Endbericht. Energetisch und wirtschaftlich optimierte Biomasse-Kraft-Wärmekopplungssysteme auf Basis derzeit verfügbarer Technologien

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1 eine Initiative des Bundesministeriums für Verkehr, Innovation und Technologie (BMVIT) Endbericht erstellt am 28/11/2008 Energetisch und wirtschaftlich optimierte Biomasse-Kraft-Wärmekopplungssysteme auf Basis derzeit verfügbarer Technologien Projektnummer Auftragnehmer: Renet-Kompetenzknoten Güssing, Forschungsinstitut für erneuerbare Energie GmbH 2. Ausschreibung der Programmlinie Energiesysteme der Zukunft

2 Titel Energetisch und wirtschaftlich optimierte Biomasse-Kraft-Wärmekopplungssysteme auf Basis derzeit verfügbarer Technologien Synopsis Deutsch Die Studie befasst sich mit der Untersuchung von Optimierungspotenzialen für Biomasse- Kraft-Wärmekopplungen. Optimalen Anlagenkonzeptionen mit verfügbaren Technologien für einen energetisch und wirtschaftlich optimierten Betrieb werden dargestellt. English The study deals with the analysis of optimization potential of biomass cogeneration systems. Optimized conceptions of plants based on available technology are described to achieve an optimal energetic and economical operation. Projektleiter Dipl. Ing. Dr. techn. Richard Zweiler Renet-Kompetenzknoten Güssing - Forschungsinstitut für erneuerbare Energie GmbH Projektmitarbeiter Dipl. Ing. (FH) Christian Doczekal Dipl. Ing. (FH) Klaus Paar Dipl. Ing. (FH) Gerald Peischl Renet-Kompetenzknoten Güssing - Forschungsinstitut für erneuerbare Energie GmbH Güssing, November 2008

3 Das vorliegende Werk wurde sorgfältig erarbeitet. Dennoch übernehmen die Autoren für die Richtigkeit von Angaben, Hinweisen und Ratschlägen sowie für eventuelle Druckfehler keine Haftung. Seite 3

4 Inhaltsverzeichnis Inhaltsverzeichnis Kurzfassung Kurzfassung deutsch Abstract Projektabriß Einleitung Allgemeines Vorarbeiten zum Thema Schwerpunkte Einpassung in die Programmlinie Projektstruktur AP1: Erhebung von verfügbaren Anlagen und Geräten AP2: Modellbildung AP3: Variantenrechnung und Sensibilitätsanalyse AP4: Wirtschaftlichkeit von Optimierungsmaßnahmen AP5: Endbericht/Publizierung Ziele des Projektes Erhebung von Daten aus verfügbaren Anlagen und Geräten Erhebung in Österreich betriebener Anlagen im betrachteten Leistungsbereich Anlage 1: ORC-Anlage, Nennleistung: 800 kw el Anlage 2: ORC-Anlage, Nennleistung: kw el Anlage 3: Dampfschraubenexpander, Nennleistung: 730 kw el Erhebung verfügbarer alternativ einsetzbarer relevanter Anlagenkomponenten Dampfturbine Dampfschraubenexpander Dampfmotor ORC-Prozess (Organic Rankine Cycle) Randbedingungen Anlagenkonzepte Seite 4

5 5.3. Erhebung der technischen Daten für Modellbildung zur Simulationsrechnung Turbinendaten Daten Dampfmotor Luftkondensator Erhebung der Preise für Anlagen- und Gerätealternativen ORC-Modul Anbieter Biomasse ORC-Kessel Anbieter Dampfstrahlapparat und Wasserringpumpe Anbieter Luftkondensator Dampfmotor Kondensationsturbine mit geregelter Entnahme Verschiedene nahezu baugleiche KWK-Anlagen, 2 Anbieter Einsparmaßnahme Tischkühler Modellbildung - Prozesssynthese Erstellung von typischen Nutzungsprofilen Erstellung mathematischer Modelle zur numerischen Abbildung Gesamtsystemmodell einer Dampfturbinenanlage Entnahmekondensationsturbinenanlage Gegendruckturbinenanlage Dampfkessel Variantenrechung und Sensibilitätsanalyse Wahl der Leistungsgröße ORC-Systeme: Standardsystem - Splitsystem Feuerung und Kessel Systemvariationen Standardsystem mit Thermoöltemperaturen 300/250 C Standardsystem mit Thermoöltemperaturen 315/260 C Splitsystem mit Thermoöltemperaturen 300/250 C Splitsystem mit Thermoöltemperaturen 315/260 C Analyse Dampfkessel Simulationsmodell Verschmutzung der Wärmetauscher Seite 5

6 7.4. Pinch-Point Analyse Fernwärmekondensator Wirtschaftlichkeit von Optimierungsmaßnahmen Allgemeine Grundlagen Variantenrechnungen Gegendruckturbinenanlage Jahresenergiemengen bei unterschiedlichen Bandlasten Gesamtjahresnutzungsgrad Brüdendampf Mindestkondensatorleistung Frischdampftemperatur und -druck Isentroper Turbinenwirkungsgrad Fernwärmeverkaufspreis Investitionskosten Preisindex Brennstoff Preisindex Wärmeverkauf Jahresbetriebsstunden Eigenstrombedarf Ökostromtarif Zusammenstellung Ergebnisse Gegendruckturbinenanlage Variantenrechnungen Entnahme-Kondensationsturbinen-anlage Gleichdruckturbine Vergleich Gleichdruck- mit Reaktionsturbine Zusammenstellung Ergebnisse Entnahme-Kondensationsturbinenanlage Variantenrechnungen ORC-Anlage Jahresenergiemengen bei unterschiedlichen Bandlasten Vergleich ORC-Systeme Stromgestehungskosten Brennstoffpreisindex Investitionskosten Fernwärmeverkaufspreis Jahresbetriebsstunden Mindestkondensatorleistung Elektrischer Wirkungsgrad Seite 6

7 Kostenverteilung Ökostromtarif Zusammenstellung Ergebnisse ORC-Anlage Vergleich Entnahme-Kondensations- und Gegendruckturbine sowie ORC Spezifische Brennstoffkosten Stromgestehungskosten Gesamtjahresnutzungsgrad Elektrischer Nettojahresnutzungsgrad Vergleich mit anderen Studien Technoökonomische Studie Kraft-Wärme-Kopplung mit Biomasse [13] Machbarkeitsstudie 4 % Ökostrom bis 2008 [17] Publikation der Ergebnisse Symposium Optimierte KWK-Systeme Diplomarbeit Energetische Analyse von Biomasse-KWK Aufgabenstellung Bezug zu den Zielen der Programmlinie Schlussfolgerungen/Ausblick Literaturverzeichnis Abbildungsverzeichnis Tabellenverzeichnis Anhang... I Auswahl von Anlagen in Österreich im betrachteten Leistungsbereich... I Dokumentation Gegendruckturbinenanlage... III Allgemein... III Kessel... IV Frischdampfentnahme... IV Turbine... IV Kondensator, Rückkühler... V Kondensatbehälter... VI Speisewasserbehälter... VI Speisewasserpumpe... VI Generator und Getriebe... VI Seite 7

