zwei Kammern, dem Vergaser (stationäre Wirbelschicht) und der Brennkammer (zirkulierende Wirbelschicht). Die Biomasse wird in den Vergaser aufgegeben und vermischt sich dort mit dem aus der Brennkammer kommenden heißen Bettmaterial, welches als Wärmeträger dient. Infolge der starken Aufheizung der Biomasse unter Luftabschluss gast diese aus, es entsteht das Produktgas. Die Fluidisierung der stationären Wirbelschicht im Vergaser erfolgt mit überhitztem Wasserdampf. Die nicht vergasten Bestandteile der Biomasse (Holzkoks) wandern mit dem Bettmaterial über das Verbindungsrohr in die Brennkammer des Gaserzeugers. Die Brennkammer wird mit vorgewärmter Luft so stark fluidisiert, dass das Bettmaterial nach oben in den anschließenden Zyklon ausgetragen wird, wobei gleichzeitig die nicht vergasten Bestandteile (Koks) verbrennen und sich das im Vergaser abgekühlte Bettmaterial wieder aufheizt. Im Zyklon wird das Bettmaterial vom entstandenen Rauchgas abgetrennt und gelangt über einen Siphon in den Vergaser zurück. Zur Aufrechterhaltung der notwendigen Temperaturen bei allen Betriebsbedingungen wird ein Teil des erzeugten Produktgases nach der Gasreinigung abgezweigt und in der Brennkammer verbrannt (Stützfeuerung). Das Bettmaterial wird im Gaserzeuger als Trägermedium für die Wirbelschicht und zum Wärmetransport benötigt. Im Rauchgasstrom sind nach der Nachbrennkammer, der Überhitzer und die sonstigen Nachschaltheizflächen (z.B. Ecomiser, Luftvorwärmer usw.) im Rauchgaskanal angeordnet. Im Überhitzer wird der Wasserdampf erzeugt, der zur Fluidisierung der stationären Wirbelschicht im Vergaser eingesetzt wird. Umgebungsluft wird über das Verbrennungsluftgebläse angesaugt und im Luftvorwärmer vorgewärmt. Anschließend erfolgt die Verteilung auf Primär- und Sekundärluft (Brennkammer). Das Produktgas wird im Produktgaskühler abgekühlt, die dabei gewonnene Wärme wird dem Wärmenutzungskreislauf zugeführt. Die Entstaubung des Produktgases erfolgt im Produktgasfilter. Der abgeschiedene Staub wird aus dem Filter-Trichter ausgetragen und wegen seines Gehaltes an organischen Substanzen in die Brennkammer des Gaserzeugers rückgeführt (Flugkoksrückführung). Nach dem Produktgasfilter gelangt das Produktgas in den Produktgaswäscher. Dort wird das Produktgas durch intensiven Kontakt mit dem Waschmedium weiter abgekühlt, wodurch ein Großteil des im Produktgas enthaltenen Wasserdampfes kondensiert und gleichzeitig die vorhandenen Teere abgeschieden werden. Der Produktgaswäscher wird mit einem orga-

234

5 Technische Grundlagen

nischen Waschmedium (vorzugsweise Biodiesel = RME) betrieben. Er besteht aus der eigentlichen Wäscherkolonne mit integriertem Tropfenabscheider sowie dem Wäscherbecken. Das Waschmedium rieselt durch die Packung fein verteilt nach unten, wodurch sich ein guter Kontakt mit dem im Gegenstrom aufsteigenden Produktgas ergibt und die Teere aus dem Produktgas gelöst werden sowie das Gas abgekühlt wird. Das anfallende Kondensat bildet mit dem Waschmedium eine Emulsion und strömt mit diesem nach unten in das Wäscherbecken. Im Wäscherbecken trennt sich die Emulsion. Das aufbereitete Produktgas wird dann dem Gasmotor zugeführt. Das aus der Nachbrennkammer kommende Rauchgas wird in mehreren Wärmetauscherstufen gekühlt. Die Vorwärmstufen dienen dabei zur Wirkungsgraderhöhung der Gesamtanlage. Die dabei ausgekoppelte Wärme wird in das Wärmenutzungssystem eingespeist. Die Rauchgasreinigung erfolgt mit dem Rauchgasfilter. Die Rauchgase verlassen die Anlage nach dem Saugzug über den Kamin. Mit dem Rauchgas wird aus der Brennkammer Flugasche ausgetragen und im Rauchgasfilter abgeschieden. Ein Teil der abgeschiedenen Flugasche wird in den Vergaser rückgeführt (Ascherückführung), während der Überschuss in einem staubdichten Container gesammelt und entsorgt wird. Der bei der Entstaubung des Produktgases anfallende Feststoff weist im Regelfall einen gewissen Gehalt an Kohlenstoff bzw. organischen Substanzen auf (Flugkoks). Er wird deshalb mit einem Fördersystem kontinuierlich in die Brennkammer rückgeführt, wo diese organischen Bestandteile ausbrennen. Das Bettmaterial unterliegt einem stetigen Verschleiß, der Abrieb wird aus dem Holzgaserzeuger mit dem Rauchgas über den Zyklon ausgetragen. Um diese Verluste zu ersetzen, muss frisches Material periodisch ergänzt werden. Die Versorgung des Systems mit frischem Bettmaterial erfolgt über ein Bettmaterialsilo, das pneumatisch über Silo-LKW befüllt wird. Die Umsetzung der im Produktgas enthaltenen Energie in elektrische Energie erfolgt in einem Gasmotor nach dem 4-Takt-Prinzip (Otto-Motor) mit direkt angekuppeltem Generator. Das Produktgas gelangt über Filter und eine Gasdruckregelstrecke zu den Gasmischern, durch die die notwendige Verbrennungsluftmenge zugemischt wird. Das Luft-Gas-Gemisch wird anschließend mit dem Abgasturbolader verdichtet und über den Gemischkühler dem Motor zugeführt. Die durch die notwendigen Kühlungen (Gasgemisch, Motoröl, Motorkühlwasser) anfallende Wärme wird in das Wärmenutzungssystem eingebunden. Die nutzbare Wärme aus Produktgas, Rauchgas,

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen

-

235

Motorabgas, Motorabwärme, Produktgasbrenner-Abgas

wird zur Erzeugung des erforderlichen Prozessdampfes, zur Vorwärmung der Verbrennungsluft und zur Speisung des Fernwärmenetzes genutzt. Der Großteil der Wärmemenge wird aus den heißen Abgasen nach dem Motor produziert. Während des Anfahrens der Anlage wird das gesamte erzeugte Produktgas im Reserve-/Spitzenlastkessel verbrannt, bis ein stabiler Betriebszustand der Gaserzeugung und Gasreinigung erreicht ist und das erzeugte Produktgas die erforderliche Qualität für den Betrieb des Gasmotors erreicht hat. Im Normalbetrieb der Anlage wird der Spitzenlastkessel entweder zur genauen Ausregelung des Produktgasdruckes vor dem Gasmotor verwendet (Verbrennung einer möglichst kleinen Menge von überschüssigem Produktgas; das produzierte Gas soll möglichst im Gasmotor zur Stromproduktion verwendet werden) oder im Spitzenkessel wird nur eine kleine Zündflamme mit Erdgas aufrecht erhalten, so dass bei einer plötzlichen Betriebsstörung des Gasmotors das überschüssige Produktgas im Spitzenkessel rasch gezündet und verbrannt werden kann (‚Fackelfunktion’). Im Normalbetrieb wird nahezu die gesamte anfallende Wärme für das Fernwärmenetz ausgekoppelt. Unter folgenden Bedingungen werden größere Wärmemengen in das Wärmenetz abgeführt: - Betriebsstörung am Gasmotor und die Vergasungsanlage soll weiter in Betrieb bleiben bzw. deren Leistung soll nicht gedrosselt werden (vorwiegend bei nur kurzzeitigen Betriebsstörungen); die überschüssige Produktgasmenge wird dann im Spitzenlastkessel verbrannt und der Wärmeüberschuss im „Wärmespeicher“ gepuffert. Für Notfälle ist ein Luftkühler zur Notkühlung der im Prozess entstehenden Wärme vorgesehen. - Bei erhöhtem Wärmebedarf bzw. bei einer Betriebsstörung der Gaserzeugung besteht die Möglichkeit, Wärme im Spitzenlastkessel mittels Erdgas-Feuerung zu erzeugen und dem Wärmenetz zuzuführen. Da bei dieser Anlagentechnik kein Dampfsystem erforderlich ist und der Gasmotor einen wesentlich höheren Wirkungsgrad besitzt als eine Dampfturbinenanlage gleicher Leistung, kann die Vergasungstechnik einen wesentlich höheren Gesamtwirkungsgrad erreichen als mit Biomasseverbrennungsanlagen mit Dampf- oder ORC-Turbinen möglich. Darüber hinaus besteht die Möglichkeit aus dem erzeugten Synthesegas Wasserstoff zu gewinnen oder das erzeugte Synthesegas mittels z.B. dem Fischer-Tropsch-Verfahren in Methanol (Rohbenzin) oder Diesel umzu-

236

5 Technische Grundlagen

wandeln. Auch als Einsatzstoff in der chemischen Industrie ist das Synthesegas einsetzbar. 5.5.2 Biogasanlagen Biogasanlagen werden benötigt zur Vergärung von Biomasse zur Methangaserzeugung. Das Methangas kann dann als Brennstoff in Blockheizkraftwerken zur Strom- und Wärmeproduktion eingesetzt werden. Die Anlagentechnik der Blockheizkraftwerke ist in Kapitel 5.1 bereits dargestellt. Die nachfolgende Ausarbeitung in diesem Kapitel bezieht sich auf die Erzeugung des Brennstoffs für BHKW-Anlagen, die auf Basis nachwachsender Rohstoffe betrieben werden sollen. Als potenzielle Biogas-Substrate zur Erzeugung von Biomethan werden hier zunächst nur die Substrate näher betrachtet, die für eine Biogasproduktion auf NaWaRo – Basis (Nachwachsende Rohstoffe) gemäß EEG (Erneuerbare Energien Gesetz) in Frage kommen und sich als Einsatzstoff durchgesetzt haben. Hierzu zählen tierische Exkremente, Mais und Getreide. Abfallstoffe werden zunächst hier nicht betrachtet, da bei Nutzung von Abfallstoffen kein NaWaRo - Bonus zum Tragen kommt. Die Ausführungen können aber auf die Abfallvergärungsanlagen sinngemäß übertragen werden. Von den anfallenden tierischen Exkrementen ist nur ein Teil energetisch nutzbar. Verschiedene Tierarten, wie z.B. Schafe, Pferde, Gänse oder Enten, werden im Freiland gehalten. Aber auch ein Teil der Rinder befindet sich im Sommer nicht im Stall. Die Gewinnung dieser Exkremente ist im Prinzip nicht möglich. Im Folgenden werden die erwarteten Exkremente von Rindern, Schweinen und Hühnern näher beleuchtet: 1 Großvieheinheit (GVe) entspricht 500 kg Lebendgewicht; das sind durchschnittlich 1,2 Rinder (Milchkuh, Rindermast) bzw. 5,6 Tiere bei Zuchtsauen und Mastschweinen. Jedes Tier verliert je nach Gewicht unterschiedliche Mengen an Harn und Kot. Bei Rindern entspricht die Menge 8 % ihres Körpergewichtes, bei Schweinen sind es 6 %, bei Geflügel sogar 10 %. Dies entspricht bei Rindern je Großvieheinheit 0,0395 m3 Gülle/Tag bzw. 14,15 m3/Jahr oder 11,8 t Rindergülle/GVe/Jahr; dies entspricht 32 kg/Tag. Bei Schweinen entspricht dies 13,5 t/Gve/Jahr. Für Rindergülle wird ein Trockensubstanzgehalt von 10 %, Schweinegülle von 6 % und Hühnerkot von 19 - 20 % angenommen. Der organische Trockensubstanzgehalt liegt bei ca. 85 % bei Rinder- und Schweinegülle, bei Hühnermist bei gut 70 %.

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen

-

237

Es wird davon ausgegangen, dass nur 70 % der anfallenden Gülle energetisch nutzbar ist. Aus 1 t Rindergülle entstehen ca. 23 m3 Biogas Aus 1 t Schweingülle entstehen ca. 24 m3 Biogas Aus 1 t Hühnermist entstehen ca. 80 m3 Biogas Die für eine Biogasanlage verfügbaren Mengen sind standortbezogen zu ermitteln. Mais kann in Form von Maissilage sehr gut in Biogasanlagen eingesetzt werden. Der Mais wird mit Ende der Teigreife oder Beginn der Mehlreife geerntet und nach der Ernte in ca. 5 - 50 mm große Stücke zerkleinert. Danach wird die Masse in einen Fahrbunker eingebracht, verdichtet, um überschüssige Luft herauszupressen, und anschließend unter einer Folie luftdicht abgedeckt, um das Verfaulen zu verhindern. Der in der Masse enthaltene Zucker der Maispflanzen führt dabei zu einer Milchsäuregärung, der die Silage haltbar macht. Der gesamte Vorgang wird als "silieren" bezeichnet. Es werden folgende Erträge erwartet, die standortbezogen zu verifizieren sind. Der Ertrag von Mais liegt durchschnittlich bei 40 t/ha. Maissilage hat einen Trockensubstanzanteil von 33 %. Der Gehalt organischer Trockensubstanz beträgt 95,8%. Der Biogasertrag beträgt ca.185 m3/t Frischmasse. Zukünftig wird bei speziellem Anbau von Energiemais der Ertrag auf den Flächen je ha höher liegen und kann zwischen 50 - 65 t/ha Frischmasse betragen. Limitierend beim Maisanbau kann die Niederschlagsmenge sein, denn Mais braucht für hohe Erträge eine ausreichende Wasserversorgung. Co-Substrate wie z. B. Getreide können die Biogas-Ausbeute von Biogas-Anlagen deutlich steigern. Getreidepflanzen werden als Ganzpflanze siliert in den Biogasanlagen eingesetzt. Wesentlich für die Methanausbeute von Getreide-Ganzpflanzen sind der Erntezeitpunkt und die Sortenwahl. Hier kann mit entsprechender Kenntnis der Sorte und des Wuchsverhaltens der Methanertrag deutlich gesteigert werden. Frühe Erntezeitpunkte bringen für den Landwirt zudem den Vorteil, eventuell im gleichen Anbaujahr eine zweite Frucht anzupflanzen und zu ernten. Folgende Erträge der Ganzpflanzen sowie Biogasausbeuten werden erwartet: Der mittlere Ertrag von Ganzpflanzen liegt bei 14 t/ha. Der Trockensubstanzgehalt bei der Ganzpflanzensilage beträgt 42 %, der organische TS-Gehalt 94,2 %. Der Gasertrag beträgt im Mittel 218 m³/t Frischmasse.

238

5 Technische Grundlagen

Biogas-Anlagen werden üblicherweise für die Vergärung von wenig Gülle zusammen mit landwirtschaftlichen Kofermenten sowie von nachwachsenden Rohstoffen vorgesehen. Aufgrund der üblicherweise vorgenommenen Dimensionierung mit Sicherheitszuschlägen, der Auswahl verschiedener Komponenten und Materialien sowie bei Einbau einer Hygienisierungsanlage können Biogasanlagen auch mit anderen vergärbaren Stoffen (z.B. biogenen Abfallstoffen aus Haushalten und Gewerbebetrieben) betrieben werden. Dabei ist dann allerdings eine Reduzierung der Einspeisevergütung zu berücksichtigen, da für die Förderung der Biogasanlagen nach dem EEG entsprechende Einsatzstofflisten zu beachten sind. Der Aufbau von Biogasanlagen wird üblicherweise projektspezifisch an die Bedürfnisse des Aufstellungsortes und der vorgesehenen Einsatzstoffe angepasst. Eine Vielzahl von Einflussfaktoren bestimmen dabei die konkrete Entwicklung des Prozessschemas und der technischen Einrichtungen. Um einen ersten Eindruck über die Konzeption von Biogasanlagen zu geben wird hier anhand eines allgemein gültigen Anlagenschemas der prinzipielle Aufbau einer Biogasanlage erläutert. Das Anlagenschema dieses Ausführungsbeispiels ist in Abbildung 5.5-2 dargestellt und nachfolgend erläutert. Die angelieferten Einsatzstoffe werden über eine Fahrzeugwaage verwogen. Die Gülle wird danach in eine hermetisch abgeschlossene Sammelgrube eingeleitet. Das Volumen wird üblicherweise so groß gewählt, dass Frischgülle für einen Zeitraum von ca. 7 Tagen gespeichert werden kann. In Chargen wird Frischgülle mit der zentral gesteuerten Pumpe diskontinuierlich über eine Druckrohrleitung direkt in die Hygienisiereinrichtung eingebracht. Hat das Substrat mindestens eine Stunde bei 70 °C in dem abgeschlossenen Behälter verbracht, ist der Hygienisierungsprozess abgeschlossen. Die Zwischenlagerung der Kofermente erfolgt nach der Ernte in einer Fahrsiloanlage. Aus abrechnungstechnischen und betriebswirtschaftlichen Gründen ist eine vorherige Verwiegung der Kofermente notwendig. Mittels eines Entnahmefahrzeuges werden die verschiedenen Kofermente in einen Abschiebecontainer gekippt. Die Austragung aus diesem geschlossenen und mit einem Schubboden ausgerüsteten Abschiebewagen erfolgt mittels Schnecken. Die Zuführung der Kofermente erfolgt diskontinuierlich in die Anmischgrube. Dort werden die Kofermente, je nach Prozesserfordernis, mit Gülle oder Rezirkulat aus den Gärbehältern zu einem pumpfähigen Brei vermischt. Zentral gesteuerte, redundante Pumpstationen fördern diskontinuierlich über den Tag verteilt den Gärbrei in die beiden gas, licht- und luftdichten Fermenter, in denen der Brei biochemisch zu methanhaltigem Gas (Biogas) und Endsubstrat umgewandelt wird. Von den beiden Fermentern ge-

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen

239

langt das schon zum Teil vergorene Material mittels hydraulischer Überläufe in den Nachgärbehälter und anschließend in das Endlager. Die Zeit, in der das Gärsubstrat in den beiden Fermentern verweilt, die so genannte Verweilzeit, beträgt 15 bis 25 Tage je Fermenter. Die Verweildauer in dem Nachgärbehälter beträgt nochmals 15 bis 25 Tage. Somit ergibt sich eine Gesamtverweilzeit von 30 bis 50 Tagen. Der maximale Zeitraum liegt um 10 - 20 Tage über dem Zeitraum, der im Durchschnitt für eine vollständige Vergärung der Substrate benötigt wird. Die lange Verweilzeit wird gewählt, um Reserven im Tagesdurchsatz vorzuhalten und um eine optimale Vergärung und Energieausbeute sicherzustellen. Übersichtsbild Stoffströme

Fermenter 2

Endlager

Fermenter 1

Nachgärbehälter mit Gasspeicher

Feldausbringung

Kofermentelieferung

Abschiebewagen Pumpe Fahrzeugwaage

Fahrsiloanlage

Sammelgrube

Güllelieferung

Anmischgrube

Hygienisierung BHKW 1 625 kW

Heizverteiler

Nahwärmenetz

Trafostation

Stromnetz

BHKW 2 250kW Gasbrenner

Gülle

Kofermente

Gärsubstrat

Biogas

Strom

Wärme

Abb. 5.5-2: Typisches Prozessschema einer Biogasanlage Das vergorene Substrat ist nun durch die lange thermische Behandlung in einem Temperaturbereich zwischen 38 °C - 55 °C und der vorangegangenen Hygienisierung nahezu geruchs- und keimfrei. Die Speicherung des Biogases erfolgt vor der motorischen Verwertung in dem Foliengasspeicher mit Tragluftdach über dem Nachgärbehälter. Das produzierte Gas kann im Regelfall über eine Zeit von ca. 4 Stunden gespeichert bzw. verwertet werden. Sollte eine Störung der zur Gasnutzung eingesetzten BHKW-Anlage länger andauern, wird das Biogas üblicherweise dem Gasbrenner/Gaskessel zugeführt, der mit einer gekoppelten Warmwasseraufbereitung/-erwärmung die Funktion einer Notfackel übernimmt. Vorteil dieser Variante ist, dass die Wärme weiterhin zur Speisung

240

5 Technische Grundlagen

der Wärmeverbraucher und der Eigenwärmeerzeugung genutzt werden kann. Zur Vermeidung von Schäden am Blockheizkraftwerk durch den im Biogas enthaltenen Schwefelwasserstoff erfolgt eine biologische Entschwefelung in den Gasspeichern. Zu diesem Zweck wird Umgebungsluft (ca. 3 % - 5 % der erzeugten Gasmenge) in die Gasspeicher eingebracht. Durch die Reaktion mit dem Luftsauerstoff wird der Schwefelwasserstoff zu elementarem Schwefel und Wasser umgewandelt. Dabei fällt der Schwefel als gelblicher Belag auf dem Gärsubstrat an und kann als zusätzlicher, wertvoller Pflanzennährstoff bei der Feldausbringung genutzt werden. Das im Fermenter durch den biochemischen Abbau der organischen Substanz entstehende Biogas ist wasserdampfgesättigt und hat einen Methangehalt (CH4) von ca. 50 – 60 Vol.% sowie einen Kohlendioxidgehalt (CO2) von etwa 38 – 40 Vol.%. Das Biogas wird üblicherweise in einem Blockheizkraftwerk (Gas-OttoMotor oder Diesel-Gas-Motor (Zündstrahltechnik)) verbrannt und zu elektrischer und thermischer Energie umgewandelt. Die thermische Energie liegt in Form von ca. 80 °C – 95 °C warmem Wasser aus den Wärmetauschern der Motorkühler bzw. der Abgaskühler der Blockheizkraftwerke vor. Ein Teil der gesamten erzeugten thermischen Energie wird als Prozesswärme für die drei Gärbehälter benötigt, um den biologischen Prozess der Vergärung aufrechtzuerhalten. Ein weiterer Teil der aus den Blockheizkraftwerken stammenden Wärme dient üblicherweise der Beheizung der an einem Nahwärmenetz angeschlossenen Verbraucher. Wird die verfügbare Wärme nicht komplett abgenommen, dann wird sie über einen Notkühler an die Umgebung abgegeben, damit die zulässigen Kühlwassertemperaturen des Blockheizkraftwerks nicht überschritten werden. Die elektrische Energie des Blockheizkraftwerks gelangt über eine den Forderungen des Netzbetreibers angepasste Einspeiseanlage in das öffentliche Stromnetz. Der Strom wird nach den Einspeisebedingungen des EEG vom Netzbetreiber vergütet. Eine weitere Möglichkeit zur Nutzung von Biogas auf Basis des EEG ist die Einspeisung von Biogas in das öffentliche Erdgasnetz. Bedingt durch die Anforderungen an die Gasqualität im Erdgasnetz muss das Biogas in diesem Fall aufbereitet werden. Ein mögliches Verfahren hierfür ist die Druckwasserwäsche (DWW) zur Herstellung von Biogas auf Erdgasqualität (Grünes Gas). Diese nasse Druckgaswäsche wird zwischen Gasspeicher und BHKW oder zwischen biologischer Entschwefelung und Gasspeicher geschaltet. Sie hat den Vorteil, dass sie alle Konzentrationsspitzen bei H2S oder CO2 beseitigt und stets ein hochgereinigtes Gas gleichmäßiger Zu-

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen

241

sammensetzung in Erdgasqualität liefert. Wenn erforderlich, kann die biologische Entschwefelung durch Luftzusatz auch entfallen, weil die Druckgaswäsche H2S-Konzentrationen entfernen kann. Bei Einsatz einer Druckgaswäsche werden auf Basis des EEG zusätzliche Einnahmen über den Technologiebonus und zusätzliche Einnahmen bei Gasmotoren durch die Kapazitätserweiterung etc. erzielt. Das ins Erdgasnetz eingespeiste Biogas kann dann anderenorts aus dem Erdgasnetz in gleicher Menge als (rechnerisches) Biogas entnommen werden. Bei einem Einsatz an der Entnahmestelle in einem BHKW werden dann die gleichen EEG-Vergütungssätze erzielt wie an der Biogasanlage selbst. Vorteilhaft ist dies vor allem dann, wenn am Aufstellungsort der Fermentationsanlage nicht ausreichend Wärmeabnehmer für Kraft-WärmeKopplung vorhanden sind. In diesem Fall kann dann die BHKW-Anlage in Wärmeverbrauchernähe errichtet werden und das Gas rechnerisch durch das Erdgasnetz zu dieser Anlage geleitet werden. Die laufenden Kosten incl. Abschreibung und Zinsen für eine Gaswäsche belaufen sich erfahrungsgemäß auf ca. 1,1 bis 1,85 Ct/kWhth. Bei voller Leistungsausschöpfung der Druckgaswäsche kann in Verbindung mit der Einleitung der abgetrennten CO2-Menge in Treibhäuser zur Steigerung der Photosyntheseleistung der Pflanzen ein weiterer wirtschaftlicher Vorteil erzielt werden. Eine auf Biogas basierende Energieerzeugungsanlage kann als Kleinanlage im privaten Bereich oder als größere Anlage industriemäßig betrieben werden. Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen haben gezeigt, dass Kleinanlagen unter industriellen Betriebsbedingungen nicht wirtschaftlich betreibbar sind. Bei der Anlagenauslegung und –dimensionierung sollte die Anlagengröße so ermittelt werden, dass ein Optimum zwischen sicherer Betriebsführung, Aufwand (hier vor allem Personaleinsatz) und Einzugsgebiet (Logistikaufwand der Substratanlieferung) erreicht werden kann. Die genaue Festlegung der Anlagengröße wird auch durch die verfügbare Biomasse und die Lage der Anlage (hier vor allem die Andienung, die mögliche Wärmenutzung und genehmigungsrechtliche Randbedingungen) bestimmt. Die optimale Anlagengröße liegt erfahrungsgemäß im Bereich von 500 kW bis 2.000 kW elektrischer BHKW-Leistung.

242

5 Technische Grundlagen

5.5.3 Verölungsanlagen Die Herstellung von flüssigem Brennstoff für Motorenanlagen und Gasturbinen aus festen Brennstoffen wie Kohle oder Biomasse kann entweder durch Vergasung und anschließende Methanol-Synthese (2-StufenVerfahren) oder durch Direktverölung (1-Stufen-Verfahren) erfolgen. Die Direktverölung von festen Brennstoffen ist auf mehr als 100 Jahre alte Verfahren zurückzuführen. Methodisch handelt es sich hierbei um die Verflüssigung von Kohlenstoff unter erhöhtem Druck in einer Wasserstoffatmosphäre. Der Prozess wird großtechnisch im Bereich der Kohleverflüssigung eingesetzt. Bedingt durch die aktuell hohen Energiepreise, die Förderrandbedingungen des EEG bei nachwachsenden Rohstoffen und die Entsorgungskostenentwicklung auf dem Abfallmarkt ist für Festbrennstoffverflüssigungsanlagen zur Herstellung von flüssigen Brennstoffen für Energieerzeugungsanlagen auf Motorenbasis derzeit eine Wirtschaftlichkeit zu erwarten. Getrocknetes Holz (CH1,4O0,7)kann bei entsprechender Temperatur und entsprechendem Druck und bei gleichzeitiger Anwesenheit von Wasserstoff in flüssigen Kraftstoff (CH2n) umgewandelt werden. Die Anwesenheit von Wasserstoff dient dabei unter anderem der Anpassung des C/HVerhältnisses des Holzes und dem Entfernen des Sauerstoffes (als Wasser). Das eigentliche chemische Geschehen während des Umwandlungsprozesses ist sehr komplex und kann daher hier nur vom Ansatz her erwähnt werden. Die Direkt-Verflüssigung findet je nach Verfahren bei Drücken zwischen 1 und 250 bar und bei Temperaturen zwischen 150 und 500 °C statt. Es entsteht dabei eine organische Flüssigkeit. Seit der Ölkrise in den 70er Jahren wurden eine Vielzahl von Umwandlungsverfahren von Biomasse entwickelt und getestet. Bei den hier betrachteten Direktverölungsverfahren handelt es sich meist um Verfahrensvarianten aus der Kohleforschung und der Kunststoff- und Altölverwertung. Im Bereich der hier interessierenden Lösungen für kleine bis mittlere BHKW-Anlagen sind als Einsatzstoffe Holz und Altkunststoffe derzeit im Einsatz. Aktuell bekannt sind Verfahren, die am Markt in einer Reihe von Technikumsanlagen getestet werden. Zu nennen sind: - Hydrologische Verfahren – HTU-Verfahren (Shell), - Direkte katalytische Druck-Verflüssigung (Bundesanstalt für Forst- und Holzwirtschaft),

5.5 Biomasse- und Bioreststoff-Vergasungsanlagen

-

243

Katalytische Drucklose Verflüssigung, z.B. KDV-Verfahren nach Alphacat, Katalytische Drucklose Verflüssigung, z.B. KDV-Verfahren nach HAW – Hochschule für angewandte Wissenschaften, Hamburg, Druckhydrierungsverfahren (DoS), Hochschule für angewandte Wissenschaften, Hamburg, Niedertemperatur-Konvertierung organischer Reststoffe (NTK), FH-Gießen-Freidberg, Verflüssigung von Kunststoffabfällen – Verfahren von Ozmoenergy (Australien)/Enrosmart (NL), Kunststoff-Recyling-Technologie, Verfahren Envitec, Carbo-V Verfahren der Firma Choren, Freiberg.

Eine Vielzahl weiterer Verfahren sind in der Entwicklung bzw. in Einzelfällen industriell im Einsatz. Die in den vorhandenen Verölungsanlagen erzeugten Produkte werden teilweise in Heizkesseln oder Diesel-Motorenanlagen eingesetzt. Eine Aufbereitung der Rohprodukte ist bei allen Verfahrensvarianten zur Einhaltung der für die Verbrennungsmotore geltenden Qualitätsvorgaben erforderlich. Ein direkter Verfahrensvergleich ist derzeit aufgrund der zu geringen Datenlage schwierig. Aufgrund der fehlenden Praxisergebnisse wird an dieser Stelle auf eine weiterführende Darstellung der vorhandenen Anlagentechnik verzichtet. Die aktuellen Ergebnisse der vorhandenen Technikumsanlagen sind aber Erfolg versprechend, so dass eine kurzfristige größere Verbreitung dieser Technologie zu erwarten ist.

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

„Lohnt sich die Investition?“ – Eine genauso schwierige wie einfache, aber in jedem Fall wichtige Frage. Investitionsentscheidungen begleiten den Lebenszyklus einer Unternehmung, insbesondere wenn dabei signifikante produktionsorientierte Wertschöpfungsprozesse vorliegen. Der Einfluss einer getroffenen Investitionsentscheidung auf die wirtschaftliche Entwicklung des Unternehmens ist groß, da zum einen sich die Folgen der Entscheidung über mehrere Perioden erstrecken und Fehlentscheidungen somit nur schwer heilbar und zum anderen die aufzuwendenden Ressourcen (insbesondere Geldmittel) in diesem Zusammenhang meist von beträchtlicher Höhe sind. Somit stellen Investitionsentscheidungen wichtige unternehmerische Weichenstellungen dar. Im Sinne eines risikoorientierten unternehmerischen Ansatzes bedarf es daher fundierter Beurteilungsmethoden, um Entscheidungen zielorientiert zu unterstützen. Die große Anzahl von Verfahren zur Bewertung von Investitionsentscheidungen, die sich in der Betriebswirtschaft entwickelt haben, ist u. a. ein Indikator dafür, dass es bei der Beantwortung der Eingangsfrage auf die jeweiligen Rahmenbedingungen und Betrachtungsebenen ankommt. Im Folgenden werden die wichtigsten Investitionsrechnungsverfahren beschrieben, ihre Unterschiede aufgezeigt und eine grundsätzliche Würdigung vorgenommen. Unter Investitionsrechnung soll dabei der Teilprozess der Investitionsplanung und -entscheidung verstanden werden, der die Beurteilung der Vorteilhaftigkeit eines Investitionsprojektes oder mehrerer Investitionsalternativen ermöglichen soll. Auf die Darstellung von Verfahren, die sich mit der Beurteilung von Investitionsprogrammen, also der optimalen Kombination von mehreren Einzelprojekten (und bspw. der Finanzierung), beschäftigen, wird aus Gründen der Praktikabilität und des Umfangs verzichtet. Die Beschreibung und Würdigung der Verfahren zur Investitionsrechnung ist in der betriebswirtschaftlichen Literatur breit eingeführt. Gegenüber diesen, zumeist rein wissenschaftlichen Darstellungen, wird in den weiteren Ausführungen versucht, den Leser grundlagen- und praxisorien-

246

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

tiert an die Inhalte heranzuführen. Ein- und weiterführende Literaturangaben finden sich im Literaturverzeichnis.

6.1 Allgemeines Investitionen binden finanzielle Mittel. Investitionsrechnungen sollen die wirtschaftliche Vorteilhaftigkeit eines Investitionsprojektes aufzeigen. Die Vorteilhaftigkeit kann sich dabei nach unterschiedlichen Kriterien ergeben. So haben bspw. Investitionsrechnungen das Ziel, die Rentabilität einer geplanten Investition zu ermitteln. Bezogen auf die Rentabilität ist eine Investition in der Regel dann vorteilhaft, wenn die Einnahmenüberschüsse aus der Investition die Anschaffungsauszahlungen abdecken und darüber hinaus das in einem Investitionsprojekt gebundene Kapital in „angemessener“ Höhe verzinst wird. Die Angemessenheit ergibt sich aus den Renditeerwartungen des jeweiligen Investors. Im Mindestfall orientieren sich diese Erwartungen an den am Kapitalmarkt erzielbaren Renditen. Auf der Grundlage des wirtschaftlichen Handelns wird der Investor jedoch auch eine zusätzliche Risikoprämie fordern. Im Vergleich zu einer Anlage am Kapitalmarkt (z. B. öffentliche Anleihen) gibt es für Investitionen in Produktionsmittel zahlreiche zusätzliche Risiken und Wagnisse, die in Form von Aufschlägen auf die Renditeerwartung berücksichtigt werden. Folglich ist die exakte, also anreiz- und entscheidungsorientierte, Ermittlung der Projektdaten und -prämissen, insbesondere der Wertezeitreihe, von großer Bedeutung. Einige Verfahren orientieren sich nicht an den Zahlungsstromgrößen (z. B. Ausgaben/Einnahmen), sondern operieren u. a. mit Begriffen wie bspw. Aufwendungen, Kosten, Erlösen u. s. w. Diese unterschiedlichen Begriffe entstammen den kaufmännischen Abrechnungssystemen, die sich an den Prozessen in den Unternehmen orientieren. Grundsätzlich werden folgende Begriffspaare unterschieden: Auszahlung Ausgaben Aufwendungen Kosten

Einzahlung Einnahmen Erträge Leistungen/Erlöse

Die Begriffe Auszahlung und Einzahlung repräsentieren die Bewegungen von Bar- und Buchgeldern. Die Differenz von Einnahmen und Ausgaben wird häufig als Finanzsaldo bezeichnet. Dieser bildet neben den Veränderungen des Bestandes an

6.1 Allgemeines

247

Bar- und Buchgeldern auch die Kreditierungsvorgänge, also Veränderungen von Forderungen und Schulden, ab. Die Differenz von Erträgen und Aufwendungen bildet den Jahresüberschuss (Gewinn) oder Jahresfehlbetrag (Verlust). Dieses Begriffspaar entstammt der externen Erfolgsrechnung (Gewinn- und Verlustrechnung), die dazu dient, die diskontinuierlichen Verläufe der Zahlungsströme in kaufmännische Betrachtungsperioden zu strukturieren. Einen wesentlichen Unterschied der Erfolgsrechnung zum Finanzsaldo stellt die Abbildung von Investitionen dar. Während in der Ebene der Zahlungsströme die Anschaffungsausgaben für ein Investitionsobjekt in der entsprechenden (i. d. R. ersten) Periode in die Zeitreihe eingehen, werden in der Betrachtungsebene der Gewinn- und Verlustrechnung diese Anschaffungsausgaben als so genannte Abschreibungen auf die Nutzungsdauer periodisch verteilt. Der zu Grunde liegende Gedanke ist dabei, den (wahrscheinlich oder näherungsweise) realistischen Verlauf der Abnutzung (oder Wertminderung) der Anlage, die sich über mehrere Perioden erstreckt, auch entsprechend abzubilden. Grundsätzlich lassen sich die Ausgaben einer Periode zu den Aufwendungen derselben Periode wie folgt überleiten: Ausgaben der Periode + + =

Ausgaben, die nie Aufwand werden (z. B. Darlehenstilgung) Ausgaben, die später Aufwand werden (z. B. Einkauf von Werkstoffen, die in zukünftigen Perioden verbraucht werden) Ausgaben, die in früheren Perioden Aufwand waren (z. B. Bezahlung von Werkstoffen, die in Vorperioden verbraucht wurden) Ausgaben früherer Perioden, die jetzt Aufwand werden (z. B. Abschreibungen) Ausgaben künftiger Perioden, die jetzt erfolgswirksam werden (z. B. Rückstellungen) Aufwand der Periode

Die Differenz von Kosten und Leistungen/Erlösen wird als Betriebsergebnis bezeichnet. Die Betriebsergebnisrechnung ist Bestandteil der internen Erfolgsrechnung, die den so genannten kalkulatorischen Erfolg einer Unternehmung ermitteln soll. Während sich die Ansätze in der externen Erfolgsrechnung (Gewinnund Verlustrechnung) an allgemeinen Vorgaben, z. B. aus Handels- und Steuerrecht, orientieren, werden in der internen Erfolgsrechnung abwei-

248

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

chende subjektivere oder spezifischere Ansätze in Bezug auf Unternehmung, Bereiche oder Darstellungsform gewählt. Die Begriffe Kosten und Aufwendungen sowie Erlöse und Erträge werden aus Gründen der Vereinfachung im Folgenden synonym verwendet. Die Unterscheidung von Ausgaben und Aufwendungen/Kosten ist jedoch gerade im Hinblick auf die Investitionsrechnung von großer Bedeutung, so dass diese Differenzierung in den weiteren Ausführungen beibehalten werden muss. Die Investitionsrechnung ist grundsätzlich ein quantitatives, weitgehend objektiviertes Element des Entscheidungsprozesses, der die optimale Zielerfüllung für den Investor unterstützen soll. Neben den rein quantitativen Entscheidungskriterien müssen jedoch auch qualitative Faktoren Einfluss auf die Entscheidung nehmen, wie z. B. Risikobereitschaft, produktpolitische Zielsetzungen oder gar unternehmenspolitische Strategien. Die Investitionsrechnungen sind in der Regel nicht in der Lage, die Vielfalt und die Unsicherheit der Einflussgrößen auf die Investitionsplanung und -entscheidung in vollem Umfang abzubilden. Um möglichst qualifizierte Aussagen über die Wirtschaftlichkeit eines Vorhabens treffen zu können, müssen daher für die darzustellenden Verfahren der Investitionsrechnung u. a. folgende Annahmen eingeführt werden:  die Verläufe der Wertezeitreihen sind der Höhe nach und in ihrem zeitlichen Verlauf über den gesamten Lebenszyklus der Investition bekannt;  es gibt keine Beschränkung im Absatz der durch die Investition entstehenden oder betroffenen Produkte;  die zur Realisierung der Investition erforderliche Kapitalaufnahme beeinflusst den Kapitalmarkt nicht; Kapital steht in unbeschränkter Höhe zur Verfügung. Die Methoden für Investitionsrechnungen werden in statische und dynamische Verfahren unterschieden. Diese Verfahren werden im Folgenden näher beschrieben, die für die Praxis relevanten Formeln genannt, die Prämissen aufgezeigt und diese im Zusammenhang mit der Methode gewürdigt. Die dargestellten Methoden sollen grundsätzlich ermöglichen:  die Beurteilung einer Einzelinvestition in ihren wirtschaftlichen Auswirkungen;  die Auswahl einer optimalen Variante aus mehreren alternativen Projekten. Dies deutet an, dass die dargestellten Verfahren nur eingeschränkt geeignet sind, um komplexe Interdependenzen innerhalb von Investitionsprogrammen oder in Bezug auf andere relevante Bereiche der Unternehmens-

6.2 Statische Verfahren

249

modelle (wie z. B. Finanzierungs- und Ressourcenpläne) zu berücksichtigen. Simulationsmodelle, die eine solche Optimierung leisten und die auch die steuerlichen Aspekte qualifiziert berücksichtigen, können im Rahmen dieser Abhandlung nicht dargestellt werden.

6.2 Statische Verfahren Die so genannten statischen Verfahren sind einfach verständlich und leicht anzuwenden. Dies hängt mit ihrem starken Vereinfachungsgrad zusammen. Er äußert sich insbesondere dadurch, dass die Perioden der Investitionsphase und damit ggf. schwankend verlaufende Wertereihen nicht differenziert betrachtet, sondern dass die Berechnungen mittels einer typischen oder standardisierten Periode für die ganze Laufzeit einer Investition durchgeführt werden. Damit kann je nach Rahmenbedingungen eines Investitionsprojektes die Aussagekraft stark eingeschränkt sein. Die statischen Verfahren erfreuen sich in der Praxis immer noch großer Beliebtheit, obwohl sie auf Grund ihrer Schwäche, der starken Vereinfachung, zunehmend durch die komplexeren dynamischen Verfahren verdrängt werden. 6.2.1 Kostenvergleichsrechnung Der Name dieser Methode spiegelt ihr Grundprinzip wider, das Kosten von verschiedenen Investitionsalternativen miteinander vergleicht. Es kann sich dabei um einen Vergleich zwischen alter und neuer Anlage (Ersatzinvestition) oder um einen Vergleich von mehreren neuen Anlagen (Erweiterungsinvestition) handeln. Dadurch, dass bei diesem Verfahren nur die Kostenseite der Investitionsprojekte betrachtet wird, muss sichergestellt sein, dass alle Alternativen den (zumindest annähernd) gleichen Erlös bringen, also z. B. die gleiche Qualität und Kapazität. Grundsätzlich sind pro Periode folgende Kosten für jede Vergleichsvariante zusammenzustellen:       

Löhne und Gehälter (einschl. Sozialleistungen) Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe (Materialeinsatz, Schmierstoffe etc.) Energiekosten Instandhaltungs- und Reparaturkosten Versicherungen, Gebühren, Steuern Kapitalkosten (aus Zinsen und Abschreibungen) Gemeinkosten (z. B. Verwaltungskosten, ggf. anteilige Gebäudekosten).

250

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Die Berücksichtigung von Inhalten und Umfang der Gemeinkosten ist nicht unumstritten. Sie hängt jeweils von den betrieblichen Strukturen und den projektbezogenen Prämissen ab. Die Abnutzung der Anlage wird in der Regel linear über die Laufzeit der Investition unterstellt, so dass sich die Abschreibung durch die Verteilung der Anschaffungsauszahlung zu gleichen Teilen auf die Anzahl der Perioden der geplanten Nutzungsdauer ergibt. Analog wird die Tilgung des eingesetzten Kapitals gleichmäßig über die geplante Nutzungsdauer unterstellt, so dass sich die Zinszahlung aus der Hälfte der Anschaffungsauszahlung (= durchschnittlich gebundenes Kapital) ermittelt. Unter Berücksichtigung eventueller Restwerte (= Liquidationserlös nach Abbaukosten) am Ende der Nutzungsdauer ergibt sich folgende Formel zur Bestimmung der Kosten: AL AL K KD  K (var)  K ( fix )  * i  K (var)  K ( fix ) N 2 K KD K(var) K(fix) A L N i

= = = = = = = =

Durchschnittskosten (€/Periode) Kapitaldienst (€/Periode) sonstige variable Kosten (€/Periode) sonstige fixe Kosten (€/Periode) Anschaffungsauszahlung (€) Liquidationserlös am Ende der Nutzungsdauer (€) Anzahl der Perioden der Nutzungsdauer Zinssatz (%)

Vorteilhaft ist grundsätzlich jene Investitionsalternative, deren K geringer ist als das der anderen Alternativen. Weisen entgegen der Ursprungsannahme die Investitionsalternativen nicht die gleiche Leistung oder Ausbringung auf, so muss auf die Betrachtung von Stückkosten oder von spezifischen Relationen (z. B. Kosten/kWh) übergegangen werden. Vergleicht man die spezifischen Kosten zweier Investitionen, lässt sich durch Gleichsetzen der Kostenfunktionen und Auflösung nach der Menge ermitteln, ab welcher Produktionsmenge welche Variante vorteilhafter wird, sofern nicht beide Kostenfunktionen parallel verlaufen. Im nachfolgenden vereinfachten, fiktiven Beispiel (ohne reale Kostenverhältnisse) sollen die gemachten Ausführungen veranschaulicht werden. Für eine neu zu errichtende KWK-Anlage sind drei Varianten einer Investition zu vergleichen. Sie unterscheiden sich in der Höhe der Anschaffungskosten, der Nutzungsdauer, den festen und variablen Kosten und dem

6.2 Statische Verfahren

251

Liquidationserlös am Ende der Nutzungsdauer. Die erwarteten Kosten des eingesetzten Kapitals werden mit 10% unterstellt. Tabelle 6-1: Basisdaten für folgende Beispielrechnungen Dimension Anschaffungskosten

€

Variante A

Variante B

Variante C

200.000

250.000

180.000

5

5

4

Nutzungsdauer

Anzahl

Variable Kosten

€/a

20.000

17.000

18.000

Fixe Kosten

€/a

9.000

7.500

8.000

Liquidationserlös

€/a

10.000

40.000

-

Interner Zinsfuß

%

10

10

10

MWh/a

500

510

490

Abgegebene Energiemenge

Die Kostenvergleichsrechnung führt zu folgendem Ergebnis: KA KB KC

200.000  10.000 200.000  10.000  * 0 ,1  20.000  9.000 5 2 42.000  14.500  17.000  7.500 81.000 € 45.000  9.000  18.000  8.000 80.000 €

77.500 €

Demnach ist Variante A zu bevorzugen, da sie die niedrigsten Kosten aufweist, gefolgt von C und B. Da bei den Varianten jedoch jeweils unterschiedliche Energiemengen produziert werden, liefert erst ein spezifischer Vergleich näheren Aufschluss über die relative Wertigkeit der Kosten: KA = 77.500 € : 500 MWh = 155,00 €/MWh KB = 81.000 € : 510 MWh = 158,82 €/MWh KC = 80.000 € : 490 MWh = 163,27 €/MWh Jetzt ist zu erkennen, dass trotz der höheren Gesamtkosten die spezifischen Kosten der Variante B niedriger sind als die spezifischen Kosten der Variante C. Variante B rückt bei den spezifischen Kosten nahe an das Ergebnis der Variante A heran. Würdigung der Kostenvergleichsrechnung Die Kostenvergleichsrechnung ermöglicht die Beurteilung einer Investition in einer Periode, die als repräsentativ für das Ergebnis während der gesamten Lebensdauer der Investition herangezogen wird. Somit lässt sich sagen, dass die Kostenvergleichsrechnung eine kurzfristige Betrachtungs-

252

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

weise anwendet und zukünftige Veränderungen nicht berücksichtigt. Das Prinzip der Gewinnmaximierung wird durch die Vernachlässigung der Erlöse völlig außer Acht gelassen, denn ein im Kostenvergleich qualifiziertes Projekt muss nicht zwangsläufig Gewinn erwirtschaften. Außerdem sagt dieses Verfahren nichts über die Rentabilität, also die Verzinsung des eingesetzten Kapitals, aus. 6.2.2 Gewinnvergleichsrechnung Bei der Gewinnvergleichsrechnung handelt es sich um eine Erweiterung der Kostenvergleichsrechnung, da die Erlös- und Absatzsituation mit berücksichtigt wird. Dieses Verfahren basiert konsequent auf dem Prinzip der Gewinnmaximierung. Als Gewinn (G) gilt bei der Gewinnvergleichsrechnung die allgemeine Grundformel: G = Erträge - Aufwendungen Die Vorteilhaftigkeit eines einzelnen Investitionsprojektes ergibt sich dann, wenn es einen (positiven) Gewinn erzielt. Die Vorteilhaftigkeit alternativer Investitionsprojekte ergibt sich durch jenes, das den größeren Gewinn erzielt. Ist die voraussichtliche mengenmäßig genutzte Outputleistung der Investitionsprojekte unterschiedlich hoch, muss ein Gewinnvergleich pro Periode (also nicht pro Leistungseinheit) durchgeführt werden. In Ergänzung zum vorgenannten Beispiel müssen für die Gewinnvergleichsrechung die Erlöse mit eingeführt werden: Tabelle 6-2: Beispiel zu Gewinnvergleichsrechnung Dimension

Variante A

Variante B

Variante C

Spezifischer Erlös

€/MWh

175

175

175

Jahresabsatz

MWh/a

500

510

490

€/a

87.500

89.250

85.750

€/a

77.500

81.000

80.000

€/a

10.000

8.250

5.750

Jahreserlös Jahreskosten

1)

Jahresgewinn (G) 1) gem. Berechnung aus Tabelle 1

Die Variante A ist in diesem Beispiel zu bevorzugen, da sie den höchsten Gewinn abwirft.

6.2 Statische Verfahren

253

Würdigung der Gewinnvergleichsrechnung Die Gewinnvergleichsrechnung wird in der betrieblichen Praxis weniger eingesetzt als die Kostenvergleichsrechnung, obwohl sie positiver zu beurteilen ist, da sie neben der Kostenseite auch die Erlösseite berücksichtigt. Untersuchungen ergaben, dass rund 14% von befragten Unternehmen diese Methode anwenden.1 Ihre Aussagekraft wird durch die unzureichende Berücksichtigung der Entwicklungen im späteren Zeitverlauf der Nutzungsdauer eingeschränkt. Wichtig ist es deshalb, nicht das erste Jahr der Nutzung, sondern eine Durchschnitts- oder Repräsentativperiode bei der Ermittlung der Daten zu unterstellen. In der Praxis schwierig ist oft die Auflösung der Kosten in ihre fixen und variablen Bestandteile. Während die Qualität der Kostenschätzung im Falle der innerbetrieblichen Kostentransparenz hinreichend erreichbar erscheint, ist die Planung der Erlöse aufgrund ihrer hohen Beeinflussbarkeit durch exogene Faktoren u. U. schwierig. In diesem Zusammenhang gilt anzumerken, dass auch die Zurechenbarkeit der Erlöse auf ein einzelnes Investitionsobjekt problematisch sein kann, insbesondere, wenn das zu erstellende Produkt einen mehrstufigen Fertigungsprozess durchläuft. Letztlich ist die fehlende Aussage zur Rentabilität ein zu nennender Kritikpunkt: Es wird nur die gewinnmaximale Alternative ermittelt, ohne den Grad der Rentabilität zu betrachten. 6.2.3 Rentabilitätsvergleichsrechnung Während bei den bisher dargestellten Verfahren nur eine relative Vorteilhaftigkeit, also ohne Berücksichtigung des eingesetzten Kapitals, ermittelt werden konnte, ermöglicht nun die Rentabilitätsvergleichsrechnung eine absolute Vorteilhaftigkeit festzustellen. Sie greift dabei durchaus auf Elemente oder Ergebnisse der Kostenvergleichsrechnung und der Gewinnvergleichsrechnung zurück. Im Allgemeinen versteht man unter der Rentabilität im Sinne dieses Verfahrens das Verhältnis des Gewinns, der mit dem Investitionsprojekt erwirtschaftet wird, zu dem diesbezüglich eingesetzten Kapital, also: R

1

G * 100 D

EK * 100 D

Diese und alle weiteren angegebenen Untersuchungsergebnisse vgl. Olfert, Klaus; Investitionen; 9. Auflage, Ludwigshafen 2003, S. 180 ff..

254

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

R G D E K

= = = = =

Rentabilität (in %) Gewinn (€/Periode) Durchschnittlicher Kapitaleinsatz (€) Erlöse (€/Periode) Kosten (€/Periode)

Der durchschnittliche Kapitaleinsatz ermittelt sich nach herrschender Meinung wie folgt: D

A 2

wobei A = Anschaffungsausgabe (€) sowie unter Berücksichtigung von möglichen Restwerten (= Liquidationserlöse nach Abbaukosten) am Ende der Nutzungsdauer: AL AL D L 2 2 wobei L = Liquidationserlös (€) Der Rentabilitätsvergleich unterliegt zwei Nebenbedingungen:  die Anschaffungskosten (und damit die Kapitalbindung) der einzelnen Investitionsprojekte müssen gleich oder zumindest ähnlich hoch sein;  die Nutzungsdauern, also die Laufzeiten, der einzelnen Investitionsprojekte müssen gleich oder zumindest ähnlich sein. Damit ergeben sich für unser Beispiel folgende Rentabilitäten: RA = 10.000 € : 105.000 € * 100 = 9,52 % RB = 8.250 € : 145.000 € * 100 = 5,69 % RC = 5.750 € : 90.000 € * 100 = 6,39 % Mit einer Verzinsung von 9,52 % erbringt die Variante A die höchste Rentabilität, d.h. sie verzinst das eingesetzte Kapital am besten. In einer weiteren Stufe der Vorteilhaftigkeitsprüfung kann diese Rentabilität mit subjektiven Vorgaben, z. B. für Eigenkapital- oder Gesamtkapitalrentabilität, oder mit externen Vergleichsgrößen, bspw. Kapitalmarktrenditen, verglichen werden.

6.2 Statische Verfahren

255

Würdigung der Rentabilitätsrechnung In der betrieblichen Praxis gibt es einige Varianten der Rentabilitätsvergleichsrechnung. Untersuchungen ergaben, dass rund 44% von den befragten Unternehmen diese Methode anwenden. Mit ihr lassen sich unterschiedliche Projekte als Alternativen vergleichen und bewerten. Durch die Einbeziehung des Kapitaleinsatzes ermöglicht sie die Aussage zu einer absoluten Vorteilhaftigkeit. Mit den anderen statischen Verfahren verbindet die Rentabilitätsmethode die Schwäche, dass Veränderungen im späteren Zeitverlauf der Nutzungsdauer unzureichend berücksichtigt werden. In der praktischen Anwendung empfiehlt es sich daher, zumindest eine Durchschnittsperiode als Referenz, also nicht die erste Periode, zur Datenermittlung zu unterstellen. Wie bei der Gewinnvergleichsrechnung kann in der Praxis die Zurechenbarkeit der Erlöse auf ein einzelnes Investitionsobjekt problematisch sein, insbesondere, wenn das zu erstellende Produkt einen mehrstufigen Fertigungsprozess durchläuft. Wenn sich die zu vergleichenden Investitionsobjekte in ihren Anschaffungskosten und/oder in ihren Nutzungsdauern wesentlich unterscheiden, muss zur Vergleichbarkeit eine fiktive, rein mathematische Differenzinvestition eingeführt werden. Diese entspringt somit nicht den praktischen Gegebenheiten und kann daher das Verfahrensergebnis verfälschen. 6.2.4 Amortisationsrechnung Die Amortisationsrechnung ermittelt den Zeitraum, in dem das in einem Investitionsobjekt eingesetzte Kapital (i. d. R. die Anschaffungsauszahlung) zurückfließt, d.h. es wird nicht die Frage der Rentabilität von Projekten geprüft, sondern es wird ein Maß für das Risiko eines Kapitalverlustes ermittelt. Dahinter steckt der Gedanke, dass das Risiko eines Projektes tendenziell ansteigt, je größer die Laufzeit ist, da die Unsicherheit ansteigt, je länger Kapital gebunden bleibt und Daten in die Zukunft festgelegt werden müssen. Die Methode wird auch oft bezeichnet als  Pay-off-Methode  Pay-back-Methode  Kapitalrückfluss-Methode Bereits über die Begrifflichkeiten wagt sich diese Methode auf „dünnes Eis“. Es ist ein deutlich finanzwirtschaftlicher Ansatz, der Rückflüsse über Zahlungsströme definieren muss. Da aber die statische Betrachtungsweise

256

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

mit Kosten und Erlösen rechnet, müssen die Rückflüsse näherungsweise bestimmt werden. Dies geschieht in der Praxis meist dadurch, dass aus den Kostensummen oder dem Gewinn die nicht-zahlungsrelevanten Positionen herausgerechnet werden. Somit könnte z. B. gelten: Rückfluss = Gewinn + Abschreibung Zunächst zurück zum Ausgangsgedanken der Methode: Die (relative) Vorteilhaftigkeit für ein Investitionsprojekt ergibt sich daraus, dass das eingesetzte Kapital im Vergleich zu anderen Investitionsalternativen schneller zurückfließt. D.h., es muss für jede Alternative der Zeitraum ermittelt werden, innerhalb dessen das für das jeweilige Projekt eingesetzte Kapital genau dem Rückfluss entspricht. Dieser Zeitraum wird Amortisationszeit oder Wiedergewinnungszeit genannt. Also gilt: Z A = ™ (Gewinnt + Abschreibungent) t =1 wobei Z t

= =

Amortisationszeit (Jahre) Periode

= = = =

Anschaffungsausgabe (€) Liquidationserlöse (€) Durchschnittlicher jährlicher Rückfluss (€) Periode

und somit:

Z

AL F A L F t

Der durchschnittliche jährliche Rückfluss kann näherungsweise bestimmt werden als: Durchschnittlicher jährlicher Gewinn + jährliche Abschreibungen oder bei Rationalisierungsinvestitionen: Durchschnittliche jährliche Kostenersparnis + jährliche Abschreibungen.

6.2 Statische Verfahren

257

In der Unternehmenspraxis findet man häufig auch (z. B. durch die Unternehmensleitung) vorgegebene Höchstwerte für die Amortisationszeit, die grundsätzlich nicht überschritten werden dürfen. Für diese Fälle gilt es, die absolute Vorteilhaftigkeit für ein Investitionsobjekt dadurch zu prüfen, ob die Amortisationszeit gleich oder kleiner dem Höchstwert ist. Tabelle 6-3: Beispiel für Amortisationsrechnung Dimension Anschaffungskosten Nutzungsdauer

€ Anzahl

Variante A

Variante B

Variante C

200.000

250.000

180.000

5

5

4

Durchschnittliche Abschreibung*)

€/a

40.000

50.000

45.000

Jahresgewinn (G)

€/a

10.000

8.250

5.750

Durchschnittlicher jährlicher Rückfluss

€/a

50.000

58.250

50.750

4,00

4,29

3,55

Amortisationszeit

a

*) Anschaffungskosten/Nutzungsdauer

Variante C ist im Beispiel die vorteilhafte Investitionsalternative. Im Hinblick auf die Schwächen dieser Methode kann schon an dieser Stelle darauf hingewiesen werden, dass sie im Beispiel die Investitionsalternative empfiehlt, die die schlechteste Gewinnaussicht verspricht. Der Vollständigkeit halber sei hier auf die Nebenbedingung zur entscheidungsrelevanten Anwendung der Methode hingewiesen, nämlich darauf, dass ein rational handelnder Investor nur Amortisationsdauern akzeptieren kann, die kleiner oder höchstens gleich der Nutzungsdauer sind. Würdigung der Amortisationsrechnung In der betrieblichen Praxis ist die Amortisationsrechnung das am häufigsten angewandte Verfahren. Etwa 50 % der befragten Unternehmen nutzen dieses Verfahren, um die Vorteilhaftigkeit einer Investition zu bestimmen. Die Amortisationsrechnung ist ein einfach handhabbares Verfahren, das es ermöglicht, das finanzwirtschaftliche Risiko grob abzuschätzen. Auch wenn die Amortisationsrechnung auf mehrperiodische Ergebnisse abzielt, ist sie jedoch keine dynamische Rechnung, da die Daten auf der Entwicklung der ersten Periode oder einer standardisierten Durchschnittsperiode beruhen und der zeitliche Anfall der Rückflüsse nicht differenziert berücksichtigt wird. In der praktischen Anwendung empfiehlt es sich daher, zumindest eine Durchschnittsperiode als Referenz, also nicht die erste Periode, zur Datenermittlung zu unterstellen.

258

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Wie bei den Verfahren zuvor kann auch bei der Amortisationsrechnung in der Praxis die Zurechenbarkeit der Erlöse auf ein einzelnes Investitionsobjekt problematisch sein, insbesondere, wenn das zu erstellende Produkt auf mehreren Maschinen gefertigt wird. Ein weiteres Problem besteht darin, dass lediglich eine relativ vorteilhafte Investition ermittelt wird, ohne dass die Rentabilität ein Mindestmaß erfüllen muss. Erst ein weiterer Vergleich mit den Rentabilitätsanforderungen würde den Erfüllungsgrad zeigen. Rückflüsse, die sich nach der Amortisationszeit ergeben, gehen nicht in die Betrachtung ein, was bei der Datenerhebung eine besondere Sorgfalt erfordert, um die Gefahr von Fehlentscheidungen zu reduzieren. Weisen die Investitionsalternativen unterschiedliche Nutzungsdauern auf, sind sie mittels dieses Verfahrens nur schwer vergleichbar. Die Amortisationsrechnung leidet darüber hinaus unter dem Systembruch, dass sie einerseits auf einem finanzwirtschaftlichen Ansatz beruht, der Rückflüsse über Zahlungsreihen definiert, andererseits aber auf Daten der Erfolgsrechnung aufbauen muss. Als einziges Verfahren der statischen Methoden berücksichtigt sie allerdings die Unsicherheit, die bei Entscheidungen im praktischen Ansatz i. d. R. stets vorhanden ist, und bietet sich daher als Ergänzung zu anderen Verfahren im Entscheidungsprozess an. 6.2.5 MAPI-Methode Diese Methode verdankt den Namen dem Machinery-and-Allied-ProductsInstitute (MAPI), dessen Forschungsdirektor 1962 ein Verfahren entwickelte, das speziell den praktischen Anforderungen bei der Beurteilung von Ersatz- oder Rationalisierungsinvestitionen Rechnung tragen sollte. Die Methode geht davon aus, dass es eine relative und eine absolute Rentabilität gibt. Die belastbare Ermittlung der absoluten Rentabilität wird als nicht leistbar angesehen. Dies wird insbesondere mit der problematischen Leistungszurechnung begründet. Geprüft wird vielmehr die relative Rentabilität dahingehend, ob ein Investitionsprojekt zum gegenwärtigen Zeitpunkt durchgeführt werden soll oder erst ein Jahr später bei fristenkongruenter Kapitalanlage (oder bis dahin gesparter Darlehensaufnahme) des Betrages der Anschaffungsauszahlung. Damit ist diese Kennzahl ein Maßstab für die Dringlichkeit einer Investition und ermittelt sich wie folgt: R

( 2 )  ( 3)  ( 4 )  ( 5) ( 1)

6.2 Statische Verfahren

259

wobei: (R) = (1) =

(2)

=

(3)

=

(4)

=

(5)

=

Rentabilität (%); während Vergleichsperiode gebundenes Kapital, ermittelt als Mittel aus Anschaffungsausgaben für die Neuanlage (abzüglich Liquidationserlös Altanlage) und Restwert der Neuanlage am Ende der Vergleichsperiode; zusätzlicher Gewinn (vor Ertragssteuern) aus dem Projekt je Jahr aus Mehrumsatz und/oder Kosteneinsparungen; vermiedener Kapitalverzehr je Jahr, der sich z. B. ergibt aus dem Weiterbetrieb der Altanlage im nächsten Jahr plus den eventuell anfallenden Reparatur- oder Instandhaltungsausgaben im nächsten Jahr; zusätzlicher Kapitalverzehr je Jahr, also den Investitionsausgaben für die Neuanlage abzgl. des Restwerts der Neuanlage am Ende der Referenzperiode; zusätzliche Ertragssteuern je Jahr auf den zusätzlich anfallenden Gewinn.

Die Durchführung in diesem Verfahren läuft über die zugehörigen MAPIFormulare. Die Ermittlung des Kapitalverzehrs geschieht vereinfacht über normierte Diagramme, denen Annahmen über Verschuldungsgrad, Eigenund Fremdkapitalzinsen sowie Ertragssteuern zu Grunde liegen. Vor Anwendung der Diagramme sind u. a. die folgenden Prämissen festzulegen:    

Normverlauf der Rückflüsse; Abschreibungsmethode; Liquidationserlös der neuen Anlage in % der Anschaffungsauszahlung; Wahrscheinliche Nutzungsdauer.

Es stehen für unterschiedliche Normverläufe der Rückflüsse mehrere Diagramme zur Verfügung. Die Projektdaten und die aus den Diagrammen abgelesenen Zahlen werden in die MAPI-Formulare eingetragen, aus denen am Ende die Rentabilitätskennzahl ermittelt wird. Würdigung der MAPI-Methode Die Praktikabilität der Methode ist, u. a. durch das Standardisierungsinstrument der Formulare, besonders hoch. Theoretisches Grundlagenwissen ist bei der praktischen Durchführung nur bedingt notwendig, da nach Eintragen der Projektdaten in die Formulare der konsequente Algorithmus die Rentabilitätszahl ermittelt.

