Sekundärenergien sind Energieformen, die zum Zwecke des besseren Transports oder der Speicherung aus Primärenergien gewonnen werden: Primärenergie

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1 2. Kraftwerke Primärenergien sind Energieformen, die unmittelbar der Natur entnommen werden: feste, flüssige, gasförmige Brennstoffe Kernbrennstoffe Wasserkraft (auch Meeresenergie) Windkraft Erdwärme Sonnenstrahlung Biomasse Sekundärenergien sind Energieformen, die zum Zwecke des besseren Transports oder der Speicherung aus Primärenergien gewonnen werden: elektrische Energie Treibstoffe (Benzin), Heizöl Fernwärme Primärenergie Wasserkraft Wind Sonne fossile Brennstoffe Abfall, Biomasse Kernenergie Energieträger Menge Heizwert in kj Steinkohle 1 kg Braunkohle 1 kg 8347 Erdöl (roh) 1 kg Dieselkraftstoff 1 kg Klärschlamm 1 kg 8500 Flüssiggas 1 kg Erdgas 1 m Uran kg elektrische Energie Licht mech. Energie chem. Energie Wärme Hilfsenergie Elektrische Energie als Sekundärenergie 2.1 Wärmekraftwerke Der größte Teil der elektrischen Energie (über 90 %) wird in der BRD in Wärmekraftwerken gewonnen. Wärmekraftwerke sind Anlage, die in mehreren Stufen die elektrische Energie fossiler Brennstoffe (Kohle, Öl, Gas), die Energie von Kernbrennstoffen (Uran), die Strahlungsenergie der Sonne, die Wärmeenergie im Erdinneren, in elektrische Energie umwandeln. Alle Wärmekraftwerke arbeiten prinzipiell nach dem gleichen Verfahren. Dabei durchläuft der Arbeitsstoff Wasser bei den Energieumwandlungen einen Kreisprozess, in welchem das Wasser sowohl in flüssiger als auch in Dampfform vorkommt. Zustandsgrößen des Wassers beim Kreisprozess: p = 0,05 bar bar; T = 290 K K G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 15

2 ~ 175 bar, 550 C Dampferzeuger Speisewasserpumpe Turbine G 3~ Kondensator Arbeitsprozess der Dampfkraftanlage Für die Bestimmung der Zustandsgrößen des Arbeitsstoffes Wasser arbeitet man im Allgemeinen mit Zustandsdiagrammen oder Zustandstabellen. Der ideale Kreisprozess des Wassers (Clausius-Rankine-Prozess) kann mit dem T,s-Diagramm erläutert werden. T = Temperatur in K -1-1 K s = spez. Entropie in kj kg x = Dampfgehalt - bei x = 0 liegt nur Flüssigkeit vor; - bei x = 1 liegt nur Dampf vor; - bei 0 < x < 1 liegt Nassdampf vor. Kritischer Punkt für Wasser: p k = 221,2 bar T k = 647,3 K ~ 0,05 bar, 32 C Prinzipschaltplan eines Wärmekraftwerkes Temperatur in K bar 175 bar x = 0,2 x = 0,4 x = 0,6 x = 0,8 x = 1,0 100 bar 30 bar 10 bar 5 bar 1 bar 0,5 bar 0,05 bar 0,1 bar spez. Entropie s in kj / (kg K) T,s-Diagramm des idealen Wasser-Dampf-Kreisprozesses bei einem Verdampferdruck von 175 bar Fossil befeuerte Dampfkraftwerke Alle fossil befeuerten Dampfkraftwerke sind nach dem gleichen Prinzip aufgebaut. Im Dampferzeuger (Kessel) wird der fossile Brennstoff (Braunkohle, Steinkohle, Öl, Erdgas) verfeuert. Braun- und Steinkohle wird hierzu besonders aufbereitet, d.h. in Kohlenmühlen feinkörnig gemahlen und staubförmig in den Feuerungsraum geblasen. Im Feuerungsraum sind G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 16

3 die Rohrleitungen des Verdampfers installiert. Es folgen die Rohrleitungen des Überhitzers, des Zwischenüberhitzers und der Speisewasservorwärmung. Danach verlassen die Rauchgase den Dampferzeuger, durchströmen den Luftvorwärmer und die nachgeschaltete Rauchgasreinigungsanlage und werden über einen Kamin an die Umwelt abgegeben. In der Rauchgasreinigung werden die nicht brennbaren Bestandteile des Brennstoffes (bes. bei Kohle) in geeigneten Filtern zurückgehalten. Elektrofilteranlagen filtern mehr als 99 % der unverbrennbaren Feststoffe aus dem Rauchgas. Der ideale Verbrennungsprozess für verfeuerte Kohle lautet: C + O 2 ==> CO 2 + Wärme In der nachgeschalteten Rauchgasentschwefelungsanlage wird in einem aufwendigen Prozess unter Zugabe von Kalkmilch mehr als 85 % des Schwefeldioxids SO 2 in Gips als Endprodukt umgewandelt. In der Entstickungsanlage werden die Stickoxide, die durch Oxidation des Luftstickstoffes als Folge der hohen Verbrennungstemperatur entstehen, zu rd. 90 % reduziert. HD-Dampf zum Kamin MD-Dampf Zwischenüberhitzer Speisewasservorwärmer Überhitzer DE EF REA Luft Kohle = Dampferzeuger = Elektrofilter = Rauchgasentschwefelungsanlage GAVO = Rauchgasvorwärmer DeNOx = Rauchgasentstickungsanlage SCH = Schornstein LUVO = Luftvorwärmer SG = Sauggebläse Brenner Prinzipschaltbild einer Rauchgasableitung Prinzip eines Dampferzeugers DeNOx DE GAVO LUVO Verdampfer SCH REA Gips EF Staub Zuluft SG G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 17