8 Eigenverbrauch, Elektrischer Output... VI Fernwärmenetz... VII Dokumentation Entnahme-Kondensationsturbinenanlage... XV Allgemein... XV Kessel... XVI Frischdampfentnahme... XVI Turbine... XVI Kondensator... XVII Kondensatbehälter... XVII Speisewasserbehälter... XVII Speisewasserpumpe... XVIII Entnahme... XVIII Speisewassereinspritzung... XVIII Fernwärmekondensator (Heizkondensator)... XVIII Generator und Getriebe... XVIII Eigenverbrauch, Elektrischer Output... XIX Fernwärmenetz... XIX Seite 8

9 1. Kurzfassung 1.1. Kurzfassung deutsch Diese Studie behandelt die kombinierte Bereitstellung von elektrischer und thermischer Energie aus Biomasse in einem Leistungsbereich bis 2 MW el. Die Grundlage für die hier betrachteten Biomasse KWK Anlagen konventioneller Technik stellt der Dampfkraftprozess dar. Als Medium wird dabei einerseits Wasser, andererseits organisches Arbeitsmittel mit hoher Molekülmasse in die Betrachtungen einbezogen. Als Arbeitsmaschinen im Wasserdampfprozess werden hauptsächlich Turbinen eingesetzt, wobei prinzipiell in der Bauart zwischen Aktions- (Gleichdruck-) und Reaktions- (Überdruck-) turbine unterschieden wird. Die Gleichdruckturbine stellt eine robustere Turbine mit geringeren Investitionskosten, jedoch geringerer Effizienz gegenüber einer Reaktionsturbine dar und wird üblicherweise in dem betrachteten Leistungsbereich eingesetzt, wobei jedoch heute auch schon Reaktionsturbinen für den Leistungsbereich unter 2 MW el am Markt erhältlich sind. Der Dampfschraubenexpander und der Dampfmotor sind weitere Arbeitsmaschinen, die aber in Anlagen konventioneller Technik kaum eingesetzt werden, und somit als Nischenarbeitsmaschinen für spezielle Anwendungen bezeichnet werden können. Im ORC- Prozess finden als Arbeitsmittel hauptsächlich Silikonöle Verwendung, als Arbeitsmaschinen werden langsam laufende, direkt gekoppelte Axial-Turbinen eingesetzt. KWK Anlagen mit Wasser als Arbeitsmedium und mit Gegendruckturbinen kondensieren den Abdampf der Turbine auf einem für wärmetechnische Zwecke nutzbaren Temperaturniveau (fernwärmegekühlter Kondensator) aus, was zwar den elektrischen Wirkungsgrad der Anlage vermindert, jedoch die Nutzung eines großen Teils der Abwärme ermöglicht, wodurch der Gesamtenergienutzungsgrad bezogen auf den eingesetzten Brennstoff erhöht wird. Diese Anlagen werden meist wärmegeführt betrieben. Bei Kondensationsturbinen steht die Ausbeute an elektrischer Energie im Vordergrund (stromgeführte Anlage), weswegen das Kondensationstemperaturniveau sehr tief angesetzt wird (Umgebungsbedingungen, d.h C), wodurch eine thermische Nutzung der Abwärme im Normalfall nicht mehr möglich ist. Bei Entnahme-Kondensationsturbinen wird der zusätzliche Bedarf an Nutzwärme bei geeignetem Druckniveau aus der Turbine ausgekoppelt. Als Kondensatoren werden direkt luftgekühlte Kondensatoren oder Vakuumkondensatoren verwendet. Zur Evakuierung der Luft aus dem Kreislauf werden hauptsächlich Dampfstrahlapparate eingesetzt, es ist jedoch auch die Evakuierung mit Hilfe von Wasserringpumpen möglich. Ein wesentlicher Faktor für eine hohe Ausnutzung der zugeführten Brennstoffenergie ist die Nutzung der bei solchen Prozessen immer anfallenden Wärmeenergie. Daher wird dem Wärmebedarf besonderes Augenmerk geschenkt. Das Nutzungsprofil eines Fernwärmenet- Seite 9

10 zes wird mit Hilfe einiger Parameter (Wetterdaten, Bandlast, Netzweitläufigkeit ) nachgebildet. Diese Jahresdauerlinie zeigt, welche prozentuelle Leistung des Fernwärmenetzes über welchen Zeitraum im Jahr benötigt wird. Dadurch können Rückschlüsse auf die Wärmemenge gezogen werden, die innerhalb eines Jahres in das Fernwärmenetz geliefert werden kann. Durch Variation der Parameter wird der Einfluss von unterschiedlichen Fernwärmenetzen auf die Brennstoffausnutzung und das Verhalten der KWK-Anlage simuliert. Im Rahmen dieses Projektes wurden umfangreiche Simulationstools entwickelt. Die mathematischen Modelle einer Entnahmekondensationsturbinenanlage, einer Gegendruckturbinenanlage sowie einer ORC-Anlage wurden aufgebaut. Mit Hilfe von durch Jahresdauerlinien definierten virtuellen Fernwärmenetzen wurden Jahressimulationen durchgeführt. Mittels finanzmathematischen Methoden wurden Wirtschaftlichkeitsberechnungen durchgeführt und die Anlagen in energetischer und wirtschaftlicher Hinsicht bewertet. In Parameterstudien wurden verschiedene Einflussgrößen variiert und die Auswirkungen aus energetischer und wirtschaftlicher Betrachtung dargestellt. Ein Vergleich zwischen Gegendruckturbinenanlage, Entnahme-Kondensationsturbinenanlage sowie ORC-Anlage schließt die Untersuchungen ab. Mit Hilfe der dargestellten Diagramme ist es möglich, die Auswirkungen der Änderung einzelner Parameter auf die Wirtschaftlichkeit des Gesamtsystems abzuschätzen. Dadurch können Planer sowie Betreiber solcher Anlagen die Ergebnisse dieser Studie als Werkzeug zur Entscheidungsfindung heranziehen. Das Ergebnis der Berechnungen zeigt außerdem, dass biomassebetriebene KWK-Anlagen in einem Leistungsbereich bis 2 MW el unter den Bedingungen der aktuellen Ökostromverordnung 2008 nur unter selten vorhandenen Randbedingungen wirtschaftlich betrieben werden können. Seite 10