260

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Die Methode ist u. a. unter der Zielsetzung entstanden, die Nachteile der statischen Verfahren auszumerzen. Dies gelingt jedoch nur an einer Stelle, indem der Kapitalverzehr nach „dynamischen Überlegungen“ ermittelt wird; für zahlreiche andere Verfahrenseckpunkte gelten weiterhin die grundsätzlichen Schwächen der statischen Methoden. Durch die vorgegebenen Normierungen, die deutlich auf die amerikanischen Verhältnisse bezogen sind, ist der Anwendungsbereich auf diejenigen Projekte beschränkt, die höchstens geringfügig von diesen Normierungen abweichen. Finanzierungseinflüsse (z. B. begrenzte Kapitalbeschaffungspotenziale) und Interdependenzbeziehungen zu anderen Entscheidungs- und Zielbereichen werden nicht einbezogen. Die ermittelte relative Kennzahl kann eine Entscheidung anzeigen, die eventuell mit dem Ziel der Maximierung des Gewinns kollidieren kann. Diese Rahmenbedingungen sind wahrscheinlich ursächlich dafür, dass weniger als 1% von den befragten Unternehmen die Methode anwenden. Angesichts der fehlenden Bedeutsamkeit und der eingeschränkten Nutzbarkeit wird sie in dieser Abhandlung nicht intensiver betrachtet werden. 6.2.6 Anmerkungen zu den statischen Verfahren der Investitionsrechnung Im Mittelpunkt einer kritischen Betrachtung der statischen Verfahren steht deren gemeinsames Merkmal, dass die Methoden die Prüfung der Vorteilhaftigkeit einer Investition auf Basis einer einperiodischen Betrachtung vornehmen. Damit werden implizit für die gesamte Lebensdauer von Investitionsvorhaben konstante Verhältnisse unterstellt. Die Ableitung der „fiktiven“ Periode aus den volatilen Entwicklungen in den Projekteinzelzeiträumen zu einer repräsentativen oder durchschnittlichen Periode führt i. d. R. zu Unschärfen und Verfälschungen. Je nach Komplexitäten, Veränderungselastizitäten, Unsicherheitsgraden etc. der zu beurteilenden Investitionsprojekte kann damit die Aussage zur Vorteilhaftigkeit zu Fehlentscheidungen führen. Der methodische Ansatz der bisher betrachteten Verfahren geht von Ermittlungsgrößen aus, die sich grundsätzlich auf die Ebene „Aufwendungen/Erträge“ beziehen, also nicht auf die Ebene „Einnahmen/Ausgaben“. Wie im Kapitel 1 „Allgemeines“ erläutert, können die einzelnen Ebenen der Betrachtung inhaltlich zwar übergeleitet werden, jedoch müssen hierfür häufig Prämissen oder Einschätzungen vorgenommen werden, die der Unsicherheit unterliegen. Je nach Projektstruktur kann es hier zu deutlichen Unschärfen kommen. Die praktische Entwicklung in der Betriebs-

6.3 Dynamische Verfahren

261

wirtschaft hat daher auch gezeigt, dass derartige Entscheidungen i. d. R. auf Basis der Kapitalströme gefällt werden müssen, um ein Höchstmaß an Zielorientierung zu erreichen. Es muss auch, wie bereits erwähnt, davon ausgegangen werden, dass sich ein potentieller Investor risikoorientiert verhält. Das Risiko eines Projektes steigt tendenziell an, je größer die Laufzeit ist, da die Unsicherheit ansteigt, je länger Kapital gebunden bleibt, und Daten in die Zukunft geplant werden müssen. Ein rational handelnder Investor wird also höhere Rückflüsse aus einer Investition bevorzugen, je näher diese am Entscheidungszeitpunkt liegen. Unter sonst gleichen Umständen bei zwei Projekten (die sich also nur im zeitlichen Anfall ihrer Erträge oder Rückflüsse innerhalb einer Verfahrensart unterscheiden) wird aus den bisher betrachteten Verfahren lediglich eine Indifferenz ermittelt und dieser fundamentale unternehmerische Ansatz vernachlässigt.

6.3 Dynamische Verfahren Die so genannten dynamischen Verfahren werden in der betrieblichen Praxis häufiger eingesetzt als die statischen Verfahren. Sie versuchen mit Hilfe von finanzmathematischen Methoden die finanziellen Auswirkungen einer Investitionsentscheidung in den einzelnen Perioden des Investitionszeitraumes zu bewerten. Das Prinzip, durchschnittliche oder repräsentative Werte für eine Periode zu ermitteln und diese der Berechnung der Vorteilhaftigkeit zu unterstellen, wird ersetzt durch die explizite Erfassung der Zahlungsströme in den einzelnen Perioden. Dies erfordert tiefer gehende Auseinandersetzungen mit finanzmathematischen Überlegungen. Nicht zuletzt durch die Tatsache, dass Geldmittel verzinslich am Kapitalmarkt angelegt werden können, sind zwei absolute Geldbeträge nicht vergleichbar, wenn sie zu zwei verschiedenen Zeitpunkten anfallen. Für einen rational handelnden Investor ist bspw. ein Rückfluss in zehn Jahren weniger wert als der absolut gleiche Auszahlungsbetrag zum heutigen Betrachtungszeitpunkt. Um eine Vergleichbarkeit herzustellen, bedient man sich der Auf- oder Abzinsung auf einen definierten Betrachtungszeitpunkt. Nur wenn diese finanzmathematische Vergleichbarkeit hergestellt ist, sind die Daten qualifiziert zu verarbeiten und zu verrechnen. Im Falle unseres Investors bestehen zunächst zwei Möglichkeiten, die Vergleichbarkeit herzustellen: entweder man zinst jeweils den einen Betrag auf den heutigen Betrachtungszeitpunkt ab oder den anderen Betrag auf den Zielzeitpunkt in zehn Jahren auf.

262

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Der Aufzinsungsfaktor qn ermittelt sich wie folgt:

(1  i ) n

qn

i p n

= = =

p n ) 100

(1 

Zinsfaktor Zinssatz (%) Anzahl der Perioden

Somit ergeben sich für verschiedene Zinssätze und Laufzeiten u. a. folgende ausgewählte Aufzinsungsfaktoren: Tabelle 6-4: Ausgewählte Aufzinsungsfaktoren Nutzungszeit n

6

Zinssatz in % 8

10

5

1,3382

1,4693

1,6105

10

1,7908

2,1589

2,5937

15

2,3966

3,1722

4,1772

Würde ein Investor vereinfacht heute einen Betrag B0 mit dem Umstand einer jährlichen Verzinsung von i für eine Anzahl von n Perioden am Kapitalmarkt anlegen, so ergäbe sich der Endwert Bn wie folgt: Bn = B0 * qn = B0 * (1 + i)n Ein mit dem Aufzinsungsfaktor auf einen definierten Zeitpunkt in der Zukunft gewichteter Wert eines Betrages wird grundsätzlich Endwert genannt. Für die Praxis von Investitionsrechenverfahren viel bedeutender ist der Algorithmus der Abzinsung. Dies liegt daran, dass Investitionsrechnungen meist Entscheidungen betreffen, die in die Zukunft gerichtet sind. Es ist daher sinnvoll, die zukünftigen Auswirkungen aus verschiedenen Perioden eines Investitionsvorhabens auf den Entscheidungszeitpunkt jeweils „zurück zu bewerten“, um eine finanzmathematische Vergleichbarkeit herzustellen. In Umkehr zur Aufzinsungsformel errechnet sich der Abzinsungsfaktor (q-n) anhand der nachfolgenden Formel.

q n

(1  i )  n

1 (1  i ) n

6.3 Dynamische Verfahren

263

Somit ergeben sich für verschiedene Zinssätze und Laufzeiten u. a. folgende ausgewählte Abzinsungsfaktoren: Tabelle 6-5: Ausgewählte Abzinsungsfaktoren Nutzungszeit n

6

Zinssatz in % 8

10

5

0,7473

0,6806

0,6209

10

0,5584

0,4632

0,3855

15

0,4173

0,3152

0,2394

Für ein Wirtschaftssubjekt hätte eine Zahlung Bn, die nach Ablauf von n Perioden geleistet wird, am Beginn der ersten Periode der Laufzeit den Barwert B0 wie folgt: B0 = Bn * q-n = B0 * (1 + i)-n Ein mit dem Abzinsungsfaktor auf den Zeitpunkt der Entscheidung gewichteter Wert eines Betrages wird grundsätzlich Barwert genannt. Wie bereits an anderer Stelle erwähnt, kommt dem Zinssatz - neben der mathematischen - eine hohe qualitative Bedeutung zu. Die Definition des Zinssatzes unterliegt vielfältigen Überlegungen und Einflüssen und stellt eine wichtige Eingangsentscheidung im Rahmen der Anwendung von Investitionsrechenverfahren dar. Im unternehmerischen Bereich beinhaltet der Zinssatz neben einer Verzinsung, die sich an den Zinssätzen für reine Kapitalanlagen („risikolose Anleihe“) orientiert, u. a. einen Aufschlag für die mit den unternehmerischen Wagnissen verbundenen Risiken. Gäbe es diese „Mehrverzinsung“ nicht, würde ein rational handelnder Investor bei gleichen Konditionen eine risikoärmere Anlage, bspw. am Kapitalmarkt, präferieren. Der Zinssatz bestimmt sich demnach aus der Risikosituation - oder vielmehr der Risikoeinschätzung - des Investors. Eine andere Ermittlung des Zinssatzes ergibt sich in der betrieblichen Praxis auch oft in Form einer Ableitung aus einer Unternehmenszielrendite. Eigentümer oder geschäftsleitende Organe eines Unternehmens definieren dabei eine Renditeerwartung an das Gesamtunternehmen oder die Unternehmensbereiche, bspw. bezogen auf das darin gebundene Vermögen. An dieser Renditevorgabe haben sich dann die unternehmerischen Entscheidungen, also auch die Investitionsentscheidungen, grundsätzlich zu orientieren.

264

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Eine weitere praktische Möglichkeit der Bestimmung des Zinssatzes stellt die Abbildung der Finanzierungsstruktur dar. Wird bspw. ein Investitionsprojekt vollständig fremdfinanziert, dann sind als Mindestverzinsung die Kosten der Kreditierung anzusetzen zuzüglich eines Aufschlages für Risiken der Investition, z. B. für technische Ausfälle. Die genaue Bemessung des Risikoaufschlages ist sehr projekt- und unternehmensindividuell und richtet sich i. d. R. nach den so genannten Nettoschadenserwartungswerten, also nach Berücksichtigung von Sicherungsmaßnahmen, die sich aus dem Risikomanagementsystem des jeweiligen Unternehmens ergeben. Projektfinanzierungen setzen sich in der Praxis meist gemischt aus Eigen- und Fremdfinanzierung zusammen. Dem wird oft durch einen gewichteten Kapitalkostensatz, den so genannten WACC (für Weighted Average Cost of Capital), Rechnung getragen. Hierzu bspw. folgende Struktur einer Finanzierung: Anteil am Gesamtkapital

Zinssatz (i)

Eigenkapital (EK)

30%

15%

Fremdkapital (FK)

70%

5%

Der gewichtete Kapitalkostensatz berechnet sich dann wie folgt: WACC = 30 * 0,15 + 70 * 0,05 = 8 % In der Anwendung der Investitionsentscheidungen werden oft die steuerlichen Einflüsse vernachlässigt. Die Beantwortung der Frage nach der Notwendigkeit der Einbeziehung der steuerlichen Auswirkungen in die Beurteilung eines Investitionsprojektes hängt von den Rahmenbedingungen des Projektes und des Unternehmens ab. Die Berücksichtigung kann in der Weise geschehen, dass einerseits die Einzahlungsüberschüsse um die Steuerlast gemindert werden und andererseits der Zinssatz entsprechend gesenkt wird. Für die Berechnung eines Barwertes sind dies zwei Veränderungen, die gegenläufig wirken. Auf der einen Seite sind die zu diskontierenden Größen geringer, so dass auch der Barwert tendenziell geringer ausfällt, auf der anderen Seite werden diese Größen durch den niedrigeren Nachsteuersatz weniger stark abgezinst, so dass der Barwert tendenziell steigt. Je nach Struktur können sich diese Effekte entweder ausgleichen oder im Vergleich zu einer „Vor-Steuer-Betrachtung“ evtl. zu anderen Vorteilhaftigkeitsaussagen kommen. Bezogen auf Sachanlageinvestitionen sind die steuerlichen Einflüsse bei den unterschiedlichen Investitionsalternativen i. d. R. (abgesehen von Son-

6.3 Dynamische Verfahren

265

derfaktoren, wie z. B. Subventionen) vergleichbar, so dass die Vorteilhaftigkeitsaussage tendenziell gleich bleibt. Im Folgenden wird daher nur am Rande auf diese Einflüsse eingegangen. 6.3.1 Kapitalwertmethode Die Kapitalwertmethode unterstellt eine Vorteilhaftigkeit, wenn die Summe der diskontierten Einnahmenüberschüsse aus den Perioden der Laufzeit des Investitionsprojektes mindestens den Anschaffungsausgaben entspricht. Ein möglicher Liquidationserlös wird in Form einer Einnahme in der letzten Periode dargestellt und somit ebenfalls berücksichtigt. Der Kapitalwert ist also ein Saldo der Barwerte aller Zahlungen aus dem Investitionsprojekt und gibt damit den Betrag wieder, der über die Amortisation, also die Rückgewinnung des eingesetzten Kapitals und dessen Verzinsung innerhalb der Projektdauer, hinausgeht. Die Formel zur Berechnung des Kapitalwertes lautet somit: n C0 = – A + ™ (et – at) *(1 + i)-t t=1 A t n e a i

= = = = = =

Anschaffungsausgabe (€) Periode Anzahl der Perioden (Jahre) Einnahmen (€) Ausgaben (€) Zinsfaktor

Für C0 > 0 gilt, dass eine höhere Verzinsung des eingesetzten Kapitals (neben dessen Rückgewinnung) erreicht wird, als durch den unterstellten Zinsfaktor i. Werden mehrere Projekte verglichen, so ist dasjenige vorteilhaft, das den größten (positiven) Kapitalwert aufweist. Die so genannte dynamische Struktur des Verfahrens impliziert die periodenscharfe Erfassung der mit der Investition verbundenen Einnahmen und Ausgaben. Somit lassen sich für einzelne Positionen u. a. unterschiedliche Steigerungsraten, z. B. bei Ausgaben für Personal und Energie oder bei Einnahmen aus Verkaufserlösen, in den jeweiligen Perioden berücksichtigen.

266

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Das Beispiel erweitert sich wie folgt: Tabelle 6-6: Beispiel für Kapitalwertberechnung Dimension

Variante A

Variante B

Variante C

Anschaffungsausgabe

€

200.000

250.000

180.000

Liquidationserlös

€

10.000

40.000

-

Kalkulationszinsfuß

%

10

10

10

Ausgaben Periode 1

€

26.000

22.000

24.000

Ausgaben Periode 2

€

27.000

23.000

24.000

Ausgaben Periode 3

€

29.000

24.500

24.000

Ausgaben Periode 4

€

31.500

25.500

24.400

Ausgaben Periode 5

€

31.500

27.500

-

Einnahmen je Periode

€

87.500

89.250

85.750

Kapitalwert

€

29.044

21.208

15.686

Die Kapitalwerte errechnen sich dabei wie folgt: C0A

=

(87.500 – 26.000) * 0,909 + (87.500 – 27.000) * 0,826 + (87.500 – 29.000) * 0,751 + (87.500 – 31.500) * 0,683 + (87.500 – 31.500) * 0,621 + 10.000 * 0,621 – 200.000

C0A C0B C0C

= = =

29.044 € 21.208 € 15.686 €

Alle Alternativen erwirtschaften einen positiven Kapitalwert. Variante A ist aufgrund des höchsten Betrages die zu wählende Alternative. Der Einnahmenüberschuss wird oft auch Cashflow genannt. Diese Methode wird daher auch unter dem Begriff Discounted-Cash-Flow-Methode angewendet und hat sich in den letzten Jahren sehr stark verbreitet und weiterentwickelt. Durch ihre Grundgedanken unterstützt sie das Prinzip der „wertorientierten Unternehmensführung“ und ist daher auch zu einem Instrument für die Bewertung von Unternehmen oder Unternehmensteilen geworden, das den Wert für einen potentiellen Investor aus dem Barwert der betrieblichen Cashflows der zukünftigen Perioden ermittelt.

6.3 Dynamische Verfahren

267

Würdigung der Kapitalwertmethode Im Gegensatz zu ihrem vergleichbaren statischen Verfahren, der Gewinnvergleichsrechnung, hat die Kapitalwertmethode einen wesentlich höheren Genauigkeitsgrad, da die Kapitalbindung über die zeitlich differenzierte Betrachtung nicht in einem Durchschnittswert in die Bewertung eingeht. Die Kapitalwertmethode ist mit ca. 73% die am häufigsten angewendete Methode. Dies hängt damit zusammen, dass die Orientierung am Kapitalwert einer Investition die Prinzipien der Gewinnmaximierung und der wertorientierten Unternehmensführung unterstützt. Die Methode erlaubt für den Fall, dass die Zinsentwicklung in den einzelnen Perioden der Laufzeit des Investitionsprojektes veränderlich verläuft, eine entsprechende Berücksichtigung. Dem grundsätzlichen Risiko der Unsicherheit in der Einschätzung und der Zuordnung zu einzelnen Investitionsobjekten von zukünftig eintretenden Effekten und Zahlungsreihen unterliegt auch diese Methode. Im Übrigen weist das Kapitalwertverfahren keine direkte Rentabilität der betrachteten Alternativen aus; es gibt lediglich Auskunft darüber, ob ein unterstellter Zinssatz erwirtschaftet oder welcher absolute Betrag über die Amortisation (inkl. Verzinsung) hinaus zusätzlich erreicht wird. 6.3.2 Interne Zinsfuß-Methode Der Name weist bereits darauf hin, dass hierbei der interne Zinsfuß als Maßstab für die Beurteilung der Vorteilhaftigkeit von Investitionen dient. Der interne Zinsfuß ist der Zinssatz, der im Zusammenhang mit dem Diskontieren der Zahlungsreihen zu einem Kapitalwert von Null führt. Streng betrachtet ist diese Methode daher eine Ableitung aus der Kapitalwertmethode, indem sie die tatsächliche Verzinsung des eingesetzten Kapitals ermittelt. Diese interne Verzinsung r lässt sich ermitteln, indem man in der Formel der Kapitalwertmethode den Kapitalwert C0 auf = 0 setzt und die Gleichung nach dem Zinssatz i auflöst. Die Vorteilhaftigkeit ergibt sich aus dem Vergleich der internen Verzinsung r mit dem unterstellten oder erwarteten Zinssatz i. Bei r > i ist die einzelne Investitionsalternative vorteilhaft, mit r = i wird bestätigt, dass nur die unterstellte Verzinsung erreicht wird. Falls r < i, ist die Investition abschlägig zu bescheiden, da die Verzinsungsanforderung nicht erreicht wird. Bei mehreren sich gegenseitig ausschließenden Investitionsalternativen ist jene mit der höchsten internen Verzinsung zu wählen. Die exakte Lösung der Gleichung ist i. d. R. nicht oder nur aufwändig möglich. Daher muss ggf. eine Näherungslösung gesucht werden. Unter-

268

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

stellt man vereinfachend, dass die Kapitalwertfunktionen linear verlaufen, dann lässt sich durch eine grafische Interpolation eine Lösung suchen. Dabei werden für die zu vergleichenden Investitionsprojekte jeweils zwei Kapitalwerte für verschiedene Zinssätze ermittelt und grafisch abgebildet. Für die folgenden Zinssätze i ergeben sich in unserem Beispiel folgende Kapitalwerte C0: i = 10 %: i = 20 %:

C0A = 29.044 €; C0A = -19.388 €,

C0B = 21.208 € C0B = -38.882 €

35000

Kapitalwert (in €)

25000 Variante A

15000 5000 -5000

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

-15000 -25000

Variante B

-35000 -45000 Zinssatz (in %)

Abb. 6-1: Grafik zu Beispiel 1 für interne Verzinsung

Zunächst lässt sich festhalten, dass die interne Verzinsung von Variante A höher ist als die von Variante B. Bis zu einem erwarteten Zinssatz von 16% erbringt die Variante A einen positiven Kapitalwert; bei Variante B ist diese Grenze bei einem Zinssatz von 13,5%. Damit können diese Werte als die interne Verzinsung der jeweiligen Investitionsalternativen festgestellt werden. Eine Möglichkeit zur rechnerischen Ermittlung des internen Zinsfußes bietet eine Formel („Regula falsi“2), bei der über die beiden Hilfszinssätze die interne Verzinsung wie folgt rechnerisch bestimmt wird: i i r i 1  C 01 * 2 1 C 02  C 01 r i C0 2

= = =

Interner Zinsfuß (%) Hilfszinssatz 1 oder 2 (%) Kapitalwert für i1 oder i2 (€)

Vgl. Olfert, a.a.O., S. 221 f.

6.3 Dynamische Verfahren

269

Für die Variante A wird die grafisch bestimmte interne Verzinsung von 16% mittels dieser Formel bestätigt. Würdigung der Internen Zinsfuß-Methode Ebenso wie die Kapitalwertmethode ist die Interne Zinsfuß-Methode ein sehr verbreitetes Verfahren, das z. B. auch vom ZVEI – Zentralverband der Elektrotechnischen Industrie empfohlen wird. So nutzen rund 68% der befragten Unternehmen diese Methode im Rahmen ihrer Investitionsplanung. Wie die Kapitalwertmethode hat die Interne Zinsfuß-Methode gegenüber den statischen Verfahren den Vorteil, die Entwicklung der Zeitreihen differenziert in die Betrachtung einzubeziehen. Im Gegensatz zur Kapitalwertmethode macht sie eine klare Rentabilitätsaussage hinsichtlich der einzelnen Investitionsalternativen. Für die Modell-Investition, die dadurch charakterisiert ist, dass es nach der Anschaffungsauszahlung nur zu einem einzigen Vorzeichenwechsel, also nur noch zu Einnahmenüberschüssen in den Folgeperioden, kommt, lässt sich i. d. R. ein definierter interner Zinsfuß ermitteln. Kommt es hingegen in einigen Perioden zu Ausgabenüberschüssen, so lässt sich oft kein oder kein eindeutiger interner Zinsfuß ermitteln. In der betrieblichen Praxis hat man jedoch oft gerade diese Gegebenheit, dass Investitionsprojekte, z. B. in der Anlaufphase, nach der Anschaffungsausgabe nicht nur noch Einnahmenüberschüsse erwirtschaften. Somit lässt sich das Spektrum der Anwendbarkeit begrenzt halten. Zudem bietet auch dieses Verfahren keine Entscheidungsunterstützung zu dem grundsätzlichen Risiko der Unsicherheit in der Einschätzung von zukünftig eintretenden Effekten und Zahlungsreihen und der Zuordnung der Erlöse zu einzelnen Investitionsobjekten. 6.3.3 Annuitätenmethode Die Annuitätenmethode basiert auf der Kapitalwertmethode. Während der Kapitalwert den über die Rückgewinnung der Anschaffungsausgabe und der Verzinsung des gebundenen Kapitals hinausgehenden wirtschaftlichen Erfolg der Gesamtlaufzeit eines Investitionsprojektes repräsentiert, soll die Annuität einer Investition zeigen, welchen über die Rückgewinnung und Verzinsung des gebundenen Kapitals hinausgehenden konstanten Überschussbetrag pro Periode das Projekt erwirtschaftet. Anders ausgedrückt soll der auf den Zeitpunkt t0 bezogene Kapitalwert in gleich bleibende jährliche Überschüsse der Projektlaufzeit umgerechnet werden. Diese je-

270

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

des Jahr gleichen Beträge bezeichnet man als Annuität (oder Rente), worauf die Methode ihren Namen begründet. Während die Kapitalwertmethode der Anlageprämisse, die voraussetzt, dass alle Rückflüsse zum Kalkulationszins angelegt werden, unterliegt und die Interne Zinsfuß-Methode von der Wiederanlageprämisse ausgeht, also dass alle Rückflüsse mit dem internen Zinsfuß verzinst werden, unterstellt die Annuitätenmethode die (theoretisch mögliche) periodische Entnahme der Überschussbeträge (nach Verzinsung und Wiedergewinnung des gebundenen Kapitals). Ein Investitionsprojekt ist vorteilhaft, wenn die ermittelte Annuität nicht negativ ist, also gilt A • 0. Beim Vergleich von mehreren Alternativprojekten ist jenes Projekt vorteilhaft, das die größte Annuität aufweist. Die Annuitäten der Investitionsalternativen sind nur vergleichbar, wenn die Nutzungsdauern der Projekte gleich sind. Um die Annuität A zu ermitteln, muss der Kapitalwert mit dem finanzwirtschaftlichen Wiedergewinnungsfaktor (auch Annuitätenfaktor genannt) a multipliziert werden, also: (1 + i)n * i A = C0 * a = C0 * A C0 a i n

= = = = =

(1 + i)n – 1 Annuität (€) Kapitalwert (€) Wiedergewinnungsfaktor Zinsfaktor Anzahl der Perioden

Würdigung der Annuitätenmethode Dadurch, dass diese Methode den Gesamterfolg eines Projektes auf die Einzelperioden „verteilt“, kann der Entscheidungsträger subjektiv möglicherweise eine geringere Abstraktion empfinden, als dies bei einer Gesamterfolgsaussage, z. B. bei der Kapitalwertmethode, der Fall ist. Die Anwendung in der Praxis ist im vergangenen Zeitablauf tendenziell rückläufig gewesen. Aus den Befragungen geht hervor, dass nur noch rund 5% der Unternehmen diese Methode einsetzen. Im Zusammenhang mit der zunehmenden Bedeutung der wertorientierten Unternehmensführung haben sich in den letzten Jahren zahlreiche Kapitalrenditekonzepte formiert, die ihre Ziele und Auswirkungen auf den Entscheidungszeitpunkt beziehen. Das Prinzip der Annuitätenmethode widerspricht dem teilweise, indem es

6.3 Dynamische Verfahren

271

seine Kriterien – wenn auch in dynamischem Ansatz – an der Verteilung auf die Nutzungsdauer des Investitionsobjektes orientiert. Wie die anderen dynamischen Verfahren ermöglicht die Annuitätenmethode, die Entwicklung der Zeitreihen differenziert in die Betrachtung einzubeziehen. Sie bietet jedoch, wie die Verfahren zuvor, keine weitere Entscheidungsunterstützung hinsichtlich des grundsätzlichen Risikos der Unsicherheit in der Einschätzung und der Zuordnung zu einzelnen Investitionsobjekten von zukünftig eintretenden Effekten und Zahlungsreihen. 6.3.4 Anmerkungen zu den dynamischen Verfahren der Investitionsrechnung Es muss zum einen festgehalten werden, dass die dynamischen Verfahren bestimmte Risikokategorien implizit, z. B. im Zusammenhang mit der Bestimmung des Kalkulationszinssatzes, berücksichtigen, einige sogar aus dem Risikoansatz heraus entwickelt wurden. Zum anderen ist zu konstatieren, dass die dynamischen Verfahren ganz wesentliche Erfordernisse der betriebswirtschaftlichen Entscheidungssituation abbilden und dennoch die Praktikabilität der Verfahren in der Praxis gewahrt bleibt. Das ist ein wichtiges Gleichgewicht, da mit der Komplexität der Anforderungen an eine Investitionsentscheidung der Schwierigkeitsgrad für die praktische Umsetzung und die Standardisierung in den unternehmerischen Organisationssphären steigt. Die dynamischen Verfahren weisen eine ganze Reihe von Vorteilen bzw. Weiterentwicklungen gegenüber den statischen Verfahren auf. Im Hinblick auf die Problematik des Risikos der Unsicherheit, dem die zukünftigen Entwicklungen und die unterstellten Prämissen unterliegen, bieten jedoch auch diese Verfahren keine Entscheidungsunterstützung. Insbesondere für die folgenden Erfordernisse geben die dargestellten Verfahren noch keine vollumfängliche Lösung: 1. Investitionsvorhaben können selten isoliert betrachtet werden, denn meist sind verschiedene Elemente eines Investitionsprogramms simultan zu beurteilen. Darüber hinaus ist diese Beurteilung im Zusammenhang mit der Finanzplanung und anderen betrieblichen Teilplänen (z. B. Kapazitäten) zu verknüpfen. Die Berücksichtigung solcher Interdependenzen, sei es innerhalb eines Investitionsprogramms oder zu anderen Bereichen des Unternehmens, würde komplexe mathematische Modelle erfordern. Derartige Modelle haben sich in der Betriebswirtschaftslehre, am Markt und in Unternehmen vielfältig entwickelt. In der Praxis sind mit solchen Modellen meist die Probleme verbunden, dass

272

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

(1)

die Voraussetzungen für den Einsatz des jeweiligen Modells nicht auf die entsprechende Auslegung abgestimmt sind, (2) für Einführung, Pflege und Weiterentwicklung ein eigenes Kompetenzcenter erforderlich ist und (3) die Systeme für den Anwender / Entscheidungsträger nicht transparent sind. 2. Ausgaben- und Kostenbestandteile lassen sich zwar meist direkt einem Investitionsobjekt zurechnen (zumindest mit Hilfe von Kostenrechnungsinstrumenten), beinhalten aber für die Zukunft das Risiko der Unsicherheit hinsichtlich der Einschätzung von Höhe, Entwicklung (z. B. Tariferhöhungen und Inflationsraten) und mittelbaren Effekten (z. B. gesetzliche Auflagen oder notwendige betriebliche Anpassungsmaßnahmen). Einnahmen und Erlöse lassen sich dagegen häufig nicht einzelnen Investitionsobjekten zurechnen. Diese Problematik steigt tendenziell mit der Anzahl der Stufen des hinter dem Investitionszielbereich liegenden Wertschöpfungsprozesses. Für viele Energieerzeugungsanlagen ist eine einfache Zuordnung der Einnahmen zum Investitionsobjekt somit nur schwer möglich. Im Bedarfsfall bietet es sich an, Zuordnungshilfen, wie z. B. Verteilungsschlüssel, zu entwickeln. Zum Risiko der Unsicherheit im Hinblick auf die Einschätzung der zukünftigen Höhe und Entwicklung kommt bei der Planung der Einnahmen und Erlöse noch das Risiko (oder die Chance) von nicht beeinflussbaren und u. U. nicht vorhersehbaren Marktentwicklungen (z. B. Konjunktur oder Wettbewerb). Da Investitionsentscheidungen i. d. R. Entscheidungen unter Unsicherheit sind, stellt sich für die Praxis die Frage, wie und in welchem Umfang die Unsicherheit berücksichtigt werden soll und kann. Vorsichtsabschläge oder -zuschläge stellen hierzu eine für den Praktiker einfache Möglichkeit dar. Die im Zusammenhang mit der Investitionsrechnung erhobenen Daten werden dabei in die Richtung korrigiert, die sich ungünstig auf die Investition auswirken würde. Damit kann bei konsequenter Anwendung ein so genanntes Worst-case-Szenario erstellt werden, das von der Prämisse ausgeht, dass alle unterstellten Risiken der wirtschaftlichen Verschlechterung eintreten. Beachtet werden muss dabei, dass Risiken, die bereits als Risikomarge im Kalkulationszins einbezogen wurden, nicht nochmals durch Abschläge berücksichtigt werden und dass durch die Kumulation der Zu- oder Abschläge überproportionale Belastungen der Projektbetrachtung entstehen können. Insofern ist es bei dieser Vorgehensweise wichtig, sich auf „signifikante“ Risiken zu beschränken und diese hinreichend genau zu quantifizieren.

6.3 Dynamische Verfahren

273

Eine vertiefte Form der Einführung von Ab- oder Zuschlägen ist die, für jeden in die Rechnung eingehenden Wert einen „wahrscheinlichen“ Wert zu bestimmen. Eine Sensitivitätsanalyse hat das Ziel, die Auswirkungen einzelner Fehlentwicklungen bewusst zu machen, also zu simulieren, wie z. B. die Outputgrößen (Kapitalwert u. s. w.) reagieren, wenn sich Inputgrößen (Kostenentwicklungen, Nutzungsdauer etc.) um bestimmte Prozentsätze verändern. In der Umsetzung bedeutet dies, dass nach jeder Veränderung die Zielgröße ermittelt und vom Entscheidungsträger wahrgenommen (und dokumentiert) wird. Damit erhält er ein Maß für den Risikokorridor, in dem er sich mit seiner Entscheidung bewegen würde. Beide aufgezeigten Grundarbeitswege, also Zu- oder Abschläge und Sensitivitätsanalyse führen bei tieferer Bearbeitung in den Bereich der Schätzungen und Wahrscheinlichkeitsverläufe. Verfahren, die das berücksichtigen, werden als stochastische Investitionsrechnungen, -verfahren oder -modelle bezeichnet. Auf weitergehende wahrscheinlichkeitstheoretische Betrachtungen und Anwendungen muss hier jedoch verzichtet werden. Darüber hinaus sind „Nebenwirkungen“ von Investitionsentscheidungen in die Überlegungen einzubeziehen. Im positiven Falle entsteht ein so genannter Zusatznutzen, also eine Nutzenstiftung durch das Investitionsvorhaben, die über den eigentlichen Betrachtungs- und/oder Entscheidungsbereich hinausgeht, z. B. geringere Schadstoffemissionen durch die neue Anlage oder organisatorische Vereinfachungauswirkungen auf nachgelagerte Prozesse. Nicht vergessen werden darf, dass die dargestellten Verfahren nur teilweise oder mittelbare Erkenntnisse über die wirtschaftlichen Auswirkungen auf den tatsächlichen Gesamterfolg des Unternehmens liefern. Ein wesentliches verbindendes Merkmal aller dynamischen Verfahren ist die „Verzinsung“. Der zugrunde zu legende Zins bildet somit eine wichtige Entscheidung, die sich auf die Qualität des Gesamtergebnisses der Investitionsentscheidung erheblich auswirkt. Die Definition dieses Zinssatzes unterliegt implizit grundlegenden Annahmen, wie z. B.:    

Soll- und Habenzinsen sind gleich hoch; Fremdkapital hat die gleiche „Qualität“ wie Eigenkapital; Fremdkapital ist unbeschränkt verfügbar; Finanzierungskosten sind unabhängig vom Verschuldungsgrad.

Diese vereinfachenden Prämissen ermöglichen die breite und einfache Anwendbarkeit.

274

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Wie bereits eingangs festgestellt, hat sich die zu wählende Methode für eine Investitionsrechnung an den jeweiligen Rahmenbedingungen und Betrachtungsebenen von Entscheidungsobjekt und Entscheidungsträger zu orientieren. In diesem Sinne ist gerade die Kombination von verschiedenen Verfahren oder einzelnen Elementen aus den in Frage kommenden Verfahren der Investitionsrechnung zur Unterstützung des Entscheidungsprozesses anzuraten.

6.4 Beispiel für die Anwendung der Investitionsrechnung in der Praxis An einem vereinfachten Beispiel für den Aufbau einer Nahwärmeversorgung mittels eines Heizwerkes soll die Beurteilung des Investitionsvorhabens verdeutlicht werden. Vorab angemerkt sei allerdings, dass die Branchenzugehörigkeit und/oder die Unternehmenskultur maßgeblichen Einfluss auf die Prämissen und Beurteilungsspielräume eines Investitionsprojektes haben. So betrifft dies zum Beispiel die Frage, wann eine Amortisationsdauer als „akzeptabel“ eingeschätzt wird. Bewegt sich ein Unternehmen in hoch innovativen Märkten, so dass die Ausgaben baldmöglichst zurück „verdient“ werden müssen, ist tendenziell ein kürzerer Amortisationszeitraum anzusetzen als in einem Markt, in dem die Kunden oder Investoren sich rein an der maximalen technischen Nutzungsdauer ausrichten können. Die Festlegung der vorzugebenden Amortisationsdauer wird sich darüber hinaus selten in diesen einseitigen Extrempositionen wieder finden. Vielmehr resultiert sie aus der Analyse des gesamtwirtschaftlichen Umfeldes, in dem sich das Unternehmen befindet. Die Marktseite gibt zum Beispiel realistisch erzielbare Erlöse vor, die mit den technischen Lebenszyklen der Anlagen in einen nachhaltigen kaufmännischen Einklang zu bringen sind. In diese Überlegungen fließen darüber hinaus Risikoüberlegungen ein. Ein langer Planungshorizont führt tendenziell zu höherer Unsicherheit im Hinblick auf die zukünftigen Entwicklungen. In der Energiewirtschaft kennen wir diese Risiken vor allem als Preisrisiken in der Beschaffung von Einsatzstoffen, wie z. B. rohölbasierte Produkte. Es gibt zahlreiche weitere Risikofaktoren in Beschaffung und Absatz, wie z. B. Mengen, Preise, Technologie und Personal, die in einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung angemessen zu berücksichtigen sind. Die Festlegung der quantifizierbaren Risikoprämissen und die qualitative Gesamtwürdigung sind von unterschiedlichen Einflussfaktoren geprägt.

6.4 Beispiel für die Anwendung der Investitionsrechnung in der Praxis

275

Die Unternehmens- und damit die Investitionspolitik bestimmt sich beispielsweise aus den Eigentümererwartungen, dem Unternehmensgegenstand, dem (noch) zur Verfügung stehenden Risikokapital, der wirtschaftlichen Lage und vielem mehr. Unser Beispiel sei eine Wärmeversorgungsanlage mit einer Abgabe von 3.913.000 kWh pro Jahr für eine Laufzeit von 15 Jahren. Zunächst gilt es für eine vernünftige kaufmännische Beurteilung die anfallenden Ausgaben für die Anschaffung/Erstellung der Anlage genau zu bestimmen. Für die Einhausung haben wir in unserem Beispiel folgende Positionen geplant, die sich auf 337.031 € summieren: Tabelle 6-7: Beispielpositionen für Einhausung Heizhaus LKW-Zufahrt Heizhaus pauschal Dacharbeiten Malerarbeiten Gerüst Schlosserarbeiten Kaminanlagen Telefonanlage und Aufschaltung Elektrischer Anschluss Erschließung Gebäude Außenanlagen

Für die Heiztechnik einschließlich der Kessel nebst zugehöriger Verrohrungen und Anschlüsse unterstellen wir nach detaillierter Planung 532.750 €. Das Nahwärmenetz, das sich im Wesentlichen aus notwendigem Tiefbau, Wärmeleitungen und erforderlichen Übergabestationen zusammensetzt, kostet voraussichtlich 644.857 €. Übergeordnete Planungsleistungen, z. B. für Architekten, Statiker, Ingenieure, interne Leistungen und eine Vorsorge für Unvorhergesehenes werden auf 238.422 € taxiert. Somit gehen wir von so genannten Anschaffungs- und Herstellkosten – oder anders ausgedrückt von einer Gesamtinvestition – in Höhe von 1.753.060 € aus, die – hier unterstellt – auch vollständig im ersten Investitionsjahr zur Auszahlung kommen. Aus der Wärmeabgabe resultieren Erlöse, die sich im Wesentlichen aus der Verfügbarkeit der Anlage, der gelieferten Wärmemenge und den zugrunde zu legenden Preisen ergeben. In der Praxis gibt es für die Erlöse eine Aufteilung in Grund- und Arbeitspreis. Der Grundpreis sollte die Kosten für Errichtung, Bereitstellung und Betrieb sowie für Wartung und In-

276

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

standhaltung abdecken, also die fixen Kosten, die die Bereitstellung der Infrastruktur repräsentieren. Der Grundpreis ist vom Kunden auch dann zu entrichten, wenn er keine Fernwärme abgenommen hat. Der Arbeitspreis bemisst sich nach jeder vom Kunden abgenommenen Kilowattstunde Wärme und orientiert sich entsprechend an den variablen Kosten. In unserem Beispiel sind im Folgenden die erzielten Erlöse nur in Summe relevant, die sich auf geschätzte 446.000 € p.a. belaufen. In vielen Fällen ist es realistisch Preiserhöhungen im Zeitablauf zu unterstellen. Wenn es auf der Seite der Kosten bzw. Ausgaben aufgrund der Inflation zu Steigerungen kommt, muss versucht werden, diese an die Kunden weiter zu geben. Gibt es in Kundenverträgen so genannte Preisgleitklauseln oder Ähnliches, die eine Preiserhöhung an bestimmte, später eintretende Entwicklungen bei Löhnen, Rohstoffen und anderen betrieblichen Kostenpositionen koppeln, dann kann dies planerisch ohne Berücksichtigung bleiben, wenn die Erhöhung sowohl betrags- als auch (annähernd) periodengleich in den Einnahmen und Ausgaben erscheint und damit für eine Gesamtaussage relativ unbedeutend bleibt, weil sich die Auswirkungen per Saldo (näherungsweise) ausgleichen. Die Materialaufwendungen umfassen alle variablen Einstandsstoffe zur Energieerzeugung, also je nach Technologie z. B. Gas, Öl oder Holz. Teilweise existieren für diese Güter geregelte Märkte, wie bspw. Börsen. Im Rahmen der Planung kann man sich für bestimmte Zeiträume an dort festgestellten Terminkursen orientieren. Allerdings reichen diese Informationen nicht so weit in die Zukunft wie es der Planungshorizont meist erfordert. Hierin besteht eine besondere Problematik deshalb, weil diese Positionen neben der Unsicherheit in der Regel auch die betragsmäßig größte Bedeutung in der Planung haben. Wie hoch das Risiko durch die schwankenden Preise sein kann, zeigt die Grafik für Rohöl in Abb. 6-2. Problematisch für eine Planung ist weniger ein Preisanstieg im längerfristigen Zeitablauf. Von nahezu existentieller Bedeutung sind die unterjährigen oder jährlichen Volatilitäten. Wenn diese Bezugspositionen nicht über Termingeschäfte abgesichert oder über Preisgleitklauseln oder Ähnliches an Kunden weitergegeben werden können, dann kann das nicht nur zu negativen Wirtschaftlichkeitsentwicklungen in einem Investitionsprojekt, sondern auch zur Gefährdung eines ganzen Unternehmens führen. In unserem Beispiel wurden die Materialaufwendungen (Verbrauchsgebundene Kosten im Sinne der VDI-Richtlinie 2067) qualifiziert auf 184.322 € p. a. geschätzt und eine Preisgleitklausel unterstellt. Damit trägt der Kunde das Preisänderungsrisiko bei den Rohstoffen, so dass erhöhte Aufwendungen durch erhöhte Erlöse ausgeglichen würden und damit für unser Beispiel keine wesentlichen Auswirkungen haben. Im Übrigen kön-

6.4 Beispiel für die Anwendung der Investitionsrechnung in der Praxis

277

nen wir uns damit auf die Einflüsse von grundlegenden Parametern in unserer Betrachtung besser konzentrieren. 150

USD/barrel

125 100 75 50 25

M r Mz8 rz 3 M 8 r 4 Mz8 rz 5 M 8 r 6 Mz8 rz 7 M 8 r 8 Mz8 rz 9 M 9 r 0 Mz9 rz 1 M 9 r 2 Mz9 rz 3 M 9 r 4 Mz9 r 5 Mz9 r 6 Mz9 r 7 Mz9 rz 8 M 9 r 9 Mz0 rz 0 M 0 r 1 Mz0 rz 2 M 0 r 3 Mz0 rz 4 M 0 r 5 Mz0 r 6 Mz0 r 7 Mz0 rz 8 09

0

Abb. 6-2: Grafik zur Ölpreisentwicklung 1983 bis 2009

Neben diesen typischen variablen Kosten fallen auch Fixkosten, beispielsweise Mieten/Pachten, Personalkosten, Wartungspauschalen, Versicherungen u. s. w. an, die sich zu 65.500 € aufsummieren. Zu den fixen Kosten muss in einer periodischen Erfolgsrechnung auch die Abnutzung der Anlagenteile gezählt werden. Hierzu werden die Anschaffungs- und Herstellkosten als so genannte jährliche Abschreibung auf den Nutzungsdauerzeitraum (hier 15 Jahre) verteilt und ergeben somit einen jährlichen Betrag von 116.871 €. Auch bei den Fixkosten stellt sich die Frage der Inflationierung von bestimmten Positionen im Zeitablauf. In unserem Beispiel gehen wir von Kundenvereinbarungen mit Preisgleitklauseln aus und können die Anpassung erlös- und aufwandsseitig unterlassen, weil sich die Auswirkungen per Saldo (näherungsweise) ausgleichen. Im Hinblick auf die Finanzierung unterstellen wir die Aufnahme eines Bankdarlehens in Höhe von 60% (=1.051.836 €) der Gesamtinvestition zu einem Zinssatz von 5,5% p. a.. Dieses Darlehen tilgt sich annuitätisch, also mit einem jährlich konstanten Betrag, der sich in valutaabhängige Verzinsung und Tilgung aufteilt, so dass sich ein Darlehensverlauf gemäß Tabelle 6-8 ergibt.

278

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Tabelle 6-8: Beispielberechnung annuitätisches Darlehen (in €) Jahre Annuität 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

0 104.790 104.790 104.790 104.790 104.790 104.790 104.790 104.790 104.790 104.790 104.790 104.790 104.790 104.790 104.785

Zinsen

Tilgung

Stand 31.12.

0 57.851 55.269 52.546 49.672 46.641 43.443 40.068 36.509 32.753 28.791 24.611 20.202 15.549 10.641 5.463

0 46.939 49.521 52.244 55.118 58.149 61.347 64.722 68.281 72.037 75.999 80.179 84.588 89.241 94.149 99.322

1.051.836 1.004.897 955.376 903.132 848.014 789.865 728.517 663.796 595.515 523.478 447.479 367.300 282.712 193.471 99.322 0

Unter Berücksichtigung dieser Nebenrechnungen können wir für unser Beispiel die Erfolgsrechnung gemäß Tab. 6-9 aufstellen. Tabelle 6-9: Erfolgsrechnung zum Praxisbeispiel (in T€, ohne Ertragssteuern) Jahre 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Erlöse 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1

var. Kosten Fixkosten 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3 184,3

182,4 182,4 182,4 182,4 182,4 182,4 182,4 182,4 182,4 182,4 182,4 182,4 182,4 182,4 182,4

Zinsen 57,9 55,3 52,5 49,7 46,6 43,4 40,1 36,5 32,8 28,8 24,6 20,2 15,5 10,6 5,5

Ergebnis 21,5 24,1 26,8 29,7 32,7 35,9 39,3 42,9 46,6 50,6 54,8 59,2 63,8 68,7 73,9

6.4 Beispiel für die Anwendung der Investitionsrechnung in der Praxis

279

Die Erfolgsrechnung nach Tab.6-9 soll die Grundlage unserer nächsten Betrachtungen sein. Bevor die Vorgehensweise in der Beurteilung dieses Projektes in der Praxis weiter verdeutlicht wird, sollten wir uns einige theoretische Grundlagen in Erinnerung rufen. Bei der ursprünglichsten Methode der Investitionsrechnungen, der Kostenvergleichsrechnung, würde ein Vergleich der Kosten dieses Beispielprojektes entweder mit den Kosten einer bereits vorhandenen Anlage oder mit den Kosten eines alternativen Anbieters bzw. den Kosten einer Alternativtechnologie angestellt werden. Dies ist (nur) dann sachgerecht, wenn sichergestellt ist, dass alle Alternativen den annähernd gleichen Erlös bringen. Erlösnotwendige Nebenbedingungen, wie etwa die verfügbaren Nutzungsstunden der Anlage, müssen ebenfalls vergleichbar sein. Eine Schwäche dieser Methode wird am tabellarischen Beispiel deutlich: die Kosten sind im Laufe der Nutzungsdauer der Anlage oft unterschiedlich, in unserem Beispiel schon alleine wegen der abnehmenden Zinsbelastung. In anderen Fällen können zyklisch anfallende Wartungsund Instandhaltungsaufwendungen (die in unserem Beispiel als jährliche Pauschale erfasst sind) zu deutlich schwankenden Periodenergebnissen im Zeitablauf führen. Es bleibt dem Anwender überlassen, ob er bei Nutzung dieser Methode eine Referenzperiode oder den Durchschnitt aller Perioden zum Kostenvergleich zugrunde legt. In einer weiterentwickelten Betrachtung würden nicht nur die Kosten, sondern die sich unter Berücksichtigung der Erlöse ergebenden Gewinne im Zuge eines Vergleiches mit der bestehenden oder den möglichen alternativen Anlagen betrachtet werden. Der Erkenntnisraum kann bis hierher dennoch kaufmännisch nicht befriedigen, denn schließlich wird die Rentabilität des Projektes, also das Verhältnis zum eingesetzten Kapital, nicht deutlich und darüber hinaus die Frage nicht beantwortet, ob es Alternativprojekte gibt, die möglicherweise „rentabler“ sind. Dies ist Gegenstand der Rentabilitätsvergleichsrechnung. Hier würde der Gewinn ins Verhältnis zum eingesetzten Kapital gesetzt und der daraus gewonnene Wert mit anderen Projekten oder Opportunitätsszenarien verglichen. Das fällt in der Praxis oft schwer, da diesem Verfahren implizit die Nebenbedingungen unterliegen, dass die Kapitalbindung und die Nutzungsdauern ähnlich sein müssen. Damit wird deutlich, dass wir mit diesen so genannten statischen Verfahren immer dann keine hinreichende Betrachtung haben, wenn wir zum einen schwankende Entwicklungen im Zeitablauf haben und zum anderen – wie in der Praxis üblich – sehr unterschiedliche Alternativen zur Auswahl haben.

280

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Im Übrigen kommt zu dieser Argumentation ein weiteres, wichtiges Merkmal hinzu: Investitionen im Kraftwerksbereich sind in der Regel immer langläufig. Insofern sind die Zins- und Zinseszinseffekte von proportional größerer Bedeutung als beispielsweise bei Projekten mit Fünfjahreshorizont. Es gilt daher, sich von den statischen Verfahren zu lösen und für Projekte grundsätzlich eine dynamische Betrachtungsweise zu wählen. Insofern kommen wir damit auch hin zur Betrachtung der Einnahmen und Ausgaben, die die tatsächlichen Zahlungsströme abbilden, während die Erfolgsrechnung demgegenüber dazu dient, die diskontinuierlichen Verläufe der Zahlungsströme in kaufmännische Betrachtungsperioden unter dem Prinzip der Verursachung zu strukturieren. Wie in den theoretischen Grundlagen bereits aufgezeigt, stellt die Abbildung der Investition den größten Unterschied zwischen EinnahmenAusgaben-Rechnung und Erfolgsrechnung dar, indem sie in der Erfolgsrechnung gleichmäßig im Sinne des Werteverzehrs auf die Perioden der Nutzung verteilt wird, tatsächlich jedoch diskontinuierlich – in der Regel am Anfang eines Projektzeitraumes – als Zahlung anfällt. Um diese Betrachtungsweise zu ermöglichen, muss also zunächst eine Darstellung der Einnahmen und Ausgaben in den jeweiligen Jahren erfolgen. Die möglichst detaillierte zeitliche Planung der Erstellung der Anlage ist nicht nur technisch von Bedeutung, sondern auch für die Planung der Ausgaben und Einnahmen. „Ist der Bau der Anlage im ersten Jahr abgeschlossen oder „zieht“ er sich über zwei bis drei Perioden?“ oder „Ist der Zufluss der Eigen- und Fremdfinanzierungsmittel kongruent zu den Abflüssen für die Zahlung von Anlagenkomponenten?“ sind wichtige Fragen, die vor der Aufstellung der Kalkulation zu beantworten sind. Für unser Beispiel ergibt sich der in Tabelle 6-10 dargestellte Verlauf einer Einnahmen-Ausgaben-Rechnung, auch Einnahmenüberschussrechnung genannt. Die Einnahmen ergeben sich grundsätzlich aus der Absatzteilplanung. Im ersten Jahr sind darüber hinaus die Einnahmen aus den Zuflüssen von Eigenkapital- und Fremdkapitalgebern (Darlehen) zu berücksichtigen. Im vorliegenden Fall nicht unterstellt, aber zu prüfen, sind mögliche Zuflüsse aus Fördermitteln, sofern sie als Barzuschüsse geleistet werden und nicht in der laufenden Erlösplanung bereits berücksichtigt sind. Die Ausgaben leitet man in der Regel von der Kostenplanung ab und bereinigt diese um Effekte, denen keine Zahlung gegenübersteht und ergänzt diese um Zahlungen, die in einer Erfolgsrechnung keine Berücksichtigung finden. Konkret müssen also in der ersten Periode auf jeden Fall die Auszahlungen für Investitionen berücksichtigt und die periodischen Abschrei-

6.4 Beispiel für die Anwendung der Investitionsrechnung in der Praxis

281

bungen aus den Kosten gemäß der Erfolgsrechnung eliminiert und in allen betreffenden Perioden die Tilgungen von Darlehen einbezogen werden. Tabelle 6-10: Einnahmenüberschussrechnung zum Praxisbeispiel (T€) Jahre 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Einnahmen 2.209,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1 446,1

Ausgaben 2.113,8 361,5 362,2 363,1 363,9 364,8 365,8 366,8 367,9 369,0 370,2 371,4 372,8 374,2 375,6

Überschuss 95,3 84,6 83,8 83,0 82,2 81,2 80,3 79,3 78,2 77,1 75,9 74,6 73,3 71,9 70,5

Mögliche Steuerzahlungen sind über die im Rahmen der Erfolgsrechnung ermittelten Gewinne mit zu berücksichtigen. Dies führt im vorliegenden Beispiel zu steigenden Ausgaben, da die Gewinne, insbesondere durch die abnehmenden Zinsaufwendungen, steigen (vgl. Tabelle 6-9) und somit jeweils höhere Ertragssteuern zu berücksichtigen sind, was einen typischen Verlauf für Investitionsmaßnahmen darstellt. Der Überschuss wird üblicherweise Cashflow genannt. Die Zahlungen für Zins und Tilgung sind hierin bereits abfließend berücksichtigt, so dass der hier dargestellte Cashflow tatsächlich dem Eigenkapitalgeber (also in der Regel dem Investor) zur Verfügung steht. Wie unter den theoretischen Grundlagen dargestellt, sind die einzelnen Cashflows im nächsten Schritt auf den jeweiligen Barwert im Betrachtungszeitpunkt umzurechnen, also zu diskontieren. Als Betrachtungszeitpunkt wird meist der 1.1. des ersten Investitionsjahres gewählt, so auch hier im Beispiel. Den Eigenkapitalkostensatz haben wir mit 8% unterstellt und ermitteln für die Barwerte die in Tabelle 6-11 angegebenen Beträge. Die Kumulation der Barwerte wird oft Discounted Cashflow (oder „DCF“) genannt (siehe Kapitel 6.3.1 - Kapitalwertmethode). Er beträgt in unserem Beispiel 751,5 T€. Dieser Wert repräsentiert die Summe der Bar-

282

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

werte der zukünftigen Einnahmeüberschüsse (aus allen anzunehmenden Einnahmen- und Ausgabenbewegungen) aus dem vorliegenden Projekt im heutigen Betrachtungszeitpunkt. Tabelle 6-11: Barwertberechnung zum Praxisbeispiel (in T€) Jahre

Cash flow

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

95,3 84,6 83,8 83,0 82,2 81,2 80,3 79,3 78,2 77,1 75,9 74,6 73,3 71,9 70,5

Barwert 95,3 78,3 71,9 65,9 60,4 55,3 50,6 46,3 42,3 38,6 35,2 32,0 29,1 26,4 24,0

kum. Barwert 95,3 173,7 245,6 311,5 371,8 427,1 477,7 524,0 566,2 604,8 639,9 672,0 701,1 727,5 751,5

Wir erinnern uns an die Formel zur Berechnung des Kapitalwertes (6.3.1): n C0 = – A + ™ (et – at) *(1 + i)-t t=1 A t n e a i

= = = = = =

Anschaffungsausgabe (€) Periode Anzahl der Perioden (Jahre) Einnahmen (€) Ausgaben (€) Zinsfaktor

Zieht man aus dem kumulierten Barwert der Einnahmenüberschüsse, oder Discounted Cashflow, (751,5 T€) den noch enthaltenen Eigenkapitalbeitrag (701,2 T€ = 40% der Anschaffungs- und Herstellkosten) ab, so erhält man genau diesen in der Formel definierten Kapitalwert (aus Sicht des Eigenmittelgebers), also die Summe der diskontierten Einnahmenüberschüsse abzgl. der Anschaffungsausgabe, mit einem positiven Wert von 50,3 T€. Um diesen Wert überschreiten (finanzdynamisch) die

6.4 Beispiel für die Anwendung der Investitionsrechnung in der Praxis

283

Einnahmenüberschüsse aus dem Projekt die Anschaffungsauszahlung. Damit ist das Projekt „grundsätzlich vorteilhaft“, weil für den Investor ein positiver Wert über die Kapitalkosten hinaus erwirtschaftet wird. Würden mehrere Projekte verglichen, so wäre dasjenige vorteilhaft, das den größten (positiven) Kapitalwert aufweist. Die interne Verzinsung, die sich ermittelt, indem man in der Formel der Kapitalwertmethode den Kapitalwert C0 auf = 0 setzt und die Gleichung nach dem Zinssatz i auflöst, liegt bei 9,45%. Die exakte Lösung der Gleichung ist in der Regel nicht oder nur aufwändig möglich. Die grafische Interpolation bestätigt diese Zahl und zeigt, welchen Betrag der Kapitalwert bei anderen Zinsszenarien annimmt. 60,0 50,0 40,0

Kapitalwert (in T€)

30,0 20,0 10,0 0,0 8,0

8,5

9,0

9,5

10,0

10,5

11,0

-10,0 -20,0 -30,0 -40,0 -50,0 -60,0

Zinssatz in %

Abb. 6-3: Grafik zu Praxisbeispiel für interne Verzinsung

Aus dem Schaubild wird deutlich, dass die Maßnahme bis 9,45% Renditeerwartung noch einen positiven Kapitalwert erwirtschaftet. Mit dem Kapitalwert erhält man also eine Rentabilitätsaussage gegenüber der für eingesetztes Kapital eigenen Mindestrenditeerwartung und kann diese Auswirkung relativ einfach in seine gesamtunternehmerischen Planungen, Investitionsportfolien oder Ähnliches überleiten. Darüber hinaus kann man mit dieser Kennzahl grundsätzlich alle Alternativprojekte mit analoger Eigenmittelbindung vergleichen, ungeachtet möglicher unterschiedlicher Laufzeiten, Kosten-/Erlösstrukturen etc., und erhält damit eine Vorteilhaftigkeitsaussage. Ein seriös handelnder Kaufmann wird sich jedoch nicht ausschließlich an reinen Rentabilitäts- und Vorteilhaftigkeitskriterien, sondern auch an Risikoüberlegungen orientieren. Operative Risiken müssen in die Planberechnungen einfließen. Werden allerdings alle quantifizierbaren Risiken kumulativ berücksichtigt, ist das weder sachgerecht, noch werden sich solche Projekte rentabel darstellen lassen. Insofern muss für die operativen

284

6 Investitionsrechnungen – Betriebswirtschaftliche Grundlagen

Risiken mit Annahmen gearbeitet werden, um ein möglichst realistisches Planszenario zu erstellen. In einem zweiten Schritt sollte für die wesentlichen Werttreiber, wie z. B. nutzbare Betriebsstunden einer Anlage und/oder schwankende Abnahmeverhältnisse durch Witterung oder Konjunktur, eine Sensitivitätsanalyse erstellt werden, die zeigt, wie sich die Gesamtrentabilität verändert, wenn sich das jeweilige Risikoelement um eine bestimmte Einheit ändert. Latente Grundrisiken, wie Gesetzes- oder Technologiewandel, lassen sich meist nicht einpreisen. Diese Risiken gehören zu der grundsätzlichen Unsicherheit in der Einschätzung und der Zuordnung zu einzelnen Investitionsobjekten von zukünftig eintretenden Effekten und Zahlungsreihen. Je weiter wirtschaftliche Auswirkungen in die Zukunft reichen, desto unsicherer sind sie einzuschätzen. Die folgende Abb. 6-4 veranschaulicht z. B., dass unter sonst gleichen Bedingungen eine Veränderung des Kostengefüges von 2% gegenüber den geplanten Kosten zu einer Verringerung des Kapitalwertes von über 60 T€ führen würde und damit im Negativfalle den ermittelten positiven Kapitalwert von 50,3 T€ in eine Wertvernichtung überkompensieren würde.

1%-Punkt EK-Zinsänderung

2%-Erlösänderung

2%-Kostenänderung

X%-Ölpreisänderung

-100

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

Veränderung Kapitalwert in T€

Abb. 6-4: Skizze einer grafischen Sensitivitätsdarstellung zum Praxisbeispiel

Die (dynamische) Amortisationsrechung bietet eine Aussage, ab wann die Anschaffungsauszahlung voraussichtlich durch erzielte (und auf den Betrachtungszeitpunkt diskontierte) Einnahmenüberschüsse rückverdient, also amortisiert wird. Aus Tabelle 6-11 wird deutlich, dass in unserem Beispiel die Investition aus Sicht des (Eigenmittel-)Investors „erst“ nach dem 13. Jahr erwirtschaftet wird, also ab dem 14. Jahr die Übererträge generiert werden. Salopp gesagt, wird bis zum 14. Jahr des Projektverlaufes „nur

6.4 Beispiel für die Anwendung der Investitionsrechnung in der Praxis

285

Geld gewechselt“ (wenn auch unter Zins- und Zinseszins-Betrachtung). Das ist – neben der zufrieden stellenden Rentabilitäts- und Vorteilhaftigkeitsbetrachtung – eine nützliche Zusatzinformation, die die Gesamtwürdigung relativiert. Wie bereits erwähnt, ist die (subjektive) Festlegung von Kriterien der Amortisationsdauer von zahlreichen Faktoren des Marktes und des Unternehmens beeinflusst. Nach menschlichem Ermessen sind Überschreitungen des Planhorizontes von mehr als acht Jahren hohen Unsicherheiten ausgesetzt. Unser vorliegendes Praxisbeispiel weist für die Amortisationsdauer eine Zahl in Jahren aus, die deutlich im kritischen Bereich liegt. Es muss daher überlegt werden, wie entweder die Risikoprämie – z. B. durch höhere Absatzpreise – erhöht oder das Risiko der Verschlechterung der Finanzsalden möglicherweise (weiter) begrenzt werden kann. Gegebenenfalls kann dies durch Versicherungen erreicht werden, deren Kosten jedoch nicht signifikant die Rentabilität des Projektes beieinträchtigen dürfen. Die Entscheidung, dieses Projekt durchzuführen, würde sich an der Frage orientieren, ob die Balance zwischen Rendite und Risiko „stimmt“. Ein finanzwirtschaftlicher Ertrag von rund 50 T€ ist zunächst attraktiv, für sich aber alleine nicht sprechend, sondern abhängig vom Verhältnis zum eingesetzten Kapital. Auch in dieser Hinsicht ist das Ergebnis mit einer inneren Rendite von 9,45% zunächst positiv. Eine Vorteilhaftigkeitsaussage kann aber erst durch Vergleich zu eigenen Kapitalkosten oder Marktzinssätzen gewonnen werden. Unter Hinzunahme der Erkenntnis aus der Amortisationsbetrachtung, dass 14 von 15 Perioden zur Rückverdienung benötigt werden, also unter sonst gleichen Bedingungen, ein (Teil-)Ausfall von Einnahmen oder unerwarteter Anstieg der Ausgaben in zwei Perioden bereits die Gesamtwirtschaftlichkeit gefährden kann, wirkt die bisher gewonnene Rentabilitätsaussage schon „fragwürdiger“. Nur wenn Planungssysteme und –kompetenzen bestehen, die ein hohes Vertrauen im Hinblick auf die festgelegten Prämissen und das Eintreten der unterstellten Entwicklungen genießen, würde das im vorliegenden Beispiel zu einer Zustimmung zur Investitionsentscheidung führen.

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung und Rahmenbedingungen

Um den wirtschaftlichen Erfolg einer KWK-Anlage sicherstellen zu können, sind Wirtschaftlichkeitsberechnungen nicht nur im Vorplanungs-, Entwurfs- oder Ausführungsstadium, sondern über die gesamte Errichtungs- und Nutzungsdauer der Anlage, begleitend bei allen anstehenden Investitionen durchzuführen. Bei konsequenter Anwendung über Jahre hinweg, wird feststellbar sein, dass nicht das Einsparen von Kosten sondern der auf Grund einer richtig interpretierten Kosten-Nutzen-Analyse optimale Einsatz der finanziellen Mittel ausschlaggebend für die Wirtschaftlichkeit der Energiebereitstellung ist. Wirtschaftlichkeitsberechnungen im Sinne dieser Ausarbeitung dienen der Bewertung und Ermittlung der wirtschaftlichen Auswirkungen einer vorgesehenen Investitionsentscheidung wie z.B. a) bei Umbau, Leistungsanpassung oder Neubau von Energieerzeugungsanlagen  als Grundlage für die Dimensionierung der Gesamtanlage oder der Einzelkomponenten bzw.,  zur Feinoptimierung von Anlagenkomponenten und Konzeptionen,  als Vergleichsgrundlage zur Auswahl/Gegenüberstellung von Angeboten oder unterschiedlichen Verfahren, b) bei vorhandenen oder in Planung befindlichen Anlagen  zur Ermittlung der Energiegestehungskosten (z.B. als Kalkulationsgrundlage zur Preisgestaltung). Wirtschaftlichkeitsberechnungen werden  zum Vergleich  zur Kontrolle  zur Optimierung der Energieerzeugungsanlagen eingesetzt.

288

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

Die von der betriebswirtschaftlichen Theorie zur Verfügung gestellten Verfahren  statische Wirtschaftlichkeitsberechnung und  dynamische Wirtschaftlichkeitsberechnung wurden in Kapitel 6 ausführlich erläutert. Jedes der Rechnungsverfahren hat seine Vor- und Nachteile. Ein wichtiges Unterscheidungsmerkmal ist der Berechnungsaufwand, mit dem jeweils das Ergebnis erzielt wird. Detaillierte Verfahren zur Ermittlung der Wirtschaftlichkeit einer Investition unter Berücksichtigung aller denkbaren Einflussparameter über die gesamte Lebensdauer der Investition sind verfügbar und geben einen sehr genauen Einblick über die zu erwartenden wirtschaftlichen Ergebnisse. Doch müssen auch für diese Detailrechnungen viele Parameter und deren Entwicklung im Zeitablauf festgelegt werden, über die zum Zeitpunkt der Berechnung nur Annahmen getroffen werden können. Das Risiko der Fehleinschätzung der künftigen Entwicklung verlagert sich somit auf die Parameterauswahl, was dazu führt, dass man durch die Variation der Parameter mit jeweils neuer Modellrechnung versucht, einen Überblick über die möglichen Entwicklungen zu erhalten. Der Aufwand für diese Berechnungen ist vergleichsweise hoch. Relativ sichere Aussagen über die Wirtschaftlichkeit einer Investition lassen sich jedoch auch mit einfacheren Verfahren gewinnen. Dem Ansatz dieses Buches entsprechend wird im folgenden ein Verfahren gezeigt, das bei vergleichsweise geringem Aufwand belastbare Ergebnisse insbesondere im Vergleich verschiedener Alternativinvestitionen bringt und gerade bei Voruntersuchungen erfolgreich eingesetzt wird. Das Verfahren lehnt sich an die, in der VDI-Richtlinie 2067 dargestellten Rechenwege an. Entsprechend dem in Kapitel 3 und 5 beschriebenen Vorgehen werden im Rahmen der vorbereitenden Arbeiten die Kostengrundlagen und die technische Konzeption der Varianten festgelegt. Der Wirtschaftlichkeitsvergleich erfolgt auf Basis der Jahreskosten, die sich auf kapital-, betriebsund verbrauchsgebundene Kosten aufteilen. Die Durchführung der eigentlichen Wirtschaftlichkeitsberechnung entsprechend Kapitel 3, Ziffer 3.6 erfolgt in folgenden Einzelschritten: 1. Zusammenstellung der Kostenansätze 2. Berechnung der Leistungs- und Arbeitswerte 3. Zusammenstellung der Investitionen und der Kapitalkosten 4. Zusammenstellung der betriebsgebundenen Kosten 5. Jahreskostenberechnung einschließlich Gegenüberstellung der Varianten 6. Sensitivitätsanalyse

7.1 Kostenansätze und Rahmenbedingungen

289

7.1 Kostenansätze und Rahmenbedingungen Im Regelfall wird im Zusammenhang mit den in Kapitel 3 unter Ziffer 3.1 beschriebenen Arbeiten auch die Ermittlung der Kostenansätze in einem Grundlagenkapitel erfolgen. Nachfolgende Tabelle 7.1-1 kann hierfür zur Zusammenstellung der Ergebnisse genutzt werden. Die Jahreskosten ergeben sich aus der Multiplikation der Leistungs- und Arbeitswerte (Kap. 7.2) mit den spezifischen Ansätzen aus der Tabelle 7.1-1. Tabelle 7.1-1: Beispieltabelle zur Zusammenstellung der Kostenansätze Benennung Personalkosten Energieerlöse - Strom * Leistungspreis * Arbeitspreis (Mischpreis HT/NT) - Wärme * Grundpreis * Arbeitspreis * Zählermiete (je Anschluß) Energiekosten (erzeugerseits) - Strom * Leistungspreis * Arbeitspreis (Mischpreis HT/NT) - Wärme * Grundpreis * Arbeitspreis Brennstoffkosten - Erdgas * Leistungspreis * Arbeitspreis * Zählermiete * Baukostenzuschuß (Investition) - Heizöl * Bezugskosten - Festbrennstoffe * Kohlebezugskosten

Betrag

Dim. T€/a

€/(kW*a) €/kWh €/(MW*a) €/MWh €/a

€/(kW*a) €/kWh €/(MW*a) €/MWh

€/(MW*a) €/MWh €/a € €/MWh €/MWh

Entsorgungskosten - Brennstoffasche und Filterrückstände

€/t

Zusatzwasserkosten

€/m3

Bezüglich der Ansätze für Stromeinspeisvergütungen, Brennstoffkosten usw. hier an dieser Stelle noch ein Hinweis auf die aktuellen energiepolitischen Rahmenbedingungen (EEG, KWK-Gesetz, Mineralölsteuergesetz usw.). Eine Aktualisierung dieser wichtigen Grundlagen für die Bewertung der Kosten- und Erlösansätze ist auch unter www.kwk-buch.de zu finden.