4 In der Turbine wird ein Teil der im Dampf enthaltenen Wärmeenergie in einzelnen Stufen in Rotationsenergie umgewandelt. Zu jeder Stufe gehört ein Kranz von Leitschaufeln (Leitrad), die den Dampf jeweils unter dem günstigsten Winkel auf die mit der Welle festverbundenen Laufschaufeln (Laufrad) leiten. Beim Auftreffen auf die Laufräder wird der Dampf umgelenkt und übt dabei eine Kraft aus, welche die Laufräder und damit die Welle in Bewegung setzt. Die Strömung des Dampfes in der Turbine wird durch die Druckdifferenz zwischen Dampferzeuger und Kondensator hervorgerufen. Man unterteilt die Turbine meist in drei Gehäuseteile: - den Hochdruckteil (HD; Laufschaufeln Frischdampf p = bar) Leitschaufeln - den Mitteldruckteil (MD; p = bar) - den Niederdruckteil (ND; p = ,05 bar) Abdampf Der Hochdruckteil wird meist als einflutige Turbine und der Mittelund Niederdruckteil als doppelflutige Turbine (keine axialen Kräfte) ausgeführt. Prinzipieller Aufbau einer einflutigen Turbine Frischdampf Abdampf Abdampf Prinzipieller Aufbau einer doppelflutigen Turbine Abdampf ca. 0,05 bar Kondensat Kondensator Im Kondensator muss der Dampf bei niedrigem Druck (rd. 0,05 bar) niederschlagen, was einen Entzug großer Energiemengen notwendig macht. Hierfür sind beträchtliche Kühlwassermengen (rd m 3 /h bei einer Rohroberfläche von 4000 m 2 je 100 MW) erforderlich. Kann das Kühlwasser einem Fluss entnommen werden, so ist die Durchlaufkühlung das einfachste und wirtschaftlichste Kühlverfahren. Bei Anwendung der Ablaufkühlung wird das erwärmte Kühlwasser erst durch einen Kühlturm geleitet (höhere Kraftwerksleistung). Prinzip einer Durchlaufkühlung G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 18

5 Wasserdampf Abdampf ca. 0,05 bar Kondensator Kondensat Kühlturmtasse Tropfenabscheider Rieseleinbauten Prinzip einer Ablaufkühlung mit Nasskühlturm Wasserdampf Abdampf ca. 0,05 bar Kondensator Kondensat Kühlturmtasse Tropfenabscheider Rieseleinbauten Lufteintritt Lufteintritt Frischwasser Abwasser Prinzip einer Kreislaufkühlung mit Nasskühlturm G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 19

6 Abdampf ca. 0,05 bar Kondensator trockene Luft Kühlwasserkreislauf Kondensat Lufteintritt Prinzip einer Kreislaufkühlung mit einem Trockenkühlturm Vorteil: keine Wasserschwaden entstehen; Nachteil: bis dreimal größer als der Nasskühlturm bei gleicher Leistung. Die Speisewasserpumpe fördert das Speisewasser aus dem Speisewasserbehälter mit hohem Druck (180 bar) in das Rohrleitungssystem des Dampferzeugers. Der Leistungsbedarf der Speisewasserpumpe beträgt rd. 2,5 MW für 300 m 3 /h je 100 MW Turbinenleistung. Der Speisewasserbehälter wird über die Hauptkondensatpumpe, die das kondensierte Wasser aus dem Kondensator saugt, eingespeist. Kernstück der elektrischen Anlage eines Kraftwerkes sind die Synchrongeneratoren. Sie sind als 2polige Synchronmaschinen bei Leistungen bis 750 MW für n N = 3000 min -1 und bei höheren Leistungen als 4polige Maschine für 1500 min -1 ausgelegt. 400 kv 115 kv T1 800 MVA T2 40 MVA G 3~ G1 850 MVA T3 80/40/40 MVA T4 T5 T6 T7 10,5 kv 690 V 230 / 400 V T8 Die gebräuchlichen Generatorspannungen sind: 6,3 kv (für kleinere Einheiten), 10,5 kv (bis 150 MW), 21,0 kv (bis 750 MW), 27,0 kv (bis 1300 MW bei Kernkraftwerken). Die Abführung der Verlustwärme der Generatoren erfolgt mittels intensiver Kühlverfahren (Wasserstoffkühlung, Wasserkühlung). Die Erregermaschine ist im Allgemeinen starr mit der Generatorwelle gekuppelt. Zur Einspeisung der elektrischen Leistung in das Höchstspannungsnetz wird die Generatorspannung von einem sogenannten Maschinentransformator auf die Netzspannung transformiert. Dampferzeuger, Turbine, Generator und Maschinentransformator bilden innerhalb eines Kraftwerks eine Systemeinheit, die als Block bezeichnet wird. Für die verschiedenen Verbraucher im Block stehen die Versorgungsspannungen 10,5 kv, 690 V und 230 / 400 V zur Verfügung. Elektrische Anlage eines Kraftwerkblockes G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 20