11 1.2. Abstract The study deals with the combined generation of electricity and thermal energy from biomass up to capacities of 2 MW el. The basis for the cogeneration plants of conventional technology fired by biomass is the steam cycle. As working fluids water on the one hand and a high molecular mass organic fluid on the other hand are considered. The prime movers mainly used for the steam cycle are steam turbines. Turbines may principally be classified as impulse turbine or reaction turbine. The impulse turbine is a rugged turbine with lower investment costs; however the efficiency is smaller than the efficiency of a reaction turbine. Impulse turbines are mainly used in this range of performance although there are also impulse turbines with a capacity of 2 MW el available nowadays. Further, there are screw type steam engines and the piston type steam engines which are usually not used in plants of conventional technology. The Organic Rankine Cycle (ORC) uses a high molecular mass organic fluid like silicon oil. Prime movers used in Organic Rankine Cycles are low-speed direct coupled axial-flow turbines. Cogeneration plants with steam as working fluid and back pressure turbine are condensing the exhaust steam of the turbine on a temperature level, which is suitable for thermo technical purposes (district heating condenser). This procedure reduces the electrical efficiency of the plant, however the major part of the waste heat can be used, which causes an increased utilization ratio for the whole energy related to the fuel used. The present capacity of such cogeneration plants are mostly defined by the demand of heat. The major aim of a plant with a condensing turbine is the production of electricity. Therefore, the level of the condensing temperature is low and the utilization of condensing heat is usually not possible. With a steam extracting turbine the additional demand of heat is gained by steam extraction from the turbine at a specific pressure level. The types of condensers used are air condensers or vacuum condensers. Usually boosters are used to evacuate the air from the cycle. Although the usage of water ring pumps is possible. The use of the heat generated in the process is a fundamental factor for the high utilization of the fuel used. Therefore, the annual power consumption profile of a district heating network is modelled by parameters like meteorological data, constant power consumption and circuitousness of the network. The annual duration curve shows the ordered percentage of power consumption of the district heating network at each period of the year. This leads to inferences about the annual heat quantity which can be supplied to the district heating network. The influence of different district heating networks on the utilization of the fuel and the performance of the cogeneration plant can be simulated by variation of parameters. The mathematical model of an steam extracting condensing turbine plant, a back pressure turbine plant and an ORC plant was stablished. By using a virtual district heating network Seite 11

12 based on annual power consumption profile annual simulations were carried out. The systems were evaluated in energetic and economical terms. Methods of financial mathematic were used to run the calculations of profitability. By means of a parametric study the influence of different variables was investigated in energetic and economical terms. In the end, there is a comparison of a steam extracting condensing turbine plant, a back pressure turbine plant and an ORC plant. The charts shown allow an estimation of the alteration of the economical situation by changing parameters. Therefore, planners and operators of these plants can use the results as well as the tools developed within this project for decision-making procedures. Furthermore, the simulations show that one can find rarely suitable conditions for an economical operation of a biomass cogeneration plants up to capacity of 2 MW el with the actual valid Ökostromverordnung Seite 12

13 2. Projektabriß Diese Studie untersucht Biomasse-Kraft-Wärmekopplungssysteme auf Basis derzeit verfügbarer Technologien und definiert ein energetisch und wirtschaftlich optimiertes Biomasse-Kraft-Wärmekopplungssystem. Aufgrund der Detailtiefe der modellierten Prozesse, den verschiedenen Randbedingungen und dem Erfordernis Kosten für die Zukunft zu prognostizieren, wurde eine umfangreiche Parametervariation durchgeführt, um dieses komplexe Gebiet zu beleuchten und letztendlich potentiellen Investoren und Betreibern die verschiedenen Einflüsse deutlich zu machen. Grundsätzlich behandelt diese Studie die kombinierte Bereitstellung von elektrischer und thermischer Energie aus Biomasse in einem Leistungsbereich bis 2 MW el. Einerseits wird diese Obergrenze durch die Begrenzung durch die Staffelung des Einspeisetarifes gefördert, da ein Sprung bei 2 MWel vorliegt. Andererseits wird diese Größenordnung durch technische Faktoren, wie der Größe des Fernwärmenetzes von typischen ländlichen Gemeinden bzw. Regionen und schließlich auch durch die Verfügbarkeit von Komponenten am Markt definiert. Die Grundlage für die hier betrachteten Biomasse KWK Anlagen konventioneller Technik stellt ausschließlich der Dampfkraftprozess dar. Als Medium wird dabei einerseits Wasser, andererseits organisches Arbeitsmittel mit hoher Molekülmasse betrachet. Damit ist die Umsetzung der Brennstoffe auf die Prozessstufe Verbrennung beschränkt. Thermische Vergasung, oder weitere Varianten zur Erzeugung von Ökostrom, wie biologische Vergasung werden hier nicht behandelt. Anhand von eigenen Erfahrungen und Informationen aus Besichtigungen von Anlagen in Österreich wurden für die jeweils verwendeten Technologien repräsentative Anlagen ausgewählt, welche im Rahmen dieser Arbeit gegenübergestellt wurden, um die optimale Variante zu identifizieren. Als Arbeitsmaschinen im Wasserdampfprozess werden hauptsächlich Turbinen eingesetzt, wobei prinzipiell in der Bauart zwischen Aktions- (Gleichdruck-) und Reaktions- (Überdruck-) turbine unterschieden wird. Bisher wurden ausschließlich Anlagen auf Basis von robusten und kostengünstigen Aktionsturbinen errichtet. Diese Turbinen stammen unter anderem aus der Großkraftwerkstechnik, wo diese Turbinen als Hilfsantriebe oder Anwendungen mit geringen Jahresbetriebsstunden verwendet wurden. Naturgemäß spielt die Effizienz in diesem Fall eine untergeordnete Rolle. Vielmehr kam der Vorteil dieser Turbine einer geringen Empfindlichkeit gegen wechselnde Betriebszustände bzw. schnelles An- und Abfahren zum Tragen. In den letzten Jahren wurden allerdings neue Typen von effizienteren Reaktionsturbinen mit einer Leistungsgröße von unter 2 MW el entwickelt. Deshalb wird dem Vergleich dieser beiden Varianten besonderes Augenmerk geschenkt. Weiters werden Anlagen mit folgenden Arbeitsmaschinen ausführlich dargestellt, bzw. modelliert: Dampfschraubenexpander (für Spezialanwendungen) Seite 13

14 Dampfmotor (für Spezialanwendungen) ORC-Prozess (Arbeitsmittel hauptsächlich Silikonöle, Arbeitsmaschinen langsam laufende, direkt gekoppelte Axial-Turbinen) KWK Anlagen mit Wasser als Arbeitsmedium und mit Gegendruckturbinen kondensieren den Abdampf der Turbine auf einem für wärmetechnische Zwecke nutzbaren Temperaturniveau (fernwärmegekühlter Kondensator) aus und werden meist wärmegeführt betrieben. Der elektrische Wirkungsgrad ist zwar aufgrund des, im Vergleich zu Turbinen mit Kondensationsstufe, niedrigeren Abdampfdruckes etwas geringer, dafür kann ein wesentlich höherer Anteil der Wärme genutzt werden. Damit steigt der Gesamtenergienutzungsgrad bezogen auf den eingesetzten Brennstoff. Bei Kondensationsturbinen steht die Ausbeute an elektrischer Energie im Vordergrund (stromgeführte Anlage), weswegen das Kondensationstemperaturniveau sehr tief angesetzt wird, wodurch eine thermische Nutzung der Abwärme im Normalfall nicht mehr möglich ist. Bei Entnahme-Kondensationsturbinen wird der zusätzliche Bedarf an Nutzwärme bei geeignetem Druckniveau aus der Turbine ausgekoppelt. Als Kondensatoren werden direkt luftgekühlte Kondensatoren oder Vakuumkondensatoren verwendet. Zur Evakuierung der Luft aus dem Kreislauf werden hauptsächlich Dampfstrahlapparate eingesetzt, es ist jedoch auch die Evakuierung mit Hilfe von Wasserringpumpen möglich. Mit Hilfe der aus Preiserhebungen für Anlagenkomponenten erhaltenen Daten konnten die Investitionskosten der diversen Anlagen abgeschätzt werden. Diese Daten wurden für die Wirtschaftlichkeitsberechnungen verwendet. Besonderes Augenmerk wurde auf die Modellierung der Wärmeabnahmeseite gelegt. Ein typisches Fernwärmenetz wurde aus einer außentemperaturabhängigen Komponente, die mit Hilfe von Klimadaten modelliert wurde, Bandlastkomponente für Industrieabnehmer und Warmwasserbereitung sowie einer Wärmeverlustkomponente modelliert. Durch Variation des Bandlastanteils konnten unterschiedliche Wärmeabnehmerstrukturen berücksichtigt werden. Die Modellierung der Dampfturbinen- und ORC-Anlagen erfolgt über Massen- und Energiebilanzen. Die Leistungsdaten der einzelnen Anlagenkomponenten werden auf Basis von Herstellerangaben berücksichtigt. Bei den Turbinen wurden die Herstellerangaben für den Nennauslegungsfall verwendet. Das Teillastverhalten wurde aufgrund von Messdaten bei ausgeführten Anlagen modelliert. Bei der ORC-Anlage wurden der Einfluss der Thermoöltemperatur sowie die Verbesserung durch den Einbau des so genannten Split-Systems untersucht. Die optimale Prozesssynthese wird durch eine exergetische Analyse der Wärmetauscheranordnung im Dampfkessel ermittelt. Mit Hilfe einer Pinch-Point Analyse werden Untersuchungen am Fernwärmekondensator von Gegendruckturbinenanlagen durchgeführt. Seite 14