290

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

Tabelle 7.1-2: Übersicht KWK-Einspeisevergütung (KWK-Bonus) für neue Anlagen (Stand 2009)

Vergütung für neu errichtete KWK-Anlagen 5,11 Ct/kWhel für Inbetriebnahme einen Zeitraum von 10 Brennstoffzellenanzwischen 01.04.2002 Jahren ab Aufnahme lagen und 31.12.2016 des Dauerbetriebes Inbetriebnahme vor 01.01.2009 5,11 Ct/kWhel für KWK-Anlagen bis einen Zeitraum von 10 Inbetriebnahme 50 kWel Jahren ab Aufnahme zwischen des Dauerbetriebes 01.01.200931.12.2016 2008-2009: 2,1 Inbetriebnahme Ct/kWhel vor 01.01.2009 2010: 1,94 Ct/kWhel Leistungsanteil bis 50 kWel: 5,11 Ct/kWhel KWK-Anlagen 50 Leistungsanteil über kWel bis 2 MWel Inbetriebnahme 50 kWel: zwischen 01.04.2002 2,1 Ct/kWhel und 31.12.2016 6 Betriebsjahre ab Aufnahme in den Dauerbetrieb, max. 30.000 Vollbenutzungsstunden Leistungsanteil bis 50 kWel: 5,11 Ct/kWhel Leistungsanteil 50 kWel – 2 MWel: 2,1 Ct/kWh Inbetriebnahme KWK-Anlagen üLeistungsanteil über vor 01.01.2009 ber 2 MWel 2 MWel: 1,5 Ct/kWh 6 Betriebsjahre ab Aufnahme in den Dauerbetrieb, max. 30.000 Vollbenutzungsstunden

7.1 Kostenansätze und Rahmenbedingungen

291

Bei den Brennstoffkosten für flüssige und gasförmige Brennstoffe gilt es das „Öko-Steuer-Gesetz“ zu berücksichtigen. Danach ist der Brennstoffverbrauch von KWK-Anlagen von der Mineralölsteuer befreit bzw. zur Zahlung eines verminderten Satzes verpflichtet, wenn der Gesamtnutzungsgrad >= 70% bzw. von < 70% - 60% beträgt. Allgemein gilt für die Mineralölsteuer: Mineralölsteuersatz: Erdgas: 0,184 Ct/kWhHo, Heizöl: 4,09 Ct/l + Mineralölsteuer aus Ökosteuergesetz: Erdgas: 0,366 Ct/kWhHo, Heizöl: 2,045 Ct/l Für Betriebe des produzierenden Gewerbes gilt ein verminderter Satz von 60%. Mineralölsteuersatz: Erdgas: 0,184 Ct/kWhHo, Heizöl: 4,09 Ct/l + Mineralölsteuer aus Ökosteuergesetz: Erdgas: 0,2193 Ct/kWhHo, Heizöl: 1,23 Ct/l  KWK mit Gesamtnutzungsgrad >= 70% -> befreit  KWK mit Gesamtnutzungsgrad < 70% - 60% -> Zuschlag aus Ökosteuergesetz entfällt.  Strom aus KWK-Anlagen < 2 MWel ist von der Stromsteuer (ÖkoSteuer) befreit. Anhand des KWK-Gesetzes gilt: Die Stromeinspeisevergütung setzt sich bei Einspeisung ins Netz der öffentlichen Versorgung aus folgenden Komponenten zusammen:  Vergütung des üblichen Preises für den Strom (siehe 1)  Vergütung der vermiedenen Netznutzungskosten (siehe 2)  KWK-Bonus gemäß KWK-Gesetz (siehe 3) (1) Vergütung für den Strom Zitat (Stand August 2004): Artikel 3; Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes „...als üblicher Preis gilt der durchschnittliche Preis für Baseload-Strom an der Strombörse EEX in Leipzig im jeweils vorangegangenen Quartal.“ (2) Vermiedene Netznutzung gemäß Verbändevereinbarung VV2 plus Entsprechend der Verbändevereinbarung II plus erhalten dezentrale Erzeugungsanlagen vom Netzbetreiber in dessen Netz eingespeist wird ein Entgelt. Dieses Entgelt entspricht den durch die Einspeisung eingesparten Netznutzungsentgelten der vorgelagerten Spannungsebenen (ohne Netznutzungspreis für Umspannung). Es wird zwischen einem Leistungs- und

292

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

einem Arbeitspreis unterschieden, wobei zur Ermittlung des Leistungspreises die Laufzeit der Anlage berücksichtigt wird. Der Leistungspreis wird zudem erst ab einer gewissen Mindesteinspeisedauer erstattet. Für kleine Anlagen in der Größenordnung von 100 kWel erhält man etwa 0,5 ct/kWhel (Einspeisung ins Niederspannungsnetz). (3) KWK-Bonus Tabelle 7.1-3: Übersicht KWK-Einspeisevergütung (KWK-Bonus) für modernisierte Anlagen (Stand 2009)

Vergütung für modernisierte KWK Zeitpunkt der Bis 31.12.1989 WiederinbetriebInbetriebnahme nahme 2008:1,64 Ct/kWhel 01.04.2002 bis Vergütung 2009: 1,59 Ct/kWhel 31.12.2005 2009: 1,59 Ct/kWhel WiederinbetriebVor dem 01.04.2002 Zeitpunkt der nahme =alte und neue BeInbetriebnahme 01.01.2009 bis standsanlagen 31.12.2016 Leistungsanteil bis 50 kWel: 5,11 Ct/kWhel Leistungsanteil über 50 kWel: 2,1 Ct/kWhel Leistungsanteil über 2 Vergütung MWel: 1,5 Ct/kWhel 6 Betriebsjahre ab Aufnahme in den Dauerbetrieb, max. 30.000 Vollbenutzungsstunden Die Zahlung des KWK-Bonus erfolgt unabhängig davon, ob der Strom ins Netz eingespeist oder selbst verbraucht wird. Damit verbessert sich die Wirtschaftlichkeit von vielen kleinen KWK-Anlagen, wenn möglichst viel Strom selbst verbraucht werden kann und damit der Reststrombezug sinkt. Zuschläge für Neu-/Ausbau von Wärmenetzen Im neuen KWK-Gesetz von 2009 wird erstmals der Neu- und Ausbau von Wärmenetzen die über KWK-Anlagen gespeist werden, gefördert. Gemäß § 5 der KWK-Novelle muss das Netz bis zum 31.12.2020 in Betrieb genommen werden. Um ein Anrecht auf eine Vergütung zu erhalten, muss die Wärme mindestens zu 50 % aus KWK-Anlagen erzeugt werden, nach

7.1 Kostenansätze und Rahmenbedingungen

293

dem Endausbau des Netzes ist ein Nachweis zu erbringen, dass ein KWKDeckungsgrad von mindestens 60 % für das entsprechende Wärmenetz vorliegt. Zugleich muss mindestens ein Wärmeabnehmer an das Wärmenetz angeschlossen sein, der nicht gleichzeitig Eigentümer oder Anlagenbetreiber der in das Netz einspeisenden Anlage ist. Der Zuschlag für das Wärmenetz beträgt je Millimeter Nenndurchmesser der neu verlegten Wärmeleitung einen Euro pro Meter Trassenlänge, wobei maximal 20 % der Investitionssumme bezuschusst werden. Dabei darf die maximale Summe von 5 Millionen Euro je Projekt nicht überschritten werden. Vergütung für Strom aus erneuerbaren Energieträgern Wird Strom aus erneuerbaren Energieträgern gewonnen, so greift hinsichtlich der Vergütung das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG). In Bezug auf die Kraft-Wärme-Kopplung wird die Nutzung von Abwärme bei der regenerativen Stromerzeugung durch einen Bonus gefördert. Damit ist ein wirtschaftlicher Anreiz gegeben bei der Nutzung von Biomassen und Geothermie die Wärme einer sinnvollen Nutzung zuzuführen. Damit wird die Kraft-Wärme-Kopplung gestärkt. Die Höhe der Vergütungssätze ist von vielen Faktoren wie z.B. der Leistungsklasse und der Technologie abhängig. Darüber hinaus hat der Gesetzgeber eine stärkere Degradation der Vergütungssätze in die Novellierung 2008 eingefügt. Bei der Entwicklung von KWK-Projekten auf Basis regenativer Energieträger muss die Vergütung individuell anhand der Projektdaten ermittelt werden. Als ersten Einstieg in diese Thematik bieten die nachfolgenden Ausführungen eine Übersicht über die zum Stand 1.1.2009 gültigen Randbedingungen des EEG. Mit Rücksicht auf die Übersichtlichkeit wurden hier an dieser Stelle nur die Ansätze berücksichtigt, die für KWK-Anlagen interessant sind (d.h. die Ansätze für Windenergie, Wasserkraft usw. bleiben hier unberücksichtigt). Das "Erneuerbare-Energien-Gesetz" (EEG) trat am 01.04.2000 in Kraft und regelt die Abnahme und die Vergütung von ausschließlich aus erneuerbaren Energiequellen gewonnenem Strom. Das novellierte EEG trat am 01.08.2004 mit der Verkündung im Bundesgesetzblatt in Kraft. Eine weitere Überarbeitung wurde am 06.06.2008 im Bundestag verabschiedet und soll zum 01.01.2009 in Kraft treten. Das neue Gesetz verfolgt das Ziel, den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis zum Jahr 2020 auf 25 bis 30 Prozent und danach kontinuierlich weiter zu erhöhen. Netzbetreiber sind nach dem EEG verpflichtet, Anlagen auf Basis erneuerbarer Energiequellen an das Netz anzuschließen und den Strom vorrangig abzunehmen und nach EEG §6 bis 11 zu vergüten. Die Vergütun-

294

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

gen und auch die Boni sind degressiv gestaltet in Abhängigkeit vom Inbetriebnahmedatum der Anlage ab Inkrafttreten der EEG-Novelle (1.1.2009). Der Prozentsatz, um den die Vergütungen und Boni jährlich sinken, beträgt für Strom aus: - Deponiegas (§ 24): 1,5 Prozent, - Klärgas (§ 25): 1,5 Prozent, - Grubengas (§ 26): 1,5 Prozent, - Biomasse (§ 27): 1,0 Prozent, - Geothermie (§ 28): 1,0 Prozent. Die Vergütungen werden jeweils für die Dauer von 20 Kalenderjahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres gezahlt. Tabelle 7.1-4: EEG-Vergütungssätze für Strom aus Biomasse (Stand 2009) Stromerlöse Biomasse

2009

Einheit

- Grundvergütung bis 150 kW

116,7

€/MWh

- Grundvergütung 151 bis 500 kW

91,8

€/MWh

- Grundvergütung 501 bis 5.000 kW

82,5

€/MWh

- Grundvergütung 5001 bis 20.000 kW

77,9

€/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 500 kW

60

€/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 5 MW

40

€/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 5 MW bei Holzverbrennung

25

€/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 500 kW anaerobe Vergärung

70

€/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 500 kW anaerobe Vergärung und Landschaftspflegematerial

90

€/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 150 kW anaerobe Vergärung und 30% Gülle

110

€/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 500 kW anaerobe Vergärung und 30% Gülle

80

€/MWh

- KWK-Bonus

30

€/MWh

- Technologiebonus (nach I.2.a)

20

€/MWh

Bei der Ermittlung der EEG-Stromeinspeisevergütung zusätzliche zu beachtende Randbedingungen wie folgt: Als NaWaRo zugelassene Biomassen (gemäß EEG-Anlage 2, III. Positivliste): Als nachwachsende Rohstoffe im Sinne der EEG-Nummer I.1.a gelten insbesondere (Positivliste): 1. Aufwuchs von Wiesen und Weiden als Ganzpflanzen in Form von Grüngut, Trockengut und Silage, 2. Ackerfutterpflanzen einschließlich als Ganzpflanzen geerntetes Getreide, Ölsaaten und Leguminosen als Grüngut, Trockengut und Silage, 3. nicht aufbereitete Gemüse-, Heil- und Gewürzpflanzen, Schnittblumen,

7.1 Kostenansätze und Rahmenbedingungen

295

4. Körner, Samen, Corn-Cob-Mix, Knollen, Rüben (einschließlich Zuckerund Masserüben), Obst, Gemüse, Kartoffelkraut, Rübenblätter, Stroh als Grüngut, Trockengut und Silage, 5. Rapsöl und Sonnenblumenöl, jeweils raffiniert und unraffiniert, 6. Palmöl und Sojaöl, raffiniert und unraffiniert, sofern nachweislich die Anforderungen der Verordnung nach § 64 Abs. 2 Nr. 1 eingehalten sind, 7. das bei der Durchforstung und bei der Stammholzernte in forstwirtschaftlichen Betrieben anfallende Waldrestholz, Rinde und Holz aus Kurzumtriebsplantagen, 8. Pflanzen- oder Pflanzenbestandteile, die im Rahmen der Landschaftspflege anfallen, 9. Kot und Harn einschließlich Einstreu von Nutztieren und Pferden, sowie Futterreste, die im landwirtschaftlichen Betrieb anfallen. Gemäß EEG-Anlage 2, V.: Positivliste der rein pflanzlichen Nebenprodukte und ihrer Standard-Biogaserträge (Kilowattstunden elektrisch pro Tonne Frischmasse). Biertreber (frisch oder abgepresst) Gemüseabputz Gemüse (aussortiert) Getreide (Ausputz) Getreideschlempe (Weizen) aus der Alkoholproduktion Getreidestaub Glycerin aus der Verarbeitung von Pflanzenölen Heil- und Gewürzpflanzen (aussortiert) Kartoffeln (aussortiert) Kartoffeln (gemust, mittlerer Stärkegehalt) Kartoffelfruchtwasser aus der Stärkeproduktion Kartoffelprozesswasser aus der Stärkeproduktion Kartoffelpülpe aus der Stärkeproduktion Kartoffelschalen Kartoffelschlempe aus der Alkoholproduktion Melasse aus der Rübenzucker-Herstellung Obsttrester (frisch, unbehandelt) Rapsextraktionsschrot Rapskuchen (Restölgehalt ca. 15 Prozent) Schnittblumen (aussortiert) Zuckerrübenpresskuchen aus der Zuckerproduktion Zuckerrübenschnitzel

231 kWh/t FM 100 kWh/t FM 150 kWh/t FM 960 kWh/t FM 68 kWh/t FM 652 kWh/t FM 1346 kWh/t FM 220 kWh/t FM 350 kWh/t FM 251 kWh/t FM 43 kWh/t FM 11 kWh/t FM 229 kWh/t FM 251 kWh/t FM 63 kWh/t FM 629 kWh/t FM 187 kWh/t FM 1038 kWh/t FM 1160 kWh/t FM 210 kWh/t FM 242 kWh/t FM 242 kWh/t FM

Die rein pflanzlichen Nebenprodukte dürfen verwendet werden, erhalten aber keinen NaWARo Bonus.

296

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

Nicht als NaWaRo zugelassene Biomassen gemäß EEG-Anlage 2, IV.: Nicht als nachwachsende Rohstoffe im Sinne der EEG-Nummer I.1.a gelten (Negativliste): 1. aussortiertes Gemüse, aussortierte Kartoffeln, aussortierte Heil- und Gewürzpflanzen, sowie aussortierte Schnittblumen, 2. Getreideabputz, Rübenkleinteile, Rübenschnitzel als Nebenprodukt der Zuckerproduktion, 3. Gemüseabputz, Kartoffelschalen, Pülpe, Treber, Trester, Presskuchen und Extraktionsschrote aus der Pflanzenölherstellung, 4. Glycerin aus der Verarbeitung von Pflanzenölen, 5. Pflanzenöle, die als Abfall anfallen, 6. Palmöl und Sojaöl, es sei denn, es genügt den Anforderungen der Verordnung nach § 64 Abs. 2 Nr. 1, 7. Bioethanol, 8. Schlempe aus der Herstellung von Bioethanol, 9. Säge- und Hobelspäne, 10.Bioabfälle im Sinne der Bioabfallverordnung mit Ausnahme von Tierfäkalien und Abfällen aus der Forstwirtschaft und 11.Kot und Harn von Heimtieren mit Ausnahme von Pferden. Besondere Bedingungen für die Gewährung des EEG-Technologiebonus gemäß EEG-Anlage 1, I. bei Gasaufbereitung zu Erdgas: Der Anspruch auf den Technologie-Bonus besteht für Strom, soweit das nach EEG § 24 Abs. 2, EEG § 25 Abs. 2 oder EEG § 27 Abs. 2 eingespeiste Gas auf Erdgasqualität aufbereitet und nachgewiesen wurde, dass folgende Voraussetzungen eingehalten wurden: a) maximale Methanemissionen in die Atmosphäre bei der Aufbereitung von 0,5 Prozent, b) ein maximaler Stromverbrauch für die Aufbereitung von 0,5 Kilowattstunden pro Normkubikmeter Rohgas, c) Bereitstellung der Prozesswärme für die Aufbereitung und die Erzeugung des Klär- oder Biogases aus Erneuerbaren Energien, Grubengas oder aus der Abwärme der Gasaufbereitungs- oder Einspeiseanlage ohne den Einsatz zusätzlicher fossiler Energie d) maximale Kapazität der Gasaufbereitungsanlage von 700 Normkubikmetern aufbereitetem Rohgas pro Stunde. Der Technologiebonus beträgt bis zu einer maximalen Kapazität der Gasaufbereitungsanlage von a) 350 Normkubikmetern aufbereitetem Rohgas pro Stunde 2,0 Cent pro Kilowattstunde und

7.1 Kostenansätze und Rahmenbedingungen

297

b) 700 Normkubikmetern aufbereitetem Rohgas pro Stunde 1,0 Cent pro Kilowattstunde. Besondere Bedingungen für die Gewährung des EEG-Technologiebonus gemäß EEG-Anlage 1, II. für innovative Anlagentechnik: Der Anspruch auf den Technologie-Bonus besteht für Strom soweit er mit einer der folgenden Anlagen oder Techniken oder mit einem der folgenden Verfahren erzeugt worden ist, und dabei auch eine Wärmenutzung nach EEG-Anlage 3 erfolgt, oder ein elektrischer Wirkungsgrad von mindestens 45 Prozent erreicht wird: a) Umwandlung der Biomasse durch thermochemische Vergasung, b) Brennstoffzellen, c) Gasturbinen, d) Dampfmotoren, e) Organic-Rankine-Anlagen, f) Mehrstoffgemisch-Anlagen, insbesondere Kalina-Cycle-Anlagen, g) Stirling-Motoren, h) Techniken zur thermochemischen Konversion ausschließlich von Stroh und anderer halmgutartiger Biomasse oder i) Anlagen zur ausschließlichen Vergärung von Bioabfällen, die unmittelbar mit einer Einrichtung zur Nachrotte der festen Gärrückstände verbunden sind und die nachgerotteten Gärrückstände stofflich verwertet werden. Der Technologiebonus beträgt 2,0 Cent pro Kilowattstunde. Beim Einsatz von BHKW Anlagen ohne fossile Stützfeuerung ist zu beachten (EEG-Anlage 2, I 2): - Bei Anlagen ab einer Leistung von über 150 Kilowatt besteht der Anspruch nur, wenn ausschließlich gasförmige oder feste Biomasse zur Stromerzeugung eingesetzt wird. Die Verwendung flüssiger Biomasse für die notwendige Zünd- und Stützfeuerung steht dem Anspruch nicht entgegen. - Bei Splittung der BHKW Anlagen auf mehrere Standorte (EEG § 19) gelten mehrere Anlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung der Vergütung für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator als eine Anlage, wenn 1. sie sich auf demselben Grundstück oder sonst in unmittelbarer räumlicher Nähe befinden, 2. sie Strom aus gleichartigen Erneuerbaren Energien erzeugen, 3. der in ihnen erzeugte Strom nach den Regelungen dieses Gesetzes in Abhängigkeit von der Leistung der Anlage vergütet wird und

298

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

4. sie innerhalb von zwölf aufeinander folgenden Kalendermonaten in Betrieb gesetzt worden sind. Für den KWK-Bonus (EEG-Anlage 3) gelten besondere Bedingungen. Der Anspruch auf den KWK-Bonus nach EEG § 27 Abs. 4 Nr. 3 besteht bis einschließlich einer Anlagenleistung von 20 Megawatt, soweit es sich um Strom im Sinne von § 3 Abs. 4 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes handelt und eine Wärmenutzung im Sinne der EEG-Positivliste Nummer III vorliegt oder die Wärmenutzung nachweislich fossile Energieträger in einem mit dem Umfang der fossilen Wärmenutzung vergleichbaren Energieäquivalent ersetzt und die Mehrkosten, die durch die Wärmebereitstellung entstehen, nachweisbar sind und mindestens 100 Euro pro Kilowatt Wärmeleistung betragen. Gemäß EEG-Anlage 3, III. Positivliste gelten als Wärmenutzungen im Sinne EEG-Nummer I.2: 1. die Beheizung, Warmwasserbereitstellung oder Kühlung von Gebäuden im Sinne von § 1 Abs. 1 Nr.1 der Energieeinsparverordnung bis zu einem Wärmeeinsatz von 200 Kilowattstunden pro Quadratmeter Nutzfläche im Jahr, 2. die Wärmeeinspeisung in ein Netz mit einer Länge von mindestens 400 Meter und mit Verlusten durch Wärmeverteilung und -übergabe, die unter 25 Prozent des Nutzwärmebedarfs der Wärmekundinnen oder kunden liegen, 3. die Nutzung als Prozesswärme für industrielle Prozesse im Sinne der Nummern 2 bis 6, 7.2 bis 7.34 sowie 10.1 bis 10.10, 10.20 bis 10.23 der Anlage der Vierten Verordnung zur Durchführung des BundesImmissionsschutzgesetzes vom 14. März 1997 (BGBl. I S. 504) zuletzt geändert durch Art. 3 des Gesetzes vom 23.Oktober 2007 (BGBl. I S. 2470) und die Herstellung von Holzpellets zur Nutzung als Brennstoff, 4. die Beheizung von Betriebsgebäuden für die Geflügelaufzucht, wenn die Vorraussetzungen nach Nummer I. 3. erfüllt werden, 5. Die Beheizung von Tierställen mit folgenden Obergrenzen: a) Geflügelmast: 0,65 Kilowattstunden pro Tier b) Sauenhaltung: 150 Kilowattstunden pro Sau und Jahr sowie 7,5 Kilowattstunden pro Ferkel c) Ferkelaufzucht: 4,2 Kilowattstunden pro Ferkel d) Schweinemast: 4,3 Kilowattstunden pro Mastschwein, sowie 6. die Beheizung von Unterglasanlagen für die Aufzucht und Vermehrung von Pflanzen, wenn die Vorraussetzungen nach EEG-Nummer I. 3. erfüllt werden

7.1 Kostenansätze und Rahmenbedingungen

299

7. die Nutzung als Prozesswärme zur Aufbereitung von Gärresten zum Zweck der Düngemittelherstellung. Gemäß EEG-Anlage 3, IV. (Negativliste) gilt nicht als Wärmenutzungen im Sinne von EEG-Nummer I.2. und I.3: 1. die Beheizung von Gebäuden, die nach § 1 Abs. 2 der Energieeinsparverordnung nicht Gegenstand der Verordnung sind mit Ausnahme der Gebäude, die von Nummer III.4. bis 6. erfasst werden, 2. die Abwärmenutzung aus Biomasseanlagen zur Verstromung insbesondere in Organic-Rankine und Kalina-Cycle-Prozessen und 3. die Wärmenutzung aus Biomasseanlagen, die fossile Brennstoffe beispielsweise für den Wärmeeigenbedarf einsetzen.“ Investitionsförderung von Mini-KWK-Anlagen (Quelle: www.bafa.de) Das Bundesumweltministerium (BMU) hat eine nationale Klimaschutzinitiative gestartet als Teil des integrierten Energie- und Klimaschutzprogramms der Bundesregierung. Im Rahmen der Klimaschutzinitiative werden auch Mini-KWK-Anlagen mit einer Leistung bis 50 kWel durch einen Investitionszuschuss gefördert. Die Förderung setzt sich zusammen aus einer Basis- und einer Umweltbonusförderung. Die Basisförderung ist gekoppelt an folgende Vorgaben: x Übertreffen der EU-Richtlinie für KWK-Kleinstanlagen:

x

- mind. 10% Primärenergieeinsparung - mind. 80% Jahresnutzungsgrad Vollwartungsvertrag vom Hersteller

x

integrierter Stromzähler.

x

Einhaltung der jeweils gültigen TA-Luft.

Einen Umweltbonus erhalten KWK-Anlagen mit besonders geringen Schadstoffemissionen, die jeweils weniger als 50% NOx und CO emittieren als von der jeweils gültigen TA-Luft vorgegeben. Der Förderbetrag besteht aus einem leistungsabhängigen Anteil und einem Faktor für Vollbenutzungsstunden (Vbh-Faktor). Förderung = Vbh-Faktor x Leistungs-Anteil Der Leistungs-Anteil ergibt sich aus der Summe von Basis und Bonusförderung.

300

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

Tabelle 7.1-5: Basis- und Bonusförderung Mini-KWK-Anlagen

Leistung min. (kWel) 0 4 6 12 25 0 12

Leistung max. (kWel) bis Basisförderung 4 6 12 25 50 Bonusförderung 12 50

Euro je kWel, addiert je Leistungsstufe 1.550 775 250 125 50 100 50

Der Vbh-Faktor besteht aus „Vollbenutzungsstunden laut Förderantrag“ geteilt durch den Zielwert von 5.000 Vollbenutzungsstunden. Bei unter 5.000 Vollbenutzungsstunden laut Förderantrag wird der Faktor wie folgt berechnet: Vbh-Faktor = Vollbenutzungsstunden/5.000 Ab 5.000 Vollbenutzungsstunden ist der Faktor gleich eins.

7.2 Berechnung der Leistungs- und Arbeitswerte Die gesamte Erzeugerleistung (thermisch und elektrisch) teilt sich bei KWK-Anlagen im Regelfall auf die Anlagengruppen a) KWK-Anlage b) Reserve-/Spitzenlast-Kesselanlage c) Stromanschluss an das kommunale/überregionale Versorgungsnetz d) Notstromanlage (optional) auf. Anhand der aus der jeweils speziellen Projektsituation vorgegebenen Randbedingungen und den Leistungskurven der Verbraucher (z.B. Jahresdauerlinie) ist die Gesamtanlage zunächst entsprechend den Ausführungen in Kapitel 3, 4 und 5 konzeptionell zu entwerfen und zu dimensionieren. Anschließend erfolgt die Berechnung der Leistungs- und Arbeitswerte für die, am Austritt aus der Erzeugungsanlage bereitgestellte Nutzenergie.

7.2 Berechnung der Leistungs- und Arbeitswerte

301

Tabelle 7.2-1: Zusammenstellung der Leistungs- und Arbeitswerte (Beispieltabelle) DIM

Variante....

thermische Energie - Netzhöchstlast

MW

[1]

- gesamte inst. Wärmeleistung * inst. Wärmeleistung KWK-Anlage * inst. Wärmeleistung Spitzenkesselanlage

MW MW MW

[2] [3] [4]

MWh/a MWh/a MWh/a

[5] [6] [7]

MW MW MW MW MW

[8] [9] [10] [11] [12]

MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a

[13] [14] [15] [16]

- Jahreswärmebedarf * Anteil KWK-Anlage * Anteil Spitzenkesselanlage elektrische Energie - Netzhöchstlast - Notstrombedarf - inst. KWK-Leistung - inst. Notstromleistung - Leistung EVU-Anschluß (Übergabestation) - Jahresstrombedarf * Anteil KWK-Anlage * Anteil Notstromanlage * Anteil Strombezug Brennstoffbedarf - Leistung * Erdgasanschluß Anteil KWK-Anlage Anteil Spitzenkesselanlage Anteil Notstromanlage * Heizölbedarf Anteil KWK-Anlage Anteil Spitzenkesselanlage Anteil Notstromanlage * Festbrennstoffbedarf Anteil KWK-Anlage Anteil Spitzenkesselanlage - Jahresarbeit * Erdgasbedarf Anteil KWK-Anlage Anteil Spitzenkesselanlage Anteil Notstromanlage * Heizölbedarf Anteil KWK-Anlage Anteil Spitzenkesselanlage Anteil Notstromanlage * Festbrennstoffbedarf Anteil KWK-Anlage Anteil Spitzenkesselanlage - Reststoffmengen (nur bei Festbrennstoffeuerungen) Asche, Flugstaub

[17] MW MW MW MW MW MW MW MW [18] MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a [19] t/a

Berechnet werden die Leistungs- und Arbeitswerte für die    

elektrische Leistung thermische Leistung elektrische Jahresarbeit thermische Jahresarbeit

Aufgeteilt auf die einzelnen Brennstoffarten sind jetzt der  Brennstoff-Leistungsbedarf und der  Jahres-Brennstoffbedarf

302

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

zu berechnen. Im Anschluss daran erfolgt die Ermittlung des Stombezugs mit  maximalem Leistungsbezug und  Jahresstombezug. Der gesamte Berechnungsvorgang kann für die jeweils ausgewählten Varianten tabellarisch entsprechend der Beispiel-Tabelle 7-5 durchgeführt werden. Das prinzipielle Rechenverfahren ist hierbei für alle KWKVarianten gleich. In Einzelfällen (z.B. Dampfkraftwerke) müssen die Auslegungsergebnisse gemäß den Ausführungen in Kapitel 5 auf die hier erforderlichen Kennwerte umgerechnet werden. Es empfiehlt sich, zur Verdeutlichung der systemspezifischen Unterschiede alle zu untersuchenden Varianten in einer gemeinsamen Tabelle zusammenzufassen. Die nachfolgenden Erläuterungen zur Vorgehensweise beziehen sich auf die in Tabelle 7.2-1 enthaltene Nummerierung. [1][8] Netzhöchstlast Die Netzhöchstlast wird bei der Berechnung der GesamtLeistungspreisgutschrift (sofern Leistungspreise erhoben werden) benötigt. Darüber hinaus dient sie als Beurteilungs- und Auslegungsgrundlage für die Gesamtanlage. Die Netzhöchstlast ist die höchste, im Referenzjahr von der Energieerzeugungsanlage abgegebene Wärme- oder Strommenge je Zeiteinheit. Im Normalfall wird dieser Wert der Jahresdauerlinie entnommen (Spitzenwert der Jahresdauerlinie). Sind die tatsächlichen Bedarfswerte nicht bekannt, kann die thermische Netzhöchstlast aus der Summe der Wärmebedarfswerte der thermischen Energieverbraucher unter Berücksichtigung der Netzgleichzeitigkeitsfaktoren und der Netzverluste gemäß der nachfolgenden Formel errechnet werden. Der Netzgleichzeitigkeitsfaktor berücksichtigt dabei die zeitlichen Unterschiede im Lastgangverhalten der angeschlossenen Wärmeverbraucher. D.h. der Netzgleichzeitigkeitsfaktor berücksichtigt, dass auch im Maximallastfall im Winter nicht alle Wärmeverbraucher zeitgleich die Anschlussleistung benötigen. Dies ergibt sich zum Beispiel aus der unterschiedlichen Ausrichtung der Gebäude und damit der unterschiedlichen Sonnenbestrahlung, aus unterschiedlichem Nutzerverhalten und vielem mehr. Üblicherweise bestehen hier bei Fernwärmenetzbetreibern entsprechende Erfahrungswerte. Die Berechnung der elektrischen Netzhöchstlast anhand von einzelnen Verbraucherdaten ist selten erforderlich, da die erforderlichen Eckdaten, wenn keine anderen Angaben vorliegen, aus den Abrechnungsunterlagen

7.2 Berechnung der Leistungs- und Arbeitswerte

303

des EVU entnommen werden können. Wo dennoch Berechnungen erforderlich sind, kann die nachfolgende Formel verwendet werden. P max = (Summe PN ) * f G * f V P

max

= Netzhöchstlast des gesamten Wärmeverteilnetzes, gemessen am

Austritt aus der Wärmeerzeugungsanlage P

N

= Norm-Wärmeleistungsbedarf der Energieverbraucher

f

G

= Netzgleichzeitigkeitsfaktor Erfahrungswert in Abhängigkeit der Netzgröße: f G = 0,7 bis 0,95

f

V

= Netzverlustfaktor f V berücksichtigt die Wärmeverluste im Wärmetransport- u. Verteilnetz Erfahrungswert in Abhängigkeit der Netzgröße: f V = 1,01 bis 1,08

[2] Gesamte installierte Wärmeleistung Die gesamte installierte Wärmeleistung entspricht der Summe der Nennwärmeleistungen aller Energieerzeugungseinheiten. Der Wert muss den Wärmebedarf um die erforderliche Reserveleistung überschreiten. [3] Installierte Wärmeleistung der KWK-Anlage [10] Installierte elektrische Leistung der KWK-Anlage Zwischen installierter Wärmeleistung und installierter elektrischer Leistung besteht ein eindeutiger mathematischer Zusammenhang. Bei wärmeorientiertem Betrieb wird auf Basis der thermischen Jahresdauerlinie der Leistungsbereichsanteil der KWK-Anlage unter Berücksichtigung der in Kapitel 3, 4 und 5 enthaltenen Anregungen mit dem Ziel festgelegt, hohe Benutzungsstunden für die KWK-Anlage zu erreichen, wobei die Netzleistung im zu versorgenden Stromnetz zu beachten ist. Die mit den in Kapitel 5 angegebenen Wirkungsgradansätzen durchgeführten Berechnungen führen zunächst zu den aggregatespezifischen Leistungs- und Verbrauchsdaten. Nicht enthalten in den Werten sind die Leistungen der elektrisch angetriebenen Hilfsaggregate und der thermische Eigenbedarf der gesamten Erzeugungsanlage. Während der thermische Eigenbedarf bei den meisten Anlagenkonzepten vernachlässigbar ist, muss der elektrische Eigenbedarf im Regelfall separat erfasst werden. Die Hauptverbraucher sind für die einzelnen Varianten unterschiedlich zu bewerten. Die Kapitel 5.1 bis 5.4 enthalten hierfür

304

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

die erforderlichen Hinweise. Es empfiehlt sich, die Rechenergebnisse der Leistungswerte entsprechend den dort angegebenen Tabellen festzuhalten. Die Leistungswerte der bei allen Energieerzeugungsvarianten gleichermaßen vorhandenen Einrichtungen, wie z.B. Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen u. s. w., können unberücksichtigt bleiben, wenn nur ein Systemvergleich durchzuführen ist. Die Abhängigkeiten zwischen thermischer und elektrischer Leistung der KWK-Aggregate ergeben sich anhand folgender mathematischer Zusammenhänge. Mit Rücksicht auf eine eindeutige Darstellung wurden in Abkehr von der sonst z. T. üblichen Schreibweise alle Leistungswerte mit dem Buchstaben P gekennzeichnet und alle Arbeitswerte mit dem Buchstaben Q. Pth Kth =

Pel Kel =

Kges = Kel + Kth

PBr

PBr

durch Gleichsetzen von QBr erhält man: Pel * Kth

Pth * Kel Pth =

Pel =

Kth P P P K K K

th el Br th el ges

= = = = = =

Kel

thermische Leistung eines KWK-Aggregates (MW elektrische Leistung eines KWK-Aggregates (MW Brennstoffleistungsbedarf eines KWK-Aggregate (MW thermischer Wirkungsgrad eines KWK-Aggregates elektrischer Wirkungsgrad eines KWK-Aggregates Gesamt-Wirkungsgrad eines KWK-Aggregates

th el Br

) ) )

[4] installierte Wärmeleistung der Spitzenkesselanlage Die Leistung der Spitzenkesselanlage errechnet sich aus der Differenz zwischen Netzhöchstlast [1] und der unter [3] ermittelten installierten Wärmeleistung der KWK-Anlage. Zusätzlich ist im Regelfall der Ausfall des größten installierten Wärmeerzeugers zu berücksichtigen und über Reserveanlagen, Fremdeinspeisungen oder abschaltbare Lieferverträge abzusichern.

7.2 Berechnung der Leistungs- und Arbeitswerte

305

[5] Jahreswärmebedarf Der Jahreswärmebedarf entspricht der am Übergabepunkt zum Wärmeversorgungsnetz anfallenden thermischen Jahresarbeit. Der Wert errechnet sich aus der thermischen Jahresdauerlinie. Hier entspricht er der Fläche unterhalb der Jahresdauerlinienkurve. Sind keine Referenzdaten verfügbar, kann er auch aus der Summe der Jahres-Nutzwärmearbeit der Einzelverbraucher plus Zuschlag für Netzverluste errechnet werden. [6] Anteil der KWK-Anlage an der Deckung des Jahreswärmebedarfs [14] Anteil der KWK-Anlage an der Deckung des Jahresstrombedarfs a) Wärmeorientierter Betrieb: Unter [3] wurde die Wärmeleistung der KWK-Anlage festgelegt und in die Jahresdauerlinie eingetragen. Die Fläche unter dieser Kurve entspricht dem Anteil der KWK-Anlage an der Gesamt-Jahresarbeit. Bei der Berechnung der Jahresarbeit bzw. bei der Festlegung der zugehörigen Fläche in der Jahresdauerlinie sind Stillstandszeiten für Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten zu berücksichtigen. Für die planbaren Maßnahmen wird man Schwachlastzeiten an Wochenenden bzw. in den Sommermonaten auswählen, in denen nicht die gesamte KWK-Anlagenleistung benötigt wird und somit Reserveleistung verfügbar ist. In diesem Fall wirkt sich die Verringerung der verfügbaren Aggregateleistung nicht aus. Ist dies nicht möglich, wird der ausfallende thermische KWK-Anteil durch die Spitzenkesselanlage gedeckt, wodurch sich der zugehörige Anteil in der Jahresdauerlinie entsprechend verändert. Zu berücksichtigen ist auch inwieweit ganzjährig die thermische und die elektrische KWK-Leistung gleichzeitig in beiden Versorgungsnetzen absetzbar sind. Hieraus können sich auch Stillstandszeiten für die KWKAnlage ergeben. Hinzu kommen noch aggregatespezifische Stillstandszeiten, bei denen eine Verschiebung auf Schwachlastzeiten nicht möglich ist (siehe z.B. Kapitel 5.1). Haupteinflussgröße für den Brennstoffbedarf ist in diesem Zusammenhang das Teillastverhalten der Gesamtanlage. Wärmeverluste, Verschmutzungsgrad der Wärmetauscher und Teillastbetrieb der Aggregate wirken sich zwar nicht immer auf die abgegebene Leistung im Volllastfall, wohl aber auf die nutzbare Jahresarbeit und den zugehörigen Brennstoffbedarf aus. Diese Einflüsse werden durch Abschläge auf die Wirkungsgrade beim thermischen oder elektrischen Jahresnutzungsgrad berücksichtigt. Anhand der thermischen Jahresdauerlinie und unter Berücksichtigung der Ausführungen in den Kapiteln 5.1 bis 5.4 kann für die einzelnen Sys-

306

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

teme die Betriebszeit der einzelnen Lastpunkte abgeschätzt und der durchschnittliche thermische und elektrische Jahresnutzungsgrad bestimmt werden. Im Regelfall liegen die Werte ein bis zwei Punkte unter den entsprechenden Wirkungsgradansätzen. Mit Hilfe der Nutzungsgrade können dann anhand der nachfolgend dargestellten mathematischen Zusammenhänge aus der thermischen Jahresarbeit die zugehörige elektrische Jahresarbeit (oder umgekehrt) und der Jahresbrennstoffbedarf errechnet werden. Für die Berechnung der elektrischen und thermischen Jahresarbeit sowie für die Berechnung des Jahresbrennstoffbedarfs sind die Jahresnutzungsgrade und nicht die Wirkungsgradansätze zu berücksichtigen. Qth

Qel

Kth =

Kges = Kel

Kel =

+

Kth

QBr

QBr

durch Gleichsetzen von QBr erhält man: Qth *

Kel

Kth Q Q Q

th el Br

K th K el K ges

Qel *

Kth

Qth =

Qel =

= = = = = =

Kel

thermische Jahresarbeit der KWK-Anlage (MWh elektrische Jahresarbeit der KWK-Anlage (MWh Jahresbrennstoff-Energiebedarf der KWK-Anlage (MWh thermischer Jahresnutzungsgrad eines KWK-Aggregates elektrischer Jahresnutzungsgrad eines KWK-Aggregates Gesamt-Nutzungsgrad eines KWK-Aggregates

th el Br

/a) /a) /a)

Zu beachten ist, dass in den vor genannten Nutzungsgradansätzen noch nicht der Strombedarf der separat zu erfassenden elektrischen Hilfs- und Nebenanlagen (z.B. Lüftungsanlagen) enthalten ist. Der elektr. Jahresenergiebedarf der Hilfs- und Nebenantriebe kann über die Ausnutzungsstunden der KWK-Anlage berechnet werden. Die Ausnutzungsstunden sind als Verhältnis von Jahresarbeit zu installierter elektrischer oder thermischer Leistung definiert. Multipliziert man die unter [3] und [10] ermittelten Eigenbedarfsleistungen mit dem Wert der Ausnutzungsstunden, so erhält man den elektrischen Jahresenergiebedarf der Hilfsantriebe mit ausreichender Genauigkeit. Dieser Betrag wird von der erzeugten Jahresarbeit in Abzug gebracht. Die einzelnen Ansätze sind systemspezifisch zu bewerten. Daher wurden entsprechende Berechnungstabellen und Berechnungshinweise zu den Systemvarianten in den Kapiteln 5.1 bis 5.4 erfasst.

7.2 Berechnung der Leistungs- und Arbeitswerte

307

Qth (MWh/a) a = Pth (MW) Q P a

th th

= thermische Jahresarbeit der KWK-Anlage = thermische Leistung der KWK-Anlage = Ausnutzungsstunden (Ausnutzungsdauer)

(MWh ( MW (h / a)

th th

/ a) )

b) Stromorientierter Betrieb: Die Auslegung erfolgt analog zur vor unter Ziff. a) beschriebenen Vorgehensweise, jedoch anhand der elektr. Jahresdauerlinie. [7] Anteil der Spitzenlastkesselanlage an der Deckung des Jahreswärmebedarfs Die Differenz aus dem Gesamt-Jahresbedarf [5] und dem Anteil der KWK-Anlage [6] ist durch eine Spitzenlastkesselanlage zu decken. Mit Hilfe des Jahresnutzungsgrades der Kesselanlagen wird aus der thermischen Jahresarbeit der Spitzenlastkesselanlage der zugehörige Jahresbrennstoffbedarf [17] [18] anhand der nachfolgend dargestellten mathematischen Zusammenhänge errechnet. Der Jahresnutzungsgrad entspricht dem mittleren Betriebswirkungsgrad der Kesselanlage im Jahresverlauf. Hierin enthalten sind die Teillast-, die Betriebsbereitschafts- und die Anund Abfahrverluste, sowie Verluste aufgrund von Kesselverschmutzung. Abbildung 7-1 zeigt zur Erleichterung der Auswahl realistischer Ansätze eine typische Wirkungsgradkennlinie der im infrage kommenden Leistungsbereich üblicherweise eingesetzten Heißwasserkessel (für andere Kesselanlagentypen gilt die Aussage sinngemäß). Die Abschätzung des mittleren Betriebswirkungsgrades unter Berücksichtigung der Teillastbetriebspunkte kann anhand dieser Kurve und den im Einzelfall zu erwartenden Einsatzzeiten und Lastfällen erfolgen.

308

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

QBr = Qth / KK P P

PBr = Pth /

KK

KK

= thermische Leistung der Kesselanlage = Feuerungswärmeleistung der Kesselanlage (Brennstoffbedarf der Kesselanlage) = thermischer Wirkungsgrad der Kesselanlage

Q Q

= thermische Jahresarbeit der Kesselanlage = Jahresbrennstoffbedarf der Kesselanlage

th Br

th Br

thermischer Kesselwirkungsgrad (%)

KK

(MW (MW

th

(MWh (MWh

th

Br

Br

) )

/a) /a)

= thermischer Jahresnutzungsgrad der Kesselanlage 91

t VL=110 oC

90 89 88

t VL=130 oC

87 86 85 0

20

40

60

80

100

120

Nennlastanteil (%)

Abb. 7.2-1: Typische Wirkungsgradkennlinien für Großwasserraumkessel und Formeln zur Berechnung des Brennstoffbedarfs

Die Betriebsbereitschaftsverluste hängen in erster Linie von der Anlagenkonzeption und dem Verhältnis von Einsatzzeiten zu Stillstandszeiten ab. Während der Stillstandszeiten kühlt das Heizwasser in der Kesselanlage ab. Aus Korrosionsschutzgründen und zur Verringerung der Wärmespannungen werden die Kessel während des "Stand By"- Betriebes im Regelfall von Heizwasser (Vorlaufanschluss) leicht durchströmt (warmgehalten) und wirken in diesem Betriebsfall wie ein Wärmeverbraucher. Je nach Isolierzustand und Kesseltyp kann der Wärmebedarf hierfür zwischen 1 und 3 % der Kessel-Nennleistung (bewertet mit den Ausnutzungsstunden) betragen. Die An- und Abfahrverluste hängen in erster Linie von der Einschalthäufigkeit ab. Zu beachten ist, dass nicht alle Kesselverluste durch Brennstoff im Kessel selbst abgedeckt werden. Die Wärmeverluste für das "Warmhalten" der Kesselanlagen während des "Stand-By-Betriebs" werden bei der vorstehend erwähnten Anlagenkonzeption der thermischen Nutzenergie der KWK-Anlage entzogen. Es empfiehlt sich daher, für konkrete Berechnungen die Jahresarbeit zur Deckung der thermischen Verluste in der Anlage anhand der genannten oder vom Lieferanten angegebenen Ansätze bei der Berechnung des ther-

7.2 Berechnung der Leistungs- und Arbeitswerte

309

mischen Eigenbedarfs zu berücksichtigen und nur die übrigen Verluste im Kesselnutzungsgrad zusammenzufassen. Zur Erleichterung der Abschätzung realistischer Ansätze für den Betriebswirkungsgrad enthält Tabelle 7.2-3 Erfahrungswerte anhand typischer Anlagenkonzepte. Detailliertere Angaben hierzu finden sich auch in der VDI Richtlinie 2067, Blatt 1. Tabelle 7.2-2: Übersicht über typische Kesselwirkungsgrade bei Heißwasserkesseln Ölbetrieb von mittlerer Kesselwirkungsgrad Minderungsfaktor für - Verschmutzung - An- /Abfahrverluste mittlerer Jahresnutzungsgrad

KK = KK * fv

K K 0,86 f

von

bis

0,87

0,87

0,88

0,96

v

KK

Gasbetrieb bis

0,83

0,98

0,84

0,85

0,86



[8] Netzhöchstlast der elektrischen Energieversorgung Berechnung und Erläuterung analog zu [1] [9] Notstrombedarf Der Notstrombedarf entspricht der Summe der elekt-rischen Leistungen der notstromberechtigten Verbraucher. Vor allem zu berücksichtigen sind hier die Einschaltströme, die bis zum Vierfachen der Motor-Nennleistung betragen können. [10] installierte KWK-Leistung Dieser Wert wird im Zusammenhang mit [3] ermittelt. [11] installierte Notstromleistung. Die installierte Notstromleistung berücksichtigt den Sonderfall, dass zusätzlich zu den KWK-Anlagen noch andere, kostengünstigere Notstromaggregate installiert werden. Dies kann z.B. erforderlich werden, wenn der thermische Leistungsbedarf nicht ausreichend hoch ist, um einen wirt-

310

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

schaftlichen KWK-Betrieb für die gesamte erforderliche Notstromleistung zu gewährleisten. [12] Versorgungsleistung des EVU-Anschlusses Die Versorgungsleistung des EVU-Anschlusses ergibt sich aus der Differenz zwischen Netzhöchstlast und der gesicherten elektrischen KWKAnlagenleistung. Im Regelfall wird man hierbei von dem unter [10] ermittelten Betrag die Leistung der größten KWK-Einheit in Abzug bringen. [13] Jahresstrombedarf Wird analog zu [5] anhand der Jahresdauerlinie berechnet. [14] Anteil der KWK-Anlage an der Deckung des Jahresstrombedarfs Berechnung wie unter [6] beschrieben. [15] Anteil der Notstromanlage an der Deckung des Jahresstrombedarfs Nur bei Sonderfällen wird die Notstromversorgungsanlage einen Beitrag zur Deckung des Jahresstrombedarfs leisten. [16] Anteil des Strombezuges an der Deckung des Jahresstrombedarfs Der Wert entspricht der Differenz zwischen Eigenerzeugung in der KWKAnlage und dem Gesamtbedarf. [17] Brennstoffbedarf (Leistungswerte) Die Berechnung des Brennstoffbedarfes erfolgt gemäß den unter [3] und [4] angegebenen Formeln. Die Daten werden für die Auslegung der Versorgungsanlagen, der Lieferfrequenzen und zur Errechnung evtl. anfallender Leistungspreise (z.B. bei Erdgasversorgung) benötigt. [18] Brennstoffbedarf Jahresarbeitswerte Die Berechnung der Jahresarbeitswerte für den Brennstoff erfolgt gemäß den unter [6] und [7] angegebenen Formeln. Die Daten werden für die Berechnung der Brennstoffkosten benötigt.

7.3

Zusammenstellung der Investitionen und der Kapitalkosten

311

[19] Reststoffmengen Die Reststoffmengen werden gemäß den Angaben in Kapitel 5.3 ermittelt, die vom Grundsatz her sowohl für Dampfkessel als auch für Heißwasserkessel Gültigkeit besitzen. Die Daten werden zur Berechnung der Entsorgungskosten benötigt.

7.3 Zusammenstellung der Investitionen und der Kapitalkosten Die Kenntnis der erforderlichen Investitionen ist für den Wirtschaftlichkeitsvergleich unterschiedlicher Anlagenvarianten unabdingbar. Zur schnellen und einfachen Feststellung der Investitionen ist es möglich, die Kosten vergleichbarer, ausgeführter Anlagen auf die installierte Leistung zu beziehen (spezifische Kosten), um auf dieser Basis erste Abschätzungen durchzuführen. Vergleiche von spezifischen Investitionsansätzen sind jedoch nur dann sinnvoll, wenn Leistungsbedingungen, Lieferumfang usw. gleich sind. Dies ist eigentlich nur im Rahmen eines speziellen Projektes bei der Angebotsauswertung der Fall. Im Regelfall wird man Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen, die einem gewissen Genauigkeitsgrad genügen sollen, auf Basis einer Vorprojektierung, zu der auch Preisanfragen erfolgen, durchführen. Um im Vorfeld derartiger Arbeiten eine erste Abschätzung zu ermöglichen, wurden anhand der Erfahrungswerte ausgeführter und kalkulierter Anlagen die spezifischen Investitionen der Hauptanlagenkomponenten, hochgerechnet auf den aktuellen Preisstand, in Kapitel 5 für die einzelnen Systemvarianten angegeben. Die Aufstellungen in Kapitel 5 können aufgrund der vorstehend genannten Problematik jedoch nur Anhaltswerte für einen ersten Ansatz liefern. Zur Vereinfachung der weiteren Rechenschritte empfiehlt sich die Zusammenfassung der Ergebnisse in einer Aufstellung gemäß BeispielTabelle 7.2-1. Die Tabelle 7.2-1 wird gleichzeitig als Basis für die Berechnung der Kapitalkosten benutzt und lehnt sich an die Übersicht in Kapitel 5.0 (Abb. 5.0-1) an. Da die betriebswirtschaftliche Beurteilung (Kapitel 7.5) auf Basis der Jahreskosten durchgeführt wird, sind nachfolgend die Kapitalkosten für jede zu untersuchende Variante zu bestimmen. Die Berechnung erfolgt nach der Annuitätenmethode (siehe Kapitel 6) wobei eine lineare Abschreibung über den rechnerischen Nutzungszeitraum zugrunde gelegt wird. Eventuelle Bezuschussungen können an dieser Stelle durch eine entsprechende Reduzierung der Investitionen berücksichtigt werden.

312

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

Tabelle 7.3-1: Zusammenstellung der Investitionen und der Kapitalkosten (Beispieltabelle)

1.

Investitionen

Nutzung

Annuität

Kapitalkosten

T€

a

%/a

T€/a

Baugrundstück

2.

Erschließungsmaßnahmen

3. 3.1 3.2 3.3

Bautechnik/-Konstruktion KWK-Gebäude Außenanlagen/Nebengebäude Abbruch-/Demontagearbeiten

4. 4.1 4.1.1

Energietechnische Anlagen Maschinentechnik Motoraggregate

4.1.2

Gasturbinenaggregate

4.1.3

Dampfturbinenanlage

4.2 4.2.1

Wärmeerzeuger Abgaswärmetauscher

4.2.2

Abhitzekesselanlage

4.2.3

Dampfkesselanlage

4.2.4

Heizkondensatoranlage

4.3

Abgasreinigungsanlage

4.4

Kaminanlage

4.5

Brennstoffversorgungsanlage

4.6

Entaschungsanlage

4.7

Betriebswasserversorgungsanlage

4.8

Druckluftversorgungsanlage

4.9

Schmierölversorgungsanlage

4.10

E-/MSR-Technik, Leittechnik

4.11

Reserve-/Spitzenlastkesselanlagen

4.12

Heizwasser-Kreislauf-Komponenten

4.13

Dampf- /Kondensat - Kreislaufkomponenten

4.14 4.14.1

Notkühleinrichtung Kondensationsanlage, einschl. Rückkühlwerk

4.14.2

Notkühler einschl. Kreislaufkomponenten

5. 5.1 5.2 5.3

Gebäudetechnik RLT-Anlagen Trinkwasserversorgung Abwasser-/Sanitäranlagen

6. 6.1 6.2

Stahlbaukonstuktionen Stahltreppen Bühnen Summe

Nebenkosten wie zum Beispiel Planungshonorare, Prüfgebühren, Genehmigungskosten usw. fallen ursächlich im Zusammenhang mit den Investitionen an und sind im Regelfall an dieser Stelle entsprechend einzurechnen. Übliche Ansätze hierfür liegen für die Gesamtmaßnahmen bei ca. 5 bis 12 % der Anschaffungskosten. Eine genaue Ermittlung über Honorarta-

7.3

Zusammenstellung der Investitionen und der Kapitalkosten

313

feln (z.B. HOAI) ist zwar prinzipiell möglich, lohnt sich aber vom Aufwand her nicht, da viele im Vorplanungsstadium unvorhersehbare Nebenkosten ohnehin nur durch einen Pauschalzuschlag erfasst werden können. Tabelle 7.3-2: Nutzungsdauer und Annuität von KWK-Anlagenkomponenten Rechn. Nutzungsdauer a

Annuität Annuität Annuität in %/a in %/a in %/a bei bei bei 6% 8% 10% Zinssatz Zinssatz Zinssatz

1.

Baugrundstück

2.

Erschließungsmaßnahmen

50

0,0634

0,0817

0,1009

3.

Bautechnik/-Konstruktion

50

0,0634

0,0817

0,1009

4.

Energietechnische Anlagen

4.1 4.1.1 4.1.2 4.1.3

Maschinentechnik Motoraggregate Gasturbinenaggregate Dampfturbinenanlage

15 15 20

0,103 0,103 0,0872

0,1168 0,1168 0,1019

0,1315 0,1315 0,1175

4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4

Wärmeerzeuger Abgaswärmetauscher Abhitzekesselanlage Dampfkesselanlage Heizkondensatoranlage

15 20 20 20

0,103 0,0872 0,0872 0,0872

0,1168 0,1019 0,1019 0,1019

0,1315 0,1175 0,1175 0,1175

4.3

Abgasreinigungsanlage

15

0,103

0,1168

0,1315

4.4

Kaminanlage

20

0,0872

0,1019

0,1175

4.5

Brennstoffversorgungsanlage

20

0,0872

0,1019

0,1175

4.6

Entaschungsanlage

20

0,0872

0,1019

0,1175

4.7

Betriebswasserversorgungsanlage

20

0,0872

0,1019

0,1175

4.8

Druckluftversorgungsanlage

15

0,103

0,1168

0,1315

4.9

Schmierölversorgungsanlage

20

0,0872

0,1019

0,1175

4.10

E-/MSR-Technik, Leittechnik

20

0,0872

0,1019

0,1175

4.11

Reserve-/Spitzenlastkesselanlagen

15

0,103

0,1168

0,1315

4.12

Heizwasser-Kreislauf-Komponenten

20

0,0872

0,1019

0,1175

4.13

Dampf- /Kond. - Kreislaufkomponenten

20

0,0872

0,1019

0,1175

4.14

Notkühleinrichtung

15

0,103

0,1168

0,1315

5.

Gebäudetechnik

15

0,103

0,1168

0,1315

6.

Stahlbaukonstuktionen

40

0,0665

0,0839

0,1023

Der jährliche Kapitaldienst ergibt sich aus den Kosten für Abschreibung und Verzinsung. Bei Erreichen des Endes des Abschreibungszeitraumes (rechnerische Nutzungsdauer) sind das investierte Kapital getilgt bzw. bei Eigenfinanzierung zurückgeflossen und die Verzinsung durchgeführt. Für die Berechnung wird die über den gesamten Abschreibungszeitraum konstante Annuität mit dem Annuitätsfaktor errechnet, der sich aus dem Kalkulationszinssatz gemäß den Formelzusammenhängen in Kapitel 6 ergibt.

314

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

Der Jahreskostenanteil errechnet sich aus den Investitionen, multipliziert mit dem Annuitätsfaktor. Üblicherweise besteht die jeweils zu untersuchende Gesamtanlage aus Anlagenkomponenten mit unterschiedlicher rechnerischer Nutzungsdauer. Für jede dieser Anlagenkomponenten ist der Annuitätsfaktor auf Basis des für alle Berechnungen gleichen Kalkulationszinssatzes zu wählen. Die Gesamt-Kapitalkosten ergeben sich aus der Summe der den einzelnen Anlagenkomponenten zuzuordnenden Jahreskostenanteile. Der Berechnungsvorgang wird für jede Variante getrennt durchgeführt. Die rechnerische Nutzungsdauer ist nicht mit der tatsächlichen Lebenserwartung der Bauteile gleichzusetzen. Sie berücksichtigt den Zeitraum zwischen Inbetriebnahme und dem Zeitpunkt, an dem aufgrund der steigenden Wartungs- und Instandhaltungskosten bzw. dem anerkannten Stand der Technik, den geltenden Vorschriften usw. eine Neuanschaffung sinnvoll werden kann. Die Ansätze für die rechnerische Nutzungsdauer können unternehmens-, bauteil- und branchenspezifisch unterschiedlich gewählt werden. Anhaltswerte liefert die VDI-Richtlinie 2067 sowie die AFATabellen. Tabelle 7.3-2 enthält übliche Ansätze für die wesentlichen Komponenten von KWK-Anlagen. Der für die Ermittlung der jährlichen Abschreibungen anzusetzende kalkulatorische Zins ist von den speziellen Projektgegebenheiten, von der Kapitalmarktentwicklung, von der Gesellschaftsform des Unternehmens, vom Anteil Fremd- zu Eigenkapital, von steuerlichen Betrachtungen und anderem abhängig. In Anlehnung an die Ausführungen und Berechnungsformeln in Kapitel 6 ergeben sich die in Abb. 7.3-2 ergänzend zu den Abschreibungszeiträumen angegebenen Annuitäten, wobei eine Auswahl allgemein üblicher Zinssätze berücksichtigt wurde.

7.4 Zusammenstellung der betriebsgebundenen Kosten Mit den betriebsgebundenen Kosten sind alle nach der Errichtung der Anlage unabhängig von den erzeugten Energiemengen anfallenden Kosten zu erfassen, wie z.B.:     

Wartungs- und Instandhaltungskosten Personalkosten Versicherungskosten Verwaltungskosten Steuern

7.4 Zusammenstellung der betriebsgebundenen Kosten

315

Der Aufwand für Wartung und Instandhaltung ist bei den einzelnen Varianten ebenso unterschiedlich wie der Personalaufwand. Anhaltswerte sind daher in den relevanten Fachkapiteln (Kapitel 5.1 bis 5.4) erfasst. Es empfiehlt sich, die gewählten Ansätze entsprechend den dort enthaltenen Tabellen als Grundlage für die weiteren Berechnungen anzuwenden. Der gemäß Kapitel 5 ermittelte Personalaufwand (in Mannjahren) wird für die Jahreskostenberechnung mit dem durchschnittlichen Kostenansatz für Personal (Kapitel 7.1) multipliziert. Übliche Durchschnittswerte über alle Qualifikationsebenen innerhalb der zu berücksichtigenden Personalstruktur liegen derzeit einschließlich der zuzuordnenden Nebenkosten je Person und Jahr zwischen 35.000 €/a bis 50 000 €/a. In den Ansätzen sollte zum Ausdruck kommen, dass eine große oder teuere, mit einem hohen technischen Aufwand errichtete Anlage spezifisch geringere Wartungs- und Instandhaltungsaufwendungen erfordert, als eine leistungsschwächere oder einfache, aber dafür kostengünstige Anlage. Ebenso sollte bei den Personalkosten erkennbar sein, dass große oder komplizierte Anlagensysteme einen tendenziell höheren Personaleinsatz rechtfertigen, als kleinere Anlagen. Darüber hinaus ist der Automatisierungsgrad, der direkt mit der Investitionshöhe gekoppelt ist, ein Maßstab für den Personalkostenansatz. Aufwendige, sehr teure Technik hat in der Regel einen hohen Automatisierungsgrad, was geringere Personalkosten nach sich zieht. Vor allem bei den Dampfkesselanlagen sind aber die Genehmigungsrichtlinien zu beachten, die unter Umständen eine ständige Beaufsichtigung dieser Anlagen unabhängig vom Automatisierungsgrad verlangen können. Darüber hinaus ist beim Ansatz der Personalkosten zu prüfen, ob das für die sporadische Beaufsichtigung hochautomatisierter Anlagen eingesetzte Personal ausschließlich für diese Aufgaben abzustellen ist, oder noch anderweitig im Unternehmen eingesetzt werden kann. Tabelle 7.4-1: Versicherungs- und Verwaltungskostenansätze Dim. *1)

Anlagen unter 2 MW th von bis

jährliche Verwaltungskosten - Motorenanlagen - Gasturbinenanlagen - Dampfturbinenanlagen - Sonstige KWK-Anlagen

%/a %/a %/a %/a

1 1

2 2

1

2,2

jährliche Versicherungskosten - Motorenanlagen - Gasturbinenanlagen - Dampfturbinenanlagen - Sonstige KWK-Anlagen

%/a %/a %/a %/a

0,25 0,25

0,8 0,8

0,25

0,8

*1) in % der Investitionen

Anlagen über 2 MW th von bis 0,8 0,8 1,2 0,8

1,2 1,2 1,5 1,8

0,15 0,15 0,2 0,15

0,6 0,6 0,8 0,6

316

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

Für Versicherungen, Gebühren, Verwaltung usw. können für alle Varianten investitionshöhenabhängig prozentuale Faktoren in Anlehnung an Tabelle 7.4-1 gewählt werden. Die Tabelle kann nur grobe Richtwerte anhand ausgeführter bzw. kalkulierter Anlagen enthalten, da die große Bandbreite in den örtlichen Gegebenheiten und Versicherungskonzepten die Angabe allgemeingültiger Ansätze erschwert. Im Zweifelsfall empfiehlt sich die Berücksichtigung eines vorsichtigen Ansatzes, der dann bei der Realisierung der Maßnahme nur günstiger ausfallen kann. Tabelle 7.4-1 enthält nur Ansätze für die üblichen Haftpflicht-, Brand-, Maschinenbruchversicherungen. Besondere Versicherungskonzepte wie z.B.  Leistungsausfallversicherung zur Absicherung des Ausfalls einer KWK Einheit (im Zusammenhang mit der Bestellung einer Kurzzeit-Reserve beim EVU) anstelle der Installation von Reserveaggregaten. (Grundgedanke hierbei ist, dass im Regelfall die unplanmäßigen Stillstände nicht durch schwere Maschinenschäden, sondern durch Ausfall meist kleinerer peripherer Anlagenteile ausgelöst werden, wobei die Störungen im Regelfall innerhalb von 15 bis 30 Minuten wieder behoben sind. Außerhalb der Lastspitzen ist damit bei den meisten Anlagenkonzepten dann ohnehin kein großes finanzielles Risiko verbunden),  Spezielle Montageversicherungen zur Absicherung von Terminverzögerungen bei Lieferung, Montage und Inbetriebnahme sind hier nicht berücksichtigt und müssen im jeweiligen Einzelfall separat kalkuliert werden. Die Berücksichtigung der Steuern wird hier der Vollständigkeit halber genannt und ist in dieser Art von Wirtschaftlichkeitsberechnungen kaum zu leisten, da hierbei die gesamte Unternehmensstruktur einbezogen werden muss und der Aufwand in keinem sinnvollen Verhältnis zum möglichen Nutzen steht. Im Regelfall wird man daher die Beurteilung der steuerlichen Einflüsse in einer abschließenden betriebswirtschaftlichen Wertung erfassen (siehe hierzu auch Kapitel 6).