7 Kraftwerkswirkungsgrad Wie aus der Energiebilanz des Wasser-Dampf-Kreisprozesses hervorgeht, ist es nicht möglich, die gesamte zugeführte Wärme in mechanische Arbeit umzuwandeln. Dazu kommen die Verluste in den mechanischen Anlagenteilen sowie der Eigenbedarf des Kraftwerkes. Der Kraftwerkswirkungsgrad KW wird bestimmt o durch den thermischen Wirkungsgrad th, o durch die Verluste, die in den einzelnen Anlagenteilen auftreten, o durch den Eigenbedarf, der für den Betrieb des Kraftwerkes erforderlich ist. Q zu = zugeführte Energie W Nutz = nutzbare mechanische Arbeit W ab = abgegebene elektrische Arbeit K = Kesselwirkungsgrad L = Wirkungsgrad der Dampfleitungen T = Wirkungsgrad der Turbine G = Wirkungsgrad des Generators = Eigenbedarfsfaktor WNutz th = (2.1) Q zu Wab KW = = th K L T G (1 ) (2.2) Q zu Die Kraft-Wärme-Kopplung ist in dicht besiedelten Gebieten wirtschaftlich. Der Gesamtwirkungsgrad des Kraftwerkes kann dabei erheblich gesteigert werden. Die elektrisch abgegebene Arbeit sinkt jedoch, da vorzeitig Dampf bei 2 bis 15 bar ausgekoppelt wird. Dieser Dampf wird durch mehrere Wärmetauscher geleitet und überträgt seine Kondensationswärme auf das Heizwasser (rd. 400 K). Frischdampf Reduzierstation G ca. 4 bar Fernwärmeversorgung ca. 2 bar ca. 400 K ca. 340 K Heizkondensatpumpen Hauptkondensatpumpe Kraft-Wärme-Kopplung in einem Heizkraftwerk G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 21

8 Kernkraftwerke sind Wärmekraftwerke, die in einem Reaktor die Kernbindungsenergie von Kernbrennstoffen in Wärmeenergie umwandeln. Man unterscheidet Leichtwasserreaktoren, die mit angereichertem Uran-235 (3 %) betrieben werden, Schwerwasserreaktoren, die mit Natururan (0,7 % Uran ,3 % nicht spaltbares Uran-238) betrieben werden können, Schnelle Brutreaktoren und Hochtemperaturreaktoren (Moderator Graphit). Leichtwasserreaktoren werden als Siedewasserreaktoren (rd. 20 %) und Druckwasserreaktoren (rd. 60 %) gebaut. Beim Siedewasserreaktor verdampft das Wasser in der Spaltzone und wird direkt auf die Turbine geleitet. Beim Druckwasserreaktor sitzt der Reaktorkern in einem Reaktordruckbehälter. Für die Wärmeabfuhr steht das Wasser des Primärkreislaufs unter einem Druck von rd. 155 bar bei Temperaturen von 570 K bis 605 K zur Verfügung. Das erhitzte Wasser durchströmt anschließend mehrere Dampferzeuger und gibt einen Teil seiner Wärmeenergie an den Sekundärkreislauf ab. Im Reaktor läuft die kontrollierte Kettenreaktion wie folgt ab. Trifft ein langsames Neutron auf einen Atomkern des Uran-235, so kann der Kern in zwei Teile spalten. Dabei entsteht Wärme und schnelle Neutronen werden frei. Diese werden durch das Wasser (Moderator) abgebremst und können somit ihrerseits wieder neue Kerne spalten. Durch Steuerstäbe aus Cadmium oder Borkarbid zwischen den Brennstäben kann die Kettenreaktion zur Leistungsregelung gesteuert werden. 15 mm 10 mm UO 2 Druckhalter Brennstofftablette Reaktor- Druckbehälter Brennelement Steuerstab Primärkreislauf Kühlmittelpumpe Dampf Speisewasser Prinzip eines Druckwasserreaktors 12 mm Hüllrohre Stahlbeton- Abschirmung Sicherheitsbehälter Stahlbetonhülle Die Problematik der Kernenergie liegt in den physikalischen Gegebenheiten der Kernspaltung begründet. Die bei der Spaltung entstehenden Spaltprodukte geben eine starke radioaktive Strahlung ab, die für den Menschen gefährlich ist. Durch mehrere Sicherheitsbarrieren wird eine gefährliche Strahlung nach außen verhindert. Der Druckbehälter hat bei einem Durchmesser von 5 m und einer Höhe von 13 m eine Wanddicke von 250 mm hochfestem Stahl und ist mit einer 2 m dicken Stahlbeton-Abschirmung umgeben. Sicherheitsbarrieren eines Kernkraftwerkes mit Druckwasserreaktor G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 22

