KLEINWASSERKRAFT-PUMPSPEICHERSTANDORTSTUDIE KONZEPT, WIRTSCHAFTLICHE ANALYSE UND DRUCKSTOßBERECHNUNG

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Hans Siegel
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1 KLEINWASSERKRAFT-PUMPSPEICHERSTANDORTSTUDIE KONZEPT, WIRTSCHAFTLICHE ANALYSE UND DRUCKSTOßBERECHNUNG Helmut BENIGNI 1, Helmut JABERG, Jürgen Schiffer und Stefan Höller Kleinwasserkraftwerke für Betreiber, Planer und Hersteller 19./20. September 2013, Luzern 1 Technische Universität Graz, Institut für Hydraulische Strömungsmaschinen, Kopernikusgasse 