7.5 Jahreskostenberechnung und Variantengegenüberstellung Auf Basis der Jahreskosten werden die unterschiedlichen Systeme einem statischen Vergleich unterzogen. Ist die Realisierung einer Maßnahme in einzelnen Baustufen vorgesehen, wird jede Baustufe separat erfasst. Berechnungsbasis bilden die heutigen "aktuellen" Kosten- und Erlösverhält-

7.5

Jahreskostenberechnung und Variantengegenüberstellung

317

nisse auf Nettopreisbasis (d.h. ohne Mehrwertsteuer), wobei als Vergleichsbasis die Nutzwärmegestehungskosten oder die Deckungsbeiträge herangezogen werden können. Tabelle 7.5-1: Jahreskosten-/Wärmegestehungskostengegenüberstellung (Beispieltabelle) Variante I Variante ... Variante ... 1. Kapitalkosten

€/a

2. Verbrauchsgebundene Kosten - Strom-Leistungspreis - Strom-Arbeitspreis

€/a €/a

- Brennstoffkosten a) KWK-Anlage o Erdgas -Leistungspreis o Erdgas-Arbeitspreis o Heizöl o Festbrennstoff b) Spitzenlast-Kesselanlage o Erdgas -Leistungspreis o Erdagas-Arbeitspreis o Heizöl o Festbrennstoff - Entsorgungskosten a) KWK-Anlage b) Spitzenlastkesselanlage

€/a €/a €/a €/a €/a €/a €/a €/a €/a €/a €/a

- Zusatzwasser - Sonstiges Zwischensumme Verbrauchsgeb. Kosten

€/a €/a €/a

3. Betriebsgebundene Kosten - Wartung/Instandhaltung o KWK-Anlage o Kesselanlagen o Heizwasserkreislauf o Schaltanlagen o Betriebsmittelversorgungsanlagen o Dampf-/Kondensatkreislauf o Gebäudetechnik o Bautechnik

€/a €/a €/a €/a €/a €/a €/a €/a

- Personalkosten

€/a

- Versicherung/Verwaltung

€/a

- Sonstiges Zwischensumme Betriebsgebundene Kosten

€/a €/a

Gesamt-Jahreskosten

€/a

Stromgutschrift - Leistungspreis (-) - Arbeitspreis (-)

€/a €/a

Wärmegestehungskosten

€/a

318

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

Vergleiche zwischen neu zu errichtenden Anlagen (z.B. KWK-Varianten) und bestehenden Anlagen (z.B. vorhandene konventionelle Kesselanlagen) sollten immer auf gleicher Basis, das heißt dem Neuwert mit aktuellen Preisen erfolgen, um so die Aussage über die prinzipielle Wirtschaftlichkeit nicht zu verfälschen. Die Berücksichtigung vorhandener z.T. abgeschriebener Einrichtungen kann dann in einer anschließenden kaufmännischen Wertung erfolgen. Die Jahreskosten, im Regelfall bezogen auf die abgegebene Nutzwärme, setzen sich zusammen aus:    

kapitalgebundene Kosten, verbrauchsgebundene Kosten, betriebsgebundene Kosten, sonstige Kosten.

Die Berechnung erfolgt tabellarisch in Anlehnung an Tabelle 7.5-1. Die jährlichen Wärmegestehungskosten bei den KWK-Varianten ergeben sich aus den Jahreskosten der Anlagen unter Abzug des Wertes des eigenerzeugten Stromes (Stromgutschrift). Die Stomgutschrift berechnet sich aus dem  Stromerlös aus der erzeugten elektrischen Arbeit und der  Strom-Leistungspreisgutschrift (nicht benötigte Bezugsleistung). Im Regelfall werden die Stromerlöse aus dem Produkt der erzeugten jährlichen elektrischen Arbeit mit dem Mischarbeitspreis ermittelt. Der Mischarbeitspreis ergibt sich aus dem Verhältnis von Hochtarif (HT)- zu Niedertarif (NT)-Strombezug, jeweils unter Berücksichtigung der Sommer- oder Wintertarifzeit nach Abzug aller Rabatte. Im Regelfall werden die Ansätze der Jahresabrechnung entnommen, wobei die Einflüsse, die sich aus der veränderten Bezugsstruktur bei Realisierung der KWK-Anlagen ergeben, anhand des Liefervertrages detailliert abzuschätzen sind. Zur Berechnung der Strom-Leistungspreisgutschrift wird üblicherweise der Ausfall einer Erzeugereinheit (n-1) zur Spitzenstromzeit angesetzt. Hier sind aber Betriebsphilosophie und Reservestrombestellung sowie das Versicherungskonzept auf jeden Fall zusätzlich zu berücksichtigen, um keine doppelten Sicherheiten unbeabsichtigt einzurechnen. Wichtig ist auch, dass für alle Varianten die gleiche Betrachtungsgrenze gewählt wird (z.B. Übergabestelle am VL-/RL-Verteiler, Gebäudeaußenkante, Übergabestation oder ähnlich). Bei Energieversorgungsunternehmen, bei denen eine exakte Erfassung und Zuordnung der gesamten Betriebs- und Verwaltungskosten auf die einzelnen Anlagenteile nur mit aufwendigen Berechnungen möglich ist,

7.5

Jahreskostenberechnung und Variantengegenüberstellung

319

wird zum Vergleich unterschiedlicher Versorgungsanlagenvarianten häufig die Deckungsbeitragsberechnung herangezogen. Man ermittelt hierbei auf Jahreskostenbasis alle direkt der Anlage zuzuordnenden Kostenansätze, errechnet dann die aus den Nutzenergiemengen und der Tarifstruktur resultierenden potentiellen Einnahmen und erhält aus der Differenz der Werte den Deckungsbeitrag, mit dem dann alle sonstigen Kosten des Unternehmens (z.B. Verwaltung, Kundenabrechnung, Einkauf, Lagerwirtschaft usw.) abzudecken sind. Günstigste Varianten ist die Anlage mit dem höchsten Deckungsbeitrag. Besonders zu beachten ist bei der Berechnung, dass sich alle in den Jahreskosten bisher enthalten Werte auf die Übergabestelle an der Erzeugungsanlage beziehen. Für die Deckungsbeitragsberechnung ist die Übergabestelle bei den Übergabepunkten der Kundenanlagen: die Netzverluste und die Netzbetriebskosten sind folglich ebenso mit zu erfassen. Tabelle 7.5-3 zeigt ein Beispiel für den Aufbau der zugehörigen Berechnungstabelle. Die Jahreskosten werden hierbei der Berechnung gemäß Tabelle 7.5-1 entnommen. Bezieht man die Wärmegestehungskosten bzw. die Deckungsbeiträge auf die Nutzenergie bzw. die abgegebene Energiemenge, so erhält man die spezifischen Wärmegestehungskosten bzw. die spezifischen Deckungsbeiträge wie in Tabelle 7.5-2 und Tabelle 7.5-4 als Beispiel gezeigt. Tabelle 7.5-2: Spezifische Wärmegestehungskosten (Beispieltabelle) Variante I Wärmegestehungskosten

T€/a

Jahresnutzwämemenge

MWh/a

Spezifische Wärmegestehungskosten

€/MWh

Variante ...

Tabelle 7.5-3: Deckungsbeitrag (Beispieltabelle) Variante I Wärmeerlöse - Zählermiete - Leistung - Arbeit

T€/a T€/a T€/a

Stromerlöse - Zählermiete - Leistung - Arbeit

T€/a T€/a T€/a

Summe Erlöse

T€/a

Summe Jahreskosten

T€/a

Deckungsbeitrag

T€/a

Variante ...

Variante ...

Variante ...

320

7 Wirtschaftlichkeitsberechnung

Tabelle 7.5-4: Spezifischer Deckungsbeitrag (Beispieltabelle) Variante I Deckungsbeitrag

T€/a

Jahresnutzwämeenergie ( frei Verbraucher)

MWh/a

Spezifischer Deckungsbeitrag

€/MWh

Variante ...

Variante ...

7.6 Sensitivitätsanalyse Sinn einer Sensitivitätsanalyse ist die Risikoabschätzung bei unvorhersehbaren Veränderungen in der Kostenstruktur. Hierzu werden die einzelnen Kostenblöcke (z.B. Kapitalkosten, Stromerlöse usw.) in der Tabelle gemäß Tabelle 7.5-1 nach oben und unten mittels Faktoren so verändert, dass der Einfluss auf das Jahreskostenergebnis bzw. die Wärmegestehungskosten oder auf den Deckungsbeitrag deutlich wird. Am schnellsten werden die Einflüsse der unterschiedlichen Kostenblöcke deutlich, wenn man wie in den Beispielen im Kapitel 9 die Ergebnisse graphisch darstellt. Werden zur Durchführung der Berechnungen DV-gestützte Tabellenkalkulationen eingesetzt, ist auch eine graphische Verlaufsanalyse der Wärmegestehungskosten oder der Deckungsbeiträge sehr anschaulich. Hierzu werden dann, ausgehend von den Ergebnissen der Tabelle 7.1-1 (erstes Jahr nach Inbetriebnahme) bis zum Erreichen der rechnerischen Nutzungszeit für jedes Jahr die Jahreskosten neu berechnet, wobei jährliche Änderungen in der Tarif-/Preisstruktur entsprechend einem auszuwählenden Kostenänderungsszenarium angesetzt werden können. Der Auswahl der Änderungsfaktoren oder Prozentsätze kommt hierbei besondere Bedeutung zu und erfordert eine hohe Kompetenz in der Einschätzung künftiger Entwicklungen und Preisentwicklungsszenarien.

8 Ökologische Systemanalyse

8.1 Schadstoffbilanz Bei Betrieb, Umbau oder Neuerrichtung von Energieerzeugungsanlagen sind die von den Anlagen ausgehenden Umwelteinflüsse zu beachten. Unter allen von Energieversorgungsanlagen ausgehenden Emissionen ist den Luftschadstoffen eine besondere Bedeutung beizumessen. Um vermeidbare Umweltschäden zu verhindern, wurden auf der Grundlage des Bundesimmissionsschutzgesetzes (BImSchG) durch Rechtsverordnungen und Verwaltungsvorschriften eine Reihe von Anforderungen an technische Anlagen festgelegt. Für den Bereich der Energieerzeugung sind dies vor allem:  1. Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetzes (1.BImSchV). Mit ihr werden Grenzwerte für Feuerungsanlagen ab 4 kW bis 1 MW (Erdgas bis 10 MW) Feuerungswärmeleistung festgelegt.  "Erste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum BImSchG", allgemein als "Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft" (TA Luft) bekannt. Sie legt Grenzwerte für Schadstoffe aus Feuerungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung zwischen 1 und 50 MW fest.  "3. Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetzes" (3. BImSchV). Im wesentlichen ist hier die Grenzwertfestlegung für Schwefel in Heizöl EL (0,1 %) zu erwähnen.  "13. Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetzes" (13. BImSchV) auch Großfeuerungsanlagenverordung genannt. Sie legt Grenzwerte für Feuerungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung über 50 MW (Erdgas 100 MW) fest. Für Stickoxidemissionen wurde die sog. "Dynamisierungs-Klausel" eingeführt, die vorschreibt, dass beim Bau von neuen Anlagen oder bei der Nachrüstung bestehender Anlagen die dem "Stand der Technik" entsprechenden Möglichkeiten auszuschöpfen sind.

322

8 Ökologische Systemanalyse

Aufgrund der Verknüpfung zwischen Grenzwerten und Anlagentechnik wurden die in den Verordnungen enthaltenen Grenzwertangaben bereits in Kapitel 5 (Technische Grundlagen) bei den einzelnen Varianten aufgeführt. Bei der Ermittlung der von den Anlagen ausgehenden zulässigen Emissionen ist die Verordnungspraxis zu berücksichtigen, die die Anforderungen entsprechend dem technischen Fortschritt schrittweise verschärfte. Für Altanlagen gelten Übergangsfristen, die bei der Bewertung von Emissionen aus vorhandenen Anlagen entsprechend berücksichtigt werden können. Prinzipiell können für Neuanlagen die Emissionen anhand der aus den Verbrennungsrechnungen ermittelten Rauchgasmengen unter Berücksichtigung der brennstoff- und prozessbedingten Schadstoffmengen berechnet werden, wobei auch Versuchsergebnisse und Erfahrungen mit ausgeführten Anlagen einfließen müssen. Die maximal zulässigen Emissionen können anhand der Verbrennungsrechnung und den in Kapitel 5 angegebenen Grenzwerten ermittelt werden. Die genehmigungsrechtlichen Grenzwerte beziehen sich auf "trockenes Abgas" im Normzustand (0 °C, 1013 mbar) sowie einen anlagen- bzw. brennstoffabhängigen, in den Vorschriften/Verordnungen genannten, Sauerstoffgehalt. In den Tabellen in Kapitel 5, in denen die Grenzwerte auszugsweise angegeben sind, ist auch der Bezugssauerstoffgehalt genannt. Messergebnisse (z.B. bei Vergleichsmessungen), die sich auf einen höheren Sauerstoffgehalt beziehen, können anhand nachfolgender Formel umgerechnet werden. 21 - OB EB =

* EM 21 - OM

EB EM OB OM

= Emission auf Bezugssauerstoffgehalt bezogen in Vol-ppm = gemessene Emission in Vol-ppm = Bezugssauerstoffgehalt = gemessener Sauerstoffgehalt in Vol-%

Ein Vergleich der von den einzelnen Energieerzeugungssystemen ausgehenden Schadstoffe kann auf der Grundlage der jährlich zu erwartenden Emissionsmengen erfolgen. Als Basis hierfür dient die von den Systemen erzeugte Nutzwärmearbeit oder bei stromorientiertem Betrieb die Jahresstromeinspeisung. Je nach Systemwirkungsgrad werden der erforderliche Jahresbrennstoffbedarf und damit die Schadstoffemission sowie die gleichzeitig mit der Wärmeenergie erzeugte Strommenge unterschiedlich sein.

8.1 Schadstoffbilanz

323

Eine Vorausberechnung der Schadstoffmengen anhand der genehmigungsrechtlichen Grenzwerte führt aber zwangsläufig zu überhöhten Ergebnissen, da es im Interesse jeden Betreibers liegt, die Garantiewerte der Hersteller unter die genehmigungsrechtlichen Grenzwerte zu drücken. Die tatsächlich im Betrieb zu erwartenden Emissionen sollten aber im Regelfall noch unter den Garantiewerten der Hersteller liegen. Für eine generelle ökologische Bewertung der einzelnen Systeme sind daher nur diese letztgenannten Erwartungswerte heranzuziehen. Hierfür aber eine verlässliche Kalkulationsbasis zu finden ist schwierig, da auf die von Betreibern und Herstellern der Anlagen veröffentlichten Messergebnisse zurückgegriffen werden muss, die oft unter unterschiedlichen Mess-, Betriebs- und Auswertungsbedingungen (z.B. unterschiedliche O2-Bezugspunkte) entstanden sind. Um eine verwertbare Datenbasis zu schaffen, ließen in der Vergangenheit verschiedene Behörden und Verbände Grundsatzstudien erarbeiten. Zum einen wurde hierbei eine qualifizierte Wertung der veröffentlichten Messwerte unter Berücksichtigung der zugehörigen Anlagentechnik vorgenommen, zum anderen wurden die Erwartungswerte anhand konkreter Betriebsfälle und unterschiedlicher Anlagentechnik aus den Verbrennungsgleichungen und den in den Rauchgasreinigungsanlagen ablaufenden Reaktionen errechnet. Allgemein anerkannt ist die Berechnung von Emissionsbilanzen nach GEMIS. Zur Berechnung der Emissionsbilanzen kann mit GEMIS für jeden Einzelfall bzw. für jede zu untersuchende Variante auf das Globale Emissions-Modell Integrierter Systeme (GEMIS) zurückgegriffen werden, welches derzeit bereits in der Version 4.5 verfügbar ist. Die Basisversion 1.0 des Computerprogramms GEMIS wurde als Instrument zur vergleichenden Analyse von Umwelteffekten der Energiebereitstellung und Energienutzung vom Öko-Institut und der Gesamthochschule Kassel (GhK) in den Jahren 1987-1989 entwickelt und seitdem kontinuierlich fortentwickelt und aktualisiert. Diese Arbeiten werden durch mehrere Geber, vor allem die Hessische Landesregierung, gefördert und in Kooperation mit Partnern durchgeführt. Seit der Version 3.0 (1996) ist GEMIS als public domain Software kostenlos erhältlich und darf auch unbeschränkt kopiert und weitergegeben werden. Die GEMIS-Datenbasis enthält Informationen zu: Bereitstellung von Energieträgern: fossile Energieträger (Stein- und Braunkohle, Erdöl und Erdgas), regenerative Energien und Uran sowie Nachwachsende Rohstoffe (schnellwachsende Hölzer, Chinagras, Raps, Zuckerhirse) sowie Wasserstoff (jeweils mit Brennstoffdaten und vorgelagerten Prozessen)

324

-

8 Ökologische Systemanalyse

Bereitstellung von Wärme und Strom (Heizungen, Warmwasser, Kraftwerke viele Größen und Brennstoffe, Heizkraftwerke, BHKW usw.) Bereitstellung von Stoffen: vor allem Grundstoffe, Baumaterialien inklusive deren vorgelagerte Prozesse (bei Importen auch im Ausland) GEMIS berechnet für alle Prozesse und Szenarien sog. Lebenszyklen, d.h. es berücksichtigt von der Primärenergie- bzw. Rohstoffgewinnung bis zur Nutzenergie bzw. Stoffbereitstellung alle wesentlichen Schritte und bezieht auch den Hilfsenergie- und Materialaufwand zur Herstellung von Energieanlagen und Transportsystemen mit ein. Die Datenbasis enthält für alle diese Prozesse Kenndaten zu Nutzungsgrad, Leistung, Auslastung, Lebensdauer, direkte Luftschadstoffemissionen (SO2, NOx, Halogene, Staub, CO, NMVOC, H2S, NH3), Treibhausgasemissionen (CO2, CH4, N2O sowie SF6 und FKW), feste Reststoffe (Asche, Entschwefelungsprodukte, Klärschlamm, Produktionsabfall, Abraum), flüssige Reststoffe (AOX, BSB5, CSB, N, P, anorganische Salze), Flächenbedarf. GEMIS kann zudem Kosten analysieren - die entsprechenden Kenndaten der Brenn- und Treibstoffe sowie der Energie- und Transportprozesse (Investitions- und Betriebskosten) sind in der Datenbasis ebenfalls enthalten. Mit GEMIS können die Ergebnisse von Umwelt- und Kostenanalysen auch bewertet werden durch die Aggregation von Ressourcen zum kumulierten Energie-Aufwand (KEA) und/oder kumulierten Stoff-Aufwand (KSA), von klimarelevanten Schadstoffen zu sog. CO2-Äquivalenten, von Luftschadstoffen zu SO2-Äquivalenten (Saurer Regen) und Ozon-Vorläufer-Äquivalenten (Sommersmog) sowie die Ermittlung externer Umweltkosten, die zusammen mit den betriebswirtschaftlichen ("internen") Kosten zur Bestimmung der volkswirtschaftlichen Gesamtkosten dienen können. Der kumulierte Energie-Aufwand (KEA) ist der gesamte Aufwand an Energieressourcen (Primärenergien) zur Bereitstellung eines Produkts oder einer Dienstleistung und wird unterteilt in den Anteil erneuerbarer, nichterneuerbarer und "rezyklierter" Primärenergien. Der kumulierte Stoff-Aufwand (KSA) ist eine Maßzahl für den gesamten Aufwand an stofflichen Ressourcen (Rohstoffe) zur Bereitstellung eines Produkts oder einer Dienstleistung. In GEMIS ist der KSA die stoffbezogene komplementäre Größe zum KEA. Der kumulierte Energieaufwand von ökonomischen Gütern kann auch gemäß VDI 4600 bestimmt werden. Für Überschlagsrechnungen oder die schnelle Bewertung im Rahmen von Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen ist die ausführliche Vorgehenswei-

8.1 Schadstoffbilanz

325

se (z.B. gemäß GEMIS) oft zu zeitraubend und zu aufwendig. Anhaltswerte für einen schnellen Überblick über die Emissionssituation einzelner, unterschiedlicher Energieversorgungsvarianten können die nachfolgenden Ausführungen bieten. Bei der Anwendung ist dabei zu berücksichtigen, dass in den nachfolgenden Tabellen nur Anhaltswerte dargestellt sind, die im Einzelfall durchaus von den nach ausführlichen Methoden berechneten Werten abweichen können. Für den Systemvergleich sind aber im Regelfall nicht die absoluten Werte besonders wichtig, oft reicht es die Relation der Werte der Varianten untereinander darzustellen. Für derartige Analysen führt die Anwendung der nachfolgend dargestellten Tabellen schnell zu einem ausreichend genauen Ergebnis. Um im Vorfeld konkreter Angebotsangaben einen Emissionsvergleich der einzelnen KWK-Varianten zu ermöglichen, wurden in den Tabellen 8.1-1 bis 8.1-3 für die wesentlichen genehmigungsrelevanten Schadstoffe Erwartungswerte angegeben. Die Werte wurden auf die einzusetzende Brennstoffenergie (MWhBS) bezogen und sind weitgehend von veröffentlichten Mess- und Erwartungswerten abgeleitet. Bei einem Systemvergleich kann die Jahresschadstoffbilanz durch Ausmultiplizieren der nach Kapitel 5 und 7 errechneten Brennstoffmengen mit den in Tabelle 8.1-1 bis 8.1-3 enthaltenen brennstoffbezogenen Schadstoffmengen (Emissionsfaktoren) aufgestellt werden. Die angegebenen Emissionsfaktoren sind abhängig    

von den Bedingungen des Energieumwandlungsprozesses, von der Feuerungstechnik, vom Umwandlungssystem (Kessel, Motor, Gasturbine etc.) von der chemischen bzw. physikalischen Brennstoffzusammensetzung.

Die brennstoffabhängigen Emissionen entstehen durch die chemische Umsetzung der in den Brennstoffen enthaltenen schadstoffbildenden Moleküle (z.B. Schwefel, Stickstoff usw.) während des Verbrennungsvorganges. Eine Reduzierung der so entstehenden Rauchgasanteile ist nur durch Filter bzw. sonstige Reinigungsmaßnahmen möglich. Die prozessabhängigen Emissionen (NOx-Bildung aus der Verbrennungsluft, CO usw.) sind durch die jeweilige Feuerungstechnik und Betriebsführung beeinflussbar. Die Tabellen 8.1-1 bis 8.1-3 enthalten jeweils zwei Angaben je Schadstoffkomponente. Der "max-Wert" enthält die Emissionsangaben, die einer Anlagenkonfiguration entsprechen, die gezielt auf die Einhaltung der genehmigungsrechtlichen Grenzwerte hin ausgelegt ist. Der "min-Wert" enthält die Emissionsangaben, die einer Anlagenausrüstung entsprechen, die auf dem "Stand der Technik" derzeit die größtmögliche Schadstoffreduzierung erlaubt.

326

8 Ökologische Systemanalyse

Tabelle 8.1-1: Emissionsfaktoren für Gebäudeheizungen und Heizwerke Feuerungswärmeleistung kW

SO2 max min

NOx max min

Staub max min

CO max min

Heizöl (HEL)

> 10

270

270

144

72

3,6

1,8

216

36

Erdgas - Kleinfeuerungen - Heizwerke

> 10 > 10

1,08 1,08 1,08 1,08

144 101

72 50,4

0,36 0,36 0,36 0,36

101 101

36 36

Steinkohle - Kleinfeuerungen - Heizwerke

5 - 1000 > 1000

1800 1800 180 1800 252 540

180 540

198 72

198 36

>>> 720

144 36

Braunkohle - Kleinfeuerungen - Heizwerke

10 - 1000 > 1000

396 396

270 360

198 72

198 36

>>> 684

144 36

Emissionsfaktoren

(g/MWh)

(bezogen auf Brennstoffeinsatz)

396 230

270 540

Tabelle 8.1-2: Emissionsfaktoren für Motoren- und Gasturbinenanlagen FeuerungsWärmeleistung

Emissionsfaktoren

(g/MWh)

(bezogen auf Brennstoffeinsatz)

SO2 max min

NOx max min

Staub max min

Ölbefeuerte Motorenanlagen (HEL) Erdgasbefeuerte Motorenanlagen

> 1 < 5 MW > 1< 5 MW

270 1

270 1

4320 1159 450 58

151 7

29 7

Ölbefeuerte Motorenanlagen (HEL) Erdgasbefeuerte Motorenanlagen

> 5 MW > 5 MW

270 1

270 1

929 450

522 227

76 7

29 7

Ölbefeuerte Gasturbinenanlagen (HEL) Erdgasbefeuerte Gasturbinenanlagen

< 16 MW < 16 MW

270 1

270 1

976 598

540 180

140 14

32 7

Ölbefeuerte Gasturbinenanlagen (HEL) Erdgasbefeuerte Gasturbinenanlagen

> 16 MW > 16 MW

270 1

270 1

835 299

216 72

140 14

32 7

Emissionsfaktoren für CO liegen in etwa - für ölbefeuerte Anlagen zwischen 40 und 250 g/MWh - für gasbefeuerte Anlagen zwischen 4 und 150 g/MWh

8.1 Schadstoffbilanz

327

Tabelle 8.1-3: Emissionsfaktoren für Kesselanlagen FeuerungsWärmeleistung

Emissionsfaktoren

(g/MWh)

(bezogen auf Brennstoffeinsatz)

SO2 max min

NOx max min

Staub max min

Steinkohlebefeuerte Kesselanlagen - Rostfeuerungen - Wirbelschichtfeuerungen - Rostfeuerungen - Wirbelschichtfeuerungen - Wirbelschichtfeuerungen - Staubfeuerungen

5 bis 50 MW 5 bis 50 MW 50 bis 300 MW 50 bis 300 MW über 300 MW über 300 MW

1094 547 382 274 274 256

486 256 274 137 119

547 547 511 274 245 230

410 410 256 274 137 216

54 54 32 34 34 32

29 29 13 14 14 7

Braunkohlebefeuerte Kesselanlagen - Rostfeuerungen - Wirbelschichtfeuerungen - Rostfeuerungen - Wirbelschichtfeuerungen - Wirbelschichtfeuerungen - Staubfeuerungen

5 bis 50 MW 5 bis 50 MW 50 bis 300 MW 50 bis 300 MW über 300 MW über 300 MW

576 479 288 288 158 148

205 205 205 137 79 72

410 410 511 274 313 292

274 274 274 137 148 148

54 54 50 54 40 36

14 14 14 7 7 7

Ölbefeuerte Kesselanlagen - HEL-Feuerung - HEL-Feuerung

< 5 MW > 5 < 300 MW

270 270

270 270

209 209

104 104

4 2

0,4 0,4

Erdgasbefeuerte Kesselanlagen - Erdgasfeuerung - Erdgasfeuerung

>1 < 100 MW > 100 MW

1 1

1 1

101 101

50 50

0,4 0,4

0,4 0,4

Emissionsfaktoren für CO betragen in etwa: - Kohlefeuerungen 36 bis 360 g/MWh - Ölfeuerungen 36 bis 70 g/MWh - Erdgasfeuerungen 4 bis 130 g/MWh

Diese praxisorientierte Unterlage dient dem Ziel, dem Betreiber oder Planer ohne großen Rechenaufwand als Grundlage für Investitionsentscheidungen einen Überblick über die zu erwartenden Emissionen der von ihm untersuchten KWK-Varianten gegenüber konventionellen Systemen zu geben.. Die Tabellen 8.1-1 bis 8.1-3 sind nicht für den Vergleich konkreter Angebote gedacht. Im Angebotsstadium wird man sich im Regelfall für alle genehmigungsrelevanten Schadstoffe Garantiewerte der Hersteller nennen lassen, wobei die Überprüfung der Plausibilität und der Vergleich mit Alternativangeboten vom planenden Ingenieur durchzuführen sind. Aufgrund der Abhängigkeiten zwischen niedrigen Schadstoffgrenzwerten und erforderlicher Anlagentechnik (und damit Kosten) ist ein Angebotsvergleich auf Jahreskostenbasis ohne Wertung der Schadstoffwerte unvollständig (niedrige Schadstoffwerte bedeuten oft höhere Jahreskosten). Ergänzend zur Jahreskostenbetrachtung kann eine emissionsbezogene Wichtung der

328

8 Ökologische Systemanalyse

Angebote über ein garantiewertabhängiges Punktesystem (Wertanalyse) eine neutrale Entscheidungshilfe bieten.

8.2 Ökologische Bewertung der Systeme Zur ökologischen Bewertung von Energiesystemen bieten sich die Betrachtung der Emissionen und der Primärenergieverbrauch an. Im Hinblick auf die Emissionen erfolgt meist eine Bewertung der Kohlendioxidemissionen bzw. die Angabe der Kohlendioxid äquivalenten Emissionen. Die Ermittlung der von den verschiedenen Energieerzeugungssystemen im speziellen Einzelfall abgegebenen Jahresschadstoffmengen sagt alleine noch wenig über die Umweltqualität der Systeme aus, da die von den Schadstoffen ausgehende Schadenswirkung hierbei unberücksichtigt bleibt. Eine Ermittlung des von den einzelnen Schadstoffen ausgehenden Gefährdungspotientials ist mit vertretbarem Aufwand derzeit nicht möglich. Eine Wertung der Systeme kann daher nur über a) Vergleich der zu erwartenden Emissionswerte oder b) Vergleich der zu erwartenden Immissionswerte erfolgen. 8.2.1 Emissionsbewertung Beim Vergleich der zu erwartenden Emissionen werden zunächst die Jahresemissionen der einzelnen Schadstoffe wie unter Kapitel 8.1 beschrieben errechnet. Da bei KWK-Systemen mit der gleichen Brennstoffmenge Strom und Wärme produziert wird, muss bei wärmeorientierter Betrachtung von den Gesamtemissionen eine Gutschrift in Abzug gebracht werden, die den Emissionen einer gleich hohen konventionellen Stromerzeugung (Stromgutschrift) entspricht. Bei stromorientierter Betrachtung ist umgekehrt eine Wärmegutschrift anzusetzen. Bei der Bemessung der Stromgutschrift geht man von dem Modell aus, dass der durch die KWK-Anlage erzeugte Strom die entsprechende Strommenge aus anderen Kraftwerken substituiert. Ein Werkzeug zur Ermittlung von Treibhausgasemissionen und entsprechenden Gutschriften stellt das vom Ökoinstitut Darmstadt entwickelte GEMIS (Globales Emissions-Modell Integrierter Systeme – s. Seite 323 ff) dar. Mit dieser Software sind detaillierte Ermittlungen von Emissionen

8.2 Ökologische Bewertung der Systeme

329

möglich. Bei diesen Bilanzen werden die so wichtigen Vorketten mit berücksichtigt. Das bedeutet, dass beispielsweise nicht nur die Emissionen bei der Verbrennung vor Ort berücksichtigt werden, sondern sämtliche Schritte von der Gewinnung, über den Transport und die Umwandlung bis hin zur Endlagerung eines Energieträgers. Mit GEMIS kann der Anwender selbst eigene Szenarien rechnen oder aber zum Erstellen eigener Bilanzen auf Ergebnisse daraus zurückgreifen. Besteht das Ziel darin, für eine KWK-Anlage die Minderungspotenziale an CO2 zu ermitteln, kann auf folgende Werte, die sich auf den Brennstoffbzw. Strombedarf beziehen, zurück gegriffen werden. Im Internet kann unter www.gemis.de die jeweils neueste GEMIS-Version herunter geladen werden. Tabelle 8.2-1: Ergebnisdaten aus GEMIS 4.2 (Nov. 2004) für die Bereitstellung von Heizwärme [g/kWhout] Heizöl Heizöl Brennwert Erdgas Gas Brennwert Flüssiggas Braunkohle-Brikett rhein. Braunkohle-Brikett Lausitz Steinkohle-Brikett Elektro/Stromerzeug.-max Elektro/Stromerzeug.-mix Elektro-WP-Luft (mix) Elektro-WP-Boden (mix) Elektro-WP-Wasser (mix) Nahwärme-EFH Nahwärme-MFH Nahwärme-Mix Fernwärme-mix Fernwärme-Kohle-HKW Fernwärme-Gas-HKW Öl+Dämmung

CO2 375,2 336,6 266,6 227,7 323,2 669,7 587,6 556,8 924,8 833,6 205,1 176,7 163,8 109,7 72,4 62,4 245,5 366,9 -28,5 204,5

CO2Äquivalent 385,1 345,5 297,0 253,6 333,9 699,6 623,3 662,4 1.023,9 922,6 214,8 185,1 171,6 148,3 109,0 97,7 276,0 411,7 -17,5 211,1

Mit den für die Brennstoffe angegebene Emissionsfaktoren können nun eigene Bilanzen erstellt werden.

330

8 Ökologische Systemanalyse

Nachfolgend wird dazu eine Beispielrechnung für ein Verbrennungsmotor-BHKW dargestellt. - Wärmeversorgung: 12.000 MWhth/a - Variante KWK: Wärme: BHKW: 1.000 kWth * 7000 h/a = 7000 MWhth/a Kessel: 5.000 MWhth/a Strom: BHKW: 800 kWel * 7000 h/a = 5600 MWhel/a Brennstoff: BHKW: 2000 kWBS/a * 7000 h/a = 14.000 MWhBS/a Kessel: 5.000 MWhth/a / 0,85 = 5.882 MWhBS/a Summe: = 19.882 MWhBS/a - Variante konventionell Wärme: Kessel: 12.000 MWhth/a Brennstoff: Kessel: 12.000 MWhth/a / 0,85 = 14.118 MWhBS/a Aufgrund der Stromerzeugung ist der Brennstoffverbrauch vor Ort bei der KWK-Variante höher, als bei der konventionellen Variante mit einer Kesselanlage. Erst bei der globalen Betrachtung ergibt sich der Vorteil für die KWK. CO2-Emissionen mit Erdgas als Brennstoff und Bewertung des Stromes im Mix. - Variante KWK: Brennstoff: 19.882 MWhBS/a * 266,6 g/kWhBS = 5.300 t CO2/a Stromgutschrift: 5.600 MWhel/a * 833,6 g/kWhel = - 4.668 t CO2/a Summe = 632 t CO2/a - Variante konventionell Brennstoff: 14.118 MWhBS/a * 266,6 g/kWhBS = 3.764 t CO2/a - CO2-Einsparung durch KWK

= 3.132 t CO2/a

Die Nutzung von Kraftwärme-Kopplung wirkt sich günstig auf die CO2Bilanz aus. Die gekoppelte Erzeugung von Wärme und Strom bringt fast unabhängig von der betrachteten Technik Vorteile im Vergleich zur getrennten Erzeugung. Eine vergleichende summarische Betrachtung über alle Luftschadstoffe kann durch Multiplikation der Jahresschadstoffmengen mit Wichtungsfaktoren erreicht werden. Durch die Wichtungsfaktoren soll das unterschiedliche Gefährdungspotential der verschiedenen Schadstoffkomponenten be-

8.2 Ökologische Bewertung der Systeme

331

rücksichtigt werden. Als Grundlage für die Bildung der Wichtungsfaktoren können a) die in den VDI-Richtlinien angegebenen MI- und MIK-Werte oder b) die allgemeinen Immissionswerte IW/1 bzw. IW/2 der TA Luft herangezogen werden. Da nur die Relationen der Schadstoffbilanzen untereinander, nicht aber die absoluten Werte von Bedeutung sind, ergeben sich bei den Berechnungen keine wesentlichen Unterschiede zwischen beiden Ansätzen. Eine allgemein anerkannte Bewertungsregelung ist derzeit nicht bekannt. Die Erfahrung zeigt jedoch, dass die Verwendung der IW/1-Werte der TA-Luft auf breite Akzeptanz trifft. Durch Verwendung der IW/1-Werte erfolgt die Beurteilung der Umweltqualität auf Basis einer mittleren zulässigen Jahresbelastung. Als Wichtungsfaktor wird der Kehrwert des Immissionsgrenzwertes gewählt, so dass ein niedriger Grenzwert die zugehörige Emission hoch bewertet (siehe Tabelle 8.2-2). Der Vergleich wird nach folgendem Rechengang durchgeführt: 1. Multiplikation der Jahresbrennstoffmenge mit den spezifischen Emissionsfaktoren. Ergebnis: Jahresemission bezogen auf die jeweilige Schadstoffkomponente. 2. Subtraktion einer Stromgutschrift (bzw. bei elektrischen Heiz- bzw. Antriebssystemen Addition einer Strombelastung). 3. Wichtung der Jahresemissionen durch Multiplikation mit dem Kehrwert des IW/1-Wertes. Ergebnis: gewichtete Einzelemission. Zur vereinfachten Gesamtdarstellung wird häufig noch eine Emissionsbewertungszahl durch Aufsummieren der Einzelwerte im Rahmen eines Systemvergleiches gebildet. Das so ermittelte Ergebnis zeigt die Gesamtsystembilanz. Tabelle 8.2-2: Emissionsbewertungsfaktoren gemäß den IW/1-Werten der TALuft IW/1-Wert TA - Luft SO2 NOx Staub CO

140 80 150 10000

Emission-BewertungsFaktor —g/m³ —g/m³ —g/m³ —g/m³

0,0071 0,0125 0,0067 0,0001

332

8 Ökologische Systemanalyse

Bei der Bewertung der Emissionen von KWK-Anlagen gemäß der vorgenannten Methodik wurden nur die Schadstoffe berücksichtigt, für die im Rahmen der Umweltschutzgesetze Grenzwerte festgelegt wurden. Zusätzlich entsteht bei der Verbrennung fossiler Brennstoffe noch Kohlendioxid als Reaktionsprodukt aus der Oxidation der Kohlenstoffanteile. CO2 ist kein Schadstoff im herkömlichen Sinn mit toxischen Eigenschaften. Es ist neben H2O (Wasser) das wesentliche Verbrennungsprodukt bei der Umwandlung von fossilen Brennstoffen. Kohlendioxid ist ein gasförmiger Bestandteil in der Luft. Es ist für das Leben auf der Erde unverzichtbar. Die Zunahme der CO2-Konzentration in der Atmosphäre trägt nach heutiger wissenschaftlicher Erkenntnis zur Erwärmung der Erdoberfläche bei. Danach erhöht der Kohlendioxidanstieg in der Luft, zusammen mit dem Anstieg weiterer Treibhausgase, wie Methan, Distickstoffoxid, Halogenkohlenwasserstoffe, den natürlichen Treibhauseffekt. Die Folge sind Klimaänderungen mit weit reichenden Konsequenzen für die Natur und die Menschheit. Die CO2-Emissionen der Energieerzeugungssysteme sind in erster Linie von den eingesetzten Brennstoffen und nicht vom Anlagensystem abhängig. Beim Vergleich der KWK-Varianten werden sich daher zunächst der unterschiedliche Brennstoffbedarf sowie die Brennstoffart auf die Ergebnisse der Bewertung auswirken. Als Grundlage für die Berechnungen enthält Tabelle 8.2-3 für die bei KWK-Anlagen eingesetzten Brennstoffe eine Übersicht über den zugehörigen CO2-Ausstoß beim Verbrennungsvorgang bezogen auf den Brennstoffeinsatz. Nach Abschluss der Berechnungen wird man z.T. feststellen, dass real am jeweiligen Anlagenstandort gegenüber einer reinen Wärmeversorgung und Strombezug aus dem öffentlichen Versorgungsnetz durchaus höhere Emissionen auftreten. Ursache hierfür ist der Umstand, dass die über die KWK-Anlage eingesparten Emissionen aus konventionellen Kondensationskraftwerken im Regelfall außerhalb des Gebietes eingespart werden, in dem die KWK-Anlage errichtet wird/werden soll. Immissionsseitig wirken sich KWK-Anlagen oft aber entlastend aus, da vor allem durch die gegenüber konventionellen Heizungsanlagen höheren Schornsteine die Immissionen im Versorgungsbereich der Anlagen sinken. Um dies zu bewerten, ist eine Immissionsberechnung erforderlich.

8.2 Ökologische Bewertung der Systeme

333

Tabelle 8.2-3: CO2-Emissionsfaktoren bezogen auf MWhBS Emissionsfaktor (kg/MWhBS) (bezogen auf den Brennstoffeinsatz) CO2 Steinkohle Braunkohle Erdgas Heizöl EL

335 349 bis 396 198 263

8.2.2 Immissionsbewertung Zur Ermittlung der Immissionen wird eine Bewertung der von der KWKAnlage ausgehenden Umwelteinflüsse anhand einer Schadstoffausbreitungsrechnung vorgenommen. Das quantitative Ergebnis eines solchen Modells wird im Regelfall zeigen, dass aufgrund der höheren Kaminanlagen die großräumigere Verteilung der Emissionen aus großen Kraftwerksund/oder Heizwerksanlagen im infrage kommenden Einwirkungsbereich (z.B. Siedlungsgebiet) zu günstigeren Werten führt, als der Einsatz kleiner Anlagen oder gar Gebäudeheizungen. Bei dieser Art der Bewertung werden allerdings modellbedingt die überregionalen Auswirkungen der von den Anlagen ausgehenden Emissionen nicht berücksichtigt. Immissionsbewertungen sind insbesondere dort von Bedeutung, wo die Einflüsse auf ein vielleicht aufgrund anderer Emissionsquellen bereits vorbelastetes Wohngebiet zu bewerten und unter Umständen zu verringern sind. Eine wesentliche Kenngröße bei der Immissionsbewertung ist der von Kaminhöhe, Windgeschwindigkeit, Windrichtung, Wetterklasse usw. abhängige Umsetzungsfaktor von Emission zu Immission. Sofern aufgrund der Genehmigungsanforderungen notwendig, wird man im infrage kommenden Gebiet die vorhandene Immissionsbelastung durch Messungen feststellen und hierauf aufbauend die Veränderungen vorausberechnen, die sich bei Realisierung der jeweiligen KWK-Anlage ergeben. Diese Einzeluntersuchungen erfordern einen hohen Aufwand und einen entsprechend langen Bearbeitungszeitraum (vor allem zur Durchführung der erforderlichen Messungen). Anhaltswerte kann man unter Verwendung von Literaturwerten gewinnen. Beispielsweise enthält Band 10 der Studie „Örtliche und regionale Energieversorgungskonzepte“ (Bundesminister für Forschung und Technologie) Berechnungsbeispiele für Emission/ImmissionUmsetzungsfaktoren am Beispiel der meteorologischen Daten für Hannover und Stuttgart, die hier auszugsweise angegeben werden (Tabelle 8.24).

334

8 Ökologische Systemanalyse

Tabelle 8.2-4: Emission-/Immission-Umsetzungsfaktoren Emission/Immission-Umsetzungsfaktoren Kleinfeuerungsanlagen < 50 kW (Vergleichssystem): Mittelfeuerungsanlagen (Kaminhöhe < 40 m): Großfeuerungsanlagen:

1 0,50 - 0,75 0,06 - 0,20

Eine überschlägige Immissionsbewertung kann für die jeweiligen KWKVarianten wie folgt durchgeführt werden: 1) Berechnung der Emissionen der einzelnen Schadstoffkomponenten gemäß Kapitel 8.2.1 ggf. unter Berücksichtigung einer Stromgutschrift oder Strombelastung. 2) Berechnung der Emissionsbewertungszahl durch Aufsummieren der unter Ziff. 1 erhaltenen Werte. 3) Multiplikation der Emissionsbewertungszahl mit den Emission-/Immission-Umsetzungsfaktoren. Als Ergebnis erhält man eine Immissionsbewertungszahl als Vergleichsmaßstab für die vom jeweiligen System verursachte Immissionsbelastung.

8.3 Die Kraft-Wärme-Kopplung im Emissionshandel Am 1.1.2005 begann in Deutschland der Emissionshandel für Kohlendioxidemissionen aus Kraftwerken und industriellen Produktionsprozessen. Betreiber von Verbrennungsanlagen in allen Industriesektoren mit einer thermischen Eingangsleistung von mehr als 20 MW, sowie Betreiber von Produktionsanlagen einiger energieintensiver Industriebranchen benötigen seither eine Genehmigung zur Emission von Treibhausgasen und müssen Emissionsberechtigungen für Kyoto-Gase (im ersten Schritt nur CO2) besitzen. Es handelt sich um Anlagen, die Energiedienstleistungen (Kraft, Wärme, Dampf, Kälte usw.) bereitstellen, das sind Kraftwerke, Heizwerke, Heizkraftwerke und sonstige Feuerungsanlagen mit einer Feuerungswärmeleistung von >20 MW. Bei den energieintensiven Industriebranchen handelt es sich um die Stahl-, Papier- und Pappe, Steine- und Erden-, Glas, Zement- und Kalkindustrie. In Deutschland werden mit diesen Festlegungen mehr als 60% der gesamten CO2-Emissionen erfasst. Eine Liste der Tätigkeiten, die gemäß Treibhausemissionshandelsgesetz (TEHG) am Emissionshandel teilnehmen, ist unter www.dehst.de zu finden. Die Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHSt) im Umweltbundesamt ist mit der Verwaltung der Emissionsberechtigungen betraut; sie führt das Emissions-

8.3 Die Kraft-Wärme-Kopplung im Emissionshandel

335

handelsregister für Deutschland, stellt die Software zur Erfassung der Antragsdaten und für die Emissionsberichterstattung zur Verfügung. 8.3.1 Das Prinzip des Emissionshandels Durch den Emissionshandel findet Klimaschutz im Ergebnis dort statt, wo er zu den geringsten Kosten verwirklicht werden kann. Jeder betroffenen Anlage werden konkrete Minderungsziele zugeordnet, und in diesem Umfang Emissionsberechtigungen zur Verfügung gestellt. Diese Berechtigungen sind handelbar und dienen so als eine Art Gutschrift. Erreicht das Unternehmen die Ziele durch eigene kostengünstige CO2-Minderungsmaßnahmen, kann es nicht benötigte Berechtigungen am Markt verkaufen. Alternativ kann es Berechtigungen am Markt zukaufen, wenn eigene Minderungsmaßnahmen teurer ausfallen würden. Erfüllt das Unternehmen seine Minderungsverpflichtung nicht, werden Sanktionen fällig. Das Emissionshandelssystem liefert somit einen ökonomischen Anreiz, den Ausstoß des Klimagases Kohlendioxid zu reduzieren. In der 2. Handelsperiode 2008-2012 beträgt die Strafe beim Überschreiten der zugelassenen Kohlendioxidemission 100 €/t CO2. 8.3.2 Beispiel für den Emissionshandel (Abb. 8.3-1): Die Unternehmen A und B sollen zusammen 10% ihrer Emissionen abbauen. Während für das Unternehmen B die notwendigen Investitionen zum Emissionsabbau relativ hoch sind, sind die Investitionen im Unternehmen A niedriger. Durch den Emissionshandel ist es für das Unternehmen A wirtschaftlich attraktiv, 20% seiner Emissionen abzubauen und die dann nicht genutzten Emissionsrechte an das Unternehmen B, das selbst keine Emissionsminderung umgesetzt hat, zu verkaufen. Das Klimaschutz-Ziel ist in jedem Fall erreicht: 10% der Emissionen der Unternehmen A und B wurden abgebaut.

336

8 Ökologische Systemanalyse

Abb. 8.3-1: Beispiel für den Handel mit Emissionsberechtigungen (Quelle: BMU)

8.3.3 Gesetzliche Rahmenbedingungen des Emissionshandels Für den Emissionshandel gelten zurzeit: - Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen, das sog. Treibhausgasemissionshandelsgesetz (TEHG) (wurde am 28. Mai 2004 vom Bundestag verabschiedet). Das TEHG verweist auf das Nationale Allokationsplan-Gesetz. - Gesetz über den Nationalen Allokationsplan NAP-Gesetz. Dabei geht es um die Zuteilung von Emissionsrechten. Für die erste Handelsperiode von 3 Jahren (2005-2007) wurden 1.485 Mio Emissionsberechtigungen (das sind 1.485 Mio t CO2) zugeteilt. Für KWK-Anlagen wurden in dieser Periode wegen der höheren Brennstoffausnutzung bei der KraftWärme-Kopplung Sonderzuteilungen in Höhe von 6,5 Mio Emissionsberechtigungn vergeben. Für die 2. Periode von 2008 – 2012 wurden 37 Mio t CO2 pro Jahr weniger zugeteilt, als es dem aktuellen Emissionsniveau der emissionspflichtigen Anlagen entspricht. Das entspricht einer effektiven Kürzung der Emissionsmenge um 8 %. Insgesamt wird die jährlich zugeteilte Menge auf 452 Mio t CO2 begrenzt. Etwa 10 % der gesamten Zuteilungsmenge, das sind 40 Mio Berechtigungen, wird nicht mehr gratis verteilt, sondern versteigert. - Verordnung über die Emission von Treibhausgasen (34. BImSchV).

8.3 Die Kraft-Wärme-Kopplung im Emissionshandel

337

Für KWK-Anlagen gilt bei der Allokation eine besondere Regel. Danach erhalten KWK-Bestandsanlagen einen Bonus von 27 t CO2/GWhel. KWK-Neuanlagen können doppelte benchmarks beanspruchen (Strom 750 g CO2/kWh und Wärme 200 g CO2/kWh) Die Anlagenbetreiber erhielten die Emissionsberechtigungen nach den Regeln des Zuteilungsgesetzes 2007 kostenlos. Diese Berechtigungen konnten ab dem 01.01.2005 in der gesamten EU frei gehandelt werden. Unternehmen, die mehr Treibhausgase ausstoßen, als ihnen durch die Berechtigungen zugebilligt werden, können bei anderen Unternehmen, die ihre Emissionsmengen unterschreiten - oder möglicherweise bei Händlern Berechtigungen erwerben. Wer weniger Emissionen ausstößt, also über freie Berechtigungen verfügt, kann Berechtigungen verkaufen. Die Preise für die EU-Emissionszertifikate (EUA-Emissionsberechtigungen im europäischen Zertifikatehandel) betrugen in der Zeit von Januar 2005 bis Mitte 2008 ca. 10 € bis ca. 25 € pro Tonne Kohlendioxid. In Deutschland werden alle Übertragungen von Emissionsberechtigungen durch das deutsche Register durchgeführt. Dafür wurde beim Umweltbundesamt in Berlin die Deutsche Emissionshandelsstelle DEHSt eingerichtet. Dort wird das Emissionsregister geführt. Die Deutsche Emissionshandelsstelle ist die zuständige Behörde im Sinne des Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes (§20 Abs. 1, Satz 2 TEHG). Sie arbeitet nicht nur mit den am Emissionshandel beteiligten Unternehmen, Sachverständigen und Händlern von Emissionsberechtigungen zusammen, sondern versteht sich auch als Kontaktstelle für das Bundesumweltministerium sowie für die Bundesländer (insbesondere die zuständigen Landes-Immissionsschutzbehörden). Neben den Anlagenbetreibern kann laut § 14 Absatz 2, TEHG jede natürliche und juristische Person Emissionsberechtigungen kaufen, besitzen, verkaufen oder löschen. Bedingung hierfür ist die Eröffnung eines Kontos im deutschen Register. Es wird zwei Arten von Konten geben: zum einen Anlagenkonten für die emissionshandelspflichtigen Anlagen und zum anderen sog. Personenkonten. Diese können auf Antrag für Privatpersonen, professionelle Händler, NGOs u. a. eingerichtet werden. Der Kontoinhaber kann Berechtigungen erwerben, halten oder übertragen. Damit kann sich jeder Inhaber eines Kontos im Register der DEHSt als Zwischenhändler betätigen. Anträge zur Einrichtung eines Personenkontos können bei der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEHSt) im Umweltbundesamt voraussichtlich ab Herbst 2004 gestellt werden.

338

8.3.4

8 Ökologische Systemanalyse

Die Bedeutung der KWK für die CO2–Emissionen des deutschen Kraftwerksparks

Die Kraftwerks-Statistik für 2000 in Tab. 8.3-1 zeigt, dass mit der KWKTechnik die CO2 –Emissionen beachtlich reduziert werden. Tabelle 8.3-1: CO2–Emissionen des deutschen Kraftwerksparks und der Anteil der KWK [nach Schrader, Knut; Tagung Energieeffizienz und Emissionshandel, 20./21.04.2004 Düsseldorf, VDI-GET, Tagungsleitung Prof. Dr. Gunter Schaumann]

   

Kraftwerkspark fossil bef. Kraftw. KWK-Anlagen KWK-Anl. > 20 MW

Brennstoff Strom TWh TWh

Wärme TWh

1.435 674 247 246

126 0 126 115

543 280 61 54

CO2-Emissionen Mio t 337 265 72 67

Im Vergleich dazu werden bei reiner Wärmeerzeugung in Heizwerken pro TWh Brennstoff bei der Verbrennung von Erdgas 0,2; Mineralöl 0,27; Steinkohle 0,33 Mio t CO2 emittiert. D. h. bei getrennter Erzeugung anstelle in KWK-Anlagen >20 MW würden ca. (50 + 36) Mio t CO2 gegenüber 67 Mio t CO2 frei. Das ist für diesen Teil eine Einsparung von ca. 20 Mio t CO2 8.3.5

Klimaschutz als übergeordnetes Ziel; gesetzliche Festlegungen

Im Sinne des Klimaschutzes wurden folgende Festlegungen getroffen:  Die Klimagasemissionen vom Gebiet der europäischen Gemeinschaft werden ab 2008 in ihrem absoluten Betrag begrenzt.  Die Europäische Union hat sich im Kyoto-Protokoll (1997) verpflichtet, die „Kyotogase“ in dem Zeitraum 2008 – 2012 gegenüber 1990 um 8 Prozent zu reduzieren.  Deutschland hat sich verpflichtet seine „Kyotogas-Emissionen“ um 21 % zu reduzieren. Zur Zielerreichung sind verschiedene Mechanismen definiert worden. Darunter ist der Emissionshandel ein Mechanismus, der ab 2008 nutzbar und zwischen Industrieländern möglich ist. Er wird als ein kosteneffektives Instrument angesehen, um die Kyotoverpflichtung/die Burdensharingverpflichtung umzusetzen.

8.3 Die Kraft-Wärme-Kopplung im Emissionshandel

339

Die EU-Emissionshandelsrichtlinie berücksichtigt für die erste Handelsperiode (2005 – 2007) nur CO2 als einzig berichtspflichtiges Treibhausgas. Das Emissionshandels-System bietet eine wirtschaftliche Basis, um den Ausstoß des klimaschädlichen Gases CO2 zu reduzieren. Dazu erhält die Tonne CO2 einen Wert, den der Handels-Markt bestimmt. In der Folge werden Reduktionsmaßnahmen dort durchgeführt, wo sie am kostengünstigsten sind. In der Periode 2008 – 2012 sind bei Überschreiten der durch Zertifikate erlaubten Emissionen 100 €/t CO2 zu bezahlen. Dadurch werden die Kosten der Nichteinhaltung der Vorschrift höher als die Kosten der Einhaltung. Allerdings hat sich am Markt der Zertifikate-Preis wesentlich niedriger entwickelt (siehe Angabe in Kap. 8.3.3 mit 10 - 25 €/t CO2 ). Neben dem Handel von Emissionsberechtigungen für CO2 untereinander bieten sich den Unternehmen voraussichtlich zusätzliche Märkte. Am 20.04.2004 haben sich EU-Kommission und EU-Parlament auf die so genannte Ergänzungsrichtlinie für den Emissionshandel geeinigt. Hiernach können EU-Unternehmen umweltschonende, weil CO2-mindernde, projektbezogene Aktivitäten außerhalb des eigenen Landes in den obligatorischen Handel mit CO2-Emissionen einbeziehen. Bilaterale Projekte im Rahmen von „Joint Implementation“ (JI) in anderen reduktionsverpflichteten Ländern und von „Clean Development Mechanism“ (CDM) in Entwicklungs- und Schwellenländern ermöglichen es, sich CO2-mindernde Aktivitäten als Berechtigungen anerkennen zu lassen und mit diesen zu handeln. Energieerzeuger und andere Unternehmen, die am Emissionshandel teilnehmen, erhalten so zusätzliche Berechtigungen und Flexibilität, wenn sie in Energieeffizienz oder in Erneuerbare Energien wie Solaranlagen im Ausland investieren. Der Umfang solcher zusätzlichen Berechtigungen ist in dem in 2007 verabschiedeten Zuteilungsgesetz 2012 (ZuG 2012) festgelegt. Danach können Anlagenbetreiber, die am EU-Emissionshandel teilnehmen, einen Teil ihrer Klimaschutzverpflichtungen aus kostengünstigen Klimaschutzprojekten im Ausland im Umfang von insgesamt 90 Mio Emissionsgutschriften durch CDM- und JI-Projekte erfüllen. Ausgenommen von dieser Regelung sind Atomkraftwerke sowie so genannte Senken-Projekte. Besondere Regeln gelten auch für große Staudammprojekte.

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Ergänzend zu den vorstehenden Ausführungen folgen hier einige Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen. Die Konzeption und die Anwendung der Berechnungsgrundlagen werden anhand dieser Beispiele erläutert. Weitere Beispiele sind unter www.kwk-buch.de zu finden. Nachfolgend enthalten: 9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplungsanlage Beispiel einer industriellen Energiebereitstellung mit einer KraftWärme-Kälte-Druckluft-Kopplungsanlage 9.2 Standardisierte Wirtschaftlichkeitsberechnung für BHKW-Anlagen bis 50 kWel 9.3 Biomasse-Heizkraftwerk, Realisierungsergebnisse 9.4 Gasturbinenanlage als Nachrüstung eines bestehenden kraftwerkes (mit Dampfturbine) zur GuD-Anlage

Heiz-

9.5 Wärmeauskopplung aus großen GuD-Anlagen

9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung Nachfolgendes Beispiel zeigt eine industrielle Energiebereitstellung mit einer Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplungsanlage. Die dargestellte Anlage ist an einem größeren Standort eines weltweit tätigen Unternehmens der kunststoffverarbeitenden Industrie installiert. Am Standort sind auf einem Gelände mehrere Geschäftsbereiche des Konzerns untergebracht, die eigenverantwortlich wirtschaften. Der Industriestandort verfügt über eine wärmegeführte zentrale Energiebereitstellung und -verteilung. Die Anlage bietet die interessante Konstellation einer Kraft-Wärme-KälteDruckluft-Kopplung. Durch die im folgenden beschriebene Betrachtung der Anlage wird aufgezeigt, wie einzelne Betriebspunkte einer Kraft-Wärme-Kälte-DruckluftKopplung optimal auf die unterschiedlichen Lastverhältnissen der indus-

342

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

triellen Produktion reagieren bzw. in welchen Situationen eine Entkopplung der Energieversorgung aus wirtschaftlichen Gründen von Vorteil ist. 9.1.1 Anlagenbeschreibung Kraft-Wärme-Kälte-DruckluftKopplung Gasturbine 5, 8 MW

A Ölkessel 64 t/h

B Abhitzekessel mit Zusatz feuerung 70 t/h

Hochdrucksammelschine 73 bar, 515°C

Hochdruckteil Mitteldrucksammelschine 23 bar, 380°C

13 MW EntnahmeGegendruckDampfturbine

C Gaske ssel 46 t/h

4 MW GegendruckDampfturbine

ReduzierStation 73bar -> 23 bar

Niederdruckteil 5 MW EntnahmeKondensationsDampfturbine

3 MW EntnahmeKondensationsDampfturbine

ReduzierStation 23bar -> 1,6bar

Niederdrucksammelschine 1,6 bar, 140°C

Heizung

Dampfturbine mit Turboverdichter

Abb. 9.1-1: Struktur Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung

9.1.1.1 Energiebereitstellung Die Energiebereitstellung ist auf ein Hauptwerk und ein Zweigwerk aufgeteilt. In dem Hauptwerk sind die Warten für die Dampferzeuger, die Gasturbine, die Gegendruckturbinen und einige Kältemaschinen untergebracht. Die Kondensationsturbine ist in dem Zweigwerk untergebracht. Einige Kälte- und Druckluftmaschinen sind nahe an der Produktion installiert. Stromversorgung:GStrombereitstellung über Generatorturbosätze mit den antreibenden Aggregaten Gasturbine, Gegendruckdampfturbine, Entnahme-Gegendruck-Dampfturbine und Entnahme-Kondensations-Dampfturbine. Die Generatorturbosätze werden an dem internen Mittelspannungsnetz betrieben, welches im Parallelbetrieb zum öffentlichen Netz geschaltet ist. Üblicherweise ist kein Inselbetrieb gegeben. Ein Strombezug von einem öffentlichen Stromversorger ist möglich.

9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung

343

Dampfversorgung: Zur Dampfbereitstellung stehen drei unterschiedliche Kessel zur Verfügung: G  Kessel A: Ölkessel Frischdampfleistung 28 t/h bis 64 t/h. In dem Dampferzeuger kann Heizöl EL verbrannt werden. Der Betrieb ist auf maximal 500 Vollaststunden pro Jahr begrenzt.  Kessel B: Abhitzekessel Frischdampfleistung 23 t/h bis 70 t/h. Abgasbetrieb der Gasturbine und mit Zusatzfeuerung auf Basis Gas, so dass der Kessel ohne die Gasturbine als eigenständiger Dampferzeuger betrieben werden kann.  Kessel C: Gaskessel Frischdampfleistung 10 t/h bis 46 t/h. Druckluftversorgung: Die Bereitstellung von Druckluft 6 bar erfolgt durch G  einen Schraubenverdichter, der von einer mit Niederdruckdampf gespeisten Turbine betrieben wird oder  mit elektromotorisch angetriebenen Kompressoren. Kälteversorgung: Kälte wird von der zentralen Energieversorgung in Form von Kaltwasser 8°C zur Verfügung gestellt. Es stehen Absorptionskältemaschinen und elektromotorisch angetriebene Kältekompressoren zur Verfügung. 9.1.1.2 Energieverteilung Die Energieverteilung erfolgt über einzelne Stationen, die direkt von den beiden Kraftwerken gespeist werden. Eine Hintereinanderschaltung von Verbrauchern liegt nicht vor. Es werden jedoch teilweise mehrere Verbraucher von einer Station versorgt, die unterschiedlichen Produktionsstätten zuzuordnen sind. Dampfverteilung: Die Volumenströme der einzelnen Dampfturbinen werden jeweils auf Dampfsammelschienen zusammengeführt:  Hochdruckdampf:  Mitteldruckdampf:  Niederdruckdampf:

73 bar, 515°C 23 bar, 380°C 1,6 bar, 140°C

Zur Raumheizung und als Prozessdampfversorgung werden zwei Dampfverteilsysteme mit folgenden Niveaus betrieben:  23 bar, 270°C und  1,6 bar, 140°C.

344

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Die Rücklaufrate des Kondensats liegt bei 85% bis 90 %. 9.1.1.3 Struktur Energieverwendung Die Energieverwendung in der Produktion folgt den Fertigungsprozessen, die unterschiedliche Strukturen und zeitliches Verhalten aufweisen. Die Energieversorgung der Fertigungsprozesse ist gemäß der örtlichen Lage der Fertigung zusammengefasst und über Laststationen an das Energieverteilnetz angeschlossen. 9.1.2 Betriebspunkte der Anlage Zur Betrachtung der Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung bedarf es der Kenntnisse über Regelverhalten, Leistungsvermögen und Wirkungsgrade der einzelnen Komponenten der Anlage. 9.1.2.1 Betriebspunktbestimmung Dampferzeuger Nutzung von Kennlinien der Dampferzeuger: Aus den Herstellerunterlagen der Dampferzeuger stehen die Wirkungsgrade als Kennlinien zur Verfügung. Der Wirkungsgrad wird z.B. als Funktion der Frischdampfmenge dargestellt. Wirkungsgradvergleich Kessel B Frischluftbetrieb (Brennstoff Erdgas) und Kessel C (Brennstoff HEL) 94

Wirkungsgrad (%)

92 90 ----- Kessel B 88 ____ Kessel C 86 84 82 80 5,0

15,0

25,0

35,0

45,0

55,0

Dampferzeugung (t/h)

Abb. 9.1-2: Beispiel Wirkungsgrade der Kessel B und C

65,0

75,0

9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung

345

Nutzung der Rauchgastemperaturen zur Bestimmung der Kessel: Stehen die Wirkungsgrades eines Kessels nicht in Form von Kennlinien zu Verfügung, so kann folgender funktionaler Zusammenhang zu den Rauchgastemperaturen genutzt werden. x

Wirkungsgrad K

- RG

f (m D ) umgesetzt auf Rauchgastemperaturen

x

f (m D ) ,

hieraus folgt mit : Index D: Index RG: Index Verl: Index Br: Index L: Index SpW:

Dampf Rauchgas Verlust Brennstoff Luft Speisewasser

Gesamtbilanz der Energieströme über den Dampferzeuger:

Q D  QRG  QVerl ! 1 QBr  Q L  QSpW (Gl.: 0.1) Der Wirkungsgrad K ist durch das Verhältnis „Nutzen“ zu „Aufwand“ definiert:

K

QD Q Zu

Q Br

QD  Q L  Q SpW (Gl.: 0.2)

mit:

QD

QSpW

hD ˜ ( p, T ) ˜ mD

hSpW ˜ ( p, T ) ˜ mSpW

Aus (Gl.: 0.1) folgt:

H U  m L ˜ c L ˜ '-  (m Br ˜ c Br ˜ '- )

QD

K

 QSpW (Gl.: 0.3)

Der in Klammern gesetzte Summand, welcher aus dem Temperaturniveau des zufließenden Brennstoffstromes hervorgeht, wird im folgenden, da als

346

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Hauptbrennstoff Erdgas verwendet wird, für diese Abschätzung des Temperaturverlaufes über der Last nicht weiter berücksichtigt. Brennstoff- und Luftmenge stehen auf Grund der Brennstoffzusammensetzung und einem bekannten Luftverhältnis O bei der Feuerung in einer bestimmten festen Relation zueinander. Aus einer Betrachtung der Verbrennung folgt:

mL

l min, tr ˜ O ˜ m Br (Gl.: 0.4)

Bei definiertem Brennstoff lassen sich aus Gl. 0.3 und Gl. 0.4 mit Hilfe der Temperaturdifferenz der Luftvorwärmung die Massen Brennstoff und Luft ermitteln. Es sind somit die Energieinhalte des Luft- und des Brennstoffstromes über die Bilanzraumgrenzen berechenbar, und man kann die Rauchgasmasse aus einer Massenbilanz ermitteln:

m RG

m L  m Br

Unter der Annahme, dass die Verluste 3% der zugeführten Energie betragen, werden die Rauchgasenergie aus obiger Gesamtbilanz 0.1 ermittelt. Der Verlustwert wird auf Basis üblicher Werte für Dampferzeuger geschätzt. Als spezifische Rauchgasenthalpie folgt:

hRG

Q RG m RG

Stehen Auslegungsdiagramme (z.B. „hn-Diagramme“) für Kessel zur Verfügung so kann in Abhängigkeit vom Luftverhältnis der Verbrennung, aus dem Heizwert des Brennstoffes und der spezifischen Rauchgasenthalpie die Abgastemperatur ausgelesen werden. Alternativ besteht die Möglichkeit die Rauchgastemperatur unter der Voraussetzung eines perfekten Verhaltens aus der kalorischen Beziehung h c p ˜ 'T zu errechnen: Die spezifische Wärmekapazität des Rauchgases bei konstantem Druck cRG erhält man aus einer massengewichteten Mittelung der Rauchgaskomponenten, die sich mit Hilfe der Analyse des Brennstoffes bei Annahme einer vollständigen Verbrennung ermitteln lassen. Zu Beachten ist, dass die Wärmekapazität cRG eine Funktion der Temperatur ist: c RG f (T , p) .