9 Verdichter Wärmetauscher Brennkammer Turbine G ~ Schaltschema der einwelligen offenen Gasturbine mit internem Wärmetauscher GuD-Kraftwerke Gasturbinen-Kraftwerke Bei Gasturbinen mit offenem Prozess wird durch den mit der Turbine gekoppelten Verdichter Luft angesaugt und in die Brennkammer gedrückt. In dieser wird der Brennstoff (Öl, Erdgas) verbrannt. Der Verdichter benötigt rd. 2/3 der Turbinenleistung. Das entstehende heiße Verbrennungsgas, das durch eingemischte Sekundärluft auf die zulässige Eintrittstemperatur (700 C 1000 C) heruntergekühlt wird expandiert in der Turbine und geht in den Abgaskamin (400 C C). Häufig wird es über einen Wärmetauscher zur Luftvorwärmung genutzt, so dass der Gesamtwirkungsgrad von 22 % auf 30 % steigt. Offene Gasturbinen eignen sich wegen ihrer niedrigen Anlagekosten, ihrer kurzen Anfahrzeiten (rd. 5 min bis Volllast) und wegen der niedrigen Wirkungsgrade besonders für Spitzenkraftwerke und Reserveanlagen. Bei der geschlossenen Gasturbine wird das Arbeitsmittel (Luft, Helium) in einem geschlossenen Kreislauf gehalten, wobei die Erwärmung des Gases über Wärmetauscher erfolgen muss. Bei Kraftwerken mit geschlossenen Gasturbinen ist eine wirtschaftliche Ausnutzung besonders dann gegeben, wenn neben der Stromlieferung noch Heizwärmebedarf zu decken ist. Eine energiesparende Nutzung der Abwärme von Gasturbinen wird durch kombinierte Gas- und Dampfturbinenprozesse erreicht. Ein Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerk (GuD-Kraftwerk) ist ein Kraftwerk, in dem die Prinzipien eines Gasturbinenkraftwerkes und eines Dampfkraftwerkes kombiniert werden. Eine oder zwei Gasturbinen (selten bis vier) mit Brennkammer dienen dabei als Wärmequelle für einen nachgeschalteten Abhitzekessel, der wiederum als Dampferzeuger für die Dampfturbine wirkt. Mit diesem Kombikraftwerk wird im thermodynamischen Kreisprozess ein höherer Wirkungsgrad erreicht als mit Gasturbinen im offenen Betrieb oder in konventionell befeuerten Dampfkraftwerken. Kombikraftwerke gehören mit elektrischen Wirkungsgraden von bis zu 60 % zu den effizientesten konventionellen Kraftwerken. GuD-Kraftwerke sind im Kraftwerksmanagement sehr flexibel einsetzbar. Dank kurzer Startzeiten und der Möglichkeit schneller Laständerungen sind sie ideale Mittellast- Kraftwerke. Vorrangig werden diese Kraftwerke im Mittellastbereich und bei Bedarf sogar im Bereich des Spitzenlastbereichs betrieben. Dank des guten Wirkungsgrades lohnt sich aber auch der Dauerbetrieb als Grundlast-Kraftwerk. Im GuD-Kraftwerk wird mit einer oder zwei Gasturbinen und einer Dampfturbine Elektrizität erzeugt, wobei entweder jede Turbine jeweils einen Generator antreibt (Mehrwellenanlage, Multishaft) oder eine Gasturbine mit Generator und auf gemeinsamer Welle ankuppelbar die Dampfturbine (Einwellenanlage, Singleshaft). Die heißen Abgase der Gasturbinen werden in einem Abhitze-Dampfkessel zur Erzeugung von Wasserdampf verwendet. Der Dampf wird anschließend über einen herkömmlichen Dampfturbinenprozess entspannt. Es entfallen ca. 2/3 der elektrischen Leistung auf die Gasturbine und 1/3 auf den Dampfprozess. G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 23

10 Beispielhaft ist ein zweistufiges GuD-Kraftwerk mit einer Gasturbine und einer Dampfturbine als Mehrwellenanlage mit Zwangsumlaufkessel und einer Dampfentnahme aus der Turbine zur Speisewasservorwärmung dargestellt. Rg Eco ND SpB Dtr ND Verd. ND UP ND SP ND Eco HD SP HD Verd. HD AK UP HD Dtr HD ZwÜ MD Überh. HD BK Rg Br Rg L DT HD GG GT V L DT MD DT ND GD KW Ko KoP GuD-Kraftwerk mit zweistufigem Dampferzeuger Der Brennstoff Erdgas Br und die im Verdichter V komprimierte Luft L werden in der Brennkammer BK der Gasturbine GT gezündet. Die bis zu 1500 C heißen Abgase Rg strömen dann direkt über die Gasturbinenschaufeln und erzeugen dort Energie, die den Generator GG der Gasturbine antreibt. Danach gelangen die Abgase mit einer Durchschnittstemperatur von ca. 620 C in den Abhitzekessel AK. Beginnen wir den Wasser-Dampf-Kreisprozess im Kondensator Ko. Im Kondensator wird dem entspannten Dampf bei ca. 35 C und einem Druck von etwa 0,05 bar mit dem Kühlwasser KW Energie entzogen, so dass er kondensiert. Die Kondensatpumpe KoP komprimiert das Kondensatwasser auf ca. 6-8 bar und fördert es in den Speisewasserbehälter SpB. Mit einer geringen Dampfentnahme vor der Niederdruck-Dampfturbine wird das Speisewasser erwärmt bevor es von der Speisewasserpumpe SP ND auf ca bar komprimiert wird. Im oberen Teil des Abhitzekessels wird dieses Speisewasser im Speisewasservorwärmer ECOND bis zur Verdampfungstemperatur erhitzt und der Dampftrommel DTr ND zugeführt. Die Umlaufpumpe UP ND fördert das Wasser von der Dampftrommel DTr ND durch den Verdampfer Verd.ND im Kreislauf. Vom oberen Bereich dieser Dampftrommel kann Frischdampf auf die Mitteldruckturbine DT ND gegeben werden. Aus dem unteren Bereich dieser Dampftrommel komprimiert die Speisewasserpumpe SP HD G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 24