15 Für die Durchführung der Wirtschaftlichkeitsberechnung wurde folgender Ansatz gewählt: Ziel ist die Berechnung des Break-Even Points der spezifischen Brennstoffkosten. Das heißt, es wird ermittelt, wie hoch die Kosten für den Brennstoff sein dürfen, damit die Anlage kostenneutral betrieben werden kann. Die Berechnungen wurden dynamisch mit kalkulatorischem Zinssatz sowie Preisindizes für Kosten und Erlöse für einen Berechnungszeitraum von 12 Jahren (garantierter Ökostromtarif) durchgeführt. Die Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsrechnungen werden in Abhängigkeit der Parametervariation dargestellt. In den folgenden Diagrammen werden einige wichtige Ergebnisse kurz zusammengefasst. Abbildung 1 zeigt den Gesamtjahresnutzungsgrad der unterschiedlichen Technologien in Abhängigkeit der Bandlast. Verglichen wurden dabei eine Gegendruckturbinenanlage in Gleichdruckbauart, eine ORC-Anlage in klassischer Bauweise mit Thermoöltemperaturen 300/250 C, eine ORC-Anlage mit Splitsystem und mit Thermoöltemperaturen 315/260 C, eine Entnahme-Kondensationsturbinenanlage mit Gleichdruckturbine sowie eine Entnahme- Kondensationsturbinenanlage mit Reaktionsturbine. Besonders auffällig dabei ist, dass bei der Entnahme-Kondensationsturbinenanlage mit Gleichdruckturbine (in diesem Leistungsbereich üblich) die 60 % Jahresbrennstoffnutzungsgrad, wie sie im Ökostromgesetz seit 2006 gefordert sind, erst bei einer Bandlast von über 90 % erreichbar sind. Durch den Einsatz einer Reaktionsturbine kann der Mindestnutzungsgrad schon bei einer Bandlast von etwa 60 % erreicht werden. Ein Unterschied zwischen den beiden ORC-Systemen ist nur bei geringen Bandlasten erkennbar, die Gegendruckturbinenanlage weist einen ähnlichen Verlauf bei etwas schlechteren Gesamtjahresnutzungsgraden auf. Seite 15

16 Gesamtjahresnutzungsgrad [%] ORC mit Split und 315/260 C Thermoöl Gegendruckturbine Entnahmekondensationsturbine (Reaktion) ORC ohne Split und 300/250 C Thermoöl Entnahmekondensationsturbine (Aktion) Bandlast Fernwärmenetz [%] Abbildung 1: Vergleich der Gesamtjahresnutzungsgrade In den folgenden Abbildungen sind die Stromgestehungskosten für die unterschiedlichen Technologien dargestellt. Folgende Parameter wurden als Basis festgelegt: Wärmeverkaufspreis: 26 /MWh, Brennstoffpreis Waldhackgut: 20,5 /MWh, Brennstoffpreis Sägerestholz: 10 /MWh. Tarife nach Ökostromverordnung 2008 bei Brennstoff Waldhackgut: 156,4 /MWh el, bei Brennstoff Sägerestholz: 117,3 /MWh el. Im 11. und 12. Jahr werden 75 % bzw. 50 % des Ökostromtarifes vergütet, sofern der Marktpreis nicht höher ist (dann wird der Marktpreis vergütet). Als Bandlasten wurden 3 Varianten berechnet: 4 % Bandlast entspricht etwa einem Fernwärmenetz mit Heizungs- und Warmwasserwärmeverbrauchern ohne Industrie. 40 % Bandlast entspricht einem Fernwärmenetz mit Heizungs- und Warmwasserwärmeverbrauchern sowie Industrie mit ganzjährig gleich bleibender Wärmeabnahme. 90 % Bandlast stellt ein Netz mit fast ausschließlich industriellen, ganzjährig gleich bleibenden Wärmeabnehmern dar. Für die beiden Entnahme-Kondensationsturbinenanlagen gilt: Reaktionsturbine Mindestbandlast 60 %, Gleichdruckturbine Mindestbandlast 90 % um einen Jahresbrennstoffnutzungsgrad von über 60 % zu erreichen. Die Investitionskosten werden über Leasing mit einer Laufzeit von 10 Jahren finanziert, Kosten und Erlöse wurden indexiert. Abbildung 2 zeigt die Stromgestehungskosten bei Brennstoff Waldhackgut und 4 % Bandlast, wobei zu erkennen ist, dass die Stromgestehungskosten bei allen Technologien deutlich über dem aktuellen Ökostromtarif liegen. Unter diesen Randbedingungen kann keine der Anlagen wirtschaftlich betrieben werden. Seite 16

17 570 ORC mit SPLIT 315/260 C Thermoöltemperatur Gegendruckturbinenanlage Entnahmekondensationsturbine (Reaktion) ORC ohne SPLIT 300/250 C Thermoöltemperatur Entnahmekondensationsturbine (Aktion) Ökostromförderung 520 Stromgestehungskosten [ /MWh elektrisch, netto] Betriebsjahr [a] Abbildung 2: Stromgestehungskosten bei 4 % Fernwärmebandlast, Brennstoffpreis 20,5 /MWh, Fernwärmeverkaufspreis 26,0 /MWh, Ökostromtarif 156,4 /MWh el Stromgestehungskosten [ /MWh elektrisch, netto] ORC mit SPLIT 315/260 C Thermoöltemperatur Gegendruckturbinenanlage Entnahmekondensationsturbine (Reaktion) ORC ohne SPLIT 300/250 C Thermoöltemperatur Entnahmekondensationsturbine (Aktion) Ökostromförderung Betriebsjahr [a] Abbildung 3: Stromgestehungskosten bei 40 % Fernwärmebandlast, Brennstoffpreis 20,5 /MWh, Fernwärmeverkaufspreis 26,0 /MWh, Ökostromtarif 156,4 /MWh el Seite 17