9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung

347

Es ist somit eine iterative Rechenfolge nötig. Die beschriebene Rechnung führt zu Stützwerten, aus denen die ursprünglichen Kennlinien

K

x

f (m D ) hervorgingen.

Es entsteht ein Zusammenhang: TRG

x

f (m D ) .

9.1.2.2 Betriebspunktbestimmung der Turbinen Das Verhalten der Turbinen wird entsprechend den vorhandenen Turbinendaten bzw. der vom Hersteller zur Verfügung stehenden Wirkungsgradkennfelder bestimmt. Stehen diese Angaben nicht zur Verfügung, so können entsprechend dem nachfolgenden Verfahren die Betriebspunkte der Dampfturbinen bestimmt werden. In der betrachteten Energiebereitstellungsanlage sind sowohl Gegendruck- wie auch Entnahme-Kondensationsturbinen im Einsatz. Gegendruck-Dampfturbine Die Gegendruckdampfturbine wird außer bei An- und Abfahrvorgängen mit einer Gegendruckregelung betrieben. Die Gegendruckregelung stellt sicher, dass bei variierendem Dampfmengenbedarf auf der Gegendruckseite der Dampfturbine der Druck-Istwert dem Druck-Sollwert entspricht. Die Regelung bewirkt dies durch entsprechendes Öffnen des Dampfregelventils am Turbineneingang bei zu geringem Druck-Istwert bzw. durch Schließen des Regelventils bei zu hohem Druck-Istwert. Die Dampfturbine wird somit in Abhängigkeit von dem der Dampfturbine nachfolgenden Prozessdampfbedarf betrieben. Die sich hierbei an dem Generator einstellende elektrische Wirkleistung folgt damit der Dampfmenge, welche die Gegendruckturbine prozessbedingt durchströmt. Gültig für die definierten Dampfzustände (Druck und Temperatur) am Turbineneingang wie auch Ausgang stehen entsprechende Diagramme der Hersteller zu Verfügung. Hieraus lassen sich aus den unterschiedlichen Betriebspunkten der Dampfturbine die sich daraus ergebende Wirkleistung ableiten. Liegen keine Herstellerangaben vor, gelten vereinfacht für Dampfturbinen mit überhitztem Dampf (und dies ist bei Gegendruckturbinen i.a. gegeben) folgende Gleichungen:

m

 P12  K sT ˜ h1  h 2

(Gl.:0.5)

348

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

mit

m

Dampfmenge welche die Turbine durchfliest

P12

Wirkleistung, welche die Turbine bereitstellt

K sT

Isentroper Wirkungsgrad

h1

Dampfzustand Enthalpie am Turbineneinlass

h2

Dampfzustand Enthalpie am Turbinenaustritt

Um die elektrische Leistung des Gegendruckdampfturbosatzes zu erhalten sind noch die Lagerverluste an Turbine, Generator und ggf. Getriebe sowie die elektrische Verluste des Generators zu berücksichtigen.

PEWirk

K mech ˜K elektr ˜K ST ˜ m ˜ (h1  h2 )

mit

PEWirk

Wirkleistung des Generators

K mech

Wirkungsgrad mechanisch ( berücksichtigt z.B. Lagerreibung)

K elektr

Wirkungsgrad elektrisch ( Generatorverlust z.B. Kühlung)

h1

Enthalpie am Turbineneingang

h2

Enthalpie am Turbineausgang

Entnahme-Gegendruck Dampfturbine Eine Entnahme-Gegendruck-Dampfturbine entspricht letztlich einer Hintereinanderschaltung zweier Gegendruck-Dampfturbinen, wobei zwischen den beiden Dampfturbinen Prozess bezogen Dampf entnommen wird. Es werden die beide Turbinenteile als Hochdruckteil und Niederdruckteil der Dampfturbine bezeichnet. Bezüglich der Wirkleistungsabgabe an den Generator beteiligen sich beiden Turbinenteile in der Summe. Die Entnahme-Gegendruckregelung erfüllt die Aufgabe, dass bei variierendem Dampfmengenbedarf an der Entnahmestelle wie auch auf der Gegendruckseite der Dampfturbine die Entnahme-Gegendruckregelung den eingestellten Druck-Sollwerten entspricht. Dies bewirkt die EntnahmeGegendruckregelung dadurch, dass ein unter den Drucksollwert fallender Dampfdruck an der Entnahmestelle zu einem alleinigen Öffnen des Turbi-

9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung

349

neregelventils an der Eingangsseite der Dampfturbine führt. Ein unter den Drucksollwert fallender Dampfdruck an der Gegendruckseite der Dampfturbine führt in der Regelung zu einem gleichsinnigen Öffnen der Turbinenregelventile an der Eingangsseite und dem Regelventil zwischen dem Turbinenhochdruckteil und dem Turbinenniederdruckteil. Hierdurch wird erreicht, dass die Entnahmedruckregelung und die Gegendruckregelung unabhängig wirken. Die Dampfturbine wird letztlich in Abhängigkeit von dem der Dampfturbine nachfolgenden Prozessdampfbedarf betrieben. Die an dem Generator hierbei bereitgestellte elektrische Wirkleistung folgt damit der Dampfmenge, welche die Entnahme-Gegendruckturbine prozessbedingt durchströmt. Die Gleichungen entsprechen der im vorangegangen Abschnitt dargestellten Vorgehensweise. Es sind in diesem Fall jedoch zwei Dampfturbinen hinter einander geschaltet. Die Gegendruckdampfturbine und die an der Entnahmestelle entnommene Dampfmenge sind zu berücksichtigen.

m in

m Ent  m geg

mit

m in

Dampfmenge welche in die Turbine einströmt

m Ent

Dampfmenge welche zwischen Hochdruckteil und Niederdruckteil der Turbine entnommen wird Dampfmenge, welche am Gegendruckende die Turbine verlässt.

m geg

Zur Leistungsbestimmung gilt

Pgesamt

PHD  PND

mit

Pgesamt Gesamtwirkleistung der Entnahme-Gegendruckdampfturbine PHD

PND he PHD

Leistung des Hochdruckteils der Entnahme-Gegendruckdampfturbine Leistung des Niederdruckteils der Entnahme-Gegendruckdampfturbine Enthalpie zwischen Hochdruckteil und Niederdruckteil, bzw. des Dampfes an der Entnahme der Turbine; wobei gilt:

m in ˜ (h1  he )

350

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

PND

m geg ˜ (he  h2 )

PEWirk

K mech ˜K elektr ˜K ST ˜ ( PHD  PND )

Entnahme-Kondensations-Dampfturbine Eine Entnahme-Kondensations-Dampfturbine entspricht einer Hintereinanderschaltung einer Gegendruck-Dampfturbine und einer KondensationsDampfturbine, wobei zwischen den beiden Dampfturbinen prozessbezogen Dampf entnommen wird. Es werden die beiden Turbinenteile ebenfalls als Hochdruckteil und Niederdruckteil der Dampfturbine bezeichnet. Bezüglich der Wirkleistungsabgabe an den Generator beteiligen sich beide Turbinenteile in der Summe, wie im vorangegangenen Abschnitt beschrieben. Die Regelung der Entnahme-Kondensationsturbine erfüllt folgende Aufgaben. Sicherstellung, dass der bei variierendem Dampfmengenbedarf an der Entnahmestelle der Dampfturbine eingestellte Druck-Istwert dem Sollwert an der Entnahmestelle entspricht. Weiterhin erfüllt die Regelung der Entnahme-Kondensationsturbine die Aufgabe eine vorgegebene Wirkleistung bereitzustellen. Diese bedeutet dass der Istwert für die Gesamtleistung der Entnahme-Kondensations-Dampfturbine trotz variierendem Dampfmengenbedarf an der Entnahmestelle dem Leistungssollwert entspricht. Dies geschieht dadurch, dass bei sich bei ansteigendem Entnahmedampfmengenbedarf durch ein Öffnen des Dampfregelventils am Turbineneingang und gleichzeitiges Schließen des Dampfregelventils zwischen dem Hochdruck und dem Niederdruckteil der Dampfturbine die Entnahmedampfmenge steigert und damit der Druck an der Entnahmestelle sowie die Gesamtleistung der Turbine konstant gehalten wird. Sinkt der Entnahmedampfbedarf schließt des Dampfregelventil am Turbineneingang und gleichzeitig öffnet das Dampfregelventils zwischen dem Hochdruck und dem Niederdruckteil der Dampfturbine. Steigt der Leistungssollwert der Entnahme-Kondensationsturbine werden von der Leistungsregelung sowohl das Turbineneinlass als auch das Regelventil zwischen Hochdruckund Niederdruckteil der Turbine geöffnet. Sinkt der Leistungssollwert, schließt die Regelung beide Regelventile gleichsinnig. Diese Form der Regelung stellt sicher, dass sich in einem definierten Leistungsbereich der Entnahmekondensationsturbine, die Summe der von dem Hochdruck- und Niederdruckturbinenteil bereit gestellte Leistung bei Regeleingriff der Entnahmedruckregelung konstant bleibt. Hier spricht man von einer Kombination von Entnahmedruck- und Leistungsregelung. Die Leistungsregelung regelt meist die von der Turbine abgegebene Turbinenwirkleistung an den Generator. Dies ist dann von Vorteil, wenn z.B. zusätzlicher elektrischer Leistungsbedarf ansteht, um nicht die maximalen

9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung

351

Leistungsbezugsgrenzen des öffentlichen Versorgers zu überschreiten. Die Gleichungen entsprechen der im vorangegangen Abschnitt dargestellten Vorgehensweise. Für diese Betrachtung ist es ausreichend, die beiden Turbinenteile derart zu betrachten, als ob es sich um zwei strömungstechnisch hinter einander geschaltete Turbinen handelt. Die am Generator bereitgestellte Wirkleistung ergibt sich aus der Summe der beiden Turbinenleistungen abzüglich der mechanischen und elektrischen Verluste. Gasturbine Eine einfache Gasturbine kann in drei wesentliche Komponenten unterteilt werden:  Verdichter  Brennkammer  Arbeitsturbine Die in der Brennkammer durch die Verbrennung entstehende Gasenergie wird in der Arbeitsturbine in Drehleistung umgesetzt. Die Arbeitsturbine treibt sowohl den Verdichter der Gasturbine wie auch den an der Gasturbine angekoppelten Generator an. Für die an den Generator abgegebene Nutzleistung gelten folgenden Gleichungen:

PNutz

K m ˜ ( PTurb )  PVerd

(Gl.: 0.6)

mit

P Nutz

Nutzleistung, welche die Gasturbine an den Generator abgibt

PTurb

Wirkleistung, welche die Arbeitsturbine an die Turbinenwelle abgibt

PVerd

Wirkleistung, welche der Verdichter der Gasturbine von der Turbinenwelle abnimmt.

Km

mechanischer Wirkungsgrad der Gasturbine

Ersetzt man mit einem einfachen Modell die Verbrennung einer äußeren

 Wärmezufuhr Q12 gleich, dann gilt für die sog. Brennstoffleistung: Q 12 = m Brenn * H

u

mit

m Brenn

Brennstoffmenge

(Gl.: 0.7)

352

H

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

u

spezifischer Heizwerte des Brennstoffs

Und die aus der Brennstoffmenge sich einstellende Leistung ergibt sich mit

PTurb

K sT * m Brenn * H u

(Gl.: 0.8)

mit

K sT

Isentroper Wirkungsgrad

Für die Generatorleistung gilt somit

PEWirk

K mech ˜K elektr ˜ PNutz

(Gl.: 0.9)

9.1.2.3 Schichtenmodell zur Anlagenbetrachtung Um eine Transparenz in der Anlagenbetrachtung zu erreichen, wird der gesamte Prozess der verkoppelten Anlage in vier Schichten zerlegt. Die vier Schichten für die zu betrachtende Kraft-Wärme-KälteDruckluft-Kopplung beginnend mit der Energieanwendung sind: Schicht I: Druckluft- und die Kältebereitstellung mit den unterschiedlichen Aggregaten, Betrachtung der Wirtschaftlichkeit unterschiedlicher Betriebsarten und -punkte. Schicht II: Finanzielle Bewertung der Entspannung des Dampfes von Mitteldruck- auf Niederdruckniveau. Schicht III: Finanzielle Bewertung der Energieinhalte und der Veränderung der Enthalpie bei Druckreduktion von 73 bar auf 23 bar. Schicht IV: Finanzielle Bewertung der Dampfbereitstellung mit zugehörigen Anlagen. Durch diese Aufteilung entstehen gezwungenermaßen Schnittstellen in der Betrachtung, die wiederum eine Transparenz in den Energieströmen und damit verbundenen Kostenströmen herstellen. Es werden im Folgenden ausgewählte Lastfälle ausgesucht, um das Verhalten der Bereitstellungsanlage zu interpretieren und um aus ökonomischer Sicht die „Umschlagpunkte“ abzuschätzen. Im Folgenden wird die Betrachtung der vier Schichten beschrieben: Schicht I: Kälte- und Druckluftbereitstellung In dieser Untersuchung werden die Energiegestehungskosten der einzelnen Maschinen gegenüber gestellt. Zur vergleichenden Bewertung werden für

9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung

353

jede Bereitstellung Kostenströme ermittelt. Das Verhalten der Maschinen wird hier vereinfacht und in erster Näherung linear angesetzt. Durch Multiplikation der Last Li mit einem linearen Maschinenkoeffizient Mi und einem spezifischen Kostenfaktor Ki der eingesetzten Energie ergibt sich für jede Bereitstellungsalternative ein Kostenstrom x

Ki je Maschine i: x

Ki

L i ˜ Mi ˜ K i

(Gl.: 0.10)

Es wird ein linearer Maschinenfaktor verwendet, welcher die Relation zwischen Dampf bzw. Strom pro bereit gestellter Mengeneinheit Kälte oder Druckluft repräsentiert. Der Faktor ist eine maschinenspezifische Leistungsziffer. Durch die konsequente Betrachtung von Kostenströmen wird es möglich abzuwägen, welche Aggregate mit den höchsten Gewinnströmen betrieben werden sollten. Fragestellungen wie:  Welches Verfahren ist zur Bereitstellung von Kälte/Druckluft zu wählen – Dampfantrieb oder Stromantrieb?  Ist bei Lastabwurf in Engpasssituationen das Abkoppeln eines bestimmten industriellen Verbrauchers ökonomischer als die Einstellung der Kältelastdeckung?  Ist es günstiger höhere Strombezugskosten auf Grund Überschreitung eines zulässigen Spitzenleistungswertes zu akzeptieren statt die Druckluft- oder Kälteproduktion von elektrischem auf dampfbetriebenen Betrieb umzustellen? können nun beantwortet werden. Schicht II: Dampfmitteldrucknetz 23 bar Im Folgenden werden bezüglich der Bewertung von bereitgestellter Energie typische Kostengrößen aus der Industrie (Jahr 2000) herangezogen. In diesem Abschnitt wird die Wirtschaftlichkeit der unterschiedlichen Verfahrung in der Nutzung der thermischen Energie bzw. dem Übergang zum Niederdruck ausgehend vom Mitteldruckniveau 23 bar untersucht. Für die Untersuchung wird als Preis pro Tonne Niederdruckdampf angesetzt: 20 €/t Dampf. Es ergibt sich aus den ermittelten Geldströmen für Niederdruckdampf und dem von der Entnahmedampfturbine erzeugtem Strom ein Finanzstrom für den Frischdampf. Man erhält für jede Turbine Grenzkosten, die bei den

354

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

zugrunde gelegten Preisen für abgesetzten Dampf und Strom nicht überschritten werden dürfen. Für die finanzielle Bewertung des Stroms wird nicht der aus der Energiebereitstellung ermittelte Berechnungspreis von 0,06 €/kWh (Jahr 2000) angesetzt, sondern der Preis, den der öffentliche Stromversorger für Stromzukauf verlangt, da sich letztlich die Bereitstellung von Strom im Wettbewerb dem Stromzukauf messen muss. Für die betrachtete Anlage lag zum Zeitpunkt der Datenaufnahme (Jahr 2000) der Preis bei 0,02 €/kWh. Darin sind die Kosten für den Betrieb der Verteilungsnetze auf dem Betriebsgelände jedoch nicht enthalten. Weiterhin ist der finanzielle Wert des Abdampfes zu bewerten, da dieser in der Produktion oder für nachfolgende Maschinen/Anlagen als Energie zur Verfügung steht. Es ergibt sich folgende Bilanz:

m ZD ˜ k ZD

k St ˜ Pel  m AD ˜ k AD

(Gl.: 0.11) mit:

m: k: Pel:

Indizes: ZD: AD: St:

Massenstrom spezifische Kosten elektrische Leistung Zudampf Abdampf Strom

Dampfhochdrucknetz 73 bar Analog zum Dampfmitteldrucknetz wird die Enthalpiedifferenz von der 73 bar-Schiene zur 23 bar-Schiene untersucht. Kraftwerksintern wird kein Mitteldruckdampf genutzt, d.h. es werden die Verrechnungskostensätze analog dem Mitteldruckdampfnetz bzw. der gleiche Kostensatz wie für Niederdruck angesetzt: 20 €/t Dampf. Die Mitteldruckdampflast ist im Wesentlichen Prozessdampf für unterschiedliche Produktionsschritte. Sie ist an Werktagen Schwankungen unterworfen im Bereich: 12 t/h bis 20 t/h. In der folgenden Betrachtung wird von einer durchschnittlichen Last von 15 t/h ausgegangen. Dies liegt deutlich unterhalb der Schwachlastgrenze der installierten 4,2 MW–Gegendruckdampfturbine. Das bedeutet, dass bei Betrieb dieser Turbine der auf Mitteldruckniveau von Prozessen nicht verbrauchte Dampfmassenstrom über Reduzierstationen oder über die Turbinen im Zweigwerk auf die 1.6 bar-Sammelschiene weiter entspannt werden muss. Die Nutzung der 13 MW-Entnahme-Gegendruckturbine steht dafür nicht zur

9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung

355

Verfügung, da diese Turbine nicht von der Mitteldruckschiene aus eingespeist werden kann. Dampfkessel Als Kostenparameter waren hier die aktuellen Brennstoffkosten gegeben. Als wirtschaftlichsten Betrieb gilt der Betrieb mit den geringsten Frischdampfkosten am Dampferzeugeraustritt. Zu berücksichtigen ist, dass „Kessel A“ nur 500 Vollaststunden pro Jahr betrieben werden darf. Er steht für den Regelbetrieb nicht zur Verfügung, dient folglich nur zur Kaltreserve. Er erfüllt aber eine wesentliche Rolle in der Risikobetrachtung, wenn Anlagenstillstände bei gleichzeitigem Dampfbedarf vorliegen. Untersuchung der Verbrauchslasten Der für die Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Versorgung verantwortliche Bereich Energiebereitstellung hat auf die einzelnen Verbraucher keinen direkten Zugriff. Um eine Abschätzung bei veränderten Lastgängen zu ermöglichen, bedarf es der Setzung von Freiräumen. Dies bedeutet, dass z.B. Lastkurven unterschiedlicher Verbraucher bzw. Produktionsabläufe zueinander nicht nur in Größe sondern auch zeitlich zueinander verschoben werden. Ob ein geändertes Verbraucherverhalten in den Produktionsstätten tolerierbar ist, ist im Einzelfall mit der betroffenen Produktion zu klären. Die Umsetzung der Maßnahmen führt nicht unmittelbar zu einer Effizienzsteigerung einer einzelnen Produktionsstätte, wohl aber zu einem positiven Einfluss auch die Energieversorgung des gesamten Industriestandortes und damit auf die Energieversorgungspreise der zentralen Energieversorgung. 9.1.2.4 Bewertung der Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung Kälte- und Druckluftbereitstellung Aus einer Betrachtung von Kosten- und Ertragsströmen pro Zeiteinheit wurden direkt Deckungsbeiträge für die einzelnen Maschinen ermittelt. Damit lässt sich eine Rangfolge für die zugrunde gelegten Preise von Strom, Niederdruckdampf, Kälte und Druckluft aufstellen. Tabelle 9.1-1: Tabelle Rangfolge nach Deckungsbeiträge der Aggregate Bezeichnung

Deckungsbeitrag [€/h]

Kältemaschine, elektrisch

KE 1

68,61

Kältemaschine, elektrisch

KE 2r

56,61

356

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Kältemaschine, dampfgetrieben

KD

40,61

Druckluftmaschine, elektrisch

DE 1

34,78

Druckluftmaschine, elektrisch

DE 2

32,38

Druckluftmaschine, elektrisch

DE 3

31,48

Druckluftmaschine, dampfgetrieben

DD

12,00

Unter Umständen kann eine parallele Betrachtung sinnvoll sein, welcher Gewinn mit Strom oder Dampf erzielt würde. Dafür sind jedoch Informationen bezüglich der externen Verkaufspreise an die einzelnen Gesellschaften notwendig. Mitteldruckentspannung Um die Wirtschaftlichkeiten tendenziell darzustellen, werden auf Basis der maschinenspezifischen Grenzen einige Lastfälle zur Untersuchung ausgewählt: Niederdruckdampfmenge 3 kg/s: Oberer Lastbereich der 3 MWTurbine; unterer Bereich der 5,2 MW Entnahme-Kondensationsturbine. Niederdruckdampfmenge 7 kg/s: Mittlere Last der 5,2 MW Entnahme-Kondensationsturbine.; Schwachlast bei der 13 MW-EntnahmeGegendruckturbine. Niederdruckdampfmenge 10,8 kg/s: maximale Niederdruckentnahme, minimale Kondensationsdampfmenge der 5,2 MW EntnahmeKondensations-Turbine. Niederdruckdampfmenge 14 kg/s: Volllast der 5,2 MW EntnahmeKondensations-Turbine bei minimaler Niederdruckentnahme und Betrieb eines weiteren Aggregates; oberer Bereich der 13 MW-Entnahme-Gegendruckturbine. ANMERKUNG: Dampfmengen, die das Schluckvermögen einer untersuchten Turbine im Zweigwerk übersteigen, werden über eine andere Turbine gefahren oder über eine Druckreduzierstation an der Turbine vorbeigeleitet. Untersuchungsergebnis: Die 13 MW Entnahme-Gegendruckturbine weißt mit 21,96 €/ton zulässigen Gestehungskosten für Mitteldruckdampf die höchste Wirtschaftlichkeit auf. Danach kommen mit 17,90 €/ton die 5,2 MW 5,2 MW Entnahme Kondensationsturbine und mit 17,41 €/ton die 3 MW Kondensationsdampfturbine.

9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung

357

Die zulässigen Mitteldruckkosten liegen bei den Kondensationsturbinen auf Grund der Kosten für die Aufheizung des Dampfes, welcher in den Kondensationsstufen abgebaut wird, unter denen des Niederdrucks nach der Entspannung. Davon ausgehend, dass das Einspritzwasser, welches in der Reduzierstation verwendet wird, auf Grund der geforderten Dampfreinheit annähernd soviel bzw. eher weniger kostet als der bereitgestellte Niederdruckdampf, liegt die Wirtschaftlichkeit der Reduzierung ohne Strombereitstellung über der mit Kondensationsturbinen. Der Einsatz der Dampfturbinen infolge höherer Auslastung zeigt erstmals Vorteile. Die Rangfolge der BETRIEBSPUNKT 1-Betrachtung bleibt jedoch bestehen. Jetzt erweist sich mit errechneten zulässigen Frischdampfkosten auf Mitteldruckniveau von 20,50 €/ton die 5,2 MW Entnahme-Kondensationsturbine kostengünstiger, als der Betrieb von Dampfreduzierstation und gleichzeitigem Bezug von Strom. Dieser Kostenrechnung liegt die Annahne zugrunde, dass das in der Reduzierstation eingespritzte Speisewasser maximal den Preis von 19,- €/ton kostet. Es ergibt sich im Vergleich zur Betrachtung des BETRIEBSPUNKTES 3 ein unverändertes Bild im Hinblick auf die ökonomische Rangfolge der Anlagen. ZUSAMMENFASSUNG: Eine Nutzung der Enthalpiedifferenz mit dem Niederdruckteil der 13 MWEntnahme-Gegendruckturbine ist in jedem Fall die wirtschaftlichste Alternative. Wegen der geringen Strombezugspreise von 0,02 €/kWh (Jahr 2000) schneiden die Entnahme-Kondensationsturbinen im wirtschaftlichen Vergleich schlecht ab. Sie bieten jedoch das Potenzial, sich an einer Leistungsgrenzwertregelung der Bezugsleistung vom öffentlichen Versorger zu beteiligen. Dies kann in Verhandlungen mit dem öffentlichen Versorger bei der Festlegung der Bereitstellungskosten relevant werden. Wird die 5,2 MW-Entnahme-Kondensationsturbine in Volllast betrieben, liegen die Kosten unter denen eines reinen Entspannungsbetriebs mit Druckreduzierstationen.

Hochdruckentspannung Analog zur Untersuchung der Mitteldruckentspannung wurden zwei Betriebspunkte zur Betrachtung definiert.

358

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Übergebene Dampfmenge an Niederdruckentspannung 7 kg/s: Das liegt im unteren Lastbereich der 4,2 MW-Turbine. Übergebene Dampfmenge an Niederdruckentspannung 11,5 kg/s: Optimale Ausnutzung der 5,2 MW-Entnahme-Kondensationsturbine (siehe „Mitteldruckentspannung“). Ergebnisse: Betrachtung BETRIEBSPUNKT 1: Die 4,2 MW-Gegendruckturbine ist im unteren Lastbereich aufgrund des besseren inneren Wirkungsgrades und folglich eines etwas besseren Gesamtwirkungsgrades geringfügig wirtschaftlicher als der Hochdruckabschnitt der 13 MW-Entnahme-Gegendruckturbine. Diese wird durch eine erzwungene anschließende Nutzung der Entnahme-Kondensationsturbinen oder Reduzierungen jedoch wieder kompensiert. Bei größeren Durchsätzen wird infolge der Wirkungsgradverläufe über der Last die EntnahmeKondensationsturbine eindeutig günstiger. Betrachtung BETRIEBSPUNKT 2: Es erweisen sich die 13 MW-Entnahme-Gegendruckturbine und die 4,2 MW-Gegendruckturbine als wirtschaftlich nahezu gleichwertig. Dampfbereitstellung Werktagsbetrieb: Die Stromlast erreicht im Stundenmittel Werte bis um 20 MW. Die Dampflast liegt im Mitteldruckbereich bei 15 t/h, beim 1,6 bar-Niveau um 35 t/h. Wochenendbetrieb: Am Wochenende sinkt die Stromlast auf ca. ein Viertel der Werktagslast, teilweise bis auf unter 5 MW ab. Die gesamte Dampflast reduziert sich lediglich auf etwas mehr als ein Drittel. Das liegt im Bereich der Schwachlastgrenze des Kessel B. Aus der Betrachtung der Betriebspunkte ging hervor,  dass „Kessel A“ mit spezifischen Frischdampfgrenzkosten von über 30,60 €/t zu aktuellen Bezugspreisen des Öls mit Abstand die teuerste Alternative ist,  dass „Kessel B“ werktags die preisgünstigste Dampfbereitstellung bietet. Die Kombination Gasturbine/Kessel B hat in jedem zulässigen Lastpunkt Vorteile gegenüber einem Betrieb in Frischluftbetrieb. Bei Strombezugspreisen von unter 0,02 € /kWh ist bei ca. 50% Last der zusätzliche Energieeinsatz für die Gasturbine im Vergleich zu einer Ab-

9.1 Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung

359

schaltung der Gasturbine nicht mehr rentabel. Zu beachten ist jedoch auch die Grenze, ab der die Wirtschaftlichkeit von „Kessel C“ jene von „Kessel B“ übersteigt. Bei Volllast darf der Strompreis auf unter 0,01€/kWh fallen, ehe der Frischluftbetrieb an Kessel B günstiger wird als der Abgasbetrieb mit Gasturbine. Zu den aktuellen Konditionen für Gas- bzw. Ölkauf ist Öl wesentlich unrentabler. Die spezifischen Kosten pro Frischdampfmenge liegen bei dem Hauptdampferzeuger (Kessel B) bei Ölbetrieb etwa um Faktor 1,86 höher als bei Gasfeuerung. Der Wert wurde ermittelt unter der Voraussetzung, dass sowohl Gasturbine, als auch Abhitzekessel entsprechend dem „Gasabschaltvertrag“ mit Öl beheizt werden. Der Kostenfaktor kann näherungsweise konstant angenommen werden, auch wenn er lastabhängig ist. Die spezifischen Frischdampfkosten sinken bei Abhitzebetrieb mit Gasturbine je nach Betriebspunkt um 3 % bis 8 % gegenüber einem konventionellen Dampferzeugerbetrieb. Bei Ausfall der Gasturbine ist im Volllastbereich des „Kessel C“ der spezifische Frischdampfpreis von „Kessel B“ im Frischluftbetrieb geringfügig günstiger als jener von „Kessel C“. Bei sinkender Last wird bis zur Schwachlastgrenze des größeren Dampferzeugers Kessel C deutlich wirtschaftlicher. Dies ist eine Folge vorhandener Wirkungsgradverläufe. Zu beachten sind bei der Darstellung die unterschiedlichen Brennstoffe, die den einzelnen Werten zugrunde liegen. Am Wochenende wird zeitweise durch das Kraftwerk mehr Strom erzeugt als die Verbraucher abnehmen. Die Übermenge wird mit deutlich geringerer Vergütung (unter 0,01€/kWh) in das Netz des öffentlichen Stromversorgers eingespeist. Ein Betrieb der Gasturbine bei Volllast ist nun nicht mehr sinnvoll, da die zusätzlichen Brennstoffkosten durch die geringe Einspeisevergütung nicht gedeckt werden. Es empfiehlt sich die Gasturbinenleistung so weit abzusenken, dass kein Überhang erzeugten Stromes entsteht. Dies erhöht den Brennstoffbedarf des Abhitzekessels für die Zufeuerung. Ab einer Klemmleistung der Gasturbine von kleiner 3,1 MW wird der „Kessel C“ rentabler. Energieverwendung Um eine fundierte Betrachtung des Zusammenspiels zwischen Energiebereiststellung und -verwendung zu erreichen, müssen umfassende Prozessabläufe der Produktion in Sommer, Winter und Übergangszeiten an Werktagen und Wochenenden sowie über mehrere Wochen oder Monate bekannt sein. Einige Möglichkeiten, die sich bieten, sind im Folgenden exemplarisch dargestellt. Folgende Abb. 9.1-3 zeigt die Verbrauchsprofile von drei Kälteverbrauchern:

360

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Tageslastkurve ausgewählter Verbraucher 16.11.00

Leistung [kW]

1500 1000 500 0 Zeit (Tagesverlauf) großer Verbraucher - schwankungsbehaftet Ausgleichsverbraucher 1 Ausgleichsverbraucher 2

Abb. 9.1-3: Verbrauchsprofile von Kälteverbrauchsstationen mit ähnlicher Frequenz

Der Verbraucher ist charakterisiert durch Schwankungen mit einer Periode von ca. 35 Min. bis 40 Min. Die Schwankungsbreite beträgt im Mittel 100 kW bis 150 kW. Diese zyklischen Schwankungen verursachen im Kältenetz mitunter Probleme. Weitere, detailliertere Betrachtungen zeigen, dass es zwei kleinere Verbraucher mit ähnlicher Periodendauer und deutlich geringeren Amplituden gibt. Eine günstig gewählte Phasenverschiebung der Lasten zueinander kann die Netzschwankungen teilweise kompensieren. Eine Verschiebung des gesamten Lastspektrums des großen Verbrauchers um eine Viertelstunde verringert leicht die lokalen Gradienten der Netzlast, und verringert vor allem das absolute Tagesmaximum dieser Verbrauchergruppe um ca. 3,5 % bis 4 %. Dies ist von Bedeutung, wenn man beachtet, dass das Verbrauchsmaximum nahe an einer Grenze liegt, an der ein weiteres weniger wirtschaftliches Bereitstellungsaggregat zugeschaltet werden muss. Das Beispiel zeigt, dass ohne Lastcharakteristika zu ändern mit marginalen Verschiebungen entlang der Zeitachse produktionsseitig Einsparpotentiale in der Energiebereitstellung frei werden. Die betrachtete KraftWärme-Kälte-Kopplung bietet in den Kosten eine Vielzahl von Vorteilen. Dies setzt jedoch voraus, dass die Anlagendimensionierung dem Energiebedarf entspricht. An produktionsfreien Tagen ist eine Entkopplung der einzelnen Prozesse vorzunehmen, um die Kosten wettbewerbsfähig gestalten zu können.

9.2 Standardisierte BHKW-Wirtschaftlichkeitsberechnung

361

9.2 Standardisierte BHKW-Wirtschaftlichkeitsberechnung Die Betrachtungen in Kapitel 5.1 behandeln BHKW-Anlagen über den gesamten verfügbaren Leistungsbereich hinweg. Da es bei großen BHKWAnlagen wesentlich mehr zu berücksichtigende Sachverhalte gibt, als bei kleinen Anlagen, soll im Folgenden speziell auf die Belange von KleinBHKW-Anlagen eingegangen werden. Die nachfolgende Standardisierung führt zu einer vereinfachten Betrachtung der technischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen, da der für große Anlagen erforderliche Aufwand bei kleinen BHKW-Anlagen weder notwendig noch vertretbar ist. Dieser Abschnitt soll den Leser in die Lage versetzen die Wirtschaftlichkeit einer BHKW-Anlage möglichst schnell zu ermitteln. Das erzielte Ergebnis ermöglicht eine erste Einschätzung, ob es unter den Rahmenbedingungen des gewählten Einsatzfalles wirtschaftlich sinnvoll ist, die Wärmeversorgung mittels BHKW detaillierter zu betrachten. Ausgangspunkt der Betrachtung ist der Wärmebedarf eines Objektes, das es erlaubt ein Erdgas-BHKW mit 100 kWth thermischer Leistung über 7.000 h/a mit maximaler Leistung zu betreiben. BHKW-Anlage mit einem Aggregat:  thermische Leistung:  elektrische Leistung:  Brennstoffleistung

100 50 165

kWth kWel kWBS

Kennzahlen:  Thermischer Wirkungsgrad  Elektrischer Wirkungsgrad  Gesamteffizienz

60 30 90

% % %

Energiebilanz für 7000 h/a (Volllastbenutzungsstunden)  Wärmeerzeugung 700.000  Stromerzeugung 350.000  Brennstoffverbrauch (Hu) 1.155.000  Brennstoffverbrauch (Ho) 1.270.500

kWhth/a kWhel/a kWhBS/a kWhBS/a

Der ermittelte Brennstoffverbrauch bezieht sich auf den Heizwert von Erdgas. Um die Brennstoffkosten zu ermitteln wird der Verbrauch bezogen auf den Brennwert benötigt. Die Umrechnung erfolgt durch Ho/Hu = 1,1.

362

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Wirtschaftlichkeit Investition  BHKW + Zubehör (1.500 €/kWel) =  Bauliche Maßnahmen (20 %) =  Planung, sonstiges (20 %) = Summe

75.000 € 15.000 € 18.000 € 108.000 €

Kapitalgebundene Kosten Bei 5 % Zins und 10 Jahren Abschreibungszeit ergibt sich ein Annuitätsfaktor von 0,1295

13.986 €/a

Betriebsgebundene Kosten (Wartung, Instandhaltung)  BHKW (25 €/MWhel) =  Bauliche Maßnahmen (2 %/a)

8.750 €/a 660 €/a

Summe

9.410 €/a

Verbrauchsgebundene Kosten  Erdgas für BHKW (50 €/MWhBS Ho)  Hilfsenergie (1,5 %)

63.525 €/a 953 €/a

Summe

64.478 €/a

Wärmeerlöse Vermiedene Brennstoffkosten in der Kesselanlage (50 €/MWhBS Ho, KK = 0,85)

45.294 €/a

Stromerlöse bei Netzeinspeisung  Einspeisevergütung (50 €/MWhel)  Vermiedene Netznutzung (5 €/MWhel)  KWK-Bonus (51,1 €/MWhel)

17.500 €/a 1.750 €/a 17.885 €/a

Summe

37.135 €/a

Stromerlöse bei Eigenverbrauch  Verdrängte Strom (100 €/MWhel)  KWK-Bonus (51,1 €/MWhel)

35.000 €/a 17.885 €/a

Summe

52.885 €/a

Mineralölsteuerrückvergütung  Erdgas (5,5 €/MWhBS Ho)

6.988 €/a

Tabelle 9.2-1 zeigt zur Risikoabschätzung die statische Amortisationszeit ohne Berücksichtigung der jährlichen Kapitalkosten.

9.2 Standardisierte BHKW-Wirtschaftlichkeitsberechnung

363

Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung Tabelle 9.2-1: Übersicht Jahreskosten und Amortisationszeit für Beispiel 9.2

BHKW 50 KWel, 7000 h/a

Strom ins Netz

Strom zum Eigenverbrauch 108.000 € 13.986 €/a 9.410 €/a 64.478 €/a 87.874 €/a 45.294 €/a 37.135 €/a 52.885 €/a 6.988 €/a 89.417 €/a 105.167 €/a 1.542 €/a 17.292 €/a 7,0 a 3,5 a

Investitionsvolumen Kapitalgebundene Kosten Betriebsgebundene Kosten Verbrauchsgebundene Kosten Jahreskosten Wärmeerlöse Stromerlöse Mineralölsteuerrückvergütung Jahreserlöse Jahresüberschuss Stat. Amortisationsdauer

Amortisationsdauer bei Parametervariation 9 stat. Amortisationsdauer in Jahren

8 7 6 5 4 3 2 1 0 -50%

-30%

-10%

10%

30%

50%

Abweichung von den Basiswerten in % Investition Auslastung

Brennstoffkosten Stromerlöse, Eigenverbrauch

Abb. 9.2-1: Parametervariation zu Beispiel 9.2 Abbildung 9.2-1 zeigt den Einfluss abweichender Parameter bei Investitionen, Brennstoffkosten, Stromerlösen, Benutzungsstunden auf die Amortisationsdauer. Die Darstellungen zeigen, dass die Wirtschaftlichkeit dieser kleinen Anlagen sehr stark von der Einhaltung der vorkalkulierten Eckda-

364

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

ten und einer optimalen Systemeinbindung bei möglichst geringen Umbaukosten abhängt. In der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung sollte bei den Erlösen auch die Möglichkeit der Stromvermarktung im Rahmen eines virtuellen Kraftwerkes gemäß Kapitel 5.4.10 mit berücksichtigt werden. Die Förderung von KWK-Anlagen läuft laut KWK-Gesetz über 6 Jahre oder 30.000 Stunden. Das gibt für diese Zeit eine gewisse Kalkulationssicherheit. Aber bereits innerhalb dieser Förderdauer wird die Wirtschaftlichkeit, wie Abb. 9.2-1 zeigt, stark von den Brennstoffkosten und den Stromerlösen beeinflusst. Deshalb ist die Wirtschaftlichkeit von KWKAnlagen wesentlich stärker vom Energiemarkt abhängig als die heute gut kalkulierbare Wirtschaftlichkeit regenerativer Energieanlagen, bei denen man für einen relativ langen Zeitraum mit der festgelegten EEGStromvergütung rechnen kann. Der im KWK-Gesetz geforderte Effizienznachweis von kleinen KWKAnlagen (< 2 MWel ) gestaltet sich bei serienmäßig hergestellten Anlagen einfach. Hier reichen geeignete Unterlagen des BHKW-Herstellers aus, die von diesen bereit gehalten werden. Bei größeren KWK-Anlagen und bei nicht serienmäßig hergestellten Anlagen muss der Nachweis durch ein Sachverständigengutachten erfolgen. Die Grundlage des Gutachtens bildet das Arbeitsblatt FW 308 der AGFW. Darüber hinaus gibt es einen Leitfaden des BAFA.

9.3 Biomasse-Heizkraftwerk, Realisierungsergebnisse Anlagen mit Brennstoffen aus nachwachsenden Rohstoffen werden derzeit von der Energiepolitik besonders gefördert. Das nachfolgende Beispiel soll auf Basis einer ausgeführten Anlage einen Überblick über die wirtschaftlichen Gegebenheiten beim Einsatz von Holzhackschnitzeln zur Energiegewinnung geben. Darüber hinaus werden die Leistungsdaten der Anlage angegeben, so dass mit den Ausführungen in Kapitel 5.3 eine Wirtschaftlichkeitsberechnung – auch für Anlagen mit abweichenden Betriebsbedingungen – durchgeführt werden kann. Ausgangssituation: Die Energieversorgung eines Industriebetriebes soll modernisiert werden. Es wird Dampf zu Produktionszwecken und zu Heizzwecken benötigt. Die Dampfproduktion erfolgt in einem erdgasbefeuerten Wasserrohrkessel. Stromseitig ist das Werk über eine gesicherte Einspeisung an das 20 kVNetz des örtlichen Energieversorgungsunternehmens angeschlossen.

9.3 Biomasse-Heizkraftwerk, Realisierungsergebnisse

365

Anlagenbeschreibung Biomasse-HKW: Im Rahmen einer Wirtschaftlichkeitsuntersuchung fiel die Entscheidung zur Errichtung einer Biomasse-Heizkraftwerksanlage (s. Abb. 9.3-1). Die Auslegung erfolgte anhand der Wärme-/Dampfbedarfswerte, so, dass im Jahresverlauf überwiegend KWK-Betrieb möglich ist. Die Biomasse-HKW-Anlage besteht im Wesentlichen aus einem Vorratsbunker für die Holzhackschnitzel einschl. der zugehörigen Fördereinrichtungen, einem Dampfkessel (Wasserrohrkessel mit Vorschubrost) mit Rauchgasreinigung und Kamin, einer Dampfturbinenanlage, einem Rückkühlwerk und den Nebenanlagen wie Wasseraufbereitung, Pumpen, Rohrleitungen, E-/MSR-Technik. Da holzbefeuerte Kesselanlagen konstruktionsbedingt nur über eine geringe Anpassungsfähigkeit an Teillastbedingungen verfügen, wird eine Kondensationsanlage mit Rückkühlwerk vorgesehen. Der Dampfkessel wird ganzjährig mit Nennleistung betrieben. Der produzierte Dampf wird in das Dampfnetz des Werksgeländes eingespeist. Der dort nicht benötigte Dampf wird in einer Dampfturbinenanlage verstromt. Da die Analyse der Verbrauchswerte zeigt, dass HD- und der NDDampfspitzen im Regelfall nicht zusammen anfallen, wurde der neue Dampfkessel auf 14 t/h ausgelegt. Für darüber hinausgehende Lastspitzen im Dampfnetz steht der vorhandene erdgasbefeuerte Dampfkessel weiterhin zur Verfügung. Die Dampfturbine erhält eine geregelte Entnahme zur Auskopplung der ND-Dampfmengen. Der Eigenbedarf für den Betrieb des Entgasers wird ebenfalls an der ND-Entnahme ausgekoppelt. Die Turbine muss konstruktionsbedingt mit mindestens 2 t/h Dampfdurchsatz im ND-Turbinenteil (Kühldampf) betrieben werden. Aus wirtschaftlichen Gründen wird bei der hier gewählten Anlagengröße ein wassergekühlter Kondensator anstelle des sonst meist eingesetzten Luftkondensators gewählt. Hierzu ist ein entsprechender Kühlkreislauf mit Umwälzpumpen und Druckhaltung installiert. Die Turbinen- und Generatorkühlung erfolgt ebenfalls in einem eigenen geschlossenen Wasserkreislauf mit Rückkühlwerk. Die Rückkühlwerke werden auf einer Stahlkonstruktion über dem Maschinenhausdach aufgestellt. Zum Einsatz für die Kesselanlage kommen in erster Linie Holzmengen gemäß der Altholz-Verordnung der Klassen A I bis A IV sowie Grünschnitt. In den Klassen AI und AII sind im wesentlichen naturbelassene Hölzer erfasst. Darüber hinaus werden Gebrauchthölzer zur Energieerzeugung eingesetzt. Sie sind häufig erheblich mit Stör- und Schadstoffen befrachtet, wodurch eine Aufbereitung ausscheidet oder unzweckmäßig ist. Hier eignen sich vor allem größere Anlagen für die energetische Verwer-

366

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

tung, die mit einem Mix verschiedener Holzbrennstoffe Prozesswärme und Strom erzeugen. Diese belasteten Hölzer sind den Klassen A III und AIV zugeordnet. Um eine ausreichende Sicherheit gegen Unzulänglichkeiten in der Brennstoffaufbereitung zu erhalten und um bei künftigen Schwankungen am Holzmarkt problemlos reagieren zu können ist die Genehmigung und Installation der Kesselanlage mit einer Rauchgasreinigung gemäß den Anforderungen der 17. Bundes-Immissionsschutzverordnung (BImSchV) erfolgt. Bei den Feuerungsanlagen die nach den Bestimmungen der 17. BImSchV genehmigt werden, sind besondere Anforderungen bei Ausbrandgüte, Feuerraumtemperaturen/Feuerführung und Rauchgasreinigung zu erfüllen.

Biomasse-HKW mit Dampfturbine

14 t/h

vorh. Anlage

Fabrik / Verbraucher

HD-Dampfschiene P = bis 2,7 MW el

StadtwerkeNetz neue Dampfkesselanlage

G

ND-Dampfschiene

vorh. Dampfkesselanlage

Kondensat

Abb. 9.3-1: Übersichtsschema Biomasse-HKW

Bei den Rauchgasreinigungsanlagen sind im hier benötigten Leistungsbereich heute Trockensorptionsverfahren auf Basis von Additivmischungen (z.B. Bikarbonat/Aktivkohle) üblich. Die Technik ist ausgereift ver-

9.3 Biomasse-Heizkraftwerk, Realisierungsergebnisse

367

fügbar, jedoch aufwendig bei Investitionen und Betriebskosten. Holzfeuerungen mit Anforderungen nach der 17. BImSchV rechnen sich daher erst bei größeren Leistungen und insbesondere dann, wenn die Anlagen in ein Betriebskonzept eingebunden werden können, welches die dauerhafte Nutzung der Heiz- und Prozesswärme parallel zur Stromerzeugung (KWKBetrieb) gewährleistet. Die anfallenden Reststoffe (Holzasche, Flugstaub und Filterrückstände) werden im Inneren des Kesselhauses in geschlossenen Behältern/Silos zwischengelagert und fachgerecht entsorgt. Leistungsdaten:  Frischdampfparameter: 42 bar, 420 °C, 14 t/h  HD-Prozessdampfschiene: 42 bar, 420 °C, 10 t/h  ND-Prozessdampfschiene: 2,8 bar, >130 °C, 8 t/h  Dampfturbinenleistung (siehe auch Abb. 9.3-2)  Kondensationsbetrieb: 2,5 MWel (nur Eigenbedarfsauskopplung)  Kühldampfbetrieb: 1,5 MWel (volle ND-Dampfauskopplung)  Kesselleistung: 11 MWth  Feuerungswärmeleistung: 13,7 MWBS  Brennstoffbedarf (Holzhackschnitzel): 3,8 t/h  Elektr. Eigenbedarf (je nach Lastzustand) 320 bis 470 kWel  Elektr. Wirkungsgrad: 18,5 % (im Kond.-Betrieb, ohne elektr. Eigenbedarf) Leistungsdaten Dampfturbine für Biomasse-HKW

Generatorklemmenleistung (MW)

2,5

2

1,5

1

0,5

0 0

2

4

6

8

10

12

Dampfentnahmemenge (t/h) HD-Prozessdampflieferung

ND-Prozessdampflieferung

Abb. 9.3-2: Dampfturbinen-Generatorleistung in Abhängigkeit von der Prozessdampflieferung

368

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

9.4 Nachrüstung einer Gasturbinenanlage in einem bestehenden Dampfturbinen-Heizkraftwerk Das folgende Beispiel ist typisch für einen in der Praxis oft anzutreffenden Einsatzfall von KWK-Anlagen. Rein technisch betrachtet konkurrieren in einem Heizwerk oder Heizkraftwerk bei jeder Ersatz-, Erneuerungs-, oder Erweiterungsinvestition herkömmliche Dampf- oder Heißwasserkessel mit KWK-Anlagen. Da zwischen konventionellem System und KWK-Anlage ein erheblicher investiver und technischer Unterschied besteht, zeigt nur ein Vergleich der Nutzwärmekosten, ob ein KWK-System vorteilhaft eingesetzt werden kann. 9.4.1 Aufgabenstellung Das in Abb. 9.4-1 schematisch dargestellte Heizkraftwerk (HKW) bezieht Frischdampf (42 bar, 420qC) aus einer Müllverbrennungsanlage. Der Dampf wird in Dampfturbinen verstromt, der Abdampf der Dampfturbinen wird zur Fernwärme-Erzeugung eingesetzt. Zur Absicherung der Wärmeleistung stehen im HKW mehrere öl-/gasbefeuerte Dampfkessel zur Verfügung. Zur Erhöhung der Versorgungssicherheit und zum Ausgleich der seit Errichtung der Anlage gestiegenen Fernwärme-Last ist die Kapazität der thermischen Erzeugerleistung um ca. 20 MW Fernwärme-Einspeiseleistung zu erhöhen. 9.4.2 Ergebnis der Bestandsaufnahme Die Bestandsaufnahme zeigt neben den technischen Auslegungsdaten, dass unter Berücksichtigung kleinerer baulicher Änderungen eine freie Aufstellfläche für einen neuen Heißwassererzeuger mit einer thermischen Leistung von ca. 20 MW in der Anlage vorhanden ist. Somit kann die ermittelte Kapazitätslücke mit einer vergleichsweise einfachen Anlage gedeckt werden. Andere Konzepte z.B. unter Einschluss der KWK erfordern die Demontage einer vorhandenen Kesselanlage, um Platz für die Neuinstallation zu schaffen. Die Kapazität des neuen Kessels muss dann eine entsprechend höhere Leistung umfassen (ausfallende Leistung des vorhandenen Kessels plus Mehrbedarf).

9.4 Nachrüstung eines bestehenden Dampfturbinen-Heizkraftwerkes

369

Abb. 9.4-1: Schematische Anlagenübersicht - Beispiel 9.4

9.4.3 Auswahl und Dimensionierung technisch sinnvoller Varianten Abbildung 9.4-1 enthält neben einer schematischen Anlagenübersicht auch die Darstellung der beiden Varianten, die in einer Vorauswahl als technisch sinnvoll und realisierbar herausgearbeitet wurden.

370

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

9.4.3.1 Variante 9.4-I: Nachrüstung einer Gasturbinenanlage Die technisch aufwendigste Lösung stellt die Installation einer Gasturbinenanlage mit nachgeschaltetem Abhitzekessel dar, wobei eine deutliche Steigerung der Wirkungsgrade und der elektrischen Netzeinspeisung erreicht wird. Zur Realisierung ist ein vorhandener Dampfkessel zu demontieren und durch einen neuen Abhitzekessel zu ersetzen. Zusätzlich wird in einem vorhandenen Anbau neben dem Kesselhaus eine Gasturbine installiert. Im Rahmen eines Vorprojektes wurden auf Basis von Anordnungsskizzen und anhand der technischen Daten Richtpreisangebote mit Grobabmessungen der Bauteile eingeholt, die die Grundlage der weiteren Wirtschaftlichkeitsberechnung bilden. Anhand der im Kapitel 5.2 enthaltenen Diagramme und unter Berücksichtigung der in Abb. 9.4-2 dargestellten thermischen Jahresdauerlinie wird für diese Variante eine Gasturbine mit einer elektrischen Leistung von 4 MW bei ca. 10 bis 12 t/h Frischdampf im Abhitzebetrieb und bei maximaler Zusatzfeuerung (bei Ausnutzung des Restsauerstoffgehaltes) mit ca. 50 t/h Frischdampf gewählt. Unter Berücksichtigung des elektrischen Wirkungsgrades der vorhandenen Dampfturbinenanlage von ca. 16 % ergibt sich hieraus nach Verstromung in den Dampfturbinen eine thermische Nutzleistung im Heizkondensator von 5 MW bei Betrieb ohne Zusatzfeuerung und 25 MW bei Betrieb mit maximaler Zusatzfeuerung. Die erforderliche Reserveleistungs- sowie die Spitzenlastbereitstellung erfolgen über die übrigen vorhandenen Dampfkesselanlagen. 9.4.3.2 Variante 9.4-II: Nachrüstung eines Heißwasserkessels Die Nachrüstung eines Heißwasserkessels mit einer thermischen Leistung von 20 MW liefert die investiv günstigste Lösung. Die Aufstellung erfolgt in einem vorhandenen Anbau neben dem Kesselhaus. Eine eigene neue Kaminanlage ist zu errichten, die Anlage ist in das Brennstoff- und Wärmeversorgungssystem einzubinden. 9.4.4 Ökonomische und ökologische Gegenüberstellung der ausgewählten Varianten Beide Varianten sind technisch derart unterschiedlich, dass nur auf Basis der Nutzwärmegestehungskosten ein Vergleich möglich ist. Der für diesen Vergleich bei beiden Varianten gleiche Ansatz bezüglich der festen Jahreskosten der vorhandenen Dampfturbinenanlage wird aus der Betriebsabrechnung des Referenzjahres übernommen (da hier nur die Relationen der Varianten untereinander zu bewerten sind, könnte dieser Ansatz auch

9.4 Nachrüstung eines bestehenden Dampfturbinen-Heizkraftwerkes

371

entfallen). Der Brennstoffeinsatz sowohl für die Grund- als auch für die Spitzenlastkessel wird für beide Varianten auf Basis einer Erdgasversorgung berücksichtigt. Der Vergleich der Jahresdauerlinie (Abb. 9.4-2 und 9.4-3) zeigt, dass bei Variante 9.4-I der Anteil der vorhandenen alten Dampfkesselanlagen an der Gesamtjahresarbeit bedingt durch den GuD-Anteil kleiner ist als bei Variante 9.4-II.

FW-Leistungsbedarf

(MW)

35 30 25 20 15 Anteil der Dampfkesselanlagen reiner Dampfturbinenbetrieb Jahresarbeit: ca. 73 000 MWh/a

10

Anteil des Abhitzekessels der Gasturbinenanlage (GuD-Betrieb) Jahresarbeit: ca. 37 000 MWh/a

5 0 1

26

51

76

101 126 151 176 201 226 251 276 301 326 351 Nutzungsdauer (Tage/a)

Abb. 9.4-2: Geordnete Jahresdauerlinie Beispiel 9.4 - Variante 9.4-I Anteil der neuen Spitzenlastkesselanlage Jahresarbeit: ca. 4 700 MWh/a

30 Reserveleistung

FW-Leistungsbedarf

(MW)

35

25 20 15 10 Anteil der vorh. Dampfkesselund Dampfturbinenanlagen Jahresarbeit: ca. 105 300 MWh/a

5 0 1

26

51

76

101 126 151 176 201 226 251 276 301 326 351 Nutzungsdauer (Tage/a)

Abb. 9.4-3: Geordnete Jahresdauerlinie Beispiel 9.4 - Variante 9.4-II

Aufgrund der Auslegung des Abhitzekessels für 50 t/h ist im Gegendruckbetrieb der vorhandenen Dampfturbinen eine thermische Leistung von 25 MW verfügbar. Bei dampfseitiger Umgehung der Dampfturbinen steht darüber hinaus noch eine erhebliche zusätzliche Reserve zur Verfügung. Variante 9.4-II wurde zur Abdeckung der Lastspitzen und zur Be-

372

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

reitstellung einer Reserve von 50 % der vorhandenen Kapazität ausgelegt (Abb. 9.4-3), was den Mindestanforderungen entspricht. Aufgrund der unterschiedlichen technischen Konzeption wurden für die Darstellung der Leistungs- und Arbeitswerte die in Kapitel 5.2 enthaltenen Tabellen zugrunde gelegt und entsprechend dem Bedarfsfall an jede Variante angepasst. Tabelle 9.4-1: Kostenansätze Beispiel 9.4 Benennung

Betrag

Dim.

Personalkosten

47

T€/a

Kalkulatorischer Zinssatz

10

%

2)

€/(kW*a) €/kWh

Energieerlöse - Strom * Leistungspreis * Arbeitspreis (Mischpreis HT/NT) - Wärme * Grundpreis * Arbeitspreis * Zählermiete (je Anschluß) Energiekosten (erzeugerseits) - Strom * Leistungspreis * Arbeitspreis (Mischpreis HT/NT) * Reservestrombereitstellungskosten - Wärme * Grundpreis * Arbeitspreis Brennstoffkosten - Erdgas * Leistungspreis * Arbeitspreis * Zählermiete * Baukostenzuschuß (Investition) - Heizöl * Bezugskosten - Festbrennstoffe * Kohlebezugskosten * Additivkosten

2)

2)

€/(MW*a) €/MWh €/a

135 0,08 45

€/(kW*a) €/kWh €/(kW*a)

2)

€/(MW*a) €/MWh

2) 2)

2) 3)

3)

13 -

€/(MW*a) €/MWh €/a €

13

€/MWh

-

€/MWh €/MWh

Entsorgungskosten - Brennstoffasche und Filterrückstände

-

€/MWh

Zusatzwasser - Kosten

2)

€/m3

1)

3)

1) kein Ansatz, da abschaltbarer Gasbezug 2) kann hier ohne Ansatz bleiben 3) Brennstoffkosten und Entsorgungskosten bezogen auf MWh Brennstoffenergie

Die Tabelle 9.4-1 enthält die in der Wirtschaftlichkeitsberechnung verwendeten Kostenansätze. Tabelle 9.4-2 enthält die Leistungsdatenzusammenstellung für Variante 9.4-I bei Abhitzebetrieb (BF1) und bei Spitzenlastbetrieb mit Zusatzfeuerung (BF2). Die zugrunde liegenden Wirkungsgradansätze sind in Tabelle 9.4-3 dargestellt. Grundlage für die Berechnung der Daten sind die Ausführungen in Kapitel 5.2 und Kapitel 7.

9.4 Nachrüstung eines bestehenden Dampfturbinen-Heizkraftwerkes

373

Tabelle 9.4-5 enthält die Leistungsdatenzusammenstellung für Variante 9.4-II bei Mindestlastbetrieb (BF1) und bei Spitzenlastbetrieb (BF2). Die zugrunde liegenden Wirkungsgradansätze zeigt Tabelle 9.4-4. Grundlage für die angegebenen Daten bilden die Ausführungen in Kapitel 5.0 und Kapitel 7 unter dem Stichwort Spitzenlastkessel. Tabelle 9.4-6 zeigt die, sich aus den Leistungsdaten (Tabelle 9.4-2) und der Jahresdauerlinie (Abb. 9.4-2) anhand der Berechnungsformeln in Kapitel 7 ergebenden Jahresarbeitswerte. Die Nutzungsgradansätze (Tabelle 9.4-7) wurden anhand der Ausführungen in Kapitel 5.2 gewählt. Tabelle 9.4-8 enthält die sich aus den Leistungswerten (Tabelle 9.4-4) und der Jahresdauerlinie (Abb. 9.4-3) für Variante 9.4-II ergebenden Jahresarbeitsansätze. Die anhand Kapitel 5.0 und Kapitel 7 ausgewählten Nutzungsgradansätze sind in Tabelle 9.4-9 wiedergegeben. Die entsprechend den Auslegungsdaten und dem zugehörigen Aufstellungskonzept ermittelten Investitionen sind für Variante 9.4-I in Tabelle 9.4-10 und für Variante 9.4-II in Tabelle 9.4-11 angegeben. Unter Berücksichtigung der Kostenansätze (Tabelle 9.4-1) und der Leistungs- und Arbeitsdaten (Tabelle 9.4-2/4/6/8) errechnen sich die in Tabelle 9.4-12 ermittelten Jahreskosten. Bei einer jährlichen Gesamt-FW-Einspeisung von 110 000 MWh ergeben sich dann die ebenfalls in Tabelle 9.4-12 genannten spezifischen FWGestehungskosten als Vergleichsmaßstab für die Variantenauswahl. Das Ergebnis zeigt, dass trotz der erheblich höheren Investition Variante 9.4-I deutlich niedrigerere Wärmegestehungskosten erwirtschaftet als Variante 9.4-II Die nachfolgenden Tabellen entstanden auf Basis der in den bisherigen Ausführungen enthaltenen Muster, wobei diese an die Erfordernisse des Beispiels angepasst wurden. Als Ergänzung zu den vorstehenden Ausführungen werden die Eintragungen in den Tabellen jeweils noch speziell erläutert. Tabelle 9.4-2 gibt eine Übersicht über die Leistungsdaten der Variante 9.4-I. Ausgangsgröße der Berechnungen ist die elektrische Leistung der Gasturbine.

374

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Tabelle 9.4-2: Leistungsdatenzusammenstellung - Variante 9.4-I Dim. thermische Leistung Dampfkessel - Abhitzekessel - Abhitzebetrieb (KWK-Anteil) - Abhitzekessel - Zusatzfeuerung Summe thermische Leistung Abhitzekessel thermischer Eigenbedarf Dampf-/Kond.-System thermische Einspeiseleistung Dampfkessel

MW MW MW MW MW

th

FW-Netzeinspeisung elektrische Leistung KWK-Anlage - Gasturbine - vorh. Dampfturbinenanlage *2) Summe elektrische Leistung

th

BF 2

7,85 0,00 7,85

7,85 29,83 37,68

th

*1)

th

7,85

37,68

MW

th

5,23

25,12

MW MW MW

el

4,00 1,48 5,48

4,00 7,11 11,11

0,02 0,002 0,00 0,00 0,12 0,00 0,00 0,01 -

0,10 0,012 0,00 0,00 0,12 0,00 0,00 0,02 -

elektrischer Eigenbedarf neue GT-Anlage - Kesselspeisepumpen MW - Kondensatpumpen MW - Kühlwasserpumpen MW - Lüfter-Rückkühlwerk MW - Brennstoffversorgung MW - Verbrennungsluftgebläse MW - Rauchgasgebläse MW - Hilfs- u. Nebenanlagen, Sonstiges MW - Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen MW elektr. Eigenbedarf vorh. Dampfturbinenanlage MW Summe elektrischer Eigenbedarf MW elektrische Netzeinspeiseleistung MW Brennstoffbedarf (Leistung)

th

BF 1

MW

el el

el el el el el el el el el

*1)

el

*2)

*2)

el el

0,15 5,33

0,25 10,86

Br

14,81

47,96

*1) in thermodynamischer Berechnung enthalten *2) elektr. Eigenbedarf in der Angabe der elektrischen Einspeiseleistung berücksichtigt BF 1 = Abhitzebetrieb BF 2 = Spitzenlastbetrieb mit Zusatzfeuerung

Erläuterungen zu den Eintragungen in Tabelle 9.4-2: thermische Leistung Dampfkessel:  Abhitzekessel-Abhitzebetrieb: thermische Leistung des Abhitzekessels im Abhitzebetrieb anhand der elektr. Leistung und den Wirkungsgradangaben in Tabelle 9.4-3 errechnet (4 MWel * 0,53/0,27 = 7,85 MWth).  Abhitzekessel-Zusatzfeuerung: Differenz zwischen der für den jeweiligen Betriebsfall erforderlichen Kesselleistung und der aus der Abwärme gewonnenen Energie (37,68 MWth - 7,85 MWth = 29,83 MWth). Um bei Ausfall der Gasturbinenanlage aber über die Zusatzfeuerung die erforderliche Dampfleistung bereitstellen zu können, muss die Zusatzfeuerung trotzdem für 37,68 MWth ausgelegt werden.  Summe thermische Leistung Abhitzekessel: im Abhitzebetrieb gleich der thermischen Nutzleistung der Gasturbinenabgase. Im max. Betrieb mit Zusatzfeuerung (BF2) muss der Kessel 50 t/h bereitstellen. Anhand der Energiebilanz aus zugeführtem Speisewasser und abgeführtem Dampf ergibt sich für den Kessel (50.000 kg/h * (3259 - 546)kJ/kg)/(3.600 s/h) = 37.680 kW.

9.4 Nachrüstung eines bestehenden Dampfturbinen-Heizkraftwerkes

375

FW-Netzeinspeisung: ergibt sich aus den Leistungsdaten der vorhandenen Dampfturbinenanlage. Hier berechnet mit der spezifischen Kesselleistung je Nutzwärmeleistung von 1,5 MWth Kesselleistung/ MWth Nutzwärmeleistung. (37,68 MWth /(1,5 MWth / MWth) = 25,12 MWth) elektrische Leistung KWK-Anlage:  Gasturbine: Vorgabewert, Festlegung anhand Kap. 5.2.  vorh. Dampfturbinenanlage: Hier separat berechnet auf Basis des spezifischen Wärmeverbrauchs bezogen auf die thermische Kesselleistung und elektrische Dampfturbinenleistung von 5,3 MWth / MWel (37,68 MWth /(5,3 MWth / MWel) = 7,1 MWel). elektrischer Eigenbedarf neue GT-Anlage:  Kesselspeisepumpen: gemäß Kapitel 5.3 P = (m * ǻp * v)/(36 * KP * m) = 99 kWel, m = PK/(hFD - hSW) = 37.680 kWth/(3259-546)kJ/kg = 13,9 kg/s PK = thermische Kesselleistung hFD = Frischdampfenthalpie gemäß VDI-Wasserdampftafeln für 42 bar, 420 °C hSW = Speisewasserenthalpie gemäß VDI-Wasserdampftafeln für 130 °C v = spez. Volumen Speisewasser, gemäß VDI-Wasserdampftafeln = 0,0010712m3/kg ǻp = Druckerhöhung in der Speisepumpe, Schätzung: 50 bar KP = Pumpenwirkungsgrad, Schätzung: 0,8 Km = Motorwirkungsgrad, Schätzung: 0,94  Kondensatpumpen: wie vor, jedoch: m = überschlägig wie vor v = 0,0010455 m3/kg ǻp = 6 bar  Brennstoffversorgung: gemäß Kap. 5.2 für ǻp = 16 bar  Hilfs- u. Nebenanlagen, Sonstiges: Schätzung Brennstoffbedarf (Leistung): (elektr. Gasturbinenleistung/elektr. Wirkungsgrad plus Leistung-Zusatzfeuerung/Kesselwirkungsgrad), Wirkungsgradansätze: Tabelle 9.4-3 Tabelle 9.4-3: Wirkungsgradansätze Beispiel 9.4, Variante 9.4-I Aggregatewirkungsgrade Gasturbinenanlage - elektr. Wirkungsgrad - therm. Wirkungsgrad - Gesamt-Wirkungsgrad Kesselanlage (Zusatzfeuerung) - therm. Wirkungsgrad

Dim. / / /

0,27 0,53 0,80

/

0,90

Erläuterungen zu den Eintragungen in Tabelle 9.4-3: Gasturbinenanlage gemäß Kapitel 5; Kesselanlage gemäß Kapitel 5.3.