11 das Wasser auf einen Druck von bar und fördert es durch den Speisewasservorwärmer ECOHD in die Dampftrommel DTr ND. Die Umlaufpumpe UP HD fördert das Wasser von der Dampftrommel DTr HD durch den Verdampfer Verd.HD im Kreislauf. Vom oberen Bereich dieser Dampftrommel wird der Sattdampf im Überhitzer Überh.HD, der an der heißesten Stelle im Abhitzekessel AK untergebracht ist, auf bis zu 600 C überhitzt und der Hochdruck-Dampfturbine DT HD als Frischdampf zur Verfügung gestellt. Der entspannte Dampf der Hochdruck-Dampfturbine 30-0 bar wird im Zwischenüberhitzer ZwÜMD wieder auf nahezu 600 C erhitzt und steht danach als Frischdampf für die Mitteldruck- Dampfturbine DT MD zur Verfügung. Der entspannte Dampf der Mitteldruck-Dampfturbine wird mit 6- bar auf die üblich doppelflutige Niederdruck-Dampfturbine DT ND gegeben. Der entspannte Dampf schließt im Kondensator Ko den Kreisprozess. Die drei Dampfturbinen bilden mit dem Generator GD einen Wellenstrang. Beide Generatoren leiten den erzeugten Strom über einen Transformator in das Hochspannungsnetz. Mit dem Block Ulrich Hartmann im E.ON-Kraftwerk Irsching, einem GuD-Kraftwerksblock in Singleshaft-Ausführung mit einem Frischdampf von 170 bar bei 600 C und einer Nettoleistung von 561 MW, konnte im September 2011 erstmals ein Kraftwerks- Wirkungsgrad von mehr als 60% erzielt werden. 2.2 Kraftwerke regenerativer Energiequellen Regenerative (erneuerbare) Energien sind Primärenergien, die laufend von der Natur ergänzt werden. Die Nutzung dieser Energien für die Elektrizitätserzeugung begann bereits vor 1900 mit dem Bau von Wasserkraftwerken. Sie setzte sich fort mit der elektrischen Energieerzeugung aus Wind, Sonne und Biomasse. Im Vergleich zu fossilen und nuklearen Brennstoffen mit sehr hohen und der Wind- und Sonnenenergie mit geringen Leistungsdichten weist die Energie des Wassers eine mittlere Leistungsdichte auf. Die regenerativen Energien decken in Deutschland z.zt. rd. 25 % des elektrischen Energiebedarfs. Mit dem Stromeinspeisegesetz von 1991 begann in Deutschland die Förderung der regenerativen Energien (Wind, Sonne, Biogas). Das deutsche Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) von 2000 soll dem Klimaschutz dienen und gehört zu einer Reihe gesetzlicher Regelungen, mit denen die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern wie Erdöl, Erdgas oder Kohle sowie von Kernkraft verringert werden soll. Die Regelungen des EEG betreffen ausschließlich die Stromerzeugung. Der Anteil von Wind, Sonne und Biogas an der gesamten Elektrischen Energieerzeugung ist dank der gesetzlichen Regelung in den letzten Jahren stetig angestiegen. Jahr Kraftwerksart Nettoerzeugung in TWh Anteil an gesamten Stromerzeugung Wasser 15,15 20,5 20,8 19,7 18,5 5,0 % 4,2 % 3,7% 3,3 % 3,2% Wind < 0,01 9,2 27, ,4 1,9 % 4,8% 6,1 % 8,9% Sonne <0,01 0,05 1, ,4 0,01 % 0,2% 2,0 % 5,6% Biogas <0,01 4,5 14, ,9 % 2,5% 5,6 % 9,3% GESAMT 15,15 34,3 63, ,0 % 7,0 % 11,2% 17,0 % 27% Anteil der regenerativen Energien an der gesamten elektrischen Energieerzeugung in Deutschland G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 25

12 Wasserkraftwerke Beim Wasserkraftwerk wird die potentielle Energie des Wassers mittels Fallrohr in kinetische Energie umgewandelt und auf das Laufrad der Wasserturbine übertragen. Die Turbine treibt einen Generator an, der die Rotationsenergie in elektrische Energie umwandelt. Die elektrische Leistung P ab eines Wasserkraftwerkes wird durch die je Sekunde zugeführte Wassermenge V, die Fallhöhe H und den Kraftwerkswirkungsgrad WK bestimmt. Dichte von Wasser W Erdbeschleunigung g P P zu ab d{w = dt = P kin } = zu WK = T Ü G d{w dt pot } = m g H = V g H (2.3) W (2.4) (1 ) (2.5) WK Oberwasser Turbine: T 0,89; Getriebe: Ü 0,98; Generator: G 0,95; Eigenbedarf: 0,01. H G 3~ Unterwasser Prinzip eines Wasserkraftwerkes Laufwasserkraftwerke nutzen das natürliche Gefälle eines Flusses aus. Sie verarbeiten das ständig nachfließende Wasser und haben nur eine begrenzte Speicherfähigkeit. Sie werden zur Deckung des Grundlastbedarfs an elektrischer Energie eingesetzt. Zur Abarbeitung des geringen Gefälles und der großen Wassermengen hat sich die KAPLAN- Turbine (Niederruckturbine mit axialem Wassereintritt) als günstigste Bauart erwiesen. Speicherkraftwerke werden in geeigneten Geländeformen mit einem natürlichen Wasserzulauf durch den Bau von Talsperren errichtet. Eine kontinuierliche Nutzung des Wassers ist nicht zweckmäßig. Speicherkraftwerke werden in der Elektrizitätsersorgung zur Spitzenbedarfsdeckung eingesetzt. Wegen der großen Fallhöhen kommen bei Speicherkraftwerken FRANCIS-Turbinen (Mitteldruckturbine mit radialem Wassereintritt) oder PELTON-Turbinen (Hochdruckturbine mit tangentialem Wassereintritt), wenn ein sehr großes Gefälle vorliegt, zum Einsatz. KAPLAN-Turbine (5 m bis 70 m) G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 26