18 Abbildung 3 zeigt den selben Sachverhalt wie Abbildung 2, jedoch mit 40 % Bandlast. Auch unter diesen Randbedingungen ist kein wirtschaftlicher Betrieb mit den untersuchten Technologien möglich. Abbildung 4 zeigt die Stromgestehungskosten bei Brennstoff Waldhackgut und 90 % Bandlast. Beide Entnahme-Kondensationsturbinenanlagen weisen deutlich höhere Stromgestehungskosten auf, als Erlöse aus dem Ökostromtarif lukriert werden können, wodurch kein wirtschaftlicher Betrieb möglich ist. Die Gegendruckturbinenanlage sowie die beiden ORC-Anlagen liegen bei den Stromgestehungskosten eng beieinander, wobei die ORC-Anlage mit Splitsystem und erhöhter Thermoöltemperatur die niedrigsten Stromgestehungskosten aufweist. Unter der Voraussetzung einer extrem gleichmäßigen hohen Wärmeabnahme können die simulierten Gegendruckturbinenanlage und die ORC-Anlagen mit dem Brennstoff Waldhackgut wirtschaftlich betrieben werden. Stromgestehungskosten [ /MWh elektrisch, netto] ORC mit SPLIT 315/260 C Thermoöltemperatur Gegendruckturbinenanlage Entnahmekondensationsturbine (Reaktion) ORC ohne SPLIT 300/250 C Thermoöltemperatur Entnahmekondensationsturbine (Aktion) Ökostromförderung Betriebsjahr [a] Abbildung 4: Stromgestehungskosten bei 90 % Fernwärmebandlast, Brennstoffpreis 20,5 /MWh, Fernwärmeverkaufspreis 26,0 /MWh, Ökostromtarif 156,4 /MWh el Da unter den zum Zeitpunkt der Erstellung dieser Studie herrschenden wirtschaftlichen Randbedingungen Anlagen mit Waldhackgut als Brennstoff, wie oben deutlich ersichtlich, nur unter äußerst selten vorkommenden Umständen wirtschaftlich betrieben werde können, wurde die Wirtschaftlichkeitsrechnung mit denselben Bedingungen auch für den Brennstoff Sägerestholz (Marktpreis zur Zeit der Erstellung der Studie: ca. 10 /MWh) durchgeführt. In Abbildung 5 ist zu sehen, dass bei einer Bandlast von 4 % mit keiner der untersuchten Technologien ein wirtschaftlicher Betrieb möglich ist. Seite 18

19 ORC mit SPLIT 315/260 C Thermoöltemperatur Gegendruckturbinenanlage Entnahmekondensationsturbine (Reaktion) ORC ohne SPLIT 300/250 C Thermoöltemperatur Entnahmekondensationsturbine (Aktion) Ökostromförderung Stromgestehungskosten [ /MWh elektrisch, netto] Betriebsjahr [a] Abbildung 5: Stromgestehungskosten bei 4 % Fernwärmebandlast, Brennstoffpreis 10,0 /MWh, Fernwärmeverkaufspreis 26,0 /MWh, Ökostromtarif 117,3 /MWhel ORC mit SPLIT 315/260 C Thermoöltemperatur Gegendruckturbinenanlage Entnahmekondensationsturbine (Reaktion) ORC ohne SPLIT 300/250 C Thermoöltemperatur Entnahmekondensationsturbine (Aktion) Ökostromförderung Stromgestehungskosten [ /MWh elektrisch, netto] Betriebsjahr [a] Abbildung 6: Stromgestehungskosten bei 40 % Fernwärmebandlast, Brennstoffpreis 10,0 /MWh, Fernwärmeverkaufspreis 26,0 /MWh, Ökostromtarif 117,3 /MWhel Seite 19

20 In Abbildung 6 sind wieder die selben Randbedingungen wie in Abbildung 5 zu sehen, jedoch mit einer Bandlast von 40 %. Die beiden Entnahme-Kondensationsturbinenanlagen weisen bei dieser Bandlast einen Jahresbrennstoffnutzungsgrad von unter 60 % auf. Die Gegendruckturbinenanlage sowie die beiden ORC-Anlagen weisen Stromgestehungskosten auf, die in etwa dem Ökostromtarif entsprechen. Im 11. und 12. Jahr ist die Leasingrate zur Finanzierung der Investitionskosten abbezahlt, weswegen die Stromgestehungskosten sehr stark sinken. Im Fall von Gegendruckturbinenanlage sowie die beiden ORC-Anlagen geht dieser Effekt sogar so weit, dass Aufgrund der Wärmeerlöse, die für sich alleine bereits kostendeckend sind, die Stromgestehungskosten negativ werden ORC mit SPLIT 315/260 C Thermoöltemperatur Gegendruckturbinenanlage Entnahmekondensationsturbine (Reaktion) ORC ohne SPLIT 300/250 C Thermoöltemperatur Entnahmekondensationsturbine (Aktion) Ökostromförderung Stromgestehungskosten [ /MWh elektrisch, netto] Betriebsjahr [a] Abbildung 7: Stromgestehungskosten bei 90 % Fernwärmebandlast, Brennstoffpreis 10,0 /MWh, Fernwärmeverkaufspreis 26,0 /MWh, Ökostromtarif 117,3 /MWhel Abbildung 7 zeigt die Stromgestehungskosten bei 90 % Bandlast. Unter diesen Randbedingungen ist mit allen untersuchten Technologien ein wirtschaftlicher Betrieb möglich, wobei die Stromgestehungskosten bei der Gegendruckturbinenanlage am geringsten sind. Zusammenfassend kann festgehalten werden: Die notwendigen Randbedingungen sind selten anzutreffen, unter denen eine Biomasse KWK-Anlage bei den aktuellen Ökostromtarifen wirtschaftlich betrieben werden kann. Ein Vergleich mit anderen Studien zeigt ähnliche Ergebnisse bei aufeinander abgestimmten Randbedingungen, wenn die Berechnungsmethodik vergleichbar ist. Die Ergebnisse der Studie wurden in einem Symposium präsentiert, außerdem entstand eine Diplomarbeit im Rahmen dieses Projektes. Seite 20