376

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Tabelle 9.4-4: Wirkungsgradansätze Beispiel 9.4, Variante 9.4-II Aggregatewirkungsgrade Kesselanlage - therm. Wirkungsgrad Heißwasserkessel - therm. Wirkungsgrad vorh. Dampfkessel

Dim.

BF1

BF2

/ /

0,89 0,88

0,89 0,88

Tabelle 9.4-5: Leistungsdatenzusammenstellung – Variante 9.4-II Dim. thermische Leistung Dampfkessel MW thermischer Eigenbedarf Dampf-/Kond.-System MW therm. Einspeiseleistung Dampfkessel MW

th th

BF 1

BF 2

37,50

18,75

*1)

*1)

th

37,50

18,75

6,00 25,00 31,00

18,50 12,50 31,00

0,00 7,08 7,08

0,00 3,54 3,54

0,10 0,012 0,00 0,00 0,00 0,04 0,10 0,01 -

0,05 0,006 0,00 0,00 0,00 0,03 0,05 0,01 -

thermische FW-Netzeinspeiseleistung - Heißwasserkessel - Heizkondensator Gesamte therm. FW-Netzeinspeiseleistung

MW MW MW

th

Elektr. Leistung KWK-Anlage - Gasturbine - vorh. Dampfturbinenanlage *2) Summe elektrische Leistung

MW MW MW

el

Elektrischer Eigenbedarf - Kesselspeisepumpen - Kondensatpumpen - Kühlwasserpumpen - Lüfter-Rückkühlwerk - Brennstoffversorgung - Verbrennungsluftgebläse - Rauchgasgebläse - Hilfs- u. Nebenanlagen, Sonstiges - Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen elektr. Eigenbedarf vorh. Dampfturbinenanlage Summe elektrischer Eigenbedarf

MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW

el

Elektrische Netzeinspeiseleistung Brennstoffleistung

th th

el el

el el el el el el el el el

*2)

*2)

el

0,26

0,15

MW

el

6,82

3,39

MW

Br

49,36

42,09

*1) entfällt *2) in elektr. Einspeiseleistung berücksichtigt BF 1 = Nennlastbetrieb BF 2 = Spitzenlastbetrieb (Notbetrieb bei Ausfall eines Dampfkessels)

Die Tabelle gibt einen Überblick über die Leistungsdaten der Variante 9.4II. Die hier eingetragenen Betriebsfälle zeigen zum einen die Leistungsdaten im Normalbetrieb (BF1) bei Volllast und zum andern im Reservebetriebsfall der Heißwasserkesselanlage (BF2) bei Ausfall eines Dampfkessels.

9.4 Nachrüstung eines bestehenden Dampfturbinen-Heizkraftwerkes

377

Erläuterungen zu den Eintragungen in Tabelle 9.4-5 wie folgt: thermische Leistung Dampfkessel: Leistungswerte der vorh., aus zwei Einheiten bestehenden Dampfkesselanlage (BF1 = Gesamtleistung, BF2 = halbe Gesamtleistung) thermische FW-Netzeinspeisung:  Heißwasserkessel: Differenz aus der erforderlichen Gesamt-FW-Netzeinspeisung (max. Wert in Jahresdauerlinie) und der im KWK-Betrieb durch die vorh. Dampfturbinenanlage über den Heiko möglichen FW-Einspeisung, d.h. die erforderliche Einspeisung der neu zu installierenden Heißwasserkessel.  Heizkondensator: Der Wert ergibt sich aus den Leistungsdaten der vorh. Dampfturbinenanlagen. Er wurde hier separat berechnet anhand der im Rahmen der Bestandsaufnahme ermittelten spezifischen Kesselleistung je Nutzwärmeleitung von 1,5 MWth Kesselleistung/MWth Nutzwärmeleistung. (37,5 MWth/(1,5 MWth/MWth) = 25 MWth) Elektrische Leistung KWK-Anlage:  Gasturbine: nicht installiert  vorh. Dampfturbinenanlage: Der Wert ergibt sich aus den Leistungsdaten der vorh. Dampfturbinenanlage. Hier separat berechnet anhand der im Rahmen der Bestandsaufnahme ermittelten spezifischen Kesselleistung je MW elektr. Netzeinspeisung von 5,3 MWth/MWel. Der Wert wird in erster Näherung in den betrachteten Betriebsfällen gleich angesetzt. elektrischer Eigenbedarf:  Kesselspeisepumpen: wie unter Tabelle 9.4-2 beschrieben  Kondensatpumpen: wie unter Tabelle 9.4-2 beschrieben  Verbrennungsluftgebläse: Abschätzung wie vor gemäß Formel in Kap. 5.3, für: V = 1,01 * 49,36/3,6 = 13,8 m3/s ǻp = 0,02 bar T1 = 293 K T0 = 273K KG = 0,8 Km = 0,94 P = 13,8 * 293 * 0,02 * 100/(273 * 0,8 * 0,94) = 39,5 kW  Rauchgasgebläse: Abschätzung wie vor gemäß Formel in Kap. 5.3 (nur die Dampfkessel werden mit Rauchgasventilatoren ausgerüstet) für: V = 1,12 * 42/3,6 = 13,1 m3/s ǻp = 0,03 bar T1 = 523 K T0 = 273 K KG = 0,8 Km = 0,94 P = 13,1 * 523 * 0,03 * 100/(273 * 0,8 * 0,94) = 100,1 kW  Hilfs- u. Nebenanlagen, Sonstiges: Schätzung  Brennstoffleistung: thermische Kesselleistung/Kesselwirkungsgrad

378

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Tabelle 9.4-6: Zusammenstellung der Jahresarbeitsansätze Beispiel 9.4, Variante 9.4-I Dim.

Variante 9.4-I

therm. Jahresarbeit Dampfkessel - Abhitzekessel - Abhitzebetrieb - Abhitzekessel - Zusatzfeuerung Summe thermische Jahresarbeit therm. Eigenbedarf Dampf-/Kond.-System Dampfkesseleinspeisung

MWh MWh MWh MWh MWh

th

/a

th

/a

th

/a

th

/a

th

/a

165.000

FW-Netzeinspeisung

MWh

th

/a

110.000

elektr. Jahresarbeit KWK-Anlage - Gasturbine - vorh. Dampfturbinenanlage *2) Summe elektrische Jahresarbeit

MWh MWh MWh

el

/a

el

/a

el

/a

27.206 31.132 58.338

Elektrischer Eigenbedarf GT-Anlage - Kesselspeisepumpen - Kondensatpumpen - Kühlwasserpumpen - Lüfter-Rückkühlwerk - Brennstoffversorgung - Verbrennungsluftgebläse - Rauchgasgebläse - Hilfs- u. Nebenanlagen, Sonstiges - Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen elektr. Eigenbedarf vorh. DT- Anlage Summe elektrischer Eigenbedarf

MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh

el

/a

el

/a

el

/a

el

/a

el

/a

el

/a

el

/a

el

/a

el

/a

el

/a

*2)

el

/a

1.406

Elektrische Netzeinspeisung

MWh

el

/a

56.932

Jahresbrennstoffbedarf

MWh

Br

/a

233.255

55.500 109.500 165.000 *1)

351 42 0 0 960 0 0 53 -

*1) in thermodyn. Berechnung berücksichtigt *2) elektr. Eigenbedarf in der Angabe der elektrischen Jahresarbeit berücksichtigt

Die Tabelle 9.4-6 gibt einen Überblick über die Jahresarbeitswerte der Variante 9.4-I. Das im Kapitel 5.2 dargestellte Muster wurde an die Erfordernisse des vorliegenden Beispiels angepasst. Erläuterungen zu den Eintragungen: thermische Jahresarbeit Dampfkessel:  Abhitzekessel-Abhitzebetrieb: anhand der in der Jahresdauerlinie (Abb. 9.4-2) angegebenen thermischen Jahresarbeit und dem in der Bestandsaufnahme ermittelten spezifischen Wert von 1,5 MWhth Kesselenergie je MWhth Nutzenergie errechnet. (37000 MWh/a * 1,5 MWhth/MWhth = 55.500 MWhth)  Abhitzekessel-Zusatzfeuerung: wie vor, jedoch für 73.000 MWhth  FW-Netzeinspeisung: der Wert ergibt sich aus der Jahresdauerlinie (Abb. 9.42), hier: (73000 + 37000 = 110000) elektrische Jahresarbeit KWK-Anlage:  Gasturbine: anhand der Formeln in Kap. 7 aus der thermischen Jahresarbeit des Abhitzekessels (Abhitzebetrieb) und den Nutzungsgradansätzen wie in Tabelle 9.4-7 angegeben errechnet (55.500 MWhth * 0,25/0,51 = 27.206 MWhel).

9.4 Nachrüstung eines bestehenden Dampfturbinen-Heizkraftwerkes

379

 vorh. Dampfturbinenanlage: Hier separat berechnet auf Basis des spezifischen Wärmeverbrauchs bezogen auf die thermische Dampfkesseleinspeisung und die elektrische Jahresarbeit der Dampfturbinenanlage von 5,3 MWhth/MWhel (165.000/5,3 = 31.132).  elektrischer Eigenbedarf: anhand der in Kap. 7 und Kap. 5.2 und 5.3 angegebenen Formeln errechnen sich hier: a=110.000/31 = 3.550 Ausnutzungsstunden. Durch Multiplikation mit den Leistungswerten (BF2) in Tabelle 9.4-2 ergeben sich hieraus die einzelnen Jahresarbeitswerte. Ausnahme bildet die Brennstoffversorgung der Gasturbine, die ca. 8.000 h/a betrieben wird.  Brennstoffbedarf: (thermische Jahresarbeit Abhitzekessel/thermischer Nutzungsgrad der Gasturbine) plus (Jahresarbeit der Zusatzfeuerung/Kesselnutzungsgrad), Nutzungsgradansätze gemäß Tabelle 9.4-7. Tabelle 9.4-7: ҟ

Nutzungsgradansätze Beispiel 9.4, Variante 9.4-I

Jahresnutzungsgrade Gasturbinenanlage - elektr. Jahresnutzungsgrad - therm. Jahresnutzungsgrad - Gesamt-Jahresnutzungsgrad

Dim. / / /

Gasturb.

Kessel

0,25 0,51 0,76

0,88 0,88

Erläuterungen zu den Eintragungen in Tabelle 9.4-7: Gasturbinenanlage:  elektrischer Jahresnutzungsgrad: gemäß Kap. 5.2, mittlerer Ansatz  thermischer Jahresnutzungsgrad: gemäß Kap. 5.2, mittlerer Ansatz Kesselanlage:  thermischer Jahresnutzungsgrad: abgeschätzt gemäß Kap. 7

Die Tabelle 9.4-8 gibt einen Überblick über die Jahresarbeitswerte der Variante 9.4-II. Aus Gründen der Vergleichbarkeit wird Tabelle 9.4-6 als Muster für die Tabellendarstellung verwendet, obwohl hier eine reine Dampfturbinenanlage mit Heißwasserspitzenkessel gemäß den Ausführungen in Kapitel 5.3 zu betrachten ist. Als Datenbasis für die Jahresarbeitswerte dient die thermische Jahresdauerlinie (Abb. 9.4-3). Ausgangspunkt ist die thermische Jahresarbeit für Heizkondensator und Spitzenlastkessel. Erläuterungen zu den Tabelleneintragungen: thermische Jahresarbeit Dampfkessel: anhand der thermischen Jahresarbeit (Jahresdauerlinie Abb. 9.4-3) und dem in der Bestandsaufnahme ermittelten spezifischen Wert von 1,5 MWhth Kesselenergie/MWhth thermischer Nutzenergie. QK = (105.300 MWhth/a * 1,5 MWhth/MWhth = 157.950 MWhth). thermische Jahresarbeit FW-Einspeisung:  Heißwasserkessel: aus Jahresdauerlinie Abb. 9.4-3 (Flächenberechnung)  Heizkondensator: aus Jahresdauerlinie Abb. 9.4-3 (Flächenberechnung)

380

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

elektrische Jahresarbeit KWK-Anlage:  Vorh. Dampfturbinenanlage: anhand dem in der Bestandsaufnahme ermittelten spezifischen Wert von 5,3 MWhth Kesselenergie je MWhel elektrischer Nutzenergie. Qel = (157.950 MWhth / (5,3 MWhth/MWhel) = 29.802 MWhel).  elektrischer Eigenbedarf: anhand der in Kap. 7 angegebenen Formel errechnen sich hier: a = 110.000/31=3.550 Ausnutzungsstunden. Durch Multiplikation mit den Leistungswerten im Normalbetrieb (BF1) in Tabelle 9.4-5 ergeben sich hieraus die einzelnen Jahresarbeitswerte.  Jahresbrennstoffbedarf: thermische Jahresarbeit Dampfkessel/Kesselnutzungsgrad (Tabelle 9.4-9: 0,86) plus thermische FW-Netzeinspeisung - Heißwasserkessel/Kesselnutzungsgrad (Tabelle 9.4-9: 0,87) Tabelle 9.4-8: Zusammenstellung der Jahresarbeitsansätze für Beispiel 9.4, Variante 9.4-II Dim.

Variante 9.4-II /a /a /a

157950

/a /a /a

4700 105300 110000

/a /a /a

0 29802 29802 349,3 41,9 0,0 0,0 0,0 130,7 365,7 35,5

el

/a /a /a /a /a /a /a /a /a /a /a

MWh

el

/a

28879

MWh

Br

/a

189065

therm. Jahresarbeit Dampfkessel thermischer Eigenbedarf Dampf-/Kond.-System Dampfkesseleinspeisung

MWh MWh MWh

th

thermische Jahresarbeit FW-Einspeisung - Heißwasserkessel - Heizkondensator Summe thermische FW-Netzeinspeisung

MWh MWh MWh

th

elektrische Jahresarbeit KWK-Anlage - Gasturbine 1 - vorhandene Dampfturbinenanlage Summe elektrische Jahresarbeit

MWh MWh MWh

el

elektrischer Eigenbedarf - Kesselspeisepumpen - Kondensatpumpen - Kühlwasserpumpen - Lüfter-Rückkühlwerk - Brennstoffversorgung - Verbrennungsluftgebläse - Rauchgasgebläse - Hilfs- u. Nebenanlagen, Sonstiges - Netzumwälzpumpen, Druckhaltepumpen elektrischer Eigenbedarf der vorh. DT-Anlage Summe elektrischer Eigenbedarf

MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh MWh

el

elektrische Netzeinspeisung Jahresbrennstoffbedarf

th th

th th

el el

el el el el el el el el el

*1)

157950

*2)

923,1

*1) entfällt *2) in Berechnung der elektrischen Netzeinspeisung enthalten

Erläuterung zu den Eintragungen in Tabelle 9.4-9:

 thermischer Jahresnutzungsgrad Heißwasserkessel: gemäß Kap. 7  thermischer Jahresnutzungsgrad Dampfkessel: gemäß Kap. 7. Die in den Tab. 9.4-10/9.4-11 für die Varianten genannten Investitionen entsprechen den für das konkrete Beispiel erforderlichen Aufwendungen. Da es sich hier um den Umbau vorhandener Anlagen und Gebäude handelt, sind die allgemeingültigen Ansätze in

9.4 Nachrüstung eines bestehenden Dampfturbinen-Heizkraftwerkes

381

Kap. 5.2 und in Kap. 5.3 nicht uneingeschränkt anwendbar. Nutzungsdaueransätze und Annuität gemäß den Angaben in Kap. 7 und Kapitel 6. Tabelle 9.4-9: ҟ

Nutzungsgradansätze Variante 9.4-II

Jahresnutzungsgrad Kesselanlagen - therm. Jahresnutzungsgrad Heißwasserkessel - therm. Jahresnutzungsgrad vorh. Dampfkessel

Dim

Variante 9.4-II

/ /

0,87 0,86

Tabelle 9.4-10: ҟ Investitionen und Kapitalkosten Beispiel 9.4, Variante 9.4-I Investitionen

Nutzung

Annuität

Kapitalkosten

T€ / /

a

%/a

T€/a

1. 2. 3. 3.1 3.2 3.3

Baugrundstück Erschließungsmaßnahmen Bautechnik/-Konstruktion KWK-Gebäude 1) Außenanlagen/Nebengebäude Abbruch-/Demontagearbeiten

425 / 225

4. 4.1 4.1.1 4.1.2 4.1.3

Energietechnische Anlagen Maschinentechnik Motoraggregate Gasturbinenaggregate Dampfturbinenanlage

/ 2750 /

4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3 4.2.4

Wärmeerzeuger Abgaswärmetauscher Abhitzekesselanlage Dampfkesselanlage Heizkondensatoranlage

/ 2900 / /

4.3

Abgasreinigungsanlage

4.4

Kaminanlage 1)

4.5

Brennstoffversorgungsanlage

4.6

Entaschungsanlage

4.7

Betriebswasserversorgungsanlage

115

4.8

Druckluftversorgungsanlage

17,5

4.9

Schmierölversorgungsanlage

15

4.10

E-/MSR-Technik, Leittechnik

375

4.11

Reserve-/Spitzenlastkesselanlagen

4.12

Heizwasser-Kreislauf-Komponenten

4.13

Dampf- /Kondensat - Kreislaufkomponenten

4.14 Notkühleinrichtung 4.14.1 Kondensationsanlage, einschl. Rückkühlwerk 4.14.2 Notkühler einschl. Kreislaufkomponenten

50

0,1009

42,9

50

0,1009

22,7

15

0,1315

361,6

20

0,1175

340,8

/ 337,5

15

0,1315

44,4

650

20

0,1175

76,4

20

0,1175

13,5

15

0,1315

2,3

20

0,1175

1,8

20

0,1175

44,1

20

0,1175

76,4

/

/ / 650 / /

5. 5.1 5.2 5.3

Gebäudetechnik RLT-Anlagen Trinkwasserversorgung Abwasser-/Sanitäranlagen

77,5 / 40

15

0,1315

10,2

15

0,1315

5,3

6. 6.1 6.2

Stahlbaukonstuktionen Stahltreppen Bühnen

77,5 97,5

40 40

0,1023 0,1023

7,9 10,0

Summe 1) nur Anpassung vorh. Einrichtungen

8752,5

1060,1

382

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Tabelle 9.4-11: ҟ Investitionen und Kapitalkosten Beispiel 9.4, Variante 9.4-II

1.

Investitionen

Nutzung

Annuität

Kapitalkosten

T€

a

%/a

T€/a

50 50

0,1009 0,1009

42,9 12,6

Baugrundstück

/

2.

Erschließungsmaßnahmen

/

3. 3.1 3.2 3.3

Bautechnik/-Konstruktion KWK-Gebäude Außenanlagen/Nebengebäude 1) Abbruch-/Demontagearbeiten

4. 4.1 4.1.1 4.1.2

Energietechnische Anlagen Maschinentechnik Motoraggregate Gasturbinenaggregate

/ /

4.1.3

Dampfturbinenanlage

/

4.2 4.2.1 4.2.2 4.2.3

Wärmeerzeuger Abgaswärmetauscher Abhitzekesselanlage Dampfkesselanlage

/ / / /

4.2.4

Heizkondensatoranlage

/

4.3

Abgasreinigungsanlage

/

/ 425 125

4.4

Kaminanlage 1)

175

15

0,1315

23,0

4.5

Brennstoffversorgungsanlage

25

20

0,1175

2,9

4.6

Entaschungsanlage

/

4.7

Betriebswasserversorgungsanlage

5

20

0,1175

0,6

4.8

Druckluftversorgungsanlage

/

4.9

Schmierölversorgungsanlage

/

4.10

E-/MSR-Technik, Leittechnik

75

20

0,1175

8,8

4.11

Reserve-/Spitzenlastkesselanlagen

437,5

15

0,1315

57,5

125

20

0,1175

14,7

4.12

Heizwasser-Kreislauf-Komponenten

4.13

Dampf- /Kondensat - Kreislaufkomponenten

/

4.14 4.14.1 4.14.2

Notkühleinrichtung Kondensationsanlage, einschl. Rückkühlwerk Notkühler einschl. Kreislaufkomponenten

/ /

5. 5.1 5.2 5.3

Gebäudetechnik RLT-Anlagen Trinkwasserversorgung Abwasser-/Sanitäranlagen

22,5 / 32,5

15

0,1315

3,0

15

0,1315

4,3

6. 6.1 6.2

Stahlbaukonstuktionen Stahltreppen Bühnen

12,5 32,5

40 40

0,1023 0,1023

1,3 3,3

Summe

1492,5

174,9

1) nur Umbau vorh. Einrichtungen

Erläuterungen zu den Ansätzen in Tabelle 9.4-12: Kapitalkosten: gemäß Tabelle 9.4-10/11 Brennstoffkosten:  KWK-Anlage: Erdgas-Arbeitspreis: Jahresbrennstoffbedarf (Tabelle 9.4-6/8) multipliziert mit Arbeitspreis (Tabelle 9.4-1)  Sonstiges: Schätzung  Wartung/Instandhaltung: KWK-Anlage: anhand elektr. Jahresarbeit Gasturbine und spezifischem Ansatz gemäß Kapitel 5.2, hier gewählt: 0,005 €/kWhel (im Gasbetrieb sind eher geringere Wartungs-/Instandhaltungsaufwendungen zu erwarten als z.B. bei Ölbetrieb). Bei allen übrigen Komponenten werden die Ansätze gemäß Kapitel 5.3 auf die anteiligen Investitionen bezogen.

9.4 Nachrüstung eines bestehenden Dampfturbinen-Heizkraftwerkes

383

Tabelle 9.4-12: ҟ Jahreskostenberechnung Beispiel 9.4, Variante 9.4-I und 9.4-II Variante 9.4-I Variante 9.4-II 1. Kapitalkosten

T€/a

1060,1

174,9

2. Verbrauchsgebundene Kosten - Strom-Leistungspreis - Strom-Arbeitspreis

T€/a T€/a

/ /

/ /

T€/a T€/a T€/a T€/a

/ 3032,3 / /

/ 2457,8 / /

T€/a T€/a T€/a T€/a

/ in a) enth. / /

/ in a) enth. / /

T€/a T€/a T€/a T€/a

/ / / 15,0

/ / / 15,0

T€/a

3047,3

2472,8

T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a

136,0 48,6 11,7 6,8 3,0 11,7 1,9 6,0 94,0 87,5 75,0

12,3 2,5 1,5 0,6 / 1,2 7,1 47,0 14,9 45,0

- Brennstoffkosten a) KWK-Anlage o Erdgas -Leistungspreis o Erdgas-Arbeitspreis o Heizöl o Festbrennstoff b) Spitzenlast-Kesselanlage o Erdgas -Leistungspreis o Erdgas-Arbeitspreis o Heizöl o Festbrennstoff - Entsorgungskosten a) KWK-Anlage b) Spitzenlastkesselanlage - Zusatzwasser - Sonstiges Zwischensumme Verbrauchsgeb. Kosten 3. Betriebsgebundene Kosten - Wartung/Instandhaltung o KWK-Anlage o Kesselanlagen o Heizwasserkreislauf o Schaltanlagen o Betriebsmittelversorgungsanlagen o Dampf-/Kondensatkreislauf o Gebäudetechnik o Bautechnik - Personalkosten - Versicherung/Verwaltung - Sonstiges Zwischensumme Betriebsgebundene Kosten

T€/a

482,1

132,0

fixe Jahreskosten vorh. Dampfturbinenanlage

T€/a

2000,0

2000,0

Gesamt Jahreskosten

T€/a

6589,5

4779,8

Stromgutschrift - Leistungspreis - Arbeitspreis

T€/a T€/a

1466,6 4554,5

920,1 2310,3

Wärmegestehungskosten Jahres- FW-Einspeisung

T€/a MWh/a

568,4 110000

1549,4 110000,0

spez. FW-Gestehungskosten

€/MWh

5,2

14,1

Personalkosten: Bezogen auf die Ergänzung der vorhandenen Anlagen kann der zusätzlich erforderliche Personalaufwand nur theoretisch bewertet werden. Für Variante 9.4-I wird der Mehraufwand auf 2 Mannjahre, bei Variante 9.4-II auf ein Mannjahr geschätzt. Versicherung/Verwaltung: Ansatz hier 1 %/a (Kapitel 7) Sonstiges: Schätzung fixe Jahreskosten vorh. Dampfturbinenanlage: aus vorh. Betriebsabrechnung des Referenzjahres übernommen Stromgutschrift: Bei beiden Varianten wurde die volle elektrische Netzeinspeisung angesetzt, obwohl für die einzelnen Stromerzeuger keine Reserveeinheiten

384

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

verfügbar sind. Aufgrund der hohen Verfügbarkeit bei Dampf- und Gasturbinen ist dies zulässig. Wartung und Instandhaltung: Variante 9.4-I Variante 9.4-II %/a %/a  Kesselanlagen 1.5 2,0  Heißwasserkreislaufkomponenten 1,8 2,0  Schaltanlagen 1,8 2,0  Betriebsmittelversorgungsanlagen 2,0 2,0  Dampf-/Kondensatkreislauf 1,8 /  Gebäudetechnik 1,6 2,2  Bautechnik 1,0 1,5

Die Abbildungen 9.4-4 bis 9.4-7 zeigen die Ergebnisse der Parametervariation (Sensitivitätsanalyse). Anhand Abb. 9.4-4 wird die starke Abhängigkeit der Variante 9.4-I von den Stromerlösen deutlich. Eine Verringerung der Stromerlöse um ca. 35 % (oder eine Erhöhung der übrigen Kosten bei konstanten Stromerlösen um den gleichen Betrag) führen zum Gleichstand der spezifischen Wärmegestehungskosten beider Varianten. Steigende Stromerlöse verbessern das Ergebnis der Variante 9.4-I deutlich gegenüber Variante 9.4-II. Gegen oder unter 0 gehende Wärmegestehungskosten errechnen sich unter der Annahme steigender Stromerlöse bei sonst konstanter Kostenstruktur. spez. Wärmegestehungskosten (€/kWh)

40,0 30,0 20,0 Variante 9.4-II 10,0 0,0 -10,0

-50

-40 -30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

Variante 9.4-I

-20,0 -30,0 Variation der Stromerlöse (%)

Abb. 9.4-4: Variation der Stromerlöse, Beispiel 9.4

Abbildung 9.4-5 zeigt den Einfluss von Kapitalmarktveränderungen auf das Ergebnis der Wirtschaftlichkeitsberechnung. Der Einfluss von Kapitalmarktveränderungen (oder Investitionsänderungen) wirkt sich auf Variante 9.4-I aufgrund der gegenüber Variante 9.4-II deutlich höheren Investitionen besonders stark aus. Selbst eine Veränderung von mehr als 50 % gegenüber den gewählten Ansätzen verändert aber die Rangfolge der Varianten nicht.

9.4 Nachrüstung eines bestehenden Dampfturbinen-Heizkraftwerkes

spez. Wärmegestehungskosten (€/kWh)

16,0

385

Variante 9.4-II

14,0 12,0 10,0 8,0 Variante 9.4-I

6,0 4,0 2,0 0,0 -50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

Variation der Kapitalkosten (%)

Abb. 9.4-5: Variation der Kapitalkosten, Beispiel 9.4

spez. Wärmegestehungskosten (€/kWh)

30,0 25,0 20,0 Variante 9.4-II

15,0 10,0

Variante 9.4-I

5,0 0,0 -5,0 -50

-40 -30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

-10,0 -15,0 Variation der Brennstoffkosten (%)

Abb. 9.4-6: Variation der Brennstoffkosten, Beispiel 9.4

spez. Wärmegestehungskosten (€/kWh)

16,0

Variante 9.4-II

14,0 12,0 10,0 8,0 6,0 Variante 9.4-I

4,0 2,0 0,0 -50

-40

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

Variation der betriebsgebundenen Kosten (%)

Abb. 9.4-7: Variation der betriebsgebundenen Kosten, Beispiel 9.4

Abb. 9.4-6 zeigt den Einfluss der Brennstoffkosten auf das Ergebnis der Wirtschaftlichkeitsberechnung. Bis zu einer Veränderung (das heißt Verteuerung) der Brennstoffpreise um 35 % gegenüber den Ansätzen verändert sich die Aussage nicht. Die Annahme sinkender Brennstoffkosten bei

386

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Emissionen (kg/a)

konstanten Stromerlösen führt zu Wärmegestehungskosten, die gegen und unter 0 errechnet werden. Wie Abb. 9.4-7 zeigt, ist der Einfluss der betriebsgebundenen Kosten auf das Ergebnis der Wirtschaftlichkeitsberechnung gegenüber den übrigen Variablen eher von untergeordneter Bedeutung. Veränderungen um plus/minus 50 % beeinflussen die Varianten nicht wesentlich. Zum Abschluss der Betrachtungen erfolgt eine Emissionsanalyse. Die bei den Varianten 9.4-I und 9.4-II zu erwartenden Standort-Emissionen für SO2, NOx, Staub und CO2 zeigt Abb. 9.4-8. Unter Berücksichtigung der anderenorts ersparten Emissionen für die im KWK-Betrieb eingespeisten Strommengen ergeben sich die in Abb. 9.4-9 und 9.4-10 dargestellten Verhältnisse. Durch den höheren Brennstoffumsatz liegt Variante 9.4-I bei den Standortemissionen geringfügig über Variante 9.4-II, durch die höhere Stromeinspeisung kehrt sich dies jedoch nach Berücksichtigung der Emissionsgutschrift um (Abb. 9.4-9, 9.4-10).

100000000 10000000 1000000 100000 10000 1000 100 10 1

Variante 9.4-II Variante 9.4-I

SO2

NOx

Staub

CO2

Emissionen unter Berücksichtigung der Emissionsgutschrift (kg/a)

Abb. 9.4-8: Zu erwartende Emissionen am Standort, Beispiel 9.4

120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 -20000 -40000 -60000

Variante 9.4-II Variante 9.4-I

SO2

NOx

Staub

Abb. 9.4-9: Bewertete Emissionen nach Abzug der Emissionsgutschrift für KWKStromeinspeisung, Beispiel 9.4

Emissionen unter Berücksichtigung der Emissionsgutschrift (t/a)

9.5 Wärmeauskopplung aus großen GuD-Anlagen

16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0

387

Variante 9.4-II Variante 9.4-I

CO2

Abb. 9.4-10: Bewertete CO2-Emission nach Abzug der Emissionsgutschrift für KWK-Stromeinspeisung, Beispiel 9.4

9.5 Wärmeauskopplung aus großen GuD-Anlagen Der Markt der großen Standard-Kraftwerkskonzepte bei den Gas- und Dampfkraftwerksanlagen (GuD-Anlagen) wird in den letzten Jahren durch eine zunehmende Standardisierung auf einige wenige modular aufgebaute Kraftwerkstypen geprägt. Dem Vorteil der hierdurch günstigen Investitionen steht eine eingeschränkte thermodynamische Effizienz gegenüber. Bei großen Kraftwerksblöcken liegt, auch wenn eine Wärmeauskopplung vorgesehen ist, der Schwerpunkt auf der reinen Stromerzeugung. Diese Kraftwerke haben eine derart hohe Wärmeeinspeisemöglichkeit, dass die im KWK-Betrieb verfügbaren Wärmemengen nur an wenigen Standorten und auch nur im Jahresverlauf in geringem Umfang eingespeist werden können. Im Lastbereich über 200 MWel bieten sich heute zwei Standardkraftwerkskonzepte an:  Einwellen-Variante (1 Gasturbine, 1 Dampfturbine und 1 Generator auf einer gemeinsamen Welle),  Mehrwellen-Variante (2 Gasturbinen mit je einem Generator und eine Dampfturbine mit einem Generator). Diese Kraftwerkstypen erreichen im Kondensationsbetrieb elektrische Wirkungsgrade von über 57 %. Durch die Auskopplung von Wärme wird den Dampfturbinen aber Energie entzogen, wodurch die elektrische Leistung sinkt (verringerte Stromerlöse), während gleichzeitig die Gesamteffizienz ansteigt. Die Höhe der Stromeinbuße hängt wesentlich von der exergetischen Wertigkeit des entnommenen Heizdampfes ab. Ein Gütemaß hierfür ist die Stromverlustkennziffer.

388

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Abbildung 9.5-1 zeigt das Übersichtsschaltbild einer StandardEinwellenanlage (400 MWel) mit Fernwärmeauskoppelmöglichkeit. Diese FW-Auskopplung kann auch an vorh. Systemen ohne große Eingriffe nachgerüstet werden. Bedingt durch das gewählte Standard-Dampfturbinenmodell kann keine weitere Anzapfung installiert werden. Der Heizdampf wird aus der ND-Dampfleitung entnommen (3 bar, 230 °C, max. 35 MWth). Bei Lastanstieg wird dieser Anschluss aus der kalten Zwischen-Überhitzer-Dampfleitung (KZÜ) gestützt (30 bar, 360 °C). Die FWAuskopplung erfolgt einstufig.

Abb. 9.5-1: Übersichtschaltbild 1-Wellen GuD-Anlage mit FW-Auskopplung

Abbildung 9.5-2 zeigt das Übersichtsschaltbild einer StandardMehrwellenanlage (800 MWel) mit FW-Auskopplungsmöglichkeit. Eine Nachrüstung vorhandener Anlagen mit diesem Konzept ist möglich. Die Mehrwellenanlage hat die doppelte Leistungsgröße der Einwellenanlage. Sie besteht aus 2 Gasturbinen und 1 Dampfturbine. Bedingt durch diesen Größenunterschied liegt der elektr. Wirkungsgrad etwa 0,7 % höher. Durch die höhere Leistung steht auch in der ND-Dampfleitung die doppelte Wärmeleistung gegenüber der 1 Wellenanlage zur Verfügung. Reicht diese Wärmeleistung nicht aus, kann zusätzlich Dampf aus der Überströmleitung zwischen MD- und ND-Turbine (4 bar, 280 °C) genutzt werden. Abbildung 9.5-3 zeigt das Übersichtsschaltbild einer GuD-Anlage, die auf die FW-Auskopplung hin optimiert wurde. Die Anlage besteht aus nur

9.5 Wärmeauskopplung aus großen GuD-Anlagen

389

1 Gasturbine und 1 Dampfturbine. Die FW-Auskopplung erfolgt mehrstufig. Der erste Heizkondensator wird durch eine Entnahme aus der Überströmleitung von MD- zur ND-Turbine gespeist (2 bar, 200 °C), der zweite Heizkondensator wird mit Dampf aus der ND-Leitung bzw. der Anzapfung der MD-Turbine (3 bar, 250 °C) gespeist. Hierdurch ergibt sich eine für größere FW-Lasten günstige 2-stufige Aufwärmung.

Abb. 9.5-2: Übersichtsschaltbild Mehrwellen GuD-Anlage mit FW-Auskopplung

Abb. 9.5-3: Übersichtsschaltbild optimierte GuD-Anlage für FW-Auskopplung

In der in Abb. 9.5.3 dargestellten Variante sinkt mit steigender Dampfentnahme der Druck an der Entnahmestelle der Turbine ab, parallel hierzu

390

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

sinkt die Kondensationstemperatur des Heizdampfes. Zur Aufrechterhaltung der FW-Vorlauftemperatur muss bei der 1-stufigen Aufheizung eine turbinenleistungsmindernde Anstauung des Entnahmeleitungsdruckes erfolgen. Die Regelung der FW-Vorlauftemp. erfolgt durch Rücklaufbeimischung. Für die nachfolgend angegebenen Lastfälle (LF1 bis 4) wurde die Stromverlustkennziffer und der elektrische Wirkungsgrad und die Gesamteffizienz (Wärme- und Strom) für 4.500 Volllastbetriebsstunden per anno bestimmt und in den Abbildungen 9.5-4 und 9.5-5/ -6 wiedergegeben. LF1 50

Fernwärmelast

LF2 95

LF3 135

LF4 185 MWth

Verlauf der Stromverlustkennziffer bei unterschiedlicher FWAuskopplung

Stromverlustkennziffer

0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 50

75

100

125

150

175

FW-Last (MW) 1-Wellenanlage

Mehr-Wellenanlage

Optimierte Anlage

Abb. 9.5-4: GuD-Stromverlustkennziffer für verschiedene Lastfälle

An der Steigung der Kurve für die 1-Wellenanlage ist erkennbar, wie sensibel dieser Kraftwerksprozess auf die Dampfentnahme reagiert. Ursache ist die Heizdampfentnahme mit exergetisch höherwertigem Dampf aus der KZÜ, da die Entnahmeleistung der ND-Dampfleitung nicht ausreicht. Bei der GuD-Mehrwellenanlage ist nur eine geringe Veränderung der Stromverlustkennziffer zu erkennen. Ursache ist hier die große Blockleistung und der Umstand, dass die exergetische Wertigkeit des Heizdampfes in allen Laststufen ungefähr gleich hoch ist. Für die optimierte Variante ergibt sich die niedrigste Stromverlustkennziffer. Die Reaktion auf die Laständerungen ist ähnlich wie bei der Mehrwellenanlage. Der Abstand zwischen Standardlösung und optimierter Variante wird um so größer, je größer die Wärmelast ist. Generell führt hier eine steigende Wärmeabnahme zu einem höheren Brennstoffausnutzungsgrad, da neben Strom noch zusätzlich

9.5 Wärmeauskopplung aus großen GuD-Anlagen

391

Nutzwärme gewonnen wird. Da jedoch mit der Wärmeauskopplung Stromverluste verbunden sind, wirkt sich die Wärmeabgabe negativ auf den elektrischen Wirkungsgrad aus.

Elektr. Wirkungsgrad (%)

Elektr. Wirkungsgrad verschiedener GuDAnlagenkonzepte bei FW-Auskopplung 58 56 54 52 50 48 50

100

150

FW-Last (MWth) 1-Wellenanlage

Mehrwellenanlage

Optimierte Anlage

Abb. 9.5-5: elektr. GuD-Wirkungsgrad für verschiedene Lastfälle Effizienz verschiedener GuD-Konzepte bei unterschiedlicher FW-Last 80

Effizienz (%)

75

70

65

60 50

70

90

110

130

150

170

190

FW-Last (%) 1-Wellenanlage

Mehrwellenanlage

Optimierte Anlage

Abb. 9.5-6: Gesamteffizienz = Brennstoffausnutzungsgrad verschiedener GuDKonzepte bei unterschiedlicher Wärmeauskopplung

Der elektrische Wirkungsgrad der optimierten GuD-Konzeption ist in allen Lastpunkten besser als der Wirkungsgrad der Standard-Varianten. Der Unterschied zwischen den Varianten steigt mit der FW-Last. Die Gesamteffizienz der Anlage steigt, aufgrund der auch bei maximaler Fernwärmeauskopplung immer noch hohen Kondensationsdampfmengen nicht über 80 % an. Insofern sind hier kleine BHKW-Anlagen mit Brennstoffausnutzungsgraden über 80 % durchaus wettbewerbsfähig.

392

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

9.6 Energieversorgung mit einer Kraft-Wärme-KälteKopplungsanlage Bedingt durch die Energiepreisentwicklung stellt sich für viele Industriebetriebe zunehmend die Frage inwieweit ein Einstieg in die Eigenstromerzeugung zukünftig sinnvoller ist als die alleinige Abhängigkeit vom Strombezug. Das nachfolgende Beispiel zeigt die Rahmenbedingungen unter denen die Installation einer Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlage technisch und wirtschaftlich die für den Betrieb beste Lösung darstellt. Ausgangspunkt: Die vorhandene Energieversorgung (im Folgenden Basisvariante oder Variante 1 genannt) des Industriebetriebes bestand aus: - Strombezug aus dem öffentlichen Netz. Bedingt durch Zubau von Prozessanlagen und den dadurch ansteigenden Strombedarf war eine Vergrößerung der Stromübergabestation mit zusätzlichem Einspeisetrafo erforderlich. - Erdgasbezug aus dem städtischen Erdgasnetz zum Einsatz in konventionellen Heizkesseln zur Heizwärmeversorgung der Betriebsgebäude. Die Anlage war aufgrund des Ausbaus der Werksgebäude zu klein und sollte um eine Kesselanlage erweitert werden. - Kälteerzeugung in einer elektrisch betriebenen Kompressionskälteanlage (Kaltwassersatz). Die Anlage war aufgrund ihres Alters und technischen Zustandes abgängig und sollte durch eine neue, größere Anlage ersetzt werden, da auch der Werkskältebedarf durch neue Produktionsanlagen anstieg. - Es war keine Notstromversorgung vorhanden, aufgrund der Produktionsausfallschäden und sicherheitstechnischer Risiken, die bei Stromausfall entstehen, sollte eine Notstromversorgungsanlage für die Kernbereiche der Produktionseinrichtungen installiert werden. Alternativ hierzu wurde aus einer Vielzahl technisch möglicher Anlagenvarianten nach umfangreichen Untersuchungen und Berechnungen die nachfolgend mit Variante 2 bezeichnete Anlagenkonzeption ausgewählt: - Stromerzeugung im Kraft-Wärme-Kopplungsbetrieb mit einer BHKW-Anlage. - Wärmeerzeugung in der Grundlast mittels der BHKW-Anlage, bei Spitzenlast- und Reservebereitstellung über die vorhandene Kesselanlage. - Kälteerzeugung über eine neue Absorptionskälteanlage, die von der BHKW-Anlage beheizt wird. Hierbei Installation eines Frei-

9.6 Energieversorgung mit einer Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlage

393

kühlers zur Kälteversorgung bei Außenlufttemperaturen unter 4 °C über direkte Kühlung mittels Außenluft bei ausgeschalteter Kältemaschine. - Notstromerzeugung über die neue BHKW-Anlage. - Ausgleich von Lastspitzen im Wärme- und Kälteverteilnetz mittels je eines Wärme- und eines Kältespeichers. Dies gelingt im vorliegenden Betriebsfall ganzjährig relativ gut, da der Betrieb nur in einer verlängerten Tagschicht, maximal im Zweischichtbetrieb (Früh- und Spätschicht) arbeitet. Am Wochenende wird im Regelfall nicht produziert. Hierdurch sind im Bedarfsverlauf genügend Phasen zum Auffüllen der Speicherbehälter – auch in den Volllastzeiträumen vorhanden. Abbildung 9.6-1 zeigt das Systemschema des Kaltwassersystems für die Variante 2. Eingetragen ist auch die vorhandene Kälteerzeugungsanlage (entspricht Variante 1), die künftig im Realisierungsfall der Variante 2 als Reserveanlage genutzt wird. Abbildung 9.6-2 zeigt das Systemschema des Heizwassersystems für die Variante 2. Eingetragen ist auch die vorhandene Wärmeerzeugungsanlage (entspricht Variante 1), die künftig im Realisierungsfall der Variante 2 als Reserve- und Spitzenlastanlage genutzt wird. Abbildung 9.6-3 zeigt den Wärmebedarf für Heizung und Absorptionskältemaschinenbeheizung für eine Woche im Winter für die Variante 2. Eingetragen ist auch die Wärmeerzeugungsleistung der BHKW-Anlage. Abbildung 9.6-4 zeigt den Wärmebedarf für Heizung und Absorptionskältemaschinenbeheizung für eine Woche im Sommer für die Variante 2. Eingetragen ist auch die Wärmeerzeugungsleistung der BHKW-Anlage. Abbildung 9.6-5 zeigt die Jahresdauerlinien für den Gesamtwärmebedarf, den Wärmebedarf für Heizung und Absorptionskältemaschinenbeheizung (Variante 2) und die Wärmeerzeugung. Eingetragen ist auch die Wärmeerzeugungsleistung der BHKW-Anlage und des Wärmespeichers. Tabelle 9.6-1 zeigt die Kostenansätze für die Jahreskostenberechnung dieses Beispiels. Tabelle 9.6-2 zeigt die Übersicht über die erforderlichen Investitionen für beide Varianten als Basis für die Jahreskostenberechnung dieses Beispiels. Tabelle 9.6-3 zeigt die Leistungsdatenübersicht der Hauptanlagenbaugruppen für beide Varianten als Basis für die Investitionskostenermittlung für dieses Beispiel. Tabelle 9.6-4 zeigt die Übersicht über die Jahrsarbeitsansätze als Basis für die Jahreskostenberechnung dieses Beispiels. Tabelle 9.6-5 zeigt die die Jahreskostenberechnung und die Jahreskostengegenüberstellung für dieses Beispiel. Das Ergebnis zeigt, dass der Un-

394

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

terschied der Jahreskosten zwischen Variante 1 und Variante 2 nur circa 52 T€/a beträgt. Die Mehrinvestition für Variante 2 gegenüber Variante 1 beträgt circa 339 T€. D.h. es ergibt sich für diese Mehrinvestition eine Amortisationszeit von ca. 4 Jahren. Außer den reinen Rechenergebnissen wird die Entscheidung zur Variante 2 vor allem auch aus dem Grund getroffen, da die Variante 2 die höchste Flexibilität im Anlagenbetrieb bietet. Je nach Verhältnis von Strom- zu Erdgaskosten kann, da die vorhandene elektrisch betriebene Kompressionskälteanlage noch vorhanden ist, ein Teil der Kälteerzeugung jederzeit wieder über die ursprünglich vorhandene Anlage erzeugt werden. Damit wird dann wieder mehr Strom und weniger Erdgas benötigt, wodurch sich die Jahreskosten der Energieversorgung jederzeit optimieren lassen. Abbildung 9.6-6 zeigt den Verlauf der Jahreskosten bei dynamischer Variation der Strompreisentwicklung für dieses Beispiel. Das Bild zeigt, dass bei steigenden Stromkosten die für Variante 2 zu erwartenden Jahreskosten immer weiter sinken werden, während die Jahreskosten für Variante 1 deutlich ansteigen. Insofern unterstützt dieses Bild die Entscheidungsfindung. Abbildung 9.6-7 zeigt eine Übersicht über die Energieversorgung des Werksgeländes vor dem Umbau (Variante 1 entspricht dem ursprünglich vorhandenen System) und für die zur Realisierung ausgewählte Variante 2.

M

Freikühler

neu

Absorptionskälteanlage Kälteleistung: 315 kW KW - VL: 6°C KW - RL: 12°C HW - Eintritt: 90 °C - 98 °C HW - Austritt: < 79,9°C

Kälteverbraucher

vorhandene KompressionsKälteanlage

V = 40 m³

KühlW - Eintritt: 24°C - 31 °C KühlW - Austritt. < 34,2°C

neuer Kältespeicher

Heizwasserversorgung

(zukünftig Reserveaggregat)

neu

Kühlwasserversorgung

Abb. 9.6-1: Systemschema Kaltwasserkreislauf Variante 2

9.6 Energieversorgung mit einer Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlage

395

vorh. Heizungsverteiler

TI TI

WW-Bereiter

RL

M

TI

Verteiler

Hydrauliche Weiche

Heizung

TI

V = 40 m³

Q = 480 kW

Lufterhitzer

TI

neuer Wärmespeicher

vorhandene Kesselanlage

Kälteleistung: 314 kW KW - VL: 6°C KW - RL: 12°C HW - Eintritt: 98°C HW - Austritt: 79,9°C KühlW - Eintritt: 28°C KühlW - Austritt. 34,2°C

TI

neue Absorptionskälteanlage

M

tVL = 98°C tRL < 80°C Pel = 314 kW Qth = 450 kW QBr = 854 kW

VL

M

neue BHKWAnlage

TI

M

RL

TI

Heizung

Abb. 9.6-2: Systemschema Heizwasserkreislauf Variante 2

Wärmebedarf - 12.Januar bis 18.Januar Variante 2 - KWKK-Anlage

600

Nutzwärme-Leistungsbedarf (kW)

500

Speicherladebetrieb 400

300

200

100

Di

Mo

Do

Mi

Sa

Fr

So

Zeit Heiz- u. Absorber-Wärmebedarf

BHKW-Wärmeleistung

Abb. 9.6-3: Wärmeleistungsverlauf in einer typischen Winterwoche

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

0

396

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Wärmebedarf - 12.Juli bis 19.Juli Variante 2 - KWKK-Anlage

900

Nutzwärme-Leistungsbedarf

800

700

600

Speicherladebetrieb

500

400

300

200

100

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

18:00

12:00

06:00

00:00

0

Zeit Heiz- u. Absorberwärmebedarf

BHKW-Wärmeeinspeisung

Abb. 9.6-4: Wärmeleistungsverlauf in einer typischen Sommerwoche

Jahresdauerlinie Wärmebedarf Variante 2 - KWKK-Anlage 900 Freikühlerbetrieb

800

Wärmeleistungsbedarf (kW)

700

Spitzenlastkesselanlage

600

Speicherentladebetrieb

500 Speicherladebetrieb

400 300 200

BHKW-Wärmeleistung

100 0 0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

Zeit (h)

Heiz- und Absorberwärmebedarf

BHKW-Wärmeleistung

Nutzwärmebedarf - ohne Absorber

Abb. 9.6-5: Jahresdauerlinie Wärmebedarf und Wärmeerzeugung

9.6 Energieversorgung mit einer Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlage Tabelle 9.6-1: Kostenansätze für die Jahreskostenberechnung Kapitaldienst

Sanierung/Neuinvestition

Fremdkapital - Kapitalzinsen - Rechn. Nutzungszeit - Annuitätsfaktor

6 %/a 15 a 0,1030 0,10296276

Personalkosten (je MA)

45 T€/a

Wartung/Instandhaltung Heizung/Kälteanlage Wartung/Instandhaltung BHKW-Anlage

2,5 %/a (Invest) 0,016 €/KWh(el)

Verwaltung/Versicherung

1 %/a (Invest)

Strombezugskosten - Strombezugskosten einschließlich KWK-Zulage, EEG-Zulage, Stromsteuer - Leistungspreis Strombezug

0,11195 enth.

€/kWh €/(kW*a)

Stromerlös für Stromrückspeisung ins Stadtwerkenetz

0,08402

€/kWh

Erdgasbezugspreise - Erdgasbezugspreise bezogen auf Ho (einschl. Erdgassteuer)

0,04653

- Erdgasbezugspreise Kessel bezogen auf Hu

€/kWh (Ho)

0,05152

€/kWh (Hu)

0,04543

€/kWh (Hu)

- Erdgasbezugspreise BHKW bezogen auf Hu (Erdgassteuer-Rückerstattung berücksichtigt) - Grundpreis/Leistungspreis bezogen auf Ho

0,00

€/(kW*a)

- Grundpreis/Leistungspreis bezogen auf Hu

0,00

€/(kW*a)

- Verrechungspreis

0,00

€/a

Zusatzwasserkosten Abwassereinleitgebühr

1,8 0

€/m3 €/m3

Tabelle 9.6-2: Investitionsübersicht für die Jahreskostenberechnung Investitionen / Kapitalkosten Dim.

Variante 1 Heizkessel und KompressionsKälteanlage

Variante 2 KWKK-Anlage

€ € € € € € €

15.600 7.800 0 8.000 279.850 enth. 0

28.600 20.800 265.130 27.150 0 48.500 107.125

€ € €

183.395 0 12.500

0 215.600 12.500

Benennung Baufeldvorbereitung Erd-/ Betonbau, Fundamente BHKW-Anlage Kamin Notstromaggregat einschl. Ölversorgung, Schaltanlage usw. Schaltanlage Absorptions-Kälteanlage Sanierung/Erneuerung Kompressionskälteanlage und zugehörige Nebenanlagen Rückkühlanlage einschl. Aufstellung und Anschluss Wasseraufbereitungsanlage mit Druckhaltung Rohrleitungsanlage (jeweils VL/RL einschl. Rohrbau, Armaturen, Pumpen, Wärme- u. Kältespeicher, Stahlbau, Isolierung usw.)

€

72.017

175.200

Neue Kesselanlage Schaltanlagen Leitsystem Erhöhung Stromeinspeiseleistung Stadtwerkeanschluss und Umbau Netzeinspeise-Schaltanlage

€ € €

68.500 4.000 58.458

0 47.500 64.372

€

62.500

0

Summe Investitionen Behördengebühren, Gutachten, Zwischenfinanzierung Versicherung Sonstiges

€

772.620

1.012.477

€

113.575

212.620

€

886.195

1.225.097

€/a

91.245

126.139

Summe Investitionen (netto) Kapitalkosten

21

397

398

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Tabelle 9.6-3: Leistungsdatenübersicht als Basis für die Investitions- und Jahreskostenberechnung Dim.

BHKW elektr. Netzeinspeisung therm. Netzeinspeisung Brennstoffbedarf Strombezug - Anschlussleistung Wärmeleistungsbedarf vorhandene Kesselanlagenleistung Kesselleistung neuer Heizkessel Notstromaggregat elektr. Netzeinspeisung Kälteanlage Kältebedarf Werksgelände

Variante 1 Heizkessel und KompressionsKälteanlage

Variante 2 KWKK-Anlage

0 0 0

314 467 928

kW kW kW kW

775

284

kW kW kW

900 450 450

900 450 0

kW

300

0

kW

400

400

Absorptionskälteanlage Kälteleistung

kW

0

240

Kompressionskälteaggregat Kälteleistung Strombedarf

kW kW kW

400 174

Rückkühlanlage und Pumpen Rückkühlwärmemenge Strombedarf

kW kW

770 35

966 32

Gesamtwasserbedarf

m³/h

0

4

Tabelle 9.6-4: Übersicht der Jahresarbeitsansätze für die Jahreskostenberechnung Dim.

Variante 1 Heizkessel und KompressionsKälteanlage

Variante 2 KWKK-Anlage

elektr. Netzeinspeisung BHKW elektr. Netz-Rückspeisung ins Stadtwerkenetz

kWh/a kWh/a

0 0

2.501.010 893.908

therm. BHKW-Einspeisung ins Heiznetz

kWh/a

0

3.718.787

Brennstoffbedarf (Hu)

kWh/a

0

7.393.308

Stromrestbezug aus Stadtwerke-Netz

kWh/a

2.382.840

86.462

BHKW

Kesselanlagen therm. Einspeisung

kWh/a

2.687.217

190.078

Brennstoffbedarf (Hu)

kWh/a

2.985.797

211.198

Kälteversorgungsanlage Jahreskältebedarf Gesamtwerksgelände

kWh/a

1.490.720

1.490.720

Jahreskälteeinspeisung neue Absorptionskälteanlage

kWh/a

0

1.490.720

Jahreskälteeinspeisung Kompressionskältemaschine

kWh/a

1.490.720

0

Jahresstrombedarf Kompressionskältemaschine Notstromaggregat elektr. Netzeinspeisung

kWh/a

677.600

0

kW/a

0

-

Rückkühlanlage und Pumpen Strombedarf

kW/a

287.000

262.400

Gesamtjahres-Erdgasbedarf

kW/a

2.985.797

7.604.506

Gesamtwasserbedarf

m³/a

0

3.960

9.6 Energieversorgung mit einer Kraft-Wärme-Kälte-Kopplungsanlage Tabelle: 9.6-5: Jahreskostenberechnung und Jahreskostengegenüberstellung

Dim.

Variante 1 Heizkessel und KompressionsKälteanlage

Variante 2 KWKK-Anlage

T€/a

91

126

- Strombezugskosten - Rückspeisevergütung - Gasbezug-Leistungspreis - Gasbezug-Arbeit - Heiz-/Dieselölverbrauch

T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a

267 0 0 154 0

10 -75 0 347 0

- Zusatzwasser - Abwasser

T€/a T€/a

0 0

7 0

1. Kapitalkosten 2. Verbrauchsgebundene Kosten

T€/a

5

5

Zwischensumme Verbrauchsgebundene Kosten

- Sonstige Betriebsmittel

T€/a

426

293

3. Betriebsgebundene Kosten - Wartung/Instandhaltung - Personalkosten - Versicherung/Verwaltung

T€/a T€/a T€/a

22 11 9

64 11 12

Zwischensumme Betriebsgebundene Kosten

T€/a

42

87

Gesamt Jahreskosten

T€/a

559

507

Ergebnisse der dynamischen Jahreskostenberechnung (Ansatz: Steigerungsrate Strompreis 2 % per anno)

Jahreskosten in €/a

650 600 550 500 450 0

1

2

3

4 Jahr

5

6

7

Variante 1 Variante 2

Abb. 9.6-6: Jahreskostenverlauf bei dynamischer Variation der Stromkosten

399

400

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Variante 1 Energiebezug vor Umsetzung der KWK-Maßnahme

Variante 2 Energiebezug nach Umsetzung der KWK-Maßnahme Strombezug 87 MWh/a Stromrückspeisung 893 MWh/a

Strombezug 2.382 MWh/a

Erdgas- und Heizölbezug

Werksgelände

Werksgelände Erdgasbezug BHKW 7.393 MWh/a

2.985 MWh/a

Erdgasbezug Heizkessel 211 MWh/a

Abb. 9.6-7: Übersicht Energieversorgung Werksgelände - Varianten 1 und 2

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

401

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG Zur Nutzung von holzartiger Biomasse gemäß EEG sind derzeit drei am Markt verfügbare Systeme besonders interessant: -

Verbrennungsanlagen mit Dampfturbine (Variante 1) Verbrennungsanlagen mit ORC-Turbine (Variante 2) Holzvergasungsanlagen mit BHKW (Variante 3)

Die nachfolgenden Ausführungen erläutern anhand einer Beispielkonzeption die möglichen Anlagenkonzepte und die bei einer Realisierung zu erwartenden betriebswirtschaftlichen Ergebnisse. Als Wärmeabnehmer wurde für dieses Beispiel ein Fernwärmenetz gewählt; es könnte aber hier alternativ ebenso ein Dampfnetz mit Dampfdrücken bis zu 8 bar zum Einsatz kommen. Der Wärmebedarf der Wärmeverbraucher im Fernwärmenetz ist im vorliegenden Beispiel so groß, dass die gesamte produzierbare Wärmemenge jeder der drei untersuchten Varianten auch im Sommerlastfall eingespeist werden kann. Dieser Punkt ist insbesondere bei kleinen Nahwärmenetzen oft nicht gegeben und muss unbedingt bei der Berechnung der Jahreswärmeseinspeisemengen berücksichtigt werden. Die Systemauslegung geht von der Aufgabenstellung aus, dass eine Biomassemenge (NaWaRo) von ca. 25.000 t per anno zur Verfügung steht. Diese Biomasse soll gemäß EEG zur Strom- und Wärmeerzeugung genutzt werden. Die für die Nutzung dieser Biomasse wirtschaftlichste Anlagenvariante soll ermittelt werden. Daraus resultiert nach ersten Probeauslegungen eine mögliche Stromerzeugungsleistung von etwa 1,2 bis 4 MWel. Je nach Variante variiert dieser Wert in Abhängigkeit vom Prozesswirkungsgrad, da die maximal zur Verfügung stehende Jahresbrennstoffmenge für alle Varianten gleich ist. Einzelheiten zu den Vergütungsreglungen des EEG sind in Kapitel 7.1 festgehalten Die Ergebnisse der Vergütungsberechnung bezogen auf die hier jeweils betrachteten Varianten sind in den Varianten-Unterkapiteln festgehalten. Das Ergebnis der Jahreskostenberechnung der drei untersuchten Varianten ist in Tabelle 9.7-1 festgehalten. Im Vergleich ist zu sehen, dass, bedingt durch die geringeren EEG-Vergütungssätze, den ungünstigen elektrischen Prozesswirkungsgrad, die hohen Brennstoffkosten für das eingesetzte NaWaRo-Material und die im Vergleich relativ hohen Aufwendungen für Betrieb und Unterhalt, für Variante 1 kein positives Jahresergebnis zu erwarten ist.

402

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Tabelle 9.7-1: Ergebnisübersicht der Jahreskostenberechnungen der BeispielVarianten 1 bis 3 – Beispiel 9.7

Jahreskostenberechnung

Jahreskosten Variante 1

Jahreskosten Variante 2

Jahreskosten Variante 3

Biomasse-HKW mit Dampfturbine

Biomasse-HKW mit ORC-Turbine

BiomasseVergasungsanlage mit BHKW

(statisch, Kostenstand 12/2008, netto)

T€

16.905

17.940

18.746

1. Kapitalkosten (bezogen auf die Restinvestitionen)

T€/a

1.741

1.847

1.930

2. Verbrauchsgebundene Kosten - Strombezug-Leistung - Strombezug-Arbeit - Dieselbezug-Arbeit (Hilfsbrennstoff) - Holzhackschnitzel - Bettmaterial - Precoatmaterial - RME - Stickstoff - Frischwasser - Entsorgung

T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a T€/a

5 287 45 899 0 28 0 0 19 173

4 229 45 898 0 33 0 0 1 172

6 383 28 895 84 84 97 135 6 172

Investitionen (Netto)

Zwischensumme Verbrauchsgebundene Kosten

T€/a

1.456

1.382

1.890

3. Betriebsgebundene Kosten - Wartung/Instandhaltung Bau und Technik - Wartung/Instandhaltung BHKW - Personalkosten - Versicherung/Verwaltung

T€/a T€/a T€/a T€/a

423 0 516 25

448 0 466 27

404 381 254 28

Zwischensumme Betriebsgebundene Kosten

T€/a

964

941

1.067

Gesamt Jahreskosten

T€/a

4.160

4.170

4.887

- Wärmeeinspeisegutschrift

T€/a

1.983

2.059

1.114

- Gutschrift CO2 Emissionen

T€/a

0

0

0

- vermiedene Netzkosten - EEG-Stromertrag

T€/a T€/a

56 1.731

73 2.495

127 4.142

T€/a

3.770

4.627

5.383

T€/a

-390

457

496

13

8

8

4. Erträge

Gesamt Jahresertrag Überschuß Amortisationszeit

a

Die Varianten 2 und 3 können aus Sicht des zu erwartenden durchschnittlichen Jahresergebnisses als gleichwertig angesehen werden. Berücksichtigt man jedoch das höhere noch nicht ausgeschöpfte Entwicklungspotenzial und den besseren elektrischen Wirkungsgrad der Variante 3 so wäre eine Realisierungsentscheidung zu Gunsten der Variante 3 möglich. Um hier die Entscheidungsfindung zu unterstützen wird für die Variante 3 eine dynamische Sensitivitätsbetrachtung durchgeführt. Hierbei wird versucht rechnerisch die Ertrags- und Aufwandsentwicklung über den kalkulatorischen Nutzungszeitraum nachzubilden. Das Ergebnis ist in Abbildung 9.7-1 grafisch dargestellt. Das Ergebnis der dynamischen Sensitivitätsbetrachtung für die Variante 3 zeigt in Abbildung 9.7-1, dass das mittlere Jahresergebnis gemäß der

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

403

Jahreskostenberechnung in Tabelle 9.7-1 nicht als alleinige Entscheidungsgrundlage verwendet werden kann. Preissteigerungen (bei gemäß EEG konstanten Stromerlösen) und die zu erwartenden Anlaufverluste der ersten Betriebsjahre beeinflussen das zu erwartende Betriebsergebnis deutlich negativ. Die Amortisationszeit verlängert sich bei der dynamischen Betrachtung, wie an der roten Linie in Abbildung 9.7-1 zu sehen, auf ca. 15 Jahre, während mittels der statischen Jahreskostenberechnung in Tabelle 9.7-1 hier ein Zeitraum von 8 Jahren berechnet wurde. Übersicht zu erwartendes Betriebsergebnis ohne Steuern Variante 3: Vergasungsanlage mit BHKW Elektr. Gesamt-Nennleistung ca. 3,9 MW (mit Zinsen, ohne Steuern, ohne Investitionszuschuss)

Jahreskosten einschl. Kapitalkosten

Jahreserlöse

Amortisationsverlauf

Linear (Amortisationsverlauf)

Überschuss

Abb. 9.7-1: Ergebnisdarstellung der dynamischen Sensitivitätsbetrachtung für die Variante 3 – Beispiel 9.7

Abbildung 9.7-1 zeigt, dass die Erlöse entsprechend der zu erwartenden Zunahme der Anlagenverfügbarkeit und –leistungsfähigkeit in den ersten vier Betriebsjahren zunehmen und dann nur noch sehr gering steigen. D. h. auch, dass die gewählten Ansätze für die Steigerung der Fernwärmepreise der Wärmeauskopplung die steigenden Kosten nicht vollständig auffangen können. Die Kosten steigen gemäß den gewählten Ansätzen stetig an (siehe auch Tabelle 9.7.-2). Der Amortisationsverlauf (d.h. die Rückzahlung der Investitionen) zeigt, dass durch die hier kalkulierten Anlaufverluste der ersten Betriebsjahre zunächst die Kapitalverpflichtungen steigen, dann aber stetig abnehmen.

404

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Erst nach Rückzahlung der Investitionen ist ab dem 16. Betriebsjahr mit deutlich steigenden Ergebnisüberschüssen zu rechnen. Zu berücksichtigen sind dann jedoch die hier rechnerisch nicht erfassten Risiken für ungeplante Ausfälle und Defekte an den dann ja ca. 15 Jahre alten Anlagenkomponenten. Diese werden sicher einen großen Teil der in diesem Zeitraum zu erwartenden Gewinne für Reparaturen benötigen.

Jahreskosten einschl. Kapitalkosten

Jahreserlöse

Amortisationsverlauf

Linear (Amortisationsverlauf)

Überschuss

Abb. 9.7-2: Ergebnisdarstellung der dynamischen Sensitivitätsbetrachtung für die Variante 3 auf Basis optimistischer Erwartungswerte – Beispiel 9.7

Die Biomasse-Vergasungstechnik befindet sich noch im Anfang ihrer Entwicklung. Es wird erwartet, dass die Investitionsansätze in den nächsten Jahren entsprechend den Betriebserfahrungen mit den realisierten und den im Bau befindlichen Anlagen zu einer Senkung der Investitionen um ca. 15 % führen werden. Gleichzeit wird eine Steigerung der Verfügbarkeit auf 8.000 h/a (und mehr) erwartet. Die Chancen dieser Entwicklung zeigt Abbildung 9.7-2. Abbildung 9.7-2 zeigt die Ergebnisse der dynamischen Sensitivitätsbetrachtung für die Variante 3 bei Ansatz der vor genannten Erwartungswerte.