13 OW Staumauer 2 Oberbecken 3 Unterbecken 4 Wasserschloß 5 Fallrohr 6 Turbine OW Oberwasser UW Unterwasser H max maximale Fallhöhe H min minimale Fallhöhe 5 6 H min UW 3 H max Speicherkraftwerk FRANCIS-Turbine (35 m bis 600 m) PELTON-Turbine (350 m bis 1800 m) Pumpspeicherkraftwerke fangen das von den Turbinen verarbeitete Wasser in einem Unterbecken auf. In Zeiten mit Energieüberschuss wird das Wasser wieder ins Oberbecken zurückgepumpt. Pumpspeicherkraftwerke bieten somit die Möglichkeit, elektrische Energie in potentielle Energie des Wassers zurückzuverwandeln und solange zu speichern, bis die elektrische Energie für Bedarfsspitzen benötigt wird. Trotz der Kosten für das Hochpumpen ist der Betrieb von Pumpspeicherkraftwerken wirtschaftlich. Das liegt an den guten Wirkungsgraden der Wasserkraftwerke und Pumpanlagen, zum anderen an den günstigen Energiekosten während der Schwachlastzeiten. (1 ) (2.6) PS = TB PB Betrachtet man den Gesamtwirkungsgrad eines Pumpspeicherkraftwerkes PS, so setzt sich dieser aus dem Wirkungsgrad bei Turbinenbetrieb TB, aus dem Wirkungsgrad bei Pumpbetrieb PB und aus dem Eigenbedarf zusammen. G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 27

14 Oberwasser M/G 3~ Prinzip eines Pumpspeicherkraftwerkes Unterwasser Windkraftwerke Die Windkraftwerke wandeln mit Hilfe von Windturbinen (Windräder) einen Teil der Strömungsenergie der Luft in Rotationsenergie und anschließend über Getriebe und Generator oder direkt über einen hochpoligen Ringgenerator in elektrische Energie um. Da bei einer Windkraftanlage ein Teil der zugeführten kinetischen Energie W kin notwendigerweise v L1 v L2 mit der Abluft wieder abgeführt wird, werden für die Umwandlung von Wind- D Prinzip eines Windkraftwerkes G 3~ in Rotationsenergie nur Wirkungsgrade bis maximal 50 % erzielt. Die nutzbare Leistung P ab errechnet sich aus der je Sekunde zugeführten Windenergie P zu und dem Gesamtwirkungsgrad LK der Anlage. P zu = d{w dt kin } = m v 2 2 L = 2 D 8 L v 3 L (2.7) Rotordurchmesser D Dichte der Luft L Windgeschwindigkeit v L Pab PL Pzu LK (2.8) Für die Berechnung des maximalen theoretischen Wirkungsgrades LKtheor geht man von einem sehr vereinfachten Schema mit einem mittleren Massestrom aus. G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 28

15 vl1 vl2 2 m = L D (2.9) 2 4 Die dem Wind durch das Windrad entzogene Leistung P berechnet sich zu: d {W P = dt kin } = 2 L1 m (v v 2 Die dem Wind entzogene Leistung wird für x = 1/3 maximal: P max 2 2 D = L v 3 L1 2 L2 ) = 2 D 16 LKtheor L 27 Windkraftwerke werden heute vorwiegend für Nennleistungen von 200 kw bis 7,5 MW gebaut. Sie arbeiten im Allgemeinen im Netzparallelbetrieb. Sobald die Windgeschwindigkeit v L 2 m/s (2-3 Bft) übersteigt, schaltet sich die Windkraftanlage automatisch ein. Der Wirkungsgrad LK steigt bis v L 5 m/s (3-4 Bft) zum maximalen Wirkungsgrad LKmax an. Bei vielen Windkraftanlagen wird der maximale Wirkungsgrad LKmax im Windgeschwindigkeitsbereich v L 5 m/s bis 11 m/s (3-4 Bft bis 5-6 Bft) erreicht. Mit dem beginnenden Starkwindbetrieb geht die Windkraftanlage in den Regelbetrieb über, so dass der Wirkungsgrad kontinuierlich bis zur Nennwindgeschwindigkeit v LN 15 m/s (7 Bft) auf LKN = 0,5...0,6 LKmax sinkt. Die abgegebene Leistung steigt in diesem Windgeschwindigkeitsbereich nur noch gering an. Oberhalb von v LN 15 m/s werden Windkraftanlagen im Starkwindbetrieb geregelt betrieben, so dass die abgegebene elektrische Leistung nahezu konstant ist (P L = P LN ). Bei einer maximalen Windgeschwindigkeit v Lmax 25 m/s (10 Bft) erfolgt Sturmabschaltung. Die Pitch-Regelung mit aktiver Rotorblattverstellung ermöglicht den optimalen Einstellwinkel der Rotorblätter bei verschiedenen Windstärken. Bei Sturm werden die Blätter parallel zur Windströmung gerichtet, bis sich der Rotor nicht mehr dreht. Bei der Stall-Regelung ist das aerodynamische Profil der Rotorflügel so angelegt, dass bei Erreichen einer bestimmten Windgeschwindigkeit ein Strömungsabriss an den Rotorblättern erfolgt. Dadurch werden die Antriebskräfte auf den Rotor reduziert. Bei Windkraftanlagen größerer Leistung kommt heute vorwiegend die Pitch-Regelung mit aktiver Rotorblattverstellung zum Einsatz. Für den Wirkungsgrad LK gelten nachstehende Näherungen für die entsprechenden Windbereiche: 0 vl vl1 LK = 0 vl1 vl vl2 LK vl - v = L1 LK max vl2 - vl1 vl2 vl vl3 LK = LK max (2.12) vl3 vl vln LK v L - v = L3 LK max - LK max - LKN vln - vl3 vln vl vlmax LK 3 v = LN LKN v L Für die abgegebene elektrische Leistung P L gilt in allen Windbereichen bis zur Sturmabschaltung: PL 3 PLN vl = LK LKN v LN v L1 (1 x x 59,3 % 2 x 3 ) v mit x v L2 L1 (2.10) (2.11) (2.13) G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 29