21 3. Einleitung 3.1. Allgemeines Die erreichbaren elektrischen Wirkungsgrade von Biomasse-KWK-Anlagen sind prinzipiell begrenzt. Auf Grund der verschiedenen angewendeten Umsetzungsverfahren ergeben sich jeweils bestimmte thermodynamische Randbedingungen, die auf Grund thermodynamischer Gesetzmäßigkeiten eine theoretisch maximal erreichbare Effektivität ergeben. Wie weit die Effektivität einer realisierten Anlage diesem theoretischen Maximalwert nahe kommt, hängt einerseits wesentlich von der Güte der verwendeten Apparate und Maschinen (z.b. Kesselwirkungsgrad, Turbinenwirkungsgrad) ab. Darüber hinaus ergeben sich jedoch weitere Einflussfaktoren auf die Gesamteffektivität. Ganz wesentlich wirkt sich die Wahl unterschiedlicher Prozessparameter der jeweilig verwendeten Verfahren auf die energetische Effizienz der Stromerzeugung einer Anlage aus. Beim Dampfkraftprozess sind dies beispielsweise der Frischdampfzustand (Temperatur, Druck) und der erreichbare Kondensationsdruck. Bei ausschließlicher Stromproduktion ohne Abwärmenutzung ist der Kondensationsdruck im Wesentlichen durch das Temperaturniveau der Umgebung bestimmt. Darüber hinaus ergeben sich Einflüsse auf Grund der Bauart und Dimensionierung des Rückkühlwerkes. Zusätzlich kann durch die Wahl der Betriebsweise des Rückkühlers Einfluss auf den Kondensationsdruck genommen werden. Dabei ergeben sich teils gegenläufige Effekte. Eine Verbesserung des Dampfprozesses durch Intensivierung der Rückkühlung (z.b. durch erhöhte Kühlluftmengen im Kondensator) ist mit einem energetischen Mehraufwand für den dafür notwendigen Ventilator verbunden. Ein hohes Druck- und Temperaturniveau des Frischdampfes ergibt im Allgemeinen höhere Anlagenwirkungsgrade. Eine Erhöhung der Werte für Druck und Temperatur des Frischdampfes ist nicht beliebig durchführbar. Höhere Drücke ergeben erhöhte Anforderungen für Kessel, Dampfleitungen und Dampfturbine. Bei Anlagen mit Abwärmenutzung wird das Kondensationsdruckniveau durch das erforderliche Temperaturniveau der genutzten Abwärme festgelegt. Eine Erhöhung des Kondensationsdruckniveaus verschlechtert immer den elektrischen Wirkungsgrad der Anlage. Im Falle einer Anlage mit möglichst durchgehender max. Stromproduktion und einer Wärmeauskopplung bei Bedarf wird üblicherweise ein Dampfprozess eingesetzt, bei dem der Dampf in der Turbine im Falle des Betriebes ohne Wärmeauskopplung bis zum Kondensationsdruck (bestimmt durch den Kondensator) entspannt wird, um dabei eine möglichst hohe Stromausbeute zu erreichen. Bei einem Wärmebedarf wird an geeigneter Stelle an der Dampfturbine Dampf bei höherem Druck (und damit höherer Temperatur) entnommen. Dieser wird über einen Wärmetauscher (Dampfumformer) kondensiert, wobei die erforderliche Heizwärme aus dem Prozess ausgekoppelt wird. Dieser Betriebsfall bewirkt, dass nicht mehr die ganze Turbine mit der gesamten Frischdampfmenge durchströmt wird und es ergibt sich ein Seite 21

22 entsprechender elektrischer Leistungsabfall der Anlage. Darüber hinaus verschlechtert sich der elektrische Wirkungsgrad der Anlage. Die richtige Wahl des Entnahmepunktes für den Entnahmedampf ist von entscheidender Bedeutung für einen unter gegebenen Randbedingungen optimalen Betrieb. Der Entnahmedampf wird im Allgemeinen nicht nur für die Bereitstellung der erforderlichen Heizwärme verwendet, sondern ist auch für den Antrieb anderer Hilfseinrichtungen notwendig. Die erforderlichen Betriebsdampfzustände für derartige Geräte (z.b. Evakuierungsanlage mit Dampfstrahlapparaten, Entgasungseinrichtung im Speisewasserbehälter) können bestimmend sein für die Festlegung des Entnahmedampfzustandes. Die Auswahl entsprechend effizienter Geräte und die Modellierung eines Gesamtanlagenmodells ist die Basis für eine Parametervariation, welche verschiedene Komponenten und Anlagenkonfigurationen untereinander vergleichbar macht. Bei der Verfeuerung von Biomasse ergeben sich im Allgemeinen erhebliche Schwankungen in der Qualität des eingesetzten Brennstoffes. Insbesondere bei der Verwendung von Waldhackgut kann der Feuchtegehalt erhebliche Größenordnungen annehmen. Damit ergibt sich ein entsprechend verringerter Heizwert des Brennstoffes, was bei gleicher geforderter Feuerungsleistung einerseits zu einem Mehrbedarf an Brennstoff, andererseits zu einer Erhöhung der Abgasmenge führt. Für eine Gesamtbetrachtung der Effizienz einer Anlage sind weniger die Nennbetriebspunkte wichtig, sondern eine Betrachtung der gesamten Betriebszeit (Jahresgang). Die Gesamteffizienz über die Betriebsdauer hängt damit nicht nur von den energetischen Werten im Auslegungsbetriebspunkt, sondern auch von den Teillastbetriebspunkten und deren Häufigkeit im Betrieb ab. Die Häufigkeit der jeweiligen Betriebspunkte ist wesentlich abhängig von äußeren Randbedingungen wie z.b. dem Lastgang des Wärmebedarfes. Auf Grund unterschiedlich möglicher Betriebsweisen einer KWK-Anlage (z.b. stromgeführt oder wärmegeführt, Wärmeauskopplung zur Grundlastdeckung oder Wärmeauskopplung zur Spitzenlastabdeckung) kann eine auf den jeweiligen Anwendungsfall abgestimmte optimale Lösung ermittelt werden. Bei praktisch allen angewendeten Technologien ergeben sich auch Einflüsse der jeweiligen Umgebungsbedingungen (Wetterdaten, Klimadaten). Damit ergibt sich eine Vielzahl von Einflussfaktoren, die wesentliche Auswirkungen auf die erreichbare Anlageneffizienz von Biomasse-KWK-Anlagen ausüben. Seite 22

23 3.2. Vorarbeiten zum Thema Die Arbeiten zu dieser Problemstellung bauen im Wesentlichen auf den bisherigen Erfahrungen der Projektgruppe im Bereich der Projektierung, Inbetriebnahme und Optimierung von Biomasse-KWK-Anlagen auf. Bisher veröffentlichte Studien und Untersuchungen in diesem Bereich (Biomasse-KWK- Anlagen) beschäftigen sich vor allem mit Potenzialen von neuen, innovativen Konzepten die sich teilweise im Entwicklungs- oder Demonstrationsstadium befinden. Weiters sind Untersuchungen veröffentlicht, die den aktuellen Stand von in Betrieb befindlichen Anlagen in diesem Bereich darstellen (z.b. Hofbauer et al. Technoökonomische Studie Kraft-Wärme-Kopplung mit Biomasse ). Die darin dargestellten Daten geben einen Überblick über prinzipielle Verfahrensweisen und typische Anlagenkenngrößen, bzw. geben die an realisierten Anlagen erreichten Kenngrößen wieder. Eine systematische Untersuchung, welche verschiedene, bestehende Technologien, die damit verbundenen erreichbaren Effizienzen, sowie die damit zu berücksichtigenden typischen Randbedingungen verschiedener Anwendungsbereiche, mit den dabei zu berücksichtigenden wirtschaftlichen Randbedingungen (Investitionskosten, Betriebskosten) vergleicht, ist bisher nicht verfügbar Schwerpunkte Es wurden Informationen über die derzeit am Markt verfügbaren Anlagen bzw. Anlagenkomponenten der entsprechenden Anbieter erhoben. Durch die in jüngster Vergangenheit erfolgten Arbeiten des Projektteams in diesem Bereich bestehen entsprechende informelle Kontakte zu relevanten Technologieanbietern, sodass von einer ausreichenden bzw. repräsentativen Datenbasis ausgegangen werden kann. Die mathematische Modellbildung bzw. Programmierung für die jeweiligen Komponenten bzw. die verschiedenen KWK-Systeme erfolgte mit Hilfe von am Markt erhältlichen Programmierumgebungen (EES, IPSE). Diese Simulationsumgebungen lösen gleichungsorientiert aufgebaute Modellierungen, die dafür erforderlichen Zustandsgrößen werden durch detaillierte Stoffdatenbanken mit hoher Genauigkeit berechnet. Somit wurden eigene, repräsentative, numerische Modelle zur Abbildung der diversen Anlagenkomponenten erstellt. Damit können in effektiver Weise die erforderlichen umfangreichen Variantenrechnungen durchgeführt werden. Für die Beurteilung der wirtschaftlichen Gesichtspunkte wurden gängige Methoden zur dynamischen Amortisationsrechnung angewendet. Seite 23