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

405

Jahresüberschuss der Varianten 1, 2 und 3 bei Variation der Brennstoffkosten 2.000

Jahresüberschuss T€/a

1.500 1.000 500 0 -20

-10

0

10

20

30

40

50

60

-500 -1.000 -1.500

Spezifischer Holzhackschnitzel Preis in €/t Variante1: BMHKW mit Dampfturbine . Variante 2: BMHKW mit ORC-Turbine Variante 3: Biomasse Vergasungsanlage mit BHKW

Abb. 9.7-3: Ergebnisdarstellung der Variation der Brennstoffpreise für die Varianten 1 bis 3 – Beispiel 9.7

Auch die Brennstoffkosten bilden ein wichtiges Kriterium bei der Vorbereitung einer Investitionsentscheidung wie die hohen jährlichen Kosten in Tabelle 9.7-1 zeigen. Um hier das Risiko denkbarer Brennstoffkostenänderungen abschätzen zu können wird eine weitere Sensitivitätsbetrachtung zur Ermittlung des Einflusses der Brennstoffkosten auf das Jahresergebnis gemäß Abbildung 9.7-3 durchgeführt. Basis für diese Darstellung bildet die statische Jahreskostenberechnung gemäß Tabelle 9.7-1. Diese Berechnung wird für unterschiedliche Brennstoffkosten jeweils neu durchgeführt, wobei die Brennstoffkosten gemäß dem in Abbildung 9.7-3 grafisch dargestellten Bereich verändert werden. Die Abbildung 9.7-3 zeigt deutlich, dass das Brennstoffkostenrisiko bei allen betrachteten Varianten in etwa gleich hoch ist (die Ergebnislinien der drei untersuchten Varianten verlaufen nahezu parallel). Die Abbildung 9.7-3 zeigt weiter, dass mit einer Anlage gemäß Variante 1 erst wirtschaftliche Betriebsergebnisse erzielt werden können, wenn die Brennstoffpreise unter 20 €/t sinken. Bei Brennstoffpreisen über 52 €/t sind auch mit Anlagen gemäß den Varianten 2 und 3 keine wirtschaftlichen Ergebnisse mehr zu erreichen. Insofern ist jeder Investor gut beraten, im Vorfeld derartiger Investitionsentscheidungen die Brennstoffversorgung und deren Kosten durch entsprechende Verträge zu sichern.

406

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Zu erwartender Jahresüberschuss bei Variation der Betriebsstunden Variante 3: Vergasungsanlage mit BHKW 800 700

Jahresüberschuss T€/a

600 500 400 300 200 100 0 6000

6500

7000

7500

8000

-100 -200

Jahresbetriebsstunden h/a

Abb. 9.7-4: Ergebnisdarstellung der Variation der Jahresbetriebsstunden für Variante 3 – Beispiel 9.7

Ungeplante Betriebsstörungen sind beim Einsatz derart inhomogener Brennstoffe, wie sie bei NaWaRo-Material zu erwarten sind, bei der Vorbereitung von Systementscheidungen ebenfalls mit zu betrachten. Auf Basis der statischen Jahreskostenberechnung gemäß Tabelle 9.7-1 wird hierzu die Berechnung für unterschiedliche Jahresbetriebsstunden durchgeführt. Die Jahreskostenberechnung in Tabelle 9.7-1 basiert auf den in den Leistungstabellen der Varianten in Kapitel 9.7.1 bis 9.7.3 angegebenen Jahresbetriebsstunden in Höhe von 7.500 h/a, die bei diesen Anlagen erfahrungsgemäß mindestens erreichbar sind. Werte über 8000 h/a sind bei diesen Anlagen eher selten erreichbar. Daher konzentriert man die Betriebsstundenanalyse hier üblicherweise auf den Bereich zwischen 6.000 und 8.000 h/a. Das Berechnungsergebnis ist in Abbildung 9.7-4 grafisch dargestellt. Die Abbildung 9.7-4 zeigt, dass mindestens 6.300 Betriebsstunden per anno erreicht werden müssen, um ein positives Jahresergebnis zu erwirtschaften. Darüber hinaus ist zu sehen, dass bei Erreichen der anzustrebenden 8.000 Betriebsstunden per anno ein weiterer Überschuss gegenüber

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

407

dem Ergebnis der statischen Jahreskostenberechnung in Höhe von ca. 200.000 €/a zu erwarten ist. Die Emissionsbetrachtung rundet üblicherweise die Vorbereitung einer Investitionsentscheidung ab. Basis für diese Berechnung bilden die Ausführungen in Kapitel 8. Die nachfolgende Abbildung 9.7-5 zeigt anhand einer Überschlagsberechnung das zu erwartende Emissionseinsparpotenzial für Variante 3. Man erkennt hier deutlich das hohe Emissions- und vor allem das hohe CO2-Einsparpotenzial welches, bei der Umsetzung der hier betrachteten Biomasseanlagen, zu erwarten ist. Emissionsbewertung Variante 3: Vergasungsanlage mit BHKW

50.000

40.000

t/a

30.000

20.000

10.000

0 Erzeugung amStandort

Gutschrift unter Berücksichtigung der vermiedenen Emissionen an anderen Kraftwerksstandorten

CO2 (kg/a)

0

32.910.103

SO2 (kg/a)

0

32.839

Nox (kg/a)

10.491

20.502

437

2.259

Staub (kg/a)

Abb. 9.7-5: Überschlägige Emissionsbewertung für Variante 3 – Beispiel 9.7

Um die Berechnungsmethode der dynamischen Sensitivitätsanalyse in Abbildung 9.7-1 zu erläutern, wurde hier in Tabelle 9.7-2 die grundsätzliche Berechnungsmethodik anhand von Auszügen aus der Tabelle der Gesamtberechnung dargestellt. Die Jahreskostenberechnung gemäß Tabelle 9.7-2

408

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

wird hierbei Jahr für Jahr für den gesamten vorgesehenen rechnerischen Nutzungszeitraum jeweils neu berechnet. Es ist ratsam diese Berechnung auch zusätzlich unter Berücksichtigung der üblichen Unternehmenssteuern durchzuführen, da bei positivem Verlauf der Jahresüberschüsse die dann jährlich zu zahlenden Steuern die Amortisationszeit zum Teil deutlich verlängern können. Tabelle 9.7-2: Tabellarische Ergebnisübersicht der dynamischen Sensitivitätsbetrachtung in Abb. 9.7-1 der Variante 3 bis zum Ende des EEG-Förderzeitraumes – Beispiel 9.7 Variante 3: Vergasungsanlage mit BHKW

Errichtungsjahr

EEG-Förderzeitraum

Erlöse / Aufwendungen alle Kostenangaben T€/a (netto, ohne MWSt)

0

1

2

3

18

19

20

Erlöse

382

3.255

3.526

4.611

6.242

6.320

6.402

Stromerlöse

298

2.485

2.693

3.521

4.142

4.142

4.142

75

81

106

94

92

90

0,0%

-2,0%

-2,0%

-2,0%

-2,0%

-2,0%

-2,0%

83 0

695 4,0%

753 4,0%

985 4,0%

2.006 4,0%

2.086 4,0%

2.169 4,0%

vermiedene Netzkosten Prozentuale Veränderung Netzkosten Fernwärmeerlöse Preissteigerung Fernwärmeerlöse

1.274

4.529

4.605

4.823

3.830

3.892

3.955

Brennstoffkosten Preissteigerung

Aufwendungen einschl. Kapitalkosten

68

565 2,0%

612 2,0%

800 2,0%

1.243 2,0%

1.267 2,0%

1.293 2,0%

Betriebsstoffe Preissteigerung

116

967 1,5%

982 1,5%

996 1,5%

1.246 1,5%

1.264 1,5%

1.283 1,5%

Betriebsführung Preissteigerung

30

254 1,0%

256 1,0%

259 1,0%

301 1,0%

304 1,0%

307 1,0%

Instandhaltung Preissteigerung

94

785 1,5%

797 1,5%

809 1,5%

1.011 1,5%

1.026 1,5%

1.042 1,5%

28 0,5%

28 0,5%

28 0,5%

31 0,5%

31 0,5%

31 0,5%

Versicherung Preissteigerung Kapitalkosten (Abschreibung und Zinsen)

965

1.930

1.930

1.930

0

0

0

Betriebs-Ergebnis vor Steuern, einschl. Kapitalkosten

-892

-1.274

-1.079

-212

2.412

2.428

2.447

Aufwendungen ohne Kapitalkosten, vor Steuern

309

2.599

2.675

2.893

3.830

3.892

3.955

Betriebs-Ergebnis vor Steuern ohne Kapitalkosten Kapitalrückfluss (ohne Kapitalkosten, ohne Steuern)

73

656

851

1.719

2.412

2.428

2.447

-18.746

-18.090

19.935

22.363

24.809

562

1.125

Zinsen für Kapitalrückflussrechnung ohne Steuern

-17.239 -15.520 1.182

1.202

0

0

0

Zinsen (%)

6

6

6

6

6

6

6

Zinssteigerung (%)

0

0

0

0

0

0

0

-331

517

Betriebs-Ergebnis mit Zinsen, ohne Steuern Kapitalrückfluss mit Zinsen, ohne Steuern

-489

-469

-18.746

-19.704

-20.035 -19.519

2.412

2.428

2.447

7.639

10.067

12.513

Grundlage der Jahreskostenberechnungen bilden die in Tabelle 9.7-3 festgehaltenen Kostenansätze. Diese sind für alle drei untersuchten Varianten gleich.

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

409

Tabelle 9.7-3: Übersicht Kostenansätze für die Jahreskostenberechnungen der Varianten 1 bis 3 – Beispiel 9.7 Kapitaldienst - Kapitalzinsen - Rechn. Nutzungszeit (AFA-Mittelwert) - Annuitätsfaktor

6 %/a 15 a 0,1030 0,102962764

Personalkosten

40 €/h

Wartung/Instandhaltung (Ansatz bezogen auf Investition) für Kraftwerks- und Nebenanlagen

2,5 %/a (Invest)

Wartung/Instandhaltung BHKW-Anlage (Ansatz bezogen auf erzeugte elektrische Jahresarbeit)

0,015 €/KWh(el)

Verwaltung/Versicherung (Ansatz bezogen auf Investition)

1,5 %/a (Invest)

Wärmeeinspeisevergütung

33 €/MWh

Strom Bezugspreis für Anlageneigenbedarf - Strombezugskosten - Leistungspreis

85,00 €/MWh 10,00 €/(kWxa)

Biodiesel Bezugspreis für Anfahr-/Stützfeuerung

50,00 €/MWh (Hu)

Einsatzstoffe/Brennstoff - Bezugspreis Holzhackschnitzel, einschl. Transport - Bettmaterial für Variante 3 - Additive Rauchgasreinigung - Stickstoff für Variante 3 - Frischwasser einschl. Abwasserentsorgung Entsorgungskosten - Ascheverwertung

35,00 €/t 150,00 300,00 0,15 1,50

€/t €/t €/Nm³ €/m³

85,00 €/t

Die nachfolgenden Kapitel enthalten die Detailangaben zu den hier im Beispiel 9.7 berechneten Anlagenvarianten. - Kapitel 9.7.1 enthält die Beschreibung der Variante 1 – Verbrennungsanlage mit Dampfturbine. - Kapitel 9.7.2 enthält die Beschreibung der Variante 2 - Verbrennungsanlage mit ORC-Turbine. - Kapitel 9.7.3 enthält die Beschreibung der Variante 3 – Vergasungsanlage mit BHKW-Anlage. Die Kapitel 9.7.1 bis 9.7.3 enthalten jeweils sowohl die technische Beschreibung der untersuchten Varianten wie auch die Leistungsdaten und die kalkulierten Investitionen. Die Daten bilden die Grundlage der Jahreskostenberechnungen in Kapitel 9.7.

410

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

9.7.1Variante 1: Biomasse-Heizkraftwerk mit Dampfturbine Das Biomasse-Heizkraftwerk (BMHKW) dient der Wärmeeinspeisung in das Fernwärmenetz und der Einspeisung von EEG-Strom in das öffentliche Stromnetz. Die Kesselanlage wird mit Holzhackschnitzeln auf NaWaRoBasis betrieben. Als Brennstoff stehen Waldholz (z.B. Kronenholz), Landschaftspflegematerial, Grünschnitt bzw. Straßenbegleitgrün in einer für den Prozess aufbereiteten Form zur Verfügung. Die nachfolgende Abbildung 9.7.1-1 gibt einen schematischen Überblick über die hier im Beispiel beschriebene Anlage. Abbildung 9.7.1-2 zeigt die Aufstellungsverhältnisse der Variante 1 in einem Grundrissplan. Die Hackschnitzel werden mit LKW angeliefert, in den Anlieferbunker abgeladen und von dort in den Lagerbunker bzw. Lagerbunkerbereich umgeladen. Die Bunkeranlage ist für ca. 2500 m³ Holzhackschnitzel ausgelegt. Dies ist ausreichend zur Überbrückung von bis zu 5 anlieferfreien Tagen. Die Bunkeranlage wird eingehaust und ist mit einer automatischen Toranlage bestückt, die auf Anforderung des LKW-Fahrers geöffnet wird. Bei der Anlieferung sorgt eine Wassernebelanlage für den Niederschlag des anfallenden Staubes. Die Gesamtanlage besteht aus folgenden Hauptkomponenten: Holzlager mit Transporteinrichtungen, Kesselanlage und Rauchgasreinigung, Wasseraufbereitungsanlage, Entgaser, Dampf-/Kondensatsystem, Dampfturbinenanlage, Vakuumkondensator mit Rückkühlanlage, Nebenanlagen (Druckluftversorgung usw.). Die Auslegung der Elektro- und MSR-technischen Ausrüstung erfolgt nach TRD 604, Blatt 1, 72 h wachfreier Betrieb. Aufgrund der technischen Randbedingungen und der aufgrund des inhomogenen Brennstoffs zu erwartenden Störgrößen ist aber trotzdem ein dreischichtig besetzter Betrieb der Anlage vorgesehen. Die Überwachung der Anlage erfolgt vom zentralen Leitstand auf der Heizerstandsebene aus. Die Anlage selbst ist kalkulatorisch in der Tagschicht mit 2 Personen und in der Spät- und Nachtschicht mit je einer Person besetzt, die die notwendigen Wartungsarbeiten durchführen und ggf. auftretende Störungen beheben.

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

411

Abb. 9.7.1-1: Übersichtsschema Variante 1 – Biomasse-Verbrennungsanlage mit Dampfturbine

Als Baukonstruktion ist eine Stahlbetonplatte auf etwa Gründungsniveau mit aufgehenden Stahlbetonwänden am Umfang bis etwa 0,5 m über OK-Gelände vorgesehen. Hierauf erfolgt ein Aufbau als Stahlkonstruktion mit Fassaden aus Trapezblech. Entsprechend Bedarf sind im Kesselhaus Bühnen und Treppen vorgesehen. Im EG-Bereich ist eine Zufahrt mit Rolltor für LKW (Silofahrzeuge etc.) vorgesehen. Generell erfolgt aus Setzungsgründen die Errichtung des Kesselhauses und des Brennstoffbunkers auf einer gemeinsamen Bodenplatte. Zwischen Brennstoffbunker und Kesselhaus wird eine Brandwand errichtet. Für die Brennstofflagerung ist ein Hochbunker mit zwei Lagerbereichen mit Bunkerbrückenkran vorgesehen. Der Anlieferbereich wird für ein Fassungsvermögen entsprechend etwas mehr als einer LKW-Ladung entspricht (ca. 100 m³) vorgesehen. Daneben ist ein Stapelbunker vorgesehen, in den der Bunkerkran den Brennstoff nach der Anlieferung umlädt. Der Stapelbunker ist allseitig mit ca. 8 m über Niveau ragenden Stapelwänden aus Stahlbeton eingefasst, der übrige Bereich besteht aus einer Stahlkonstruktion mit Trapezblechverkleidung. Kalkulierte Stapelhöhe 6 m. Das Anlieferfahrzeug fährt rück-

412

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

wärts in den Bunkerbereich ein und kippt direkt in den Anlieferbunker. Das Tor ist mit einer Sensorleiste bestückt, die ein Schließen des Tores bei belegter Box verhindert. Der Bunkerkran entnimmt das Material aus dem Anlieferbunker und lagert es im Stapelbunker zwischen. Bei Anforderung durch die Kesselanlage entnimmt der Bunkerkran dem Stapelbunker das Material und füllt es in den Kesselvorlagetrichter ein. Der Bunkerkran arbeitet vollautomatisch und die Überwachung erfolgt von der Leitwarte aus. Um Lärm- und Staubemissionen zu minimieren, wird das Tor nur bei Anlieferung auf Anforderung des Fahrzeugführers geöffnet. Dabei schaltet sich automatisch eine Wassernebelanlage zu, die die bei der Entladung des Fahrzeuges auftretende Staubbelastung niederschlägt. Dies sorgt gleichzeitig für eine Benetzung des Brennstoffs und reduziert die Staubbelastung bei Umstapelvorgängen und reduziert die Brandgefahr. Die Brennstoffanlieferung erfolgt mit 40 m3 fassenden Kippmulden (je Anliefervorgang 2 Kippmulden = 80 m3) oder 90 m3 fassenden Sattelzügen mit Schubbodenaustrag. D.h. die Anlieferbereiche sind je Anliefervorgang für die Übernahme von 90 m3 Hackholzschnitzel ausgelegt. Die Entladezeit für die SchubbodenLKW beträgt ca. 15 bis 20 min. Die Verbrennungsanlage beginnt brennstoffseitig mit dem Kesselvorlagetrichter und der Aufgabeeinrichtung (Hub und Einteilung der Förderung entsprechend Rostverhalten einstellbar). Von hier gelangt der Brennstoff auf den Vorschubrost. Der Vorschubrost ist ein, speziell für Holzverbrennung entwickelter, je nach Hersteller luft- oder wassergekühlter, mechanischer Rost mit ölhydraulischem Antrieb. Er besteht aus festen und beweglichen Roststabreihen. Diese sind im Wechsel angeordnet und überlappen treppenförmig. Durch oszillierendes Bewegen der beweglichen Rostreihen mit Hilfe von Hydraulikzylindern wird der Brennstoff zum Rostende hin bewegt. Die Roststäbe sind mit horizontal zur Vorschubrichtung angeordneten Luftdüsen ausgerüstet. Die Düsenquerschnitte sind so ausgelegt, dass sich luftseitig ein Widerstand aufbaut, wodurch eine gleichmäßige Verteilung der Verbrennungsluft über die jeweilige Rostfläche erreicht wird. Die Roststäbe werden aus hitzebeständigem, gegen Abrieb widerstandsfähigem Spezialguss hergestellt. Der Rost wird gekühlt, um Aschetemperaturen über 800/850 °C sicher zu vermeiden und die erforderliche Standzeit der Rostplatten zu gewährleisten. Zur optimalen Steuerung des Verbrennungsablaufes ist der Rost in mehrere Zonen eingeteilt, deren Roststäbe unterschiedlich schnell bewegt werden können. Auch die Primärluftzuführung (Unterwind) wird für die einzelnen Rostzonen unabhängig voneinander gesteuert. Eine Rauchgasrückführung zur NOx-Reduzierung und Feuerraumtemperatursenkung wird vorgesehen.

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

413

Der Dampfkessel ist als Wasserrohrkessel mit querliegender Dampftrommel (z.B. Eckrohrkessel) konzipiert. Der gesamte Druckkörper steht auf der entsprechenden Lagerung, so dass er sich im Betrieb ungehindert ausdehnen kann. Der Kessel besteht aus dem Feuerraum, dem Leerzug und dem Rauchgasabzug mit den Berührungsheizflächen (Überhitzer, Verdampfer, ECO). Der Kessel wird aus verschweißten Flossenwänden aufgebaut (Rohr-Steg-Rohr-Bauart). Der ECO als Stahlblechkonstruktion mit Heizflächen. Der Kessel wird oberhalb des Rostes angeordnet. Dem Kessel ist ein Ecomiser (ECO) nachgeschaltet. Alle Konvektionsheizflächen werden fluchtend in Glattrohrbauweise ausgeführt. Der komplette Kesselkörper erhält eine wirksame Außenisolierung. Die erforderlichen Bedienungsgänge (Gitterrostbühnen) sind direkt am Kesselkörper befestigt. Im Bereich Feuerraum/Leerzug werden die Rohrwände so ausgebildet, dass eine Harnstoffeindüsung (Denox) installiert werden kann, wenn der erforderliche NOx-Wert mit der Rauchgasrückführung alleine nicht mehr unter die Genehmigungswerte zu senken ist (z.B., wenn der Brennstoff zu viel N-Anteile enthält). Die Reinigung der Heizflächen im dritten und vierten Zug (ECO) erfolgt mittels Russbläseranlagen. Es sind im ersten Kesselzug (Strahlungszug) zwei separate, RMEbetriebene Brenner (Biodiesel gemäß EEG-Anforderung) vorgesehen. Im Anfahrbetrieb wird der Kessel mit diesen Brennern auf Betriebstemperatur erwärmt. Erst wenn sichergestellt ist, dass die Verbrennung bei Temperaturen über 850 °C erfolgen kann, wird Brennstoff auf den Rost aufgegeben. Nach dem Anfahren dienen die Brenner zur Unterstützung der Rostfeuerung, um bei Auftreten von Brennstoff-Qualitätsschwankungen die erforderliche Mindest-Verbrennungstemperatur sicherzustellen. Die Brennstoffversorgung der Stütz- und Zündbrenner erfolgt über eine Tankanlage mit Ölversorgungsleitungen, die für Biodiesel (RME) ausgelegt sind. Die Entaschung erfolgt über einen Nassentschlacker. Der Rostdurchfall, die vom Ausbrennrost herunterfallende Asche und die aus den Kesselzügen anfallende Asche werden mit dem Nassentschlacker ausgetragen, der durch sein Wasserbad gleichzeitig den Schlackeschacht zum Kessel hin absperrt. Der Nassentschlacker übergibt an einen Kratzerförderer, der die Asche in den vor dem Kesselhaus aufgestellten Mulden-Container abgibt. Nach Austritt der Rauchgase aus dem Kessel wird zunächst der grobe Teil des Staubes in einem Vorabscheider abgeschieden. Im Anschluss an die Kesselanlage ist ein Reaktor in den Rauchgasweg eingebunden, in den die Additiveindüsung (Bikarbonat oder Kalkmehl) erfolgt. Im Anschluss folgt der Schlauchfilter zur Entstaubung der Rauchgase. Die Abreinigung der Filterschläuche erfolgt durch Druckluftstöße. Die Filterrückstände

414

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

werden durch eine Rohrschnecke abgefördert und nach Übergabe auf einen Senkrechtförderer in den Aschesilo eingetragen.

Abb. 9.7.1-2: Übersichtsgrundriss Variante 1 – Biomasse-Verbrennungsanlage mit Dampfturbine

Ein Teil der Rauchgase wird hinter dem Schlauchfilter von einem Rezirkulationsgebläse abgesaugt und dem Feuerraum des Kessels wieder zu-

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

415

geführt. Der Saugzug befördert die restlichen Rauchgase in den Kamin ab. Zur Schallreduzierung sind wirksame Schalldämpfer druckseitig des Saugzuges vorgesehen. Die Additivmischung wird in Silofahrzeugen angeliefert. Die Entladung der Fahrzeuge erfolgt pneumatisch unterhalb der Silos auf EG-Niveau im Kesselhaus. Die Additivversorgungsanlage ist mit allen erforderlichen Anlagenteilen wie Feinmühlen, Zuteiler, Venturidüsen, pneumatische Förderanlagen, Förderluftgebläsen und Abluftfiltern ausgerüstet. Die Flugasche wird dem Flugaschesilo über gekapselte mechanische Fördereinrichtungen zugeführt. Die Entladung des Flugaschesilos erfolgt in Silofahrzeugen, die auf EG-Ebene im Kesselhaus unter dem Silobereich stehen. Eine entsprechende Entladegarnitur mit Zuteilerschnecke ist zur Beladung der Entsorgungsfahrzeuge vorgesehen. Die Asche besteht aus: Flugasche aus dem Rauchgasstrom, Schadstoffbeladene Adsorbensrückstände aus dem Filterkuchen. Die Anlagenteile der Ascheentladung werden so ausgeführt, dass keine Umweltbelastung (z.B. durch Staubaustritt) oder Personengefährdung auftritt. Die Kesselanlage und ihre Nebenanlagen werden mit Strom (0,4 kV) aus einer Schaltanlage versorgt. Die Niederspannungsverteilung für die Anlage wird in einem Schaltraum installiert, der in die Konstruktion integriert wird. Aufgrund der Sicherheitsbestimmungen bei Dampferzeugern ist eine Notstromversorgung der Speisepumpen und der wichtigsten Aggregate und Anlagenteile vorgesehen. Die Kesselanlage und alle Nebenanlagen werden durch eine zentrale Steuerungsanlage vollautomatisch betrieben. Die Anlagen werden so ausgerüstet, dass jede Einheit (Modul) selbstständig arbeitet. Für die einzelnen Aggregate der Nebenanlagen werden soweit möglich jeweils einzelne Steuerbaugruppen bzw. abgesetzte Peripheriebausteine verwendet. Die Verbindung zwischen den Schaltschränken beschränkt sich soweit möglich auf Stromzuführung, Busverbindung und verdrahteter Sicherheitsverriegelung. Bei Ausfall einer Einheit fährt jede Anlage selbstständig in einem gesicherten Zustand den eigenen Steuerungsprozess soweit möglich weiter bis hin zum evtl. erforderlichen Abfahren des Anlagenteils. Die Verbindung der Steuerungen erfolgt über ein standardisiertes Bussystem. Neben der Automatisierung ist auch eine vollständige Bedien- und Beobachtungsebene vorgesehen. Jedes Aggregat kann dabei vor Ort einzeln gesteuert werden. Darüber hinaus ist eine Bedienung per Bildschirm vorgesehen. Für die Bedienung über Bildschirm oder über einen Fernwartungszugriff sind Funktionsgruppen vorgesehen, die eine einfache menügeführte Steuerung der Gesamtanlage zulassen. Das Zusammenwirken von Kesselanlage, Dampfturbine und Nebenanlagentei-

416

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

len wird durch das übergeordnete Leitsystem realisiert. Alle in der SPS der Kesselanlage und den Nebenanlagen enthaltenen Daten, inkl. Emissionsdaten, werden in dem Leitsystem abgebildet, visualisiert und archiviert. Die komplette Mess- und Automatisierungstechnik ist über eine USV-Anlage abgepuffert. Alle einzelnen Komponenten verfügen über eine Eigenüberwachung und geben bei Störungen eine Fehlermeldung aus. Diese erfolgt soweit möglich auch bei einem Totalausfall des einzelnen Systems. Die installierten Rauchgasmessgeräte entsprechen den Anforderungen der TAL. Der im Kessel erzeugte Dampf wird in einer KondensationsDampfturbine mit geregelter Entnahme verstromt. Die Dampfturbine ist über ein Getriebe mit dem Generator gekoppelt. Die gesamte Einheit ist auf einem gemeinsamen Grundrahmen montiert und steht auf einem eigenen Fundament. Der Abdampf wird in den neben der Dampfturbine angeordneten wassergekühlten Kondensator geleitet. Die Kühlkreislaufkomponenten (Pumpen usw.) sind im Kesselhaus installiert. Über die Turbinenentnahme wird der Heizdampf für den FWHeizkondensator ausgekoppelt und die Wärme sekundärseitig über eine ferngesteuerte Pumpengruppe mittels der Vor- und Rücklaufanbindung in das Fernwärmenetz eingespeist. Die Anlage ist so ausgelegt, dass über den ND-Turbinenkondensator auch je nach Last im Fernwärmenetz die gesamte Dampfmenge verstromt und dort kondensiert werden kann. Der Turbinenkondensator ist wassergekühlt. Zum Ausgleich von Kesselabschlämmmengen und Kondensatfehlmengen wird eine VE-Wasseraufbereitung vorgesehen. Die Rückkühlwerke werden als Hybridanlagen auf einer Stahlkonstruktion oberhalb des Kesseldaches montiert. Es sind geschlossene Luftkühler vorgesehen, die im Zweikreissystem betrieben werden. Aufgrund der Auslegungsvorgaben ist davon auszugehen, dass der Kondensationsbetrieb nur selten (max. ca. 15 %) benötigt wird. Das erwärmte Kühlwasser wird von Umwälzpumpen aus dem Kondensator entnommen und über das Rückkühlwerk geführt und dort abgekühlt. Für die vor beschriebene Anlage werden die für die Jahreskostenberechnung erforderlichen Grundlagendaten nachfolgend festgehalten. Anhand der im EEG festgeschriebenen Vergütungsregelung ergeben sich auf Basis der in Tabelle 9.7.1-3 dargestellten Leistungs- und Jahresarbeitsansätze die in Tabelle 9.7.1-1 festgehaltenen Stromeinspeisevergütungen. Die Leistungsdaten der hier beschriebenen Anlage sind in Tabelle 9.7.13 festgehalten. Die Tabelle 9.7.1-3 dient als Grundlage für die Berechnung der EEG-Vergütungssätze für den eingespeisten Strom, als Basis für die Berechnung der Jahresarbeitsansätze für die Jahreskostenberechnung sowie als Basis für die Auslegung der Anlagenkomponenten und die Ermitt-

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

417

lung der erforderlichen Investitionen. Die Auslegung des gesamten Kraftwerksprozesses beruht auf den heute in diesem Leistungsbereich üblichen Prozessdaten (ähnlich Beispiel 9.3). Tabelle 9.7.1-2 zeigt die zu erwartenden Investitionen für die hier dargestellte Variante 1 des Realisierungsbeispiels 9.7. Tabelle 9.7.1-1: Übersicht Stromeinspeisevergütung gemäß EEG für Variante 1 Biomasse-Verbrennungsanlage mit Dampfturbine Stromerlöse EEG-Einspeisung - BMHKW mit Dampfturbine - Grundvergütung bis 150 kW

für IBN 2009 116,7 €/MWh

- Grundvergütung 151 bis 500 kW

91,8 €/MWh

- Grundvergütung 501 bis 5000 kW

82,5 €/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 500 kW

60 €/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 5 MW (Holzverbrennung)

25 €/MWh

- KWK-Bonus

30 €/MWh

- Technologiebonus

0 €/MWh

- vermiedene Netznutzung (Schätzung)

5 €/MWh

Tabelle 9.7.1-2: Investitionsansätze Variante 1 - Biomasse-Verbrennungsanlage mit Dampfturbine Biomasse-Verbrennungsanlage BMHKW-Anlage mit Dampfturbine - Variante 1

Investitionen T€

Grunderwerb

200

Erschließung einschl. Kondensat u. FW-Anschluss

245

Anlagentechnik - Kesselanlage und zugehörige Nebenanlagen - Dampfturbinen-Anlage mit Nebenanlagen - ORC-Anlage - FW-Auskopplungsanlagen Beton-/Stahlbau Planung/Sonstiges

6.800 2.600 0 1.950 3.830 1.280

Summe Herstellkosten (netto)

16.905

418

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Tabelle 9.7.1-3: Leistungs- und Jahresarbeitsansätze Variante 1 - BiomasseVerbrennungsanlage mit Dampfturbine Biomasse Verbrennungsanlage

Wert

Dim.

BMHKW-Anlage mit Dampfturbine - Variante 1 elektrische Leistung Dampfturbine

1,49

MW el

elektrische Leistung ORC

0,00

MW el

elektrische Leistung Eigenbedarf

0,45

MW el

thermische Leistung

9,08

MW th

thermische Leistung Eigenbedarf

1,07

MW th

thermische Leistung Wärmeabgabe

8,01

MW th

Brennstoffleistungsbedarf

12,05

MW BSHu

Vollbenutzungsstunden

7.500

h/a

Brennstoffbedarf (feucht)

3.113

kg/h

Heizwert Holzhackschnitzel (feucht) Hu

3,87

kWh/kg

Stützölbedarf (Jahresmittelwert)

120

kW

Asche-Entsorgungsmenge

271

kg/h

elektrische Jahresarbeit BMHKW (Elektrische Einspeisung)

11.178

MWh/a

elektrische Jahresarbeit Eigenbedarf (Strombezug)

3.381

MWh/a

thermische Jahresarbeit (maximal)

68.115

MWh/a

thermische Jahresarbeit Eigenbedarf

8.018

MWh/a

thermische Jahresarbeit Wärmeabgabe (max. möglich)

60.097

MWh/a

thermische Jahresarbeit Wärmeabgabe (praktisch möglich)

60.097

MWh/a

Jahres Brennstoffbedarf

90.390

MWh/a

Jahres Brennstoffbedarf (feucht) Mittlerer Anlieferzustand

25.685

t/a

Jahres Frischwasserbedarf

12.600

m³/a

Jahres Stützölbedarf (Mittlerer Ansatz)

900.000

kWh/a

Jahres Additivbedarf Rauchgasreinigung Asche-Entsorgungsmenge

95

t/a

2.031

t/a

Betrachtet man die Tabelle 9.7.1-3 so lassen sich leicht die Anlagenwirkungsgrade für das hier kalkulierte Dampfkraftwerk aus ihr ableiten. -

Stromerzeugung: 1,49 KWel Wärmeauskopplung: 8,01 MWth Brennstoffbedarf: 12,05 MWth

Damit ergibt sich der elektrische Anlagenwirkungsgrad (1,49*100/12,05) zu 12,4 %. Der thermische Anlagenwirkungsgrad (8,01*100/12,05) beträgt in diesem Beispiel 66,5 %. Damit ergibt sich die Gesamteffizienz mit 78,9 %.

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

419

9.7.2Variante 2: Biomasse-Heizkraftwerk mit ORC-Turbine Bei Einsatz einer ORC-Turbine anstelle einer Wasserdampfturbine ist der grundsätzliche Aufbau des Heizkraftwerks für die Varianten 1 und 2 gleich, wie vor in Kapitel 9.7.1 für das Biomasse-Heizkraftwerk mit Dampfturbine beschrieben. Aus diesem Grund wird hier auf die Wiederholung der Beschreibung des grundsätzlichen Anlagenaufbaus und der grundsätzlichen Anlagenfunktionen verzichtet. Der eigentliche Unterschied zwischen Variante 1 und Variante 2 besteht vor allem darin, dass bei der ORC-Turbine ein Silikonöl anstelle von Wasser als Wärmeträger verwendet wird. Der Hauptvorteil besteht dabei gegenüber dem Einsatz von Wasserdampf in den beim ORC-Prozess niedrigeren Systemdrücken. Der Kessel ist für den ORC-Prozess als Thermoölkessel konzipiert. Der gesamte Druckkörper steht auf der entsprechenden Lagerung, so dass er sich im Betrieb ungehindert ausdehnen kann. Der Kessel wird aus verschweißten Flossenwänden aufgebaut (Rohr-Steg-Rohr-Bauart). Der ECO als Stahlblechkonstruktion mit Heizflächen. Der LuVo als Stahlblechkonstruktion mit Heizflächen. Der Kessel wird oberhalb des Rostes angeordnet. Dem Kessel ist ein Ecomiser nachgeschaltet. Aufgrund der hohen Systemtemperaturen im Wärmeträgerkreislauf sind hier auch Luftvorwärmer (LuVo) im Rauchgasstrom vorgesehen um die im Rauchgas enthaltene Energie möglichst vollständig zu nutzen. Die Energienutzung erfolgt in einem Thermoölkreislauf. Vorteil ist hierbei, dass das eingesetzte Thermoöl bei niedrigem Druck hohe Temperaturen annehmen kann, wodurch die Bauteile kleiner und die sicherheitstechnischen Anforderungen geringer werden. Kesselwärter wie bei Dampfkesseln sind beispielsweise dadurch nicht erforderlich. Je nach Konzept sind im hier benötigten Leistungsbereich auch höhere Verstromungswirkungsgrade denkbar als bei Anlagen gemäß Variante 1 und die Komponenten kostengünstiger als beim Wasserdampfprozess gemäß Variante 1. Die gesamte ORC-Anlage, einschließlich Turbine, Generator, Schaltschrank usw., wird auf einen Grundrahmen montiert geliefert und aufgestellt. Die Kesselanlage und der Kreislaufwärmetauscher werden vor Ort miteinander verrohrt. Ebenso wird der Kühlkreislauf an den Kondensator angeschlossen und vor Ort verrohrt. Der Kessel wird mit einem HT- und einem NT-Thermoölkreislauf ausgerüstet (sog. Splittssystem), wodurch die elektrische Einspeiseleistung etwas erhöht werden kann und der elektrische Wirkungsgrad verbessert wird. Aufgrund der am Markt verfügbaren Bauteile und der hohen Ther-

420

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

moölkreislaufmengen wird diese Anlagentechnik heute meist nur im Leistungsbereich bis zu ca. 3 MWel eingesetzt. BHKW

G

Stromeinspeisung

ORC-Prozess Verdampfer Regenerator Kondensator Rauchgas

Abgaswärmetauscher

FWNetz

Biomasse BiomasseKessel Luft ThermoölKreislauf Abb. 9.7.2-1: Übersichtsfließbild Variante 2 – Biomasse-Verbrennungsanlage mit ORC-Turbine

Abbildung 9.7.2-1 zeigt den schematischen Aufbau einer Kraftwerksanlage zur Verstromung von Biomasse auf Basis eines ORC-Prozesses. Die von der Biomassefeuerung erzeugte Wärme wird über die Kesselanlage an den Thermoölkreislauf des ORC-Prozesses übertragen. Hierbei verdampft das Thermoöl bei niedrigem Druck und hoher Temperatur (> 300 °C). Der Dampf gelangt zu einer Axialturbine, in der er entspannt. Die dabei erzeugte mechanische Arbeit wird über den angekuppelten Generator in elektrischen Strom umgewandelt. Der entspannte Dampf wird über einen Regenerator dem Kondensator zugeführt und dort mittels des angeschlossenen Fernwärme-Kreislaufs (FW-Netz) kondensiert. Dabei wird das Fernwärme-Heizwasser erwärmt. Über die Kondensatpumpe wird das Thermoöl dann vom Kondensator durch den Regenerator in den Verdampfer zurückgepumpt. Der ORC-Prozess beginnt erneut.

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

421

Auf den Einbau einer Rauchgas-Kondensationsanlage wurde im hier dargestellten Beispiel aufgrund der Fernwärme-Parameter verzichtet, da sich anhand der Kosten-/Nutzen-Überlegungen hierfür keine Wirtschaftlichkeit ergab. Grundsätzlich ist aber die Nachschaltung einer Rauchgaskondensationsanlage (z.B. Glasrohrwärmetauscher) nach der Kesselanlage möglich. Um auch bei geringer Fernwärmeabnahme die Biomasse-Anlage im Nennlastbetrieb betreiben zu können, wurde bei dem hier dargestellten Beispiel in dem FW-Anschluss im Bypass ein Luftkühler vorgesehen, der dann die überschüssige thermische Energie abführt. Der SchwachlastKühlkreislauf ist aus Übersichtlichkeitsgründen im vorliegenden Übersichtsfließbild (Abb. 9.7.2-1) nicht dargestellt. Für die vor beschriebene Anlage werden die für die Jahreskostenberechnung erforderlichen Grundlagendaten nachfolgend festgehalten. Anhand der im EEG festgeschriebenen Vergütungsregelung ergeben sich auf Basis der in Tabelle 9.7.2-3 dargestellten Leistungs- und Jahresarbeitsansätze die in Tabelle 9.7.2-1 festgehaltenen Stromeinspeisevergütungen. Die Leistungsdaten der hier beschriebenen Anlage sind in Tabelle 9.7.23 festgehalten. Die Tabelle 9.7.2-3 dient als Grundlage für die Berechnung der EEG-Vergütungssätze für den eingespeisten Strom, als Basis für die Berechnung der Jahresarbeitsansätze für die Jahreskostenberechnung sowie als Basis für die Auslegung der Anlagenkomponenten und die Ermittlung der erforderlichen Investitionen. Die Auslegung des gesamten Kraftwerksprozesses beruht auf den heute in diesem Leistungsbereich üblichen Prozessdaten. Tabelle 9.7.2-1: Übersicht Stromeinspeisevergütung gemäß EEG für Variante 2 Biomasse-Verbrennungsanlage mit ORC-Turbine Stromerlöse EEG-Einspeisung - BMHKW mit ORC-Turbine - Grundvergütung bis 150 kW

für IBN 2009 116,70 €/MWh

- Grundvergütung 151 bis 500 kW

91,80 €/MWh

- Grundvergütung 501 bis 5000 kW

82,50 €/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 500 kW

60 €/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 5 MW

25 €/MWh

- KWK-Bonus

30 €/MWh

- Technologiebonus

20 €/MWh

- vermiedene Netznutzung (Schätzung)

5 €/MWh

Tabelle 9.7.2-2 zeigt die zu erwartenden Investitionen für die hier dargestellte Variante 2 des Realisierungsbeispiels 9.7.

422

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Tabelle 9.7.2-2: Investitionsansätze Variante 2 - Biomasse-Verbrennungsanlage mit ORC-Turbine Biomasse-HKW mit ORC-Turbine Variante 2

Investitionen T€

Grunderwerb

200

Erschließung einschl. Kondensat u. FW-Anschluss

245

Anlagentechnik - Kesselanlage und zugehörige Nebenanlagen - Dampfturbinen-Anlage mit Nebenanlagen - ORC-Anlage mit Nebenanlagen - FW-Auskopplungsanlagen Beton-/Stahlbau Planung/Sonstiges

8.180 0 2.755 1.450 3.750 1.360

Summe Herstellkosten (netto)

17.940

Die Investitionen in die Variante 2 sind im vorliegenden Beispiel etwas höher als für die Variante 1 kalkuliert, da im Bestreben um eine möglichst hohe elektrische Anlagenleistung hier besondere Aufwendungen in die Anlagentechnik erforderlich sind. Insbesondere bei der Konzeption der Kesselanlage und der zugehörigen Nebenanlagen (LuVo) sowie in die Abgaswärmenutzung und bei der Auswahl des ORC-Prozesses und der ORC-Kreislaufkomponeten sind im vorliegenden Fall höhere Kosten zu erwarten als bei Variante 1 angesetzt, obwohl bei Variante 2 die Systemdrücke deutlich niedriger sind. Kostenvorteile ergeben sich bei Variante 2 gegenüber Variante 3 im Anlagenbereich der Fernwärmeauskopplung und bei der Bautechnik. Hier im Wesentlichen bedingt durch die geringeren Abmessungen vieler Anlagenkomponenten. Die Leistungsdaten der Variante 2 sind in Tabelle 9.7.2-3 zusammengestellt. Betrachtet man die Tabelle 7.9.2-3 so lassen sich leicht die Anlagenwirkungsgrade für das hier kalkulierte ORC-Turbinen-Heizkraftwerk aus ihr ableiten. - Stromerzeugung: 1,95 KWel - Wärmeauskopplung: 8,32 MWth - Brennstoffbedarf: 12,03 MWth

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

423

Damit ergibt sich der elektrische Anlagenwirkungsgrad (1,95*100/12,03) zu 16,2 %. Der thermische Anlagenwirkungsgrad (8,32*100/12,03) beträgt in diesem Beispiel 69,2 %. Damit ergibt sich die Gesamteffizienz mit 85,4 %. Tabelle 9.7.2-3: Leistungs- und Jahresarbeitsansätze Variante 2 - BiomasseVerbrennungsanlage mit ORC-Turbine Biomasse Verbrennungsanlage

Wert

Dim.

0,00

MW el

elektrische Leistung ORC

1,95

MW el

elektrische Leistung Eigenbedarf

0,36

MW el

thermische Leistung

8,32

MW th

thermische Leistung Eigenbedarf

enth.

MW th

thermische Leistung Wärmeabgabe

8,32

MW th

Brennstoffleistungsbedarf

12,03

MW BSHu

Vollbenutzungsstunden

7.500

h/a

Brennstoffbedarf (feucht)

3.109

kg/h

Heizwert Holzhackschnitzel (feucht) Hu

3,87

kWh/kg

BMHKW-Anlage mit ORC-Turbine - Variante 2 elektrische Leistung Dampfturbine

Stützölbedarf (Jahresmittelwert)

120

kW

Asche-Entsorgungsmenge

270

kg/h

elektrische Jahresarbeit BMHKW (Elektrische Einspeisung)

14.606

MWh/a

elektrische Jahresarbeit Eigenbedarf (Strombezug)

2.691

MWh/a

thermische Jahresarbeit (maximal)

62.400

MWh/a

thermische Jahresarbeit Eigenbedarf

enth.

MWh/a

thermische Jahresarbeit Wärmeabgabe (max. möglich)

62.400

MWh/a

thermische Jahresarbeit Wärmeabgabe (praktisch möglich)

62.400

MWh/a

Jahres Brennstoffbedarf

90.258

MWh/a

Jahres Brennstoffbedarf (feucht) Mittlerer Anlieferzustand

25.647

t/a

900

m³/a

900.000

kWh/a

110

t/a

2.028

t/a

Jahres Frischwasserbedarf Jahres Stützölbedarf (Mittlerer Ansatz) Jahres Additivbedarf Rauchgasreinigung Asche-Entsorgungsmenge

424

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

9.7.3Variante 3: Holzvergasungsanlage mit BHKW Das Biomasse-Heizkraftwerk (BMHKW) dient der Wärmeeinspeisung in das Fernwärmenetz und der Einspeisung von EEG-Strom in das öffentliche Stromnetz. Die Anlage wird mit Holzhackschnitzeln auf NaWaRo-Basis betrieben. Als Brennstoff stehen Waldholz (z.B. Kronenholz), Landschaftspflegematerial, Grünschnitt bzw. Straßenbegleitgrün in einer für den Prozess aufbereiteten Form zur Verfügung. Die nachfolgende Abbildung 9.7.3-1 gibt einen schematischen Überblick über die hier im Beispiel beschriebene Anlage. Abbildung 9.7.3-2 zeigt die Aufstellungsverhältnisse der Variante 3 in einem Grundrissplan. Das hier kalkulierte Anlagensystem entspricht dem in Kapitel 5.5 dargestellten Biomasse-Vergasersystem. Die Hackschnitzel werden mit LKW angeliefert, in den Anlieferbunker abgeladen und von dort in den Lagerbunker bzw. Lagerbunkerbereich umgeladen. Die Bunkeranlage ist für ca. 2.500 m³ Holzhackschnitzel ausgelegt. Dies ist ausreichend zur Überbrückung von bis zu 5 anlieferfreien Tagen. Die Bunkeranlage wird eingehaust und ist mit einer automatischen Toranlage bestückt, die auf Anforderung des LKW-Fahrers geöffnet wird. Bei der Anlieferung sorgt eine Wassernebelanlage für den Niederschlag des anfallenden Staubes. Die Gesamtanlage besteht aus folgenden Hauptkomponenten: Holzlager mit Transporteinrichtungen und Holzaufbereitung, Vergaseranlage, Wasseraufbereitungsanlage, BHKW-Anlage, Reserve-/Spitzenlastkesselanlage (Fackelfunktion), Fernwärmeauskopplungsanlagen, Nebenanlagen (Druckluftversorgung usw.). Die Auslegung der Elektro- und MSR-technischen Ausrüstung erfolgt automatischen Anlagenbetrieb. Aufgrund der technischen Randbedingungen und der aufgrund des inhomogenen Brennstoffs zu erwartenden Störgrößen ist aber trotzdem ein dreischichtig besetzter Betrieb der Anlage vorgesehen. Die Überwachung der Anlage erfolgt vom zentralen Leitstand aus. Die Anlage selbst ist kalkulatorisch in der Tagschicht und in der Spätund Nachtschicht mit je einer Person besetzt, die die notwendigen Wartungsarbeiten durchführt und ggf. auftretende Störungen behebt. Als Baukonstruktion ist eine Stahlbetonplatte auf etwa Gründungsniveau mit aufgehenden Stahlbetonwänden am Umfang bis etwa 0,5 m über OK-Gelände vorgesehen. Hierauf erfolgt ein Aufbau als Stahlkonstruktion mit Fassaden aus Trapezblech. Entsprechend Bedarf sind im Maschinen-

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

425

haus Bühnen und Treppen vorgesehen. Im EG-Bereich ist eine Zufahrt mit Rolltor für LKW (Silofahrzeuge etc.) vorgesehen. Generell erfolgt aus Setzungsgründen die Errichtung des Maschinenhauses und des Brennstoffbunkers auf einer gemeinsamen Bodenplatte. Zwischen Brennstoffbunker und Maschinenhaus wird eine Brandwand errichtet. Für die Brennstofflagerung ist ein Hochbunker mit zwei Lagerbereichen mit Bunkerbrückenkran vorgesehen. Der Anlieferbereich wird für ein Fassungsvermögen entsprechend etwas mehr als einer LKW-Ladung entspricht (ca. 100 m³) vorgesehen. Daneben ist ein Stapelbunker vorgesehen, in den der Bunkerkran den Brennstoff nach der Anlieferung umlädt. Der Stapelbunker ist allseitig mit ca. 8 m über Niveau ragenden Stapelwänden aus Stahlbeton eingefasst, der übrige Bereich besteht aus einer Stahlkonstruktion mit Trapezblechverkleidung. Kalkulierte Stapelhöhe 6 m. Das Anlieferfahrzeug fährt rückwärts in den Bunkerbereich ein und kippt direkt in den Anlieferbunker. Das Tor ist mit einer Sensorleiste bestückt, die ein Schließen des Tores bei belegter Box verhindert. Der Bunkerkran entnimmt das Material aus dem Anlieferbunker und lagert es im Stapelbunker zwischen. Bei Anforderung durch die Vergasungsanlage entnimmt der Bunkerkran dem Stapelbunker das Material und füllt es in den Kesselvorlagetrichter ein. Der Bunkerkran arbeitet vollautomatisch und die Überwachung erfolgt von der Leitwarte aus. Um Lärmund Staubemissionen zu minimieren, wird das Tor nur bei Anlieferung auf Anforderung des Fahrzeugführers geöffnet. Dabei schaltet sich automatisch eine Wassernebelanlage zu, die die bei der Entladung des Fahrzeuges auftretende Staubbelastung niederschlägt. Dies sorgt gleichzeitig für eine Benetzung des Brennstoffs und reduziert die Staubbelastung bei Umstapelvorgängen und reduziert die Brandgefahr. Die Brennstoffanlieferung erfolgt mit 40 m3 fassenden Kippmulden (je Anliefervorgang 2 Kippmulden = 80 m3) oder 90 m3 fassenden Sattelzügen mit Schubbodenaustrag. D.h. die Anlieferbereiche sind je Anliefervorgang für die Übernahme von 90 m3 Hackholzschnitzel ausgelegt. Die Entladezeit für die SchubbodenLKW beträgt ca. 15 bis 20 min. Die Vergasungsanlage beginnt brennstoffseitig mit dem Brennstoffvorlagetrichter. Auf dieses legt der Bunkerkran den Brennstoff bei Anforderung durch die Füllstandsüberwachung ab. Die Holzhackschnitzel werden aus dem Vorlagebunker auf ein Abzugsband übergeben. Nach der Fe-, Ne-, Überkorn-Abscheidung werden die Hackschnitzel zur Biomasse-Trocknungsanlage weiter transportiert. Die Trocknung erfolgt mit Niedertemperaturabwärme aus dem Vergasungsprozess und aus der BHKW-Anlage.

426

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Das abgeschiedene Grobkorn (Überkorn) wird über eine separate Linie geführt und dort nachzerkleinert und danach dem Brennstoffstrom wieder beigegeben. Der Brennstoff wird nach Verlassen der Aufbereitungsanlage in den Biomasse-Dosierbehälter (Vorlagebehälter des Vergasers) gefördert. Aus diesem wird mit einer Dosiereinrichtung die benötigte Brennstoffmenge abgezogen und über eine Zuführschnecke in den Vergaser gefördert. ProduktgasWäscher

ProduktgasGebläse

FWNetzanschluß

Luft

Wärmenutzung ProduktgasFilter Brenner

Schornstein

SpitzenlastKessel (Fackelfunktion)

ProduktgasWärmetauscher Synthesegas

Wärmenutzung

Biomasse

Wärmenutzung Holzkohle-Rückstands-Verbrennung

HolzVergaser

Stromeinspeisung

Dampf

BHKW

AbgasWärmetauscher

Katalysator Wärmenutzung

AbgasWärmetauscher

AbgasFilter

RauchgasGebläse

Luft Wärmenutzung

Asche

Flugasche

Abb. 9.7.3-1: Übersichtsschema Variante 3 – Biomasse-Vergasungsanlage mit BHKW

Der Gaserzeuger dient zur Herstellung des angestrebten brennbaren Produktgases aus der Biomasse mit möglichst hohem Heizwert und möglichst gleich bleibender Qualität. Der Gaserzeuger besteht aus zwei Kammern, dem Vergaser (stationäre Wirbelschicht) und der Brennkammer (zirkulierende Wirbelschicht). Die Biomasse wird in den Vergaser aufgegeben und vermischt sich mit dem aus der Brennkammer kommenden heißen Bettmaterial, welches als Wärmeträger dient. Infolge der starken Aufheizung der Biomasse unter Luftabschluss gast diese aus, es entsteht das Produktgas. Die Fluidisierung der stationären Wirbelschicht im Vergaser erfolgt mit überhitztem Wasserdampf. Die nicht vergasten Bestandteile der Biomasse (Holzkoks) wandern mit dem Bettmaterial über die Verbindungsrinne in die Brennkammer des Gaserzeugers. Die Brennkammer wird mit Luft so stark fluidisiert,

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

427

dass das Bettmaterial nach oben in den anschließenden Zyklon ausgetragen wird, wobei gleichzeitig die nicht vergasten Bestandteile (Koks) verbrennen und sich das im Vergaser abgekühlte Bettmaterial wieder aufheizt. Im Zyklon wird das Bettmaterial vom entstandenen Rauchgas abgetrennt und gelangt über einen Siphon in den Vergaser zurück. Das aus dem Zyklon nach oben austretende vorentstaubte Rauchgas wird in einer Nachbrennkammer unter weiterer Luftzufuhr nachverbrannt. Zum Anfahren des Gaserzeugers (Aufheizung der Ausmauerungen) sind in der Brennkammer ein Startbrenner und Gaslanzen installiert, die mit Biodiesel betrieben werden und bei Bedarf auch eine Stützfeuerungsfunktion haben. Das Bettmaterial wird im Gaserzeuger als Trägermedium für die Wirbelschicht und zum Wärmetransport benötigt. Aufgrund der hohen Umlaufrate zwischen Vergaser und Brennkammer unterliegt es einem gewissen Abrieb, weshalb eine regelmäßige Nachfüllung notwendig ist. Als Bettmaterial wird Sand verwendet, der im Bettmaterialsilo bevorratet und mit Förderorganen zum Gaserzeuger transportiert wird. Umgebungsluft wird über das Verbrennungsluftgebläse angesaugt, im Luftvorwärmer vorgewärmt. Anschließend erfolgt die Verteilung auf Primär- und Sekundärluft (Brennkammer) sowie auf die Nachbrennkammerluft. Der Vergasungsprozess selbst basiert auf der Wasserdampf–Vergasung von Biomasse in der intern zirkulierenden Wirbelschicht. Das Herzstück der Anlage, der Vergaser, besteht eigentlich aus zwei miteinander verbundenen Wirbelschichtsystemen. Im Vergasungsteil wird die Biomasse bei ca. 850 bis 900 °C unter Zuführung von Dampf vergast. Durch die Verwendung von Wasserdampf an Stelle von Luft als Vergasungsmedium entsteht ein weitestgehend stickstofffreies, teerarmes Produktgas mit hohem Heizwert. Das Produktgas wird nach Austritt aus dem Vergaser zunächst im Produktgaskühler abgekühlt, die dabei gewonnene Wärme wird dem Wärmenutzungskreislauf zugeführt. Die Entstaubung des Produktgases erfolgt im Produktgasfilter. Es wird ein Gewebefilter verwendet bei dem die Abreinigung mittels Stickstoff-Druckstöße erfolgt. Der abgeschiedene Staub wird aus dem Filter-Trichter über eine gasdichte Schleuse ausgetragen und wegen seines Gehaltes an organischen Substanzen in die Brennkammer des Gaserzeugers rückgeführt (Flugkoksrückführung). Nach dem Produktgasfilter gelangt das Produktgas in den Produktgaswäscher.

428

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Abb. 9.7.3-2: Übersichtsgrundriss Variante 3 – Biomasse-Verbrennungsanlage mit Dampfturbine

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

429

Im Produktgaswäscher wird das Produktgas durch intensiven Kontakt mit dem Waschmedium weiter abgekühlt, wodurch ein Großteil des im Produktgas enthaltenen Wasserdampfes kondensiert und gleichzeitig die vorhandenen Teere abgeschieden werden. Der Produktgaswäscher wird mit Biodiesel (RME) betrieben. Nach dem Produktgaswäscher wird das Produktgas mit dem Produktgasgebläse verdichtet und der BHKW-Anlage zugeführt.. Das aus der Nachbrennkammer kommende Rauchgas wird in mehreren Wärmetauscher-Stufen gekühlt wobei die Energie an den Wärmenutzungskreislauf abgegeben wird. Die Rauchgasreinigung erfolgt mit einem Rauchgasfilter. der mit Druckluftstößen abgereinigt wird. Über das Rauchgasgebläse werden die Rauchgase in den Kamin abgeleitet. Die aus dem Rauchgasfilter abgeschiedene Flugasche wird in einem staubdichten Container gesammelt und entsorgt. Die Umsetzung der im Produktgas enthaltenen Energie in elektrische Energie erfolgt in einer BHKW-Anlage wie in Kapitel 5.1 im Detail beschrieben. Im vorliegenden Beispiel werden zwei Aggregate im Parallelbetrieb eingesetzt. Die durch die notwendigen Kühlungen (Gasgemisch, Motoröl, Motorkühlwasser) anfallende Wärme wird zusammen mit der Abgaswärme, die im Abgaswärmetauscher anfällt, in den Wärmenutzungskreislauf eingebunden. Während des Anfahrens der Anlage wird das gesamte erzeugte Produktgas im Reserve-/Spitzenlastkessel verbrannt, bis ein stabiler Betriebszustand der Gaserzeugung und Gasreinigung erreicht ist und das erzeugte Produktgas die erforderliche Qualität für den Betrieb des Gasmotors erreicht hat. Im Normalbetrieb der Anlage wird der Reserve/Spitzenlastkessel entweder zur genauen Ausregelung des Produktgasdruckes vor dem Gasmotor verwendet (Verbrennung einer möglichst kleinen Menge von überschüssigem Produktgas; das produzierte Gas soll möglichst im Gasmotor zur Stromproduktion verwendet werden) oder im Wärme-Spitzenkessel wird nur eine kleine Zündflamme mit Erdgas aufrecht erhalten, so dass bei einer plötzlichen Betriebsstörung des Gasmotors das überschüssige Produktgas im Spitzenkessel rasch gezündet und verbrannt werden kann (‚Fackelfunktion’). Im Normalbetrieb wird nahezu die gesamte anfallende Wärme für das Fernwärmenetz ausgekoppelt. Die Wärmemengen, die wegen eines zu geringen Temperaturniveaus nicht mehr im Wärmenetz verwendbar sind, werden zur Holztrocknung eingesetzt oder bei Wärmeüberschuss an die Umgebung abgegeben.

430

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Zur Erhöhung des elektrischen Wirkungsgrades ist eine ORC-Anlage wie in Variante 2 beschrieben in den Prozess eingebunden. Die Anlage nutzt die anfallende Hochtemperaturenergie in den Produkt-, Abgas- und Rauchgaskanälen zunächst zur Stromerzeugung wie bei Variante 2 beschrieben. Anstelle der in Variante 2 dargestellten Kesselanlage werden hier entsprechend ausgelegte Abwärmewärmetauscher eingesetzt. Für die vor beschriebene Anlage werden die für die Jahreskostenberechnung erforderlichen Grundlagendaten nachfolgend festgehalten. Anhand der im EEG festgeschriebenen Vergütungsregelung ergeben sich auf Basis der in Tabelle 9.7.3-3 dargestellten Leistungs- und Jahresarbeitsansätze die in Tabelle 9.7.3-1 festgehaltenen Stromeinspeisevergütungen. Die Leistungsdaten der hier beschriebenen Anlage sind in Tabelle 9.7.33 festgehalten. Die Tabelle 9.7.3-3 dient als Grundlage für die Berechnung der EEG-Vergütungssätze für den eingespeisten Strom, als Basis für die Berechnung der Jahresarbeitsansätze für die Jahreskostenberechnung sowie als Basis für die Auslegung der Anlagenkomponenten und die Ermittlung der erforderlichen Investitionen. Die Auslegung des gesamten Kraftwerksprozesses beruht auf den heute in diesem Leistungsbereich üblichen Prozessdaten. Die Grundlagen der Berechnung der EEG-Vergütung sind in Kapitel 7.1 zusammengefasst. Man erkennt im Vergleich, dass die Vergasungstechnologie die höchsten Einspeisevergütungen für Biomasseverstromung nach dem EEG erhält. Tabelle 9.7.3-2 zeigt die zu erwartenden Investitionen für die hier dargestellte Variante 3 des Realisierungsbeispiels 9.7. Tabelle 9.7.3-1: Übersicht Stromeinspeisevergütung gemäß EEG für Variante 3 Biomasse-Vergasungsanlage mit BHKW Stromerlöse EEG-Einspeisung Vergasungsanlage - Grundvergütung bis 150 kW

für IBN 2009 116,7 €/MWh

- Grundvergütung 151 bis 500 kW

91,8 €/MWh

- Grundvergütung 501 bis 5000 kW

82,5 €/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 500 kW

60 €/MWh

- NaWaRo-Bonus bis 5 MW - Vergasung

40 €/MWh

- KWK-Bonus

30 €/MWh

- Technologiebonus

20 €/MWh

- vermiedene Netznutzung (Schätzung)

5 €/MWh

9.7 Strom- und Wärmeerzeugung mit holzartiger Biomasse gemäß EEG

431

Tabelle 9.7.3-2: Investitionsansätze Variante 3 - Biomasse-Vergasungsanlage mit BHKW

Biomasse-Vergasungsanlage mit BHKW Variante 3

Investitionen T€

Grunderwerb

200

Erschließung einschl. Kondensat u. FW-Anschluss

245

Anlagentechnik - Vergasertechnik und zugehörige Nebenanlagen

8.200

- BHKW-Anlage

2.600

- ORC-Anlage

1.200

- FW-Auskopplungsanlagen

1.250

Beton-/Stahlbau

3.630

Planung/Sonstiges

1.421

Summe Herstellkosten (netto)

18.746

Betrachtet man die Tabelle 7.9.3-3 so lassen sich leicht die Anlagenwirkungsgrade für das hier kalkulierte Kraftwerk aus ihr ableiten. -

Stromerzeugung: 3,84 KWel Wärmeauskopplung: 4,5 MWth Brennstoffbedarf: 12,01 MWth

Damit ergibt sich der elektrische Anlagenwirkungsgrad (3,84*100/12,01) zu 31,9 %. Der thermische Anlagenwirkungsgrad (4,5*100/12,01) beträgt in diesem Beispiel 37,4 %. Damit ergibt sich die Gesamteffizienz mit 69,3 %. Ursache für den relativ niedrigen thermischen Wirkungsgrad ist die vergleichsweise geringe Fernwärmeeinspeisung bei der hier kalkulierten Anlage, da die Abwärme zum einen über die ORC-Anlage zur Stromerzeugung genutzt wird, andererseits relativ viel Wärme für die Holztrocknung eingesetzt wird.

432

9 Beispiele ausgeführter KWK-Anlagen

Tabelle 9.7.3-3: Leistungs- und Jahresarbeitsansätze Variante 3 - BiomasseVergasungsanlage mit BHKW Biomasse Vergasungsanlage

Wert

Dim.