16 1,2 60 bezogene el. Leistung PL / PLN 1,0 0,8 0,6 0,4 0, Wirkungsgrad hlk in % 0, Windgeschwindigkeit in m/s Wirkungsgrad LK und bezogene elektrische Leistung P L /P LN von Windkraftanlagen nach der Näherung (Gl. 2.12) in Abhängigkeit der Windgeschwindigkeit v L Solarelektrische Kraftwerke Die direkte Umwandlung des Sonnenlichtes zur Elektrizitätserzeugung erfolgt mit Solarzellen (Fotoelementen). Eine monokristalline Silizium-Solarzelle (125 mm 125 mm) besteht aus einem p-leitendem Si-Einkristall (Dicke rd. 250 µm, mit Bor dotiert), in das eine dünne n-leitende Zone (rd. 1 µm) eindotiert wird. Die einzelnen Solarzellen sind durch Reihen- und Parallelschaltung zu Modulen und diese dann zu Modulgruppen zusammengeschaltet. Wechselrichter wandeln anschließend den Gleichstrom in einen netzsynchronen Drehstrom Einstrahlung in W/m Mittlere Jahresdauerlinie der Strahlungsdichte auf eine 30 geneigte Südfläche in Deutschland Stunden pro Jahr G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 30

17 Vorteile der direkten Nutzung der Sonnenenergie: praktisch unerschöpflich und an jedem Ort verfügbar, Energieumwandlung ist umweltfreundlich, Solaranlagen sind verschleiß- und wartungsarm. Nachteile: hohe Kosten für die Elektrizitätserzeugung, geringe mittlere Strahlungsdichte in der BRD (100 bis 120 W/m 2 ), starke Schwankungen der verfügbaren Sonnenenergie, niedriger Wirkungsgrad der einsetzbaren Solarzellen (je nach Siliziumstruktur 12 bis 18 %). Solarmodule werden so ausgelegt, dass das Produkt aus U und I möglichst groß wird. Das Optimum liegt im MPP (Maximum-Power-Point), gemessen in Wp (Watt peak). 2,5 E = 1000 W/m 2 I/A 2,0 1,5 1,0 E = 800 W/m 2 E = 500 W/m 2 MPP Strom-Spannungs- Charakteristik eines Solarmoduls für = 25 C 0, U/V 2.3 Kraftwerkseinsatz Jede Kraftwerksart hat aus wirtschaftlichen und technischen Gründen ihre Aufgabe im Rahmen der öffentlichen Elektrizitätsversorgung. Die Einsatzweise eines Kraftwerkes wird bestimmt durch: die Erzeugerkosten je kwh, die Charakteristik der Leistungsregelung, den Vorrat an Primärenergie, die notwendige Reservehaltung (rd. 20% der gesamten Kraftwerksleistung, Tendenz sinkend). Mehrere, verschiedene Kraftwerke werden von einer zentralen Einsatzplanung und Einsatzsteuerung entsprechend den Netzbelastungen eingesetzt. G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 31

18 Leistung in % Wintertag Kochspitze Nachtspeicher Abendspitze Die Netzbelastung eines Versorgungsgebietes ist über 24 Stunden nicht konstant. Entsprechend dem Tagesbelastungsdiagramm treten während der verschiedenen Tageszeiten Schwankungen auf. Deutliche Unterschiede liegen zwischen einem Winter- und Sommertag. 50 Sommertag Licht- und Fernsehspitze Tagesbelastungsdiagramme 40 Arbeitsbeginn Uhrzeit Die Einsatzplanung erfolgt nach wirtschaftlichen und technischen Gesichtspunkten. Man unterscheidet entsprechend der Jahresbenutzungsdauer t b folgende Kraftwerksarten: Grundlastkraftwerke (Kernkraft-, Braunkohle- und Laufwasserkraftwerke) mit t b > 6000 h und den niedrigsten Erzeugungskosten; Mittellastkraftwerke (Steinkohle-, Heizöl- und Erdgaskraftwerke) mit 6000 h t b 2000 h, die in ihrer Leistungsabgabe gut regelbar sind; Spitzenlastkraftwerke (Gasturbinenkraftwerke, Speicherkraftwerke mit natürlichem Wasserzulauf und Pumpspeicherkraftwerke) mit t b < 2000 h, die in ihrer Leistung gut regelbar sind und kurzfristig eingesetzt werden können. Wa t b = (2.14) P m W a = jährlich abgegebene elektrische Energie P m = maximal erzeugte Leistung (meistens Nennleistung) Leistung Grundlast Spitzenlast Mittellast Die Einsatzsteuerung der Kraftwerke durch die Lastverteilerzentralen der EVU muss sicherstellen, dass in jedem Augenblick der Verbrauch und die Erzeugung von elektrischer Energie im Gleichgewicht stehen, zu jeder Zeit eine ausreichende Leistungsreserve für Kraftwerksausfälle und Lastspitzen vorhanden ist, insgesamt die elektrische Energie zu möglichst günstigen Kosten erzeugt wird Uhrzeit 24 Tagesbelastungsdiagramm mit Grund-, Mittel- und Spitzenlast G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 32