24 3.4. Einpassung in die Programmlinie Die Ergebnisse der gegenständlichen Arbeit tragen dazu bei, die Gesamteffizienz von zu realisierenden Biomasse-KWK-Anlagen konventioneller Technik zu steigern. Neben der prinzipiellen Kenntnis bzw. dem Know-how bezüglich der Anwendung von verfügbaren Anlagentechnologien, stellt die jeweils optimale Abstimmung auf die praktisch bei jeder zu realisierenden Anlage unterschiedlichen Randbedingungen einen wichtigen Schritt zur Effizienzsteigerung und Erhöhung der Wirtschaftlichkeit von Biomasse-KWK-Anlagen dar Projektstruktur Der Projektablauf wurde anhand nachfolgend beschriebener Arbeitspakete gewählt: AP1: Erhebung von verfügbaren Anlagen und Geräten Erhebung am Markt verfügbaren Anlagen für den betrachteten Leistungsbereich. Erhebung verfügbarer alternativ einsetzbarer relevante Anlagenkomponenten. Erhebung der technischen Daten, die für die Effizienz der Gesamtanlage wesentlich, bzw. für die Modellbildung zur Simulationsrechnung notwendig sind. Erhebung der Preise für die jeweiligen Anlagen- bzw. Gerätealternativen zur wirtschaftlichen Beurteilung der verschiedenen Systemvarianten und Betriebsweisen AP2: Modellbildung Erstellung von typischen Nutzungsprofilen (Jahresverlauf des Wärmebedarfes, Temperaturniveaus) für Biomasse-KWK-Anlagen im Leistungsbereich bis ca. 2MW elektrischer Leistung. Erstellung geeigneter mathematischer Modelle zur numerischen Abbildung der in der Anlage eingesetzten, am Markt erhältlichen Anlagenkomponenten. Diese beschreiben die realen Eigenschaften der jeweiligen Geräte. Auf Basis der Modelle für die einzelnen Komponenten wurden Gesamtsystemmodelle der jeweiligen Anlagentypen zur Simulation des Anlagenverhaltens unter den jeweils unterschiedlichen Randbedingungen bzw. Betriebsmodi erarbeitet AP3: Variantenrechnung und Sensibilitätsanalyse Untersuchung der Auswirkungen von Einzelmaßnahmen auf das Verhalten des Gesamtsystems durch Jahressimulationen. Systematische Parametervariationen, sowie Berücksichtigung der unterschiedlichen Betriebseigenschaften der unterschiedlichen alternativ verwendbaren Anlagenkomponenten. Ermittlung relevanter Einflussfaktoren für einen energetisch optimierten Betrieb. Für die verschiedenen Anlagenkonzeptionen und Betriebsweisen wurden daraus die mit Seite 24

25 den derzeit am Markt verfügbaren Komponenten optimal erreichbaren Systemeffektivitäten bestimmt. Aus den Ergebnissen der Jahressimulationsrechnungen konnten für die jeweiligen Anlagenkonfigurationen und Betriebsmodi umfassende Daten zur Beurteilung der wirtschaftlichen Randbedingungen gewonnen werden AP4: Wirtschaftlichkeit von Optimierungsmaßnahmen Ermittlung der wesentlichen Größen für die Stromproduktion sowie der Abwärmenutzung und der damit zusammenhängenden Betriebskosten. Ermittlung der Investitionskosten für die verschiedenen Varianten. Gesamtwirtschaftlichkeitsbetrachtung auf Basis von Betriebs- und Investitionskosten AP5: Endbericht/Publizierung Erstellung eines Endberichtes. Publizierung der gewonnenen Ergebnisse. Seite 25

26 4. Ziele des Projektes Für die Stromproduktion aus Biomasse sind am Markt derzeit verschiedene Technologien verfügbar. Die erreichbaren elektrischen Wirkungsgrade derartiger Anlagen sind nicht besonders hoch. Durch die Kombination der Stromproduktion mit der Nutzung der dabei anfallenden Abwärme zu Heizzwecken oder für andere Prozesse mit Wärmebedarf (z.b. industrielle Prozesswärme, thermische Kälteerzeugungsprozesse) lassen sich prinzipiell deutlich günstigere Gesamtnutzungsgrade realisieren. Die gleichzeitige Nutzung von Wärme bei der Stromproduktion ist insbesondere dann nicht immer möglich, wenn das Ziel einer möglichst gleichmäßig hohen Stromausbeute verfolgt wird, da die dabei anfallende Wärmemenge im Allgemeinen wesentlich höher ist als der aktuelle Wärmebedarf. Generell ist ein hoher elektrischer Wirkungsgrad anzustreben, da elektrische Energie gegenüber Wärmeenergie eine sehr hochwertige Energieform darstellt. Im Rahmen des gegenständlichen Projektes werden für die am Markt verfügbaren Biomasse-KWK-Technologien (insbesondere Dampfkraftprozess und ORC-Prozess und nicht Vergasung) die quantitative Abhängigkeit der erreichbaren Leistungsparameter und Anlageneffizienzen von verschiedenen Randbedingungen wie Betriebsmodus, Prozessparameter, Umweltbedingungen, Güte der verwendeten Apparate und Maschinen erarbeitet. Darauf aufbauend werden die mit den derzeit am Markt verfügbaren Anlagentechnologien möglichen Optimierungspotenziale aufgezeigt. Die Untersuchungen beziehen sich auf Anlagengrößen im kleinen und mittleren Leistungsbereich (bis ca. 2MW elektrische Leistung). Dieser Leistungsbereich ist auf Grund der anzustrebenden dezentralen Nutzung von Biomasse zur Strom- und Wärmegewinnung von besonderem Interesse. Optimale Anlagenkonfigurationen und Betriebsweisen sind von unterschiedlichen Randbedingungen abhängig. Insbesondere Größe und zeitlicher Verlauf der Abwärmenutzung haben einen wesentlichen Einfluss auf die Gesamteffizienz. Von wesentlicher Bedeutung sind neben der Wahl grundsätzlicher Prozessparameter auch die Effizienz bzw. jeweils richtige Wahl der verschiedenen erforderlichen Neben- und Hilfsaggregate. Die prinzipielle Anlagentechnik der zu untersuchenden Anlagen ist an sich Stand der Technik. Von besonderem Interesse im Rahmen des gegenständlichen Projektes sind die bei Verwendung dieser Technik derzeit nicht genutzten Optimierungspotenziale. Auf Basis der im Rahmen des Projektes erarbeiteten Erkenntnisse lassen sich für jeweilige Anlagentypen, Anlagenbetriebsarten, Anlagengrößen usw. jeweils optimale Konfigurationen für energetisch bzw. wirtschaftlich optimale Betriebsweisen ableiten. Seite 26

27 5. Erhebung von Daten aus verfügbaren Anlagen und Geräten Nachfolgend werden KWK-Anlagen, die in Österreich im betrachten Leistungsbereich in Betrieb sind bzw. im Rahmen der Studie besichtigt wurden, dargestellt. Weiters werden die im Arbeitspaket 2 erstellten Nutzungsprofile der jeweiligen Anlagentypen beschrieben Erhebung in Österreich betriebener Anlagen im betrachteten Leistungsbereich Zur Erfassung der verfügbaren Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen in Österreich mit einer elektrischen Leistung von maximal 2 MW wurde einerseits eine Internet-Recherche durchgeführt und andererseits wurden Kontakte der Renet GmbH dazu verwendet, um repräsentative Anlagen auszuwählen. Die erstellte Liste (Tabelle 28, Anhang) erhebt nicht den Anspruch auf absolute Vollständigkeit, soll aber einen Überblick der in Österreich in Betrieb befindlichen Anlagen darstellen, und Aufschluss über die Häufigkeit der eingesetzten Technologien geben. Viele der installierten Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen im betrachteten Leistungsbereich von max. 2 MW el in Österreich sind ORC-Anlagen. Dieser Umstand lässt sich auf den deutlich einfacheren Betrieb einer ORC-Anlage (kein Dampfkesselwärter bzw. Dampfturbinenwärter, keine BOSB Ausführung erforderlich) bei durchaus vergleichbaren elektrischen Wirkungsgraden in diesem Leistungsbereich zurückführen. In der Folge sollen drei ausgewählte Anlagen, die auch besichtigt wurden, näher beschrieben werden. Weitere Daten über repräsentative Anlagen in Österreich sind im Überblick im Anhang (Tabelle 28) enthalten. Seite 27

28 Anlage 1: ORC-Anlage, Nennleistung: 800 kw el Die Anlage wurde am besichtigt. Abbildung 8: Stehender Thermoölkessel der Fa. Kohlbach Umfeld Dem Betreiber stehen als Abfälle aus der Parkettbodenproduktion einerseits Sägespäne zur Verfügung, andererseits wird die Ausschussware der Parkettbretter geschreddert und wird so in Form von Spreißeln verwendet. Das Material kann mit unter 10 % Wassergehalt als sehr trocken betrachtet werden. Zusätzlich wird noch ein gewisser Anteil an Waldhackgut verfeuert. Innerhalb der Firma gibt es neun Trockenkammern, die mit Wärme versorgt werden müssen. Über 3 Fernwärmeübergabestationen wird auch Energie in das örtliche Fernwärmenetz eingespeist. Zur Wärmeerzeugung steht ein Biomasse Warmwasserkessel, Fabrikat Kohlbach, zur Verfügung. Im selben Kesselhaus ist ein zweiter Biomassekessel, Fabrikat Kohlbach, installiert, der über einen Thermoölkreislauf einen ORC-Prozess, Fabrikat Turboden, antreibt. Die Nennleistung des Warmwasserkessels beträgt 6 MW, die des Thermoölkessels 4,5 MW, die elektrische Nennleistung des ORC-Prozesses 800 kw. Die elektrische Energie wird in das öffentliche Netz gespeist, zur Verrechnung kommt der Ökostromtarif aus dem Ökostromgesetz von Die Abwärme des ORC-Prozesses wird auf einem Temperaturniveau von 100 C in das betriebsinterne Nahwärmenetz ausgekoppelt. Als Ausfallsicherung werden drei bereits bestehende Warmwasserkessel verwendet. Seite 28

29 Nenndaten Kesselanlage: Brennstoff-Wärmeleistung: kw Nenn-Wärmeleistung: kw Brennstoff: Späne, Spreißel Nenndaten ORC-Modul: Thermoöl-Eintrittstemperatur: 315 C Thermoöl-Austrittstemperatur: 260 C Thermische Leistung Thermoöl: kw Heißwasser-Eintrittstemperatur: 80 C Heißwasser-Austrittstemperatur: 110 C Thermische Leistung an Heißwasser: kw Elektrische Nennleistung: 800 kw Elektrischer Wirkungsgrad: 14,5 % (bezogen auf den Brennstoff) Abbildung 9: Einbindung in das betriebsinterne Wärmenetz Warmwasser / Thermoölkessel Die beiden Kessel sind bis auf die Wärmetauscher baugleich ausgeführt. Die Brennstoffzufuhr erfolgt mittels Hydraulikstoker. Die Rostfeuerung ist so konstruiert, dass laut Angaben der Fa. Kohlbach eine Verfeuerung von 100 % Spreißel genauso möglich ist wie das Verfeuern von 100 % Sägespäne. Der Benutzer muss die Brennstoffzusammensetzung Seite 29

30 angeben, danach werden die Parameter für die Luftführung angepasst. Laut Aussagen des Betriebspersonals sollte jedoch ein maximaler Sägespäneanteil von 80 % nicht überschritten werden, da sonst keine gleichmäßige Verbrennung gewährleistet werden kann. Bei einem größeren Sägespäneanteil türmen sich die Sägespäne am Anfang des Rostes auf und brechen dann in unregelmäßigen Abständen lawinenartig weg. Die Mischung von Spänen und Spreißel erfolgt im Fallschacht. Die Späne werden aus dem Spänesilo mit Hilfe von Dosierschnecken in den Fallschacht gefördert, die Spreißel werden mit einem Querförderer zudosiert Anlage 2: ORC-Anlage, Nennleistung: kw el Die Anlage wurde am besichtigt. Regenerator Kondensator Generator Turbine Abbildung 10: ORC-Modul der Fa. Turboden Umfeld Die ORC-Anlage hat keinen direkten Anschluss an potenzielle Wärmeabnehmer, sie liegt etwas außerhalb der Ortschaft ohne umliegende Industrie. Um die anfallende Wärme trotzdem sinnvoll nützen zu können, wird diese zur (Lohn-)Trocknung von Brennstoffen (Waldhackgut) verwendet. Die Rostfeuerung der Fa. Kohlbach ist für einen Wassergehalt des Brennstoffes von 30 bis 60 % ausgelegt. Die generierte elektrische Energie wird in das öffentliche Netz eingespeist, zur Verrechnung kommt der Ökostromtarif aus dem Ökostromgesetz von Seite 30