3,39

MW el

elektrische Leistung ORC

0,45

MW el

elektrische Leistung Eigenbedarf

0,60

MW el

thermische Leistung

5,85

MW th

thermische Leistung Eigenbedarf

1,35

MW th

thermische Leistung Wärmeabgabe

4,50

MW th

Brennstoffleistungsbedarf

12,01

MW BSHu

Vollbenutzungsstunden

7.500

h/a

Brennstoffbedarf (feucht)

3.100

kg/h

Heizwert Holzhackschnitzel (feucht) Hu

3,87

kWh/kg

mit BHKW - Variante 3 elektrische Leistung BHKW

Stützölbedarf (Jahresmittelwert)

23

kW

Asche-Entsorgungsmenge

270

kg/h

elektrische Jahresarbeit (Elektrische Einspeisung)

28.800

MWh/a

elektrische Jahresarbeit Eigenbedarf (Strombezug)

4.500

MWh/a

thermische Jahresarbeit (maximal)

43.875

MWh/a

thermische Jahresarbeit Eigenbedarf

10.125

MWh/a

thermische Jahresarbeit Wärmeabgabe (max. möglich)

33.750

MWh/a

thermische Jahresarbeit Wärmeabgabe (praktisch möglich)

33.750

MWh/a

Jahres Brennstoffbedarf

90.075

MWh/a

Jahres Brennstoffbedarf (feucht) Mittlerer Anlieferzustand

25.574

t/a

Jahres Frischwasserbedarf

3.938

m³/a

562.500

kWh/a

Jahres Additivbedarf Rauchgasreinigung

281

t/a

Jahres Bettmaterialbedarf Vergaser

563

t/a

900.000

Nm³/a

2.023

t/a

Jahres Stützölbedarf (Mittlerer Ansatz)

Jahres Stickstoffbedarf Vergaser Asche-Entsorgungsmenge

Literatur

Adam T. (1999) BHKW-Management, Energiewirtschaftliche Optimierung der Energieversorgung in Kläranlagen unter Berücksichtigung eines optimal stromgeführten BHKW-Managements, Energiewirtschaft und Technik AGFW e.V., Arbeitsblatt FW 308, Zertifizierung von KWK-Anlagen, 09.07.2002 Arndt U., von Roon S., Wagner U., Virtuelle Kraftwerke: Theorie oder Realität? BWK 58 (2006) Nr. 6, S. 52-57 ASUE-Schriftenreihe Heft 3 - Blockheizkraftwerke Technik, Wirtschaftlichkeit und organisatorische Fragen, Vulkan-Verlag Essen, 1980 ASUE-Schriftenreihe Heft 7 - Blockheizkraftwerke Planung und Betriebserfahrungen, Vulkan-Verlag, Essen , 1982 ASUE-Schriftenreihe Heft 8 - Praxis und Wirtschaftlichkeit moderner Gastechnologien, Vulkan-Verlag, Essen, 1984 ASUE, Die ökologische Steuerreform, Vorteil für KWK-Anlagen, Verlag Rationeller Erdgaseinsatz Kaiserslautern, 2003 ASUE, Mikro-KWK, Motoren, Turbinen, Brennstoffzellen, Verlag Rationeller Erdgaseinsatz Kaiserslautern, 2001 ASUE und Energiereferat der Stadt Frankfurt, BHKW-Kenndaten 2001, Verlag Rationeller Erdgaseinsatz Kaiserslautern, 2001 Baehr H. D. (1992) Thermodynamik, 8. Auflage, Berlin: Springer Verlag 1992 BlmSchG 4. Verordnung zur Durchführung des Bundesimmissionsschutzgesetzes (Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen, 4. BlmSchV) BINE projektinfo 2007/14 Stromgewinnung aus Geothermie, www.bine.info Bitterlich W., Ausmeier S., Lohmann U. (2002) Gasturbinen und Gasturbinenanlagen, Darstellung und Berechnung, Teubner /VVA Blesl M. und Ohl. M (2008), Nutzenergie aus Klärgas (Klärgasverstromung in BHKW- und Brennstoffzellenanlagen), BWK Bd. 59 (2007), Nr. 11 Blesl M., Ohl, M., Leipnitz T.: Current status and demand of development of stationary fuel cell systems. VGB Power Tech 88 (2008), Nr. 4, S. 55-58. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (Hrsg.): Impulsprogramm Mini-KWK-Anlagen, Berlin: 2008. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (Hrsg.): Gesetz zur Förderung Erneuerbarer Energien im Wärmebereich (ErneuerbareEnergieen-Wärmegesetz - EEWärmeG). Berlin: 2009. Collor A., (2002) Diplomarbeit „Analyse und Bewertung der Möglichkeiten zur Kraft-Wärme-Kopplung von standardisierten GuD-Anlagenkonzepten im deutschen Fern- und Prozesswärmemarkt“, Universität Flensburg,

434

Literatur

Cube v. H. L., Steimle, F. (1978) Wärmepumpen, Grundlagen und Praxis, VDIVerlag, Düsseldorf Czink F, Hitz J (1998) Energetische Verwertung angebauter und anfallender Biomasse, in: Entwicklungstendenzen in der Energieversorgung, Zahoransky R (Editor), Informationsschriften der VDI-GET Davids, Lange (1984) Die Großfeuerungsanlagenverordnung, VDI-Verlag Düsseldorf Demirbas, A. (2000) Mechanisms of liquefaction and pyrolysis reactions of biomass, Energy Conversion and Management 41(6):633-646. "Deutsche Verbrennungsmotoren " (Übersicht, Liefermöglichkeiten) Fachgemeinschaft Kraftmaschinen im Verband Deutscher Maschinen- u. Anlagenbau e.V. (VDMA), Frankfurt/Main DIN 1340, Brenngase: Arten, Bestandteile, Verwendung DIN 6271/T.1 u. T.2 mit ISO 3046/I, Verbrennungsmotoren für allgemeine Verwendung - Leistungsbegriffe, Leistungsangaben, Verbrauchsangaben, Bezugszustand DIN 6280 T.1 u. T.2, Stromerzeugungsaggregate mit Hubkolbenverbrennungsmotoren DIN EN 60, Flüssige Kraftstoffe: Dieselkraftstoff, Mindestanforderungen DIN 51 857, Gasförmige Brennstoffe und sonstige Gase; Berechnung von Brennwert, Heizwert, Dichte, relativer Dichte und Wobbeindex von Gasen und Gasgemischen, März 1997 Dubielzig G. (2007) Mikro-KWK: Normen und Regelwerke, BWK Bd. 59 (2007) Nr. 10 Erste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum Bundes-Immissionsschutzgesetz (Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft - TA Luft) vom 27. Februar 1986 EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) siehe "Gesetz über den Vorrang Erneuerbarer Energien" Fähnrich R. (2004) Dampfkesselrecht, Gesetze, Regeln, Erläuterungen, Forkel Verlag Forschungszentrum Jülich (1999) Vortrag Tagung „Zukunftstechnologie Brennstoffzelle“, Ulm Geiger B. und Mühlbacher H. (2008) Jahresenergiebilanzen von KWK-Anlagen zur Hausenergieversorgung, BWK Bd. 60 (2008), Nr. 7/8 Gericke B. (1980) An- u. Abfahrprobleme bei Abhitzesystemen, insbesondere hinter Gasturbinen, in BWK 33, 1981, Nr. 5+6, und BWK 32, Nr. 11 Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts (Wasserhaushaltsgesetz - WHG) i.d.F. Bekanntmachung von 23 September 1986 Gesetz über den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG), BGBl. 29.3.2000, novelliert am 21. 07. 2004, wird abgelöst durch das EEG vom 01.01.2009 Gesetz zum Einstieg in die ökologische Steuerreform vom 3.3.1999 Gesetz zur Fortentwicklung der ökologischen Steuerreform vom 23.12.2002, BGBL, Jahrgang 2002, Nr. 87, Bonn 30.12.02

Literatur

435

Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-WärmeKopplung (KWK-Gesetz) vom 19.3.02, BGBL, Jahrgang 2002, letzte Novelle vom 01. 01. 2009 Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen (TEHG) vom 8. Juli 2004, novelliert am 07.08.2007im Hinblick auf die Zuteilungsperiode 2008 -2012, unter www.bmu.de/emissionhandel Gesetz über den Nationalen Zuteilungsplan für Treibhausgas-Emissionsberechtigungen - Zuteilungsgesetz 2012 (ZuG 2012) im Rahmen des Nationalen Allokationsplanes (NAP), unter www.bmu.de/emissionshandel Göricke P u.a. (1988) Studie zur Technik und Wirtschaftlichkeit von Blockheizkraftwerken mit Verbrennungsmotoren und Gasturbinen, BMFT ET 5089-A Heitmann W, Schumacher A, (1995) FDBR Fachverband Dampfkessel-, Behälterund Rohrleitungsbau e.V., Wärmeübertragung in Dampferzeugern und Wärmeaustauschern, Vulkan Verlag Hessisches Ministerium für Wirtschaft und Technik: Umweltanalyse von Energiesystemen, Wiesbaden, 1988 Hölter H. (1984) Ein Trockenentschwefelungsverfahren für Industriekessel. Tagung: Kohle praktikabel, Düsseldorf Holtorf D. (2006) Dampfturbinen für die Kraft-Wärme-Kopplung, BWK Bd. 58 (2006), Nr. 11 Jordan J. (1995) Diplomarbeit „Konzeption und Bewertung von Gasturbinenanlagen mit Abwärmenutzung für eine von einem Flugtriebwerk abgeleitete Gasturbine“, TU Dresden Jüttemann H. (1981) Wärmepumpen, Band 3, Verlag C.F. Müller, Karlsruhe Kaltschmitt M., Huenges E., Wolff H. (1999) Energie aus Erdwärme, DVG Stuttgart 1999 Kirn H., Hadenfeld A. (1981) Wärmepumpen, Band 2, Verlag C.F. Müller, Karlsruhe Klausmann H. (2000) Aufbau und Einsatz von anschlussfertigen BHKWKompaktmodulen bis 250 kW, Vulkan Verlag Klein S. (2007) Strom und Wärme aus Kleie, BWK Bd. 59 (2007), Nr. 9 Kremonke A. (1997) Grundlage für die weitere Novellierung der Wärmeschutzverordnung - Einbeziehung von Wärmepumpen und Blockheizkraftwerken (BHKW) in die Rechenmethode zur Ermittlung des Energiebedarfs, IRB Vlg. Kremonke A. (1997) Energetische Kennwerte von Wärmepumpen sowie Bewertung von BHKW, IRB Verlag Krewitt W. (2004) Brennstoffzellen in der Kraft-Wärme-Kopplung, Schmidt, Berlin Krimling J. (2008) Wirtschaftlichkeitsanalyse für Pflanzenöl-Blockheizkraftwerke, BWK Bd. 60 (2008), Nr. 7/8 Kruse H., Heidelck R. (2002) Heizen mit Wärmepumpen TÜV-Verlag KWK im Fokus (Enertec 2009), BWK Bd. 60 (2008), Nr. 11 KWKModGesetz, Gesetz für die Erhaltung die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz), zuletzt novelliert am 25.10.2008.

436

Literatur

Lamers P.: Cooling in summer with heat from CHP technologies. Euroheat and Power (English Edition) 5 (2008), Nr. 3, S. 22-25. Landesfachausschuss "Elektrizitätsanwendung" des Verbandes der Elektrizitätswerke Baden-Württemberg (e.V.): Kriterien zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit von Blockheizkraftwerken, in: Elektrizitätswirtschaft Bd. 85/1986, Nr.11. Lucas K. (1999) Primärenergieeinsparung durch Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung, BWK Bd. 51 (1999), S. 42-45 Lucas K. (2000) On the thermodynamics of cogeneration, Int. J. Therm. Sci. (2000) 39, 103910046 Lutzke (1975) Emissionen von Stickoxiden aus Feuerungsanlagen (Industrie und Haushalte) VDI-Bericht Nr. 247 Mineralölsteuergesetz – MinöStG, BGBl. Teil I, S. 2150, 2185, 1992, BGBl.Teil I S. 169, 1993, BGBl. Teil I, S. 147, 2000, Bonn/Berlin Mühlstein J.:Brennstoff-Variationen für Kraft-Wärme-Kopplung. Energie & Management (E&M) (2008), Nr. 5, S. 15-16. NAP - Nationaler Allokationsplan siehe unter " Gesetz über den Nationalen Zuteilungsplan für Treibhausgas-Emissionsberechtigungen" Ochsner H. (2001) Wärmepumpen in der Heizungstechnik, Praxishandbuch für Installateure und Planer, C. F. Müller Verlag Olfert K. (2003) Investitionen, 9. Auflage Ludwigshafen 2003 Perridon L., Steiner M. (1993) Finanzwirtschaft der Unternehmung, München, Preußer S., Anwendungsgerechte Gestaltung von Wärmepumpen-Kreisprozessen und –anlagen, Der Andere Verlag (2003) Rahn, G. (2008), Energie- und Emissionshandel, BWK Bd. 60 (2008) Nr. 4 Regner R., Kombinationstechnik GWP/BHKW, Tandem-Heizkraft-Wärmepumpen, VDI-Berichte 455 (1991) Rogge S., Kaltschmitt M. (2002) Strom- und Wärmebereitstellung aus Erdwärme; Erdöl, Erdgas, Kohle 118. Jahrgang, Heft 1, Januar 2002, S. 34 ff. Rukes B. (1991) Technik und Emissionen großer KWK-Anlagen, VDI-Berichte 923, VDI-Verlag, Düsseldorf Schaumann G. (2001) Effizienzbewertung der Kraft-Wärme-Kopplung, BWK 53, Nr. 7/8 Schaumann G. (2001) Effizienzbewertung der dezentralen Wärmeerzeugung, BWK Bd. 53, Nr. 9 Schaumann G. (2002) Die Wirtschaftlichkeit der Geothermie in Deutschland, BWK 54, Nr. 10 Schaumann G. (21.11.2002) VWEW-Geothermie-Infotag, Bad Dürkheim, Schaumann G. (2003) Effizienzbewertung von Maßnahmen der rat. Energienutzung, VDI-Berichte 1767 Schaumann G., Gerber H. (2003) Holzbefeuerte Biomasse-Stirling-BHKW, Deutsche Bundesstiftung Umwelt AZ 15340, Abschlussbericht Schaumann G., Pohl C. (2002) Stromerzeugung aus geothermischer Niedertemperaturwärme, Symposium Geoth. Stromerzeugung, Landau 20./21.06.02 Schaumann G., Pohl C. (1996) Praxisorientierte Energiekonzepte, CF Müller Verlag Hüthig

Literatur

437

Schaumann G. (2004) Energieeffizienz und Emissionshandel – Chancen für Unternehmen, Tagungsleitung/Vortrag VDI-GET-Fachtagung 20.-21.04.2004, Düsseldorf Schaumann G. (2007) Effiziente Nutzung spart Primärenergie, VDI nachrichten 19. 01. 2007 - Nr.3 Schaumann G. (2007) The efficiency of the rational use of energy, Applied Energy 84 (2007), Seiten 719-728, Elsevier 2007 unter www.elsevier.com Schuster (1983) Minderung der NOx-Emissionen aus Kraftwerksfeuerungen, VDI-Kolloquium Emissionsminderung bei Feuerungsanlagen, Essen, 10/11 Schuster A., Karellas S., Kakaras E., Spliethoff H.: Energetic and economic investigation of Organic Rankine Cycle application. Applied Thermal Engineering, DOI: 10.1016/j.applthermaleng.2008.08.016 Schneider D. (1990) Investitionen, Finanzierung und Besteuerung, Wiesbaden Schneider S, Falkenberg D, Kaltschmitt M (2004) Erneuerbare Energien, BWK (Brennstoff-Wärme-Kraft) 4, Springer VDI Verlag Schüller K. H. (1985) Methodisches Vorgehen bei Wirtschaftlichkeitsuntersu chungen von Kraftwerken, TÜV-Reinland Staiß F. (2001) Jahrbuch Erneuerbare Energien 2003, Stiftung Energieforschung Baden-Württemberg 2003 Startschuss für KWK-Ausbau (Novelliertes KWK-Gesetz), BWK Bd. 61 (2009) Nr. 1/2 Steinborn F., (2001) BHKW-Plan-Handbuch, Wirtschaftliche Auslegung und Planung von Blockheizkraftwerken, Bieberstein, Radebeul Stirlingmaschine - Neues von der Stirlingmaschine (Stromerzeugung aus Biomasse im kleinsten Leistungsbereich), BWK Bd. 60 (2008), Nr. 9 Stromsteuergesetz (StromStG), BGBl. Teil I S. 378, 24.03.1999, BGBl. Teil I S. 147, 2000 Synthesegas aus Spelzen (Betriebsergebnisse eines Biomassevergasers), BWK Bd. 60 (2008) Nr.12 TA Lärm, Technische Anleitung Lärm TA Luft, Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft, Erste Allgemeine Vorschrift zum Bundes-Immissionsschutzgesetz, 24. Juli 2002 unter www.bmu.de UBA-Jahresbericht 1983, Technik der Luftreinigung Untersuchung im Rahmen des gemeinsamen Arbeitsprogramms des Bundesministers für Forschung und Technologie und des Bundesministers für Raumordnung, Bauwesen und Städtebau: Örtliche und regionale Energieversorgungskonzepte Band 10: Schadstoffbewertung der Heizsysteme VDEW-Begriffsbestimmung Teil 1 bis 8. VWEW-Verlag, Frankfurt, 1981 VDEW: "Richtlinien für den Parallelbetrieb von Eigenerzeugungsanlagen mit dem Niederspannungsnetz des Elektrizitätsversorgungsunternehmens", VDEWVerlag, Frankfurt, 1983 VDI-Ausschuss "Verbrennungsmotorenanlagen ": Rationelle Energieversorgung mit Verbrennungs-Motoren-Anlagen. Teil II: BHKW-Technik. Informationsschrift der VDI-Gesellschaft Energietechnik, Düsseldorf, 1987

438

Literatur

VDI-Ausschuss "Verbrennungsmotorenanlagen": Rationelle Energieversorgung mit Verbrennungs-Motoren-Anlagen. Teil I: Der Verbrennungsmotor als Energiewandler. Informationsschrift der VDI-Gesellschaft Energietechnik, Düsseldorf, 1988 VDI-Bericht 259: Rationelle Energienutzung durch Verbrennungsmotoren in stationären Anlagen, VDI-Verlag, Düsseldorf, 1976 VDI-Bericht 287: Neue Heizsysteme, dezentrale Kraft-Wärme-Kopplung mit Verbrennungsmotoren, VDI-Verlag, Düsseldorf, 1977 VDI-Bericht Nr. 630: Blockheizkraftwerke - Stand der Technik und Umweltaspekte, VDI-Tagung, Juni 1987, Essen, 1987 VDI-Bericht 727: Blockheizkraftwerke und Wärmepumpen, VDI-Verlag, Düsseldorf, 1989 VDI-Bericht Nr. 1566: Standardisierung fördert innovative Lösungen für GuDAnlagen, VDI-Verlag, Düsseldorf, 2000 VDI-Richtlinie 2035, Blatt 1 bis 3, Vermeidung von Schäden in Warmwasserheizungsanlagen – Steinbildung in Wassererwärmungs- und Warmwasserheizanlagen, wasserseitige Korrosion, abgasseitige Korrosion, 1996-2000 VDI-Richtlinie 2067, Blatt 1 bis 7, Berechnung der Kosten von Wärmeversorgungsanlagen, Berlin, 1982-1991 VDI-Richtlinie 2067, Blatt 1, Beiblatt: Berechnung der Kosten von Wärmeversorgungsanlagen, Betriebstechnische und wirtschaftliche Grundlagen, Wirtschaftlichkeitsberechnungsverfahren, Berlin, 1999 VDI-Richtlinie 3985: Grundsätze für Planung, Ausführung und Abnahme von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen mit Verbrennungskraftmaschinen, Berlin 03/2004 VDI-Richtlinie 4608 Blatt 1: Energiesysteme – Kraft-Wärme-Kopplung, Begriffe, Defininitionen, Beispiele, Berlin Mai 2003 VDI-Richtlinie 4608 Blatt 2: Energiesysteme – Kraft-Wärme-Kopplung, Allokation und Bewertung, Berlin Juli 2008 VDI-Richtlinie 4660, Bl. 1: Umrechnung spezifischer Emissionen bei der Energieumwandlung, Berlin 04/2000 VDI-Richtlinie 4660, Bl. 2: Ermittlung zielenergiebezogener Emissionen bei der Energieumwandlung, 05/2003 Veit T, Straub W (1983) Investitionen- und Finanzplanung, Heidelberg, Verordnung über Anforderungen an das Einleiten von Abwasser in Gewässer, AbwV – Abwasserverordnung v. 17.6.04, BGBL, Jahrgang 2004, Teil I vom 22.6.04 Verordnung über die Erzeugung von Strom aus Biomasse (Biomasseverordnung – Biomasse V), Fassung vom 18. 08. 2005 Verordnung über die Emission von Treibhausgasen (34. BImSchV), siehe Gesetz über den Handel mit Berechtigungen zur Emission von Treibhausgasen (TEHG) VGB/FDBR: Jahrbuch der Dampferzeugungstechnik, Vulkan Verlag, Essen, 1989

Literatur

439

Von Jäger, Ulrich, Greinert, Hoffmann (1999) Technische Regeln für Dampfkessel, Sicherheitstechnische Richtlinien, Normen, Auslegungen. Loseblattausgabe, Verlag Heymanns Wauschkuhn A. (2001) Wirtschaftlichkeitssteigerung thermischer Kraftwerke unter Berücksichtigung der Prozessdynamik, Shaker Verlag GmbH, 10.07.2001 Wendt H. (2008) Biogase für stationäre Brennstoffzellen und zur Netzeinspeisung (Gereinigt und Verstärkt), BWK Bd. 60 (2008), Nr. 12 Witte U. (2001) Steinmüller Taschenbuch Dampferzeugertechnik, Vulkan Verlag, Woldt T. und Fichtner W. (2009) Mikro-KWK-Anlagen im Kollektiv betreiben, BWK Bd. 61 (2009), Nr. 3 Zschunke T, Strauß S, (1997) Novellierung Wärmeschutzverordnung Tl.2: Ener getische Kennwerte von Wärmepumpen sowie Bewertung von BHKW, Fraunhofer IRB Verlag, 1997

Stichwortverzeichnis

Abgas 55, 68, 69 ff., 74, 76, 92 ff., 96, 99, 101, 105, 107 ff., 109, 114 ff., 117, 122, 133, 159 ff., 191, 197, 199 ff., 229, 231, 235, 322, 343, 346, 359, 430 Abgasreinigung 43 ff., 62, 71, 73 ff., 76, 89, 151, 193, 312 ff., 381 ff. Abgassystem 63, 67, 69, 105, 181 Abgaswärmetauscher 53, 57, 64, 69, 76, 312 ff., 381 ff., 420, 429 Abgasturbolader 63, 234 Abhitzekessel 7, 14, 31, 43 ff., 93 ff., 104 ff., 114 ff., 119, 122, 124 ff., 128, 192, 199, 312 ff., 342 ff., 359, 370 ff., 374, 378 ff., 381 ff. Abschreibung 121, 241, 247, 249 ff., 256 ff., 259, 277, 311, 313 ff., 362, 408 Absorber 203 ff. Absorptionskälteanlagen 32, 41, 197, 203 ff., 210 Abwärmenutzung 9, 216, 299 Abzinsungsfaktor 262 ff. Adsorptionskälteanlagen 208 ff. Allokation 223, 336 ff. Altholz 161 ff., 228, 365 Amortisationsrechnung 255, 257 ff. Amortisationszeit 256 ff., 274, 363, 394, 402 ff., 408 An- und Abfahrverluste 308 Anergie 5 Anlagenkomponenten 3, 35, 42 ff., 52, 127, 168, 194, 280, 287, 311, 313 ff., 404, 416, 421 ff., 430 Annuität 269 ff., 277 ff., 311, 313 ff., 362, 381, 397, 409 Arbeitsmaschinen 197 ff. Arbeitswerte 23, 79, 117, 165 ff., 188, 300 ff., 303 ff.

Arbeitszahl 202 Aschebunker 45, 153 Aufzinsungsfaktor 262 ff. Ausnutzungsstunden 85, 124, 134, 168, 188, 306 ff., 379 ff. Austreiber 203, 204, 209, 210 Auszahlung 246, 250, 255, 258 ff., 261, 269, 275, 280, 283 ff. Automatisierungsgrad 315 Barwert 263 ff., 265 ff., 281 ff. Baugrundstück 42 ff., 87, 312 ff., 381 Benchmark 337 Betriebsbereitschaftsverluste 308 Betriebskosten 73, 77, 160, 319, 324, 367 Betriebsmittelverbrauch 73, 79, 117, 165 Betriebsstoffe 249, 408 Betriebswasser 43, 45, 110 ff., 151, 193, 312 ff., 381 ff. Betriebswirkungsgrad 307, 309 BHKW siehe Blockheizkraftwerk 3, 7 ff., 31, 39, 46 ff., 56 ff., 62 ff., 67, 83, 86 ff., 89, 91 ff., 197, 217, 223 ff., 227, 231, 236, 239 ff., 297, 324, 330, 341, 361 ff., 391ff, 395 ff., 400 ff., 420, 424 ff., 429 ff. Biodiesel 234, 409, 413, 427, 429 Biogas 164, 222 ff., 225 ff., 229 ff., 236 ff., 295 ff. Biomasse 3, 16, 132, 155, 211ff., 218, 225 ff., 228 ff., 231 ff., 235 ff., 241 ff., 293 ff., 296 ff., 299, 341, 364 ff., 401 ff., 404, 407, 410 ff., 414, 417 ff., 430 Blockheizkraftwerk 3, 7 ff., 11, 14, 31, 39, 46 ff., 56 ff., 62 ff., 67, 83, 86 ff.,

442

Stichwortverzeichnis

89, 91 ff., 197, 217, 223 ff., 227, 231, 236, 239 ff., 297, 324, 330, 341, 361 ff., 391 ff., 395 ff., 400 ff., 420, 424 ff., 429 ff. Brennkammer 94, 103, 112, 114f, 116, 127, 150, 233 ff., 351, 426 ff. Brennstoff 5 ff., 14 ff., 23, 26, 29 ff., 38, 45, 49, 56, 63, 69, 71 ff., 75, 82, 84, 88, 90 ff., 93, 95, 105, 116, 131 ff., 137, 145 ff., 149, 151, 153, 159f, 161 ff., 166, 179, 184 ff., 189, 191, 193, 198, 202, 211, 215, 217 ff., 224 ff., 227, 236, 242, 298 ff., 301, 308, 310, 324 ff., 329 ff., 332, 338, 344 ff., 352, 359, 364, 409 ff., 424 ff. Brennstoffausnutzung 17, 19f, 31, 220, 336, 390 ff. Brennstoffbedarf 166, 180, 186, 301, 305, 308, 310, 332, 359, 367, 374 ff., 379, 398, 418, 422f, 431 ff. Brennstoffversorgung 44, 67, 122, 124, 151, 178, 186, 189, 374ff, 378 ff., 380, 406, 413 Brennstoffzelle 7, 14, 31, 197, 222, 219, 220 ff. Brennwert 227 ff., 329, 361 Brüdenverdichteranlagen 7, 197 Carnotfaktor 18 ff., 118, 214 Cashflow 266, 281 ff. CDM = Clean Development Mechanism (betrifft Klimaschutzprojekte in Entwicklungs- und Schwellenländern lt. Kyoto-Protokoll) 339 Cheng-cycle 95, 101 ff. CO2 – Emission 32, 330, 332 ff., 338 ff., 387 Dampfeinspritzung 95, 101 ff. Dampfkreislauf 60, 111 Dampfmotoren 7, 197, 198, 297 Dampfturbinen 7, 13, 33, 44, 100, 126, 131, 133 ff., 139, 167, 169, 172, 187, 190 ff., 194, 197 ff., 225, 343, 347 ff., 357, 367 ff., 370 ff., 387, 417, 422 Deckungsbeitrag 92, 319 ff., 355

DEHSt = Deutsche Emissionshandelsstelle 334, 337 Deponiegas 31, 45, 56, 68 ff., 73, 199, 294 Dieselmotor 7, 31, 70, 72, 76 Direktantrieb 197, 198 Discounted Cashflow 281 ff. Dreiwegekatalysator 73 ff. Drosselorgan 200 Druckluft 3, 103, 341 ff., 343 ff., 352 ff., 355 Durchsatzleistung 122 Economizer – Vorwärmer 52, 134, 137, 152, 158, 168, 170, 172, 174, 176 ff., 182, 233, 419, 427 Effizienz 17 ff., 31, 118, 387, 391 Effizienzkennzahl 17 ff. Eigenbedarf 6, 31, 82, 84 ff., 109, 119, 122, 124, 178 ff., 186, 189, 303, 365, 367, 374 ff., 418, 423, 432 Eigenstromerzeugung 9, 392 Einwellenaggregate 114, 115 Emissionen 1, 3, 15, 17, 21, 32, 70, 116, 150, 158 ff., 161, 163, 217, 321 ff., 325, 327 ff., 332 ff., 337 ff., 386 ff., 402, 407 Emissionsberechtigungen 334 ff., 339 Emissionsbewertung 3, 159, 328, 407 Emissionsgrenzwerte 71, 116, 162 ff. Emissionshandel 3, 334 ff. Emissionsminderung 17, 71, 335 Entaschung 43, 45, 153, 193, 312 ff., 381 ff. Entgaser 52, 111, 133, 152, 158, 168, 170, 172, 174, 176 ff., 183, 185, 365, 410 Enthalpie 170, 172 ff., 178, 181 ff., 346, 348 ff., 352, 354, 357, 375, Entnahmekondensationsanlage 14 Erschließungsmaßnahmen 42 ff., 87, 193, 312 ff., 381 ff. ERU = Emission Reduction Unit 3, 70 ff., 116 ff., 159 ff. Exergie 5, 17 ff., 211 ff. Exergieverlust 219 ff.

Stichwortverzeichnis Fernwärme 8, 49, 167, 168, 182, 205, 276, 329, 368, 420 ff. Flüssiggas 31, 56, 73, 163, 329 Fremdbezug 23 Frischdampf 107, 133, 136, 141, 146, 178, 181, 186, 353, 368, 370, Gasertrag 237, 295 Gasmotorwärmepumpe 197 Gasturbinenleistung 97, 98, 100, 106, 120, 122, 188, 359, 375 Gasturbinenwirkungsgrad 100 Gasverdichter 45, 46, 68, 82, 84 ff., 109, 113 ff., 119 ff., 179 Gebäudetechnik 43, 53, 87, 89, 128, 153, 193 ff., 312 ff., 317, 381 ff. Gegendruckbetrieb 156 ff., 198, 371 Generatorleistung 134, 155 ff., 171, 176, 178 ff., 352, 367 Generalüberholung 88 Geothermie 210, 215, 293 ff. Gesamteffizienz = Brennstoffausnutzungsgrad 17, 19 ff., 31, 220, 336, 390 ff. Gewährleistung 42 Gewinnvergleichsrechnung 252 ff., 255, 267 Gleichzeitigkeitsfaktoren 23 Großwasserraumkessel 51, 105, 106, 107, 109, 135, 144, 146, 150, 166, 308 GuD-Prozess 93, 95, 100 ff., 112 Heißwasser 9, 14, 49, 51, 93, 96 ff., 98 ff., 105, 133, 135, 150, 307, 309, 311, 368, 370, 376 ff., 379 ff., 384 Heizkondensatoranlage 43, 153, 312 ff., 381 ff. Heizkraftwerk 7, 31, 95, 131 ff., 140, 144, 153 ff., 167, 169, 187, 192, 194, 211 ff., 219 ff., 222, 224, 324, 334, 341, 364 ff., 367 ff., 371, 410, 419, 422, 424, Heizwärmebedarf 24, 204 ff., 206, 207, 224 Heizwasser 7, 14, 43, 49, 52, 55 ff., 60, 76, 87, 89, 92, 107 ff., 114, 118 ff., 125, 128, 134, 136 ff., 151 ff., 157,

443

168, 172, 177, 193 ff., 202, 205 ff., 210, 308, 312 ff., 381 ff., 420 Heizwert 147, 179 ff., 185, 230 ff., 346, 352, 361, 418, 423, 426 ff., 432 Heizziffer 202 Holzvergasung 226, 228, 230, 401, 424 Hot dry rock 212, 214 Hydrothermal 211 ff. Immissionswert 328, 331 Instandhaltungskosten 73, 89, 128, 194, 314 Investitionsrechnung 245 ff., 248, 260, 271 ff., 274 Isentrop 172 ff., 182, 348, 352 Jahresdauerlinie 24, 32 ff., 83, 91, 166 ff., 170, 188, 201, 214, 300, 302 ff., 305, 307, 310, 370 ff., 373, 377 ff., 396 Jahresenergiebedarf 86, 124, 306 Jahresnutzungsgrad 16, 83, 121, 124, 188 ff., 202, 299, 305 ff., 379 ff. JI = Joint Implementation (Klimaschutzprojekt in einem anderen reduktionsverpflichteten Land) 339 Kalibrierung 88, 126 Kalkulationszins 266, 270 ff., 313 ff. Kälteanlage 7, 202 ff., 394, 397 ff. Kälteleistung 15, 204 ff., 210 Kältemittelverdichter 199, 202 Kaltwassernetz 203, 207 Kaminanlage 43 ff., 275, 312 ff., 333, 370, 381 ff. Kapitalgebundene Kosten 26, 318, 362 ff. Kapitalkosten 30 ff., 38, 54, 79, 117, 131, 215, 249, 283, 285, 288, 311 ff., 314, 317, 320, 381 ff., 385, 397, 399, 402 ff., 408 Kapitalwertmethode 265, 267, 269 ff., 281, 283 Katalysator 64, 69, 72 ff., 76, 78, 226, 231 Katalysatorgifte 73

444

Stichwortverzeichnis

Kesselanlage 1, 25, 30, 32, 39 ff., 59, 91, 97, 103, 105 ff., 112, 116, 134, 139, 141, 144, 150 ff., 159, 160 ff., 165, 168, 188, 192, 194, 202, 225, 300, 307 ff., 317 ff., 327, 330, 381, 398, 410, 412 ff., 415 ff., 419 ff., 430, Kleinstlast 36 ff. Kohlendioxidemission 17, 328, 334 ff. Kompressionskälteanlage 202, 206 ff., 392, 394, 397 Kondensatkreislauf 150, 152, 194, 317, 383 ff. Kondensator 133 ff., 153, 156, 199, 202, 209 ff., 216, 365, 416, 419 ff. Kokereigas 45, 56 Kosten-Nutzen-Analyse 287 Kostenoptimum 40 Kostenvergleichsrechnung 249, 251 ff., 279 Kühlkreislauf 111, 365, 419, 421 Ladeluftkühler 55, 64, 68, 70 Leistungsabstufung 36, 95, 123 Leistungsausfallversicherung 316 Leistungspreisgutschrift 302, 318 Leistungswerte 82, 100, 118 ff., 166, 173, 179, 181, 186, 188, 204, 304, 310, 377, Leistungsziffer 202, 353 Leittechnik 43, 47, 48 ff., 104, 111, 222, 312 ff., 381 ff. Luftentfeuchtung 209 Luftkondensator 173 Lüftungsanlage 24, 53, 65 ff., 68, 82 ff., 112, 119, 153, 306 Magerkonzept 73, 75 ff., 81 MAPI-Methode 258 ff. Mikro-Gasturbine 93 ff., 112 ff., 227 MSR - Messen, Steuern, Regeln 33, 43 ff., 47, 49 ff., 52, 63, 94, 104 ff., 111, 141, 151 ff., 193 ff., 210, 312 ff., 365, 381 ff., 410, 424 Nachrüstung 23, 131, 161, 321, 341, 368, 370, 388

Nachwachsende Rohstoffe 227, 236, 294, 296, 323 Nebenanlagen 3, 37, 64, 80, 84 ff., 112, 117, 122 ff., 151, 165, 186, 188 ff., 210, 229, 323, 306, 365, 374 ff., 397, 409 ff., 415 ff., 422, 424, 431 Nebenkosten 312 ff., 315 Netzeinspeisung 49, 85, 112, 124, 152, 179, 189, 362, 370, 374 ff., 377 ff., 380, 383, 398 Netzentgeld 290 ff. Netzhöchstlast 301 ff., 309 ff. Netznutzung 26, 291, 362, 417, 421, 430 Notkühler 43, 58, 92, 240, 312, 381 ff. Notstromanlage 166, 300 ff., 310 Nutzenergie 6, 60, 166, 203, 300, 308, 319, 324, 378 ff. Nutzungsdauer 247, 250 ff., 253ff., 257 ff., 270 ff., 273 ff., 277, 279, 287, 307, 313 ff., 371, 381 Nutzungsgrad 16 ff., 19 ff., 83 ff., 86, 121 ff., 306, 324, 379 Nutzungsgradansätze 84, 86, 122, 373, 379, 381 Nutzungsentgelt 291 ff. Offener Gasturbinenprozess 94, 96, 98, 110 Ölkühlung 151 ORC-Prozess 212 ff., 215 ff., 419 ff. Ottomotor 7, 55 Oxidationskatalysator 73, 75 ff., 78 Parametervariation 363, 384 Personalkosten 88, 126, 193, 277, 289, 314 ff., 317, 372, 383, 397, 399, 402, 409 Platzverhältnisse 60 ff., 64, 72, 139, 144, 151 Primärenergieeinsparung 7, 8, 17 ff., 299 Produktgas 229, 231ff., 426 ff., 429 Rauchgasenthalpie 346

Stichwortverzeichnis Rauchgasreinigung 45, 116, 160, 163, 178 ff., 234, 365 ff., 409 ff., 418, 423, 429, 432 Raumlufttechnik 53 Regelenergie 32, 223 Regenerativ 26, 291, 211, 215, 217, 220, 293, 323, 364 Rentabilitätsvergleich 254 Reserve 316, 371 ff. Reservekesselanlage 34 Ressourcenschonung 1 Reststoffmengen 166, 301, 311 Risikoabschätzung 320 Rohstoffe 165, 227, 236, 294, 296, 323 ff. Rückkühlleistung 179, 205 Rückkühlwerk 43, 110, 122, 124, 141, 151, 178 ff., 186, 189, 205, 210, 215, 312, 365, 374, 376, 378, 380 ff., 416 Rücklauf 57, 59, 92 Rücklauftemperatur 57, 58, 168 Schadstoffbilanz 2, 321, 331 Schadstoffemission 68, 114, 220, 273, 299, 322 Schlammtrocknung 55 Schluckvermögen 356 Schmieröl 47, 64, 90 Schmierölkühlung 60, 110 Schwachlastzeiten 58 ff., 123, 305 Schwingungen 70, 116, 159 SCR-Verfahren 72 ff., 76 ff. Sensitivitätsanalyse 26 ff., 273, 284, 288, 320, 384, 407 Speicher 45, 49, 59, 92, 97, 109, 135, 152, 215, 235, 239 ff., 393 Speisewasserbehälter 52, 94, 111, 152, 177, 183 Spitzenlastkessel 37, 57, 88, 214, 235, 371, 373, 379, 429 Stahlkonstruktion 54, 112, 153, 365, 411, 416, 424 ff. Standortbedingungen 23 Steuern 214, 249, 314, 3163 403 ff., 408

445

Stillstandszeiten 123, 305, 308 Stirlingmotor 14, 31, 197, 216 ff. Stöchiometrisch 74 Strombezugspreis 33, 357 ff. Strombörse EEX 223, 291 Stromerlös 294, 318 ff., 362 ff., 384, 387, 397, 408, 417, 421, 430 Stromgutschrift 317 ff., 328, 330 ff., 334, 383 Stromorientierter Betrieb 41, 307 Stromvermarktung 224, 364 Stromverlustkennziffer 19, 137 ff., 387, 390 Synthesegas 225 ff., 229 ff., 235 ff., 426 Systemempfehlung 22, 27 Systemübersicht 3, 5, 30, 37 Teillastbetrieb 67, 69, 92, 107, 121, 134, 137, 157, 174, 305 Teillastbetriebspunkte 307 Thermische Jahresarbeit 85, 124, 166, 189, 201, 301, 306 ff., 378 ff., 418, 423, 432 Thermische Leistung 33, 37, 84, 122, 125, 166, 170, 191, 218, 222, 301, 304, 307 ff., 361, 371, 374, 378 ff., 418, 423, 432 Treibhausgasemissionshandelsgesetz – TEHG 334, 336 ff. Übergabestation 275, 301, 318 Überhitzer 136 ff., 150, 154, 233, 388, 413 Umwälzpumpen 57, 59, 82, 111, 119, 365, 416 Vakuumkondensator 410 Verbrauchsgebundene Kosten 26, 276, 288, 317 ff., 362 ff., 383, 399, 402 Verbrennungskraftmaschine 9, 197 ff., 225 ff. Verbrennungsluft 53, 63, 66, 68, 94, 105, 112, 115, 122, 149, 153, 178, 180, 235, 325, 412 Verbrennungsmotorwärmepumpen 199 Verbrennungsrückstände 158, 164, 217

446

Stichwortverzeichnis

Verdampfer 200, 203, 209, 216, 413, 420 Verflüssiger 203 Verflüssigung 242 ff. Verfügbarkeit 25, 29, 32, 36, 134 ff., 160, 211 Verschleiß 68, 88, 127, 234 Versicherungen 38, 249, 277, 285, 316, 317, 383, 397, 399, 402, 408 ff. Verwaltung 195, 316 ff., 319, 334, 383, 397, 399, 402, 409 Verwaltungskosten 249, 314 ff., 318 Verzinsung 252, 254, 262 ff., 265, 267 ff., 273, 277, 283, 313 Virtuelles Kraftwerk 223 Volllastbetriebsstunden 212, 390 Vorlauf 57, 59, 168 Vorlauftemperatur 41, 58, 96, 134, 136, 168, 170, 172 ff., 181 ff., 200 ff., 390 Vorplanung 52, 65 Rauchgastemperatur 118, 180, 185, 345 ff. RME – Rapsmethylester 234 Rostkessel 146, 148, 181 Wärmeabstrahlung 53, 65, 112, 153 Wärmeauskopplung 20, 31, 133 ff., 136 ff., 215, 224, 227, 232, 341, 387, 389, 391, 403, 418, 422, 424, 431 Wärme-/Kraftauskopplung 20, 31, 133 ff., 136 ff., 341, 387, 389, 391, 403, 418, 422, 431 Wärmeerzeuger 14, 16, 43 ff., 57, 312 ff., 381 ff. Wärmegeführt 341 Wärmegestehungskosten 317 ff., 373, 383 ff. Wärmeleistung 15, 33, 35, 39, 59, 170, 172, 174, 177, 181, 202, 213, 215, 298, 368, 388, 395 ff. Wärmeorientiert 24, 30, 32 ff., 36, 41, 96, 133, 168, 303, 305, 328, Wärmeorientierter Betrieb 305 Wärmepumpe 7, 15, 199 ff.

Wärmespeicher 49, 59, 135, 152, 235, 295 Wärmespeicheranlage 58 Wärmetauscher 62 ff., 69, 74, 88, 92, 126, 134, 168, 214, 231, 305, 426, 429 Wärmeverluste 133, 303, 305, 308 Wasseraufbereitungsanlage 397, 410, 424 Wasserrohrkessel 106, 108 ff., 145 ff., 154, 166, 364 ff., 413 Wirbelschicht 140, 149 ff., 160 ff., 164, 179, 181, 192 ff., 232 ff., 327, 426 ff. Wirkleistung 347 ff. Wirkungsgrad 16, 18 ff., 25, 31, 69, 77, 81, 83, 100, 114, 118 ff., 123, 154 ff., 168, 173, 179 ff., 182, 186 ff., 191, 198, 202, 214, 218 ff., 220 ff., 226 ff., 231, 235, 297, 304, 308, 344 ff., 348, 351 ff., 361, 367, 375 ff., 388, 390 ff., 402, 419, 431 Wirtschaftlichkeitsberechnung 3, 25 ff., 34, 38 ff., 77, 79, 88, 90, 117, 119, 126, 165, 168, 170, 205, 287 ff., 341, 361, 364, 370, 372, 384 ff. Zinsfuß 251, 266 ff. Zusatzfeuerung 14, 31, 94 ff., 100 ff., 105, 107 ff., 116, 118, 126, 342 ff., 370, 372, 374 ff., 378 ff. Zweiwellenaggregate 114 Zwischenüberhitzung 94, 134 ff., 155, 158

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis

Abb. 1-1 2.0-1 2.0-2 2.1-1 2.1-2 2.1-3 2.1-4 2.1-5 2.2-1 2.2-2 3-1 4.2-1 4.2-2 4.3-1 4.10-1 5.0-1 5.0-2

Kapitelübersicht Verbesserte Primärenergieausnutzung durch Auskoppeln von Kraft bei der Wärmeerzeugung Energie-/Exergiefluss für getrennte und gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung (Dampf mit 200 °C) Mögliche Primärenergieeinsparung von KWK-Anlagen durch Einsatz von KWK-Anlagen am Beispiel eines Verbrennungsmotor-BHKW-Anlage

Seite 3 5 6 8

Konventionelle Wärmeversorgungsanlagen zur Dampf- und Heizwärmeversorgung Gegenüberstellung konventioneller Stromerzeugungsanlagen mit Verbrennungsmotorenanlagen gegenüber KWK-Anlagen auf gleicher Anlagenbasis

10

Gegenüberstellung konventioneller Stromerzeugungsanlagen mit Gasturbinen gegenüber KWK-Anlagen auf gleicher Anlagenbasis Gegenüberstellung konventioneller Stromerzeugungsanlagen mit Dampfturbinen gegenüber KWK-Anlagen auf gleicher Anlagenbasis

12

Exergiewirkungsgrade der gekoppelten und getrennten Erzeugung von Wärme und Strom Brennstoffausnutzungsgrad und Stromausbeute bei Wärmeauskopplung aus modernen GUD- und Steinkohlekraftwerken Arbeitsschritte bei der Durchführung von Energieversorgungsstudien Jahresdauerlinie des thermischen Energiebedarfs Jahresdauerlinie des elektrischen Energiebedarfs Anteil der KWK-Anlagenleistung an der gesamten thermischen Jahresarbeit Beispiel für die Jahreskostenentwicklung in Abhängigkeit des KWK-Anteils an der Gesamt-Wärmeleistung Übersicht über die Anlagenkomponenten von KWK-Anlagen Beispiel einer Gasversorgungsanlage mit zwei Erdgasverdichtern

20

11

13

20 22 33 34 35 39 43 46

448 5.0-3 5.0-4 5.0-5 5.0-6 5.0-7 5.0-8 5.1-1 5.1-2 5.1-3 5.1-4 5.1-5 5.1-6 5.1-7 5.1-8 5.1-9 5.1-10 5.1-11 5.1-12 5.1-13 5.1-14 5.1-15 5.1-16 5.1-17 5.1-18 5.1-19 5.1-20 5.1-21 5.1-22 5.1-23

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis Beispiel einer Heizölversorgungsanlage für ein BHKW Aufbau der Schmierölversorgungsanlage für ein BHKW Übersichtsschema der Schaltanlage einer KWK-Anlage Übersichtsschaltbild der MSR-/Leittechnik einer KWK-Anlage auf Basis von Motoraggregaten Platzbedarf typischer Heißwasserkessel (Großwasserraumkessel) Flächenbedarf für Heizwasserkreislaufkomponenten bei KWKAnlagen Prinzipschaltbild einer KWK-Anlage auf Basis von Diesel-/Otto Motoren Anlagenschema einer KWK-Anlage auf Basis von Diesel-/OttoMotorenanlagen für VL-Temperatur über 90° Anlagenschema einer KWK-Anlage mit Wärmespeicher Aufstellungsbeispiel einer KWK-Anlage mit Gas-Diesel-Motoren Platzbedarf typischer BHKW-Aggregate (Otto- und DieselGasmotoraggregate einschließlich Abgasreinigung und Wärmetauscher BHKW-Anlage größerer Leistung Raumhöhe typischer KWK-Anlagen mit Diesel-/Ottomotoren Anhaltswerte für den Luftbedarf von KWK-Anlagen auf Basis von Diesel-/Ottomotoren Anhaltswerte für den elektrischen Energiebedarf der Lüftungsanlage von Diesel-/Ottomotorenanlagen Bild einer Komplettanlage Übersicht Motorkonzepte einschl. Abgasreinigung Funktionsschema 3-Wege-Katalysator Regelschema eines nach dem "Magerkonzept" arbeitenden aufgelade-nen Otto-Motoraggregates Funktionsschema SCR-Verfahren Typische NH3-Versorgungsanlage Aufstellungsbeispiel KWK-Anlage mit Gas-Diesel-Motor Aufstellungsbeispiel KWK-Anlage mit Otto-Motor Wirkungsgrade typischer KWK-Motoraggregate Anhaltswerte für den elektrischen Energiebedarf der bei Motorenanlagen eingesetzten Brenngasverdichter Teillastverhalten von KWK-Anlagen auf Basis von Motoraggregaten Investitionsansätze für Motorenanlagen Spezifische Preise für Erdgas-BHKW-Anlagen Konditionen für Instandhaltungsverträge Klein-BHKW der 5 kWel-Klasse

46 47 48 50 51 52 55 58 59 61 62 63 64 65 66 67 73 74 75 77 78 79 80 81 82 85 87 89 91

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis 5.2-1

449

Typisches Prinzipschaltbild einer industriellen GasturbinenKWK-Anlage (hier offener Gasturbinenprozess mit Dampferzeugung) Systemschema Gasturbinenpackage Prinzipschaltbild einer industriellen Gasturbinen-KWK-Anlage (hier offener Gasturbinenprozess mit Heißwassererzeugung) Verhältnis von Dampfproduktion und elektrischer Gasturbinenleistung beim offenen Gasturbinenprozess mit Abhitzekessel

94

5.2-5

Verhältnis von therm. Nutzleistung und elektr. Gasturbinenleistung beim offenen Gasturbinenprozess mit Abhitzekessel (Heißwasserproduktion)

98

5.2-6 5.2-7

Typisches Prinzipschaltbild einer GuD- Anlage Verhältnis von elektrischer Gasturbinenleistung zu elektrischer Dampf-turbinenleistung beim GuD-Prozess (ohne Zusatzfeuerung) Prinzipschema „Cheng-Prozess“ Kennfeld „Cheng-Prozess" Aufstellungsbeispiel einer Gasturbinen-KWK-Anlage Typische Abmessungen von Gasturbinenanlagen Schematische Darstellung der unterschiedlichen Bauformen für Gasturbinen-Abhitzekessel Aufstellungsbeispiel einer Gasturbinenanlage mit nachgeschaltetem Abhitzekessel (Großwasserraumkessel) Aufstellungsbeispiel für eine Gasturbinenanlage hier offener Gasturbinenprozess mit Dampfproduktion (50 t/h, 40 bar, 450 °C.) Aufstellungsbeispiel Mikrogasturbine Übersichtsschema Mikrogasturbine Schematische Darstellung der Gasturbinenbauarten Wirkungsgrade typischer Gasturbinenaggregate Elektrischer Energiebedarf von Brenngasverdichtern für Gasturbinenaggregate Leistungs- und Wirkungsgradverhalten von Gasturbinenaggregaten bei unterschiedlichen Betriebsbedingungen Spezifische Investitionen für Gasturbinenanlagen Spezifische Investitionen für Abhitzekesselanlagen Prinzipschaltbild Heizkraftwerk Prinzipschaltbild zweistufige Heizwasseraufwärmung Prinzipschaltbild Dampfturbinenprozess mit Zwischenüberhitzung Schaltungsmöglichkeiten bei Dampfkraftwerken Aufstellungsbeispiel KWK-Anlage mit Dampfturbine Abmessungen von Dampfturbinen

5.2-2 5.2-3 5.2-4

5.2-8 5.2-9 5.2-10 5.2-11 5.2-12 5.2-13 5.2-14 5.2-15 5.2-16 5.2-17 5.2-18 5.2-19 5.2-20 5.2-21 5.2-22 5.3-1 5.3-2 5.3-3 5.3-4 5.3-5 5.3-6

95 96 97

99 100 101 102 104 106 107 109 110 113 113 114 118 120 123 125 125 132 134 135 138 140 142

450

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis

5.3-7 5.3-8 5.3-9 5.3-10 5.3-11 5.3-12

Ausführungsbeispiel einer Gleichdruck-Dampfturbine Aufstellungsbeispiel Axialturbinenanlage Platzbedarf typischer öl-/gasbefeuerter Wasserrohrkessel Brennstoffe für Rostfeuerungen Platzbedarf typischer Rostkesselanlagen Einfluss von Frischdampfdruck und –temperatur auf die elektrische Generatorleistung von Dampfturbinen bei BiomasseHeizkraftwerken

143 144 145 147 148 155

5.3-13 5.3-14

Dampfqualität für den Turbinenbetrieb Einfaches Gleichdruckturbinenkonzept durch Hintereinanderschaltung zweier Gleichdruckturbinen mit gemeinsamem Getriebe und Generator

156 157

5.3-15 5.3-16

Typische Frischdampfzustände bei Dampfkraftwerken Emissionsgrenzwerte für Feuerungsanlagen mit festen Brennstoffen Emissionsgrenzwerte für Feuerungsanlagen mit flüssigen Brennstoffen Emissionsgrenzwerte für Feuerungsanlagen mit gasförmigen Brennstoffen Verfahrensschema zu Beispiel 5.3-I (Dampfturbinen-Heizkraftwerk) Thermische Jahresdauerlinie FW-Energiebedarf zu Beispiel 5.3-A Berechnung der Generatorleistung von Dampfkraftwerken Richtwerte für die Wirkungsgradansätze von Dampfturbinen Verfahrensschema mit Berechnungsergebnissen zu Beispiel 5.3-A Energiebilanz HD-Vorwärmer Energiebilanz Speisewasserbehälter/-entgaser Energiebilanz Heizkondensator Berechnung der Dampfturbinenleistung Leistungsaufnahme der Verbrennungsluft- und Rauchgasgebläse Leistungsaufnahme der Fördereinrichtungen Leistungsaufnahme der Pumpenantriebe Berechnung der Feuerungswärmeleistung Klemmenwirkungsgrad typischer Dampfturbinen-Heizkraftwerke Dampfturbinen-Prozessvarianten (zu Abb. 5.3-34 und Beispiel 5.3-A) Teillastverhalten von Dampfturbinen-Heizkraftwerken (zu Abb. 5.3-33) Prinzipschaltbild Verbrennungsmotor-Wärmepumpenheizwerk Jahresdauerlinie eines Verbrennungsmotor-Wärmepumpenheizwerks Prinzipschema Absorptionskälteanlage

158 162

5.3-17 5.3-18 5.3-19 5.3-20 5.3-21 5.3-22 5.3-23 5.3-24 5.3-25 5.3-26 5.3-27 5.3-28 5.3-29 5.3-30 5.3-31 5.3-32 5.3-33 5.3-34 5.4-1 5.4-2 5.4-3

163 164 169 170 171 172 175 176 177 177 178 180 180 181 181 187 190 191 200 201 204

5.4-4 5.4-5 5.4-6 5.4-7 5.4-8 5.4-9 5.4-10 5.4-11 5.4-12 5.4-13 5.4-14 5.4-15 5.4-16 5.4-17 5.4-18 5.4-19 5.4-20 5.4-21 5.5-1 5.5-2 6-1 6-2 6-3 6-4 7.2-1 8.3-1 9.1-1 9.1-2 9.1-3 9.2-1

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis

451

Abhängigkeit des Heizwärme-Leistungsbedarfs von der Kühlwassereintrittstemperatur bei Absorptionskälteanlagen Verhältnis zwischen Kälteleistung und Heizwärmebedarf bei Absorptionskälteanlagen Abhängigkeit von Kälteleistung und Kühlwassereintrittstemperatur bei Absorptionskälteanlagen Verhältnis von Kälteleistung und Heizwärmebedarf typischer Absorptionskälteanlagen im Auslegungspunkt Prinzipschema Kälteversorgungsanlage mit Absorptions- und Kompressionskälteanlagen (Kaltwassernetz 6/12 °C) Strombedarf von Absorptions- und Kompressionskälteanlagen Prinzipschema Adsorptionskälteanlage Heizleistungsbedarf bei Adsorptionskältemaschinen Prinzipschaltbild eines hydrothermalen geothermischen Kraftwerkes Energie-/Exergieflussbild für ein geothermisches Heizkraftwerk Schema des Geothermie-Heizkraftwerkes in Landau Schematische Darstellung der Einbindung eines ORC-Prozesses zur Abwärmenutzung Stirlingmotoreinheit-Whispergen Schema der Versuchsanlage zur Kraft-Wärme-Kopplung mit Stirlingmotor Holzhackschnitzel-Heizkessel an der FH Bingen Funktionsprinzip einer Brennstoffzelle Brennstoffzellentypen geordnet nach Betriebstemperaturen Einbringung einer MTU-Brennstoffzelle des alten Typs in das Heizkraftwerkgebäude Virtuelles Kraftwerk Rheinland-Pfalz Schema Biomassevergasungsprozess (Anlagenbeispiel in Anlehnung an die Technikumsanlage Repotec/Güssing) Typisches Prozessschema einer Biogasanlage Grafik zu Beispiel 1 für interne Verzinsung Grafik zur Ölpreisentwicklung 1983 bis 2009 Grafik zu Praxisbeispiel für interne Verzinsung Skizze einer grafischen Sensitivitätsdarstellung zum Praxisbeispiel Typische Wirkungsgradkennlinien für Großwasserraumkessel und Formeln zur Berechnung des Brennstoffbedarfs Beispiel für den Handel mit Emissionsberechtigungen (Quelle Struktur Kraft-Wärme-Kälte-Druckluft-Kopplung Beispiel Wirkungsgrade der Kessel B und C Verbrauchsprofile von Kälteverbrauchsstationen mit ähnlicher Frequenz Parametervariation zu Beispiel 9.2

205 206 206 207 207 208 209 210 211 212 213 216 217 218 220 221 220 223 231 239 268 277 283 284 308 326 342 344 360 363

452

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis

9.3-1 9.3-2 9.4-1 9.4-2 9.4-3 9.4-4 9.4-5 9.4-6 9.4-7 9.4-8 9.4-9 9.4-10 9.5-1 9.5-2 9.5-3 9.5-4 9.5-5 9.5-6

Übersichtsschema Biomasse-HKW Dampfturbinen-Generatorleistung in Abhängigkeit von der Prozessdampflieferung Schematische Anlagenübersicht – Beispiel 9.4 Geordnete Jahresdauerlinie Beispiel 9.4 – Variante 9.4-I Geordnete Jahresdauerlinie Beispiel 9.4 – Variante 9.4-II Variation der Stromerlöse, Beispiel 9.4 Variation der Kapitalkosten, Beispiel 9.4 Variation der Brennstoffkosten, Beispiel 9.4 Variation der betriebsgebundenen Kosten, Beispiel 9.4 Zu erwartende Emissionen am Standort, Beispiel 9.4 Bewertete Emissionen nach Abzug der Emissionsgutschrift für KWK-Stromeinspeisung, Beispiel 9.4 Bewertete CO2-Emission nach Abzug der Emissionsgutschrift für KWK-Stromeinspeisung, Beispiel 9.4 Übersichtsschaltbild 1 – Wellen GuD-Anlage mit FW-Auskopplung Übersichtsschaltbild Mehrwellen GuD-Anlage mit FW-Auskopplung Übersichtsschaltbild optimierte GuD-Anlage für FW-Auskopplung GuD-Stromverlustkennziffer für verschiedene Lastfälle Elektr. GuD-Wirkungsgrad für verschiedene Lastfälle Gesamteffizienz = Brennstoffausnutzungsgrad verschiedener GuD-Konzepte bei unterschiedlicher Wärmeauskopplung

Tabelle 2.2-1 4-1 4.1-1 5.1-1 5.1-2 5.1-3 5.1-4 5.1-5 5.1-6 5.1-7

366 367 369 371 371 384 385 385 385 386 386 387 388 389 389 390 391 391 Seite

Anhaltswerte für Netto-Jahresnutzungsgrade von Kondensationskraftwerken Arbeitsschritte bei der Auswahl und Dimensionierung von KWKAnlagen Übersicht über die Vor- und Nachteile verschiedener KWkSysteme Grenzwerte nach TA-Luft für Gasmotoren (Stand 1.10.2002) Grenzwerte nach TA-Luft für Selbstzündermotoren (Stand 1.10.2002) Additivkosten bei Motorenanlagen (Erfahrungswerte) Zusammenstellung der Wirkungsgradansätze Leistungsdatenzusammenstellung Zusammenstellung der Nutzungsgradansätze Berechnung der jährlichen Netzeinspeisung (thermisch/elektrisch)

16 30 31 71 72 77 83 84 84 85

5.1-8 5.1-9 5.1-10 5.2-1 5.2-2 5.2-3 5.2-4 5.2-5 5.2-6 5.2-7 5.2-8 5.3-1 5.3-2 5.3-3 5.3-4 5.3-5 5.3-6 5.3-7 5.5-1 5.5-2 6-1 6-2 6-3 6-4 6-5 6-6 6-7 6-8 6-9 6-10 6-11 7.1-1 7.1-2 7.1-3 7.1-4 7.1-5

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis

453

Typische Nutzungsgradansätze von Motorenanlagen Investitionsansätze für KWK-Anlagen auf Motorenbasis Wartungs- und Instandhaltungsansätze Zulässige Emissionswerte für Gasturbinenabgas gemäß TA Luft (10/2002) Gasturbinen-Wirkungsgrade Beispiel für Übersichtstabelle der Wirkungsgradansätze Beispieltabelle für Leistungsdatenzusammenstellung Übersicht Gasturbinen-Nutzungsgradansätze Beispiel für Zusammenstellungstabelle der Jahresnutzungsgradansätze Beispiel für Zusammenstellungstabelle der Jahresarbeitsansätze Wartungs- und Instandhaltungsansätze für Gasturbinenanlagen Zusammenstellung der Leistungswerte (Beispiel 5.3-A) Übersicht Wirkungsgradergebnisse (Beispiel 5.3-A) Zusammenstellung der Jahresarbeitsansätze (Beispiel 5.3-A) Übersicht Jahresnutzungsgradergebnisse (Beispiel 5.3-A) Spezifische Investitionsansätze für Heizkraftwerke mit Dampfturbinen (Gesamtanlagen) Spezifische Investitionsansätze für Heizkraftwerkskomponenten Wartungs- und Instandhaltungsansätze für Heizkraftwerke Übersicht Umwandlungsanlagen zur Nutzung fester biogener Brennstoffe und Reststoffe in Verbrennungskraftmaschinen Anhaltswerte für die Gaszusammensetzung und den Heizwert von Synthesegas aus der Holzvergasung (Literaturwerte) Basisdaten für folgende Beispielrechnungen Beispiel zu Gewinnvergleichsrechnung Beispiel für Amortisationsrechnung Ausgewählte Aufzinsungsfaktoren Ausgewählte Abzinsungsfaktoren Beispiel für Kapitalwertberechnung Beispielpositionen für Einhausung Beispielberechnung annuitätisches Darlehen (in €) Erfolgsrechnung zum Praxisbeispiel (in T€, ohne Ertragssteuern) Einnahmenüberschussrechnung zum Praxisbeispiel (T€) Barwertberechnung zum Praxisbeispiel (in T€) Beispieltabelle zur Zusammenstellung der Kostenansätze Übersicht KWK-Einspeisevergütung (KWK-Bonus) für neue Anlagen (Stand 2009) Übersicht KWK-Einspeisevergütung (KWK-Bonus) für modernisierte Anlagen (Stand 2009) EEG-Vergütungssätze für Strom aus Biomasse (Stand 2009) Basis- und Bonusförderung Mini-KWK-Anlagen

86 87 89 117 119 120 122 122 124 124 128 186 186 189 189 192 193 194 226 230 251 252 257 262 263 266 275 278 278 281 282 289 290 292 294 300

454 7.2-1 7.2-2 7.3-1 7.3-2 7.4-1 7.5-1 7.5-2 7.5-3 7.5-4 8.1-1 8.1-2 8.1-3 8.2-1 8.2-2 8.2-3 8.2-4 8.3-1 9.1-1 9.2-1 9.4-1 9.4-2 9.4-3 9.4-4 9.4-5 9.4-6 9.4-7 9.4-8 9.4-9 9.4-10 9.4-11 9.4-12 9.6-1

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis Zusammenstellung der Leistungs- und Arbeitswerte (Beispieltabelle) Übersicht über typische Kesselwirkungsgrade bei Heißwasserkesseln Zusammenstellung der Investitionen und der Kapitalkosten (Beispieltabelle) Nutzungsdauer und Annuität von KWK-Anlagenkomponenten Versicherungs- und Verwaltungskostenansätze Jahreskosten-/Wärmegestehungskostengegenüberstellung (Beispieltabelle) Spezifische Wärmegestehungskosten (Beispieltabelle) Deckungsbeitrag (Beispieltabelle) Spezifischer Deckungsbeitrag (Beispieltabelle) Emissionsfaktoren für Gebäudeheizungen und Heizwerke Emissionsfaktoren für Motoren- und Gasturbinenanlagen Emissionsfaktoren für Kesselanlagen Ergebnisdaten aus GEMIS 4.2 (Nov. 2004) für die Bereitstellung von Heizwärme Emissionsbewertungsfaktoren gemäß den IW/1-Werten der TALuft CO2-Emissionsfaktoren Emission-/Immission-Umsetzungsfaktoren CO2-Emissionen des deutschen Kraftwerksparks und der Anteil der KWK Tabelle Rangfolge nach Deckungsbeiträge der Aggregate Übersichtstabelle Jahreskosten und Amortisationszeit für BHKWBeispiel 9.2 Kostenansätze Beispiel 9.4 Leistungsdatenzusammenstellung – Variante 9.4-I Wirkungsgradansätze Beispiel 9.4, Variante 9.4-I Wirkungsgradansätze Beispiel 9.4, Variante 9.4-II Leistungsdatenzusammenstellung – Variante 9.4-II Zusammenstellung der Jahresarbeitsansätze Beispiel 9.4, Variante 9.4-I Nutzungsgradansätze Beispiel 9.4, Variante 9.4-I Zusammenstellung der Jahresarbeitsansätze für Beispiel 9.4, Variante 9.4-II Nutzungsgradansätze Variante 9.4-II Investitionen und Kapitalkosten Beispiel 9.4, Variante 9.4-I Investitionen und Kapitalkosten Beispiel 9.4, Variante 9.4-II Jahreskostenberechnung Beispiel 9.4, Variante 9.4-I und 9.4-II Kostenansätze für die Jahreskostenberechnung

301 309 312 313 315 317 319 319 320 326 326 327 329 331 333 334 338 355 363 372 374 375 376 376 378 379 380 381 381 382 383 397

9.6-2 9.6-3 9.6-4 9.6-5 9.7-1 9.7-2 9.7-3 9.7.1-1 9.7.1-2 9.7.1-3 9.7.2-1 9.7.2-2 9.7.2-3 9.7.3-1 9.7.3-2 9.7.3-3

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis

455

Investitionsübersicht für die Jahreskostenberechnung Leistungsdatenübersicht als Basis für die Investitions- und Jahreskostenberechnung Übersicht der Jahresarbeitsansätze für die Jahreskostenberechnung Jahreskostenberechnung und Jahreskostengegenüberstellung Ergebnisübersicht der Jahreskostenberechnungen der BeispielVarianten 1 bis 3 – Beispiel 9.7 Tabellarische Ergebnisübersicht der dynamischen Sensitivitätsbetrachtung in Abb. 9.7-1 der Variante 3 bis zum Ende des EEGFörderzeitraumes – Beispiel 9.7 Übersicht Kostenansätze für die Jahreskostenberechnungen der Varianten 1 bis 3 – Beispiel 9.7 Übersicht Stromeinspeisevergütung gemäß EEG für Variante 1 Biomasse-Verbrennungsanlage mit Dampfturbine Investitionsansätze Variante 1 - Biomasse-Verbrennungsanlage mit Dampfturbine Leistungs- und Jahresarbeitsansätze Variante 1 - BiomasseVerbrennungsanlage mit Dampfturbine Übersicht Stromeinspeisevergütung gemäß EEG für Variante 2 – Biomasse-Verbrennungsanlage mit ORC-Turbine Investitionsansätze Variante 2 - Biomasse-Verbrennungsanlage mit ORC-Turbine Leistungs- und Jahresarbeitsansätze Variante 2 - BiomasseVerbrennungsanlage mit ORC-Turbine Übersicht Stromeinspeisevergütung gemäß EEG für Variante 3 – Biomasse-Vergasungsanlage mit BHKW Investitionsansätze Variante 3 - Biomasse-Vergasungsanlage mit BHKW Leistungs- und Jahresarbeitsansätze Variante 3 - BiomasseVergasungsanlage mit BHKW

397 398 398 399 402 408 409 417 417 418 421 422 423 430 431 432