19 P max Leistung Ermittlung der Jahresbenutzungsdauer t b t/h t b 8760 Regelung des elektrischen Energienetzes Weil elektrischer Strom nicht im nennenswerten Umfang gespeichert werden kann, müssen Lastschwankungen durch die Verbraucher und die unregelmäßig anfallende und schwer voraussehbare Produktion durch die Windkraftanlagen durch konventionelle Kraftwerke ausgeregelt werden. Diese Regelungsaufgabe haben in Deutschland - aufgeteilt in vier Zonen - die Netzbetreiber RWE Net, Eon, EnBW und Vattenfall Europe übernommen: eine Leistung, die bei der Kalkulation der Netznutzungs-Preise deutlich zu Buche schlägt und die künftig teurer werden wird. Durch das Aufstellen weiterer Windräder wachse der Bedarf an sogenannter Regelenergie, die zudem deutlich teurer sei als etwa Grundlaststrom, heißt es bei den vier Netzbetreibern. Welche Aufgabe hat die Regelenergie, und wie wird sie bereitgehalten? Nicht nur im europäischen UCTE-Verbundnetz (Union of the Coordination of Transmission of Electricity), sondern bis hinunter zu den kleinsten Regelzonen ist die auf 50 Hz festgelegte Netzfrequenz ein entscheidender Indikator für Zuverlässigkeit. Abweichungen zwischen der Stromerzeugung und dem -verbrauch führen zu Frequenzschwankungen; sie sind daher grundsätzlich nicht zu vermeiden. Diese Frequenzschwankungen müssen jedoch eng begrenzt werden, um Störungen oder gar einen großflächigen Netzzusammenbruch zu verhindern. Diese Aufgabe übernimmt die permanent vorgehaltene Regelenergie, die man nach Primär-, Sekundär- und Minutenreserve unterscheidet. Die Primärreserve, die von allen europäischen Netzbetreibern solidarisch betrieben wird, dient der augenblicklichen Stabilisierung des Netzes. Sie wird automatisch aktiviert, zuständig ist dafür der Frequenzleistungsregler der Turbine. Die Sekundärregelleistung 1öst die Primärreserve ab, sorgt für den Ausgleich zwischen Stromangebot und -nachfrage und stellt die Frequenzabweichung auf Null zurück (Leistungsfrequenzregelung). Für die Steuerung ist ein automatisch sich aktivierender, zentraler Regler zuständig. Die Minutenreserve wird benötigt, wenn es innerhalb einer Regelzone zu größeren Leistungsbilanzstörungen kommt, die von der Sekundärreserve allein nicht ausgeglichen werden können. Hier sind die Reaktionszeiten so groß, dass manuell eingegriffen werden kann, um Speicher-, Pumpspeicher-Kraftwerke oder Gasturbinen anwerfen zu können. G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 33

20 Während man sich das schnelle Anfahren einer Wasserturbine noch anschaulich vorstellen kann fällt das sekundenschnelle Bereitstellen von Regelenergie bei einem Dampfkraftwerk schon schwerer. Klassischerweise wird dazu die Anlage angedrosselt : Durch das teilweise Schließen eines Ventils wird die Leistung des Kraftwerks reduziert. Die Anlage fährt dann nicht im optimalen Wirkungsgradbereich. Sie verbraucht mehr Brennstoff und produziert damit auch mehr Kohlendioxyd als unter Volllast. Um Reserveleistung vorhalten zu können, muss das Kraftwerk also deutlich unterhalb seines maximalen Leistungsvermögens betrieben werden. Eleganter, aber deutlich aufwendiger ist die kurzzeitige Inanspruchnahme von Dampfströmen, die nicht direkt für den Antrieb des Generators verwendet werden. Durch kurzzeitiges Absperren von Dampfentnahmen - etwa zum Vorwärmen des Kesselspeisewassers - kann die Leistung des Generators schnell um einige Prozent erhöht werden. Doch das funktioniert nicht länger als zwei bis drei Minuten. Danach müssen die Dampfentnahmen wieder geöffnet werden, soll der Wasser-Dampf-Kreislauf nicht nachhaltig gestört werden. Durch den Teillastbetrieb für die Regelenergie sinkt der Wirkungsgrad des Kraftwerks. Bei einem Windanteil von 15% werden erhöhte Verluste durch Regelenergie erwartet, die rd. 25% des Windanteils betragen. Reserven Primärreserve Sekundärreserve Minutenreserve Reaktionszeiten bis 30 Sekunden 30 Sekunden bis 15 Minuten 15 Minuten bis 1 Stunde Leistungsreserven in Deutschland 750 MW (im europäische UCTE- Verbundnetz 300 MW) 3400 MW Einspeisung von fehlender Leistung ins Netz 2600 MW Aufnahmefähigkeit von Überschussleistung 3200 MW Einspeisung von fehlender Leistung ins Netz 2200 MW Aufnahmefähigkeit von Überschussleistung Inanspruchnahme bezogen auf ein Jahr weniger als 5% 20% bis 30% 5 bis 10% Reserveleistung zur Absicherung des Stromnetzes G. Schenke, Technik/Wirtschaft/Politik FB Technik, Abt. E+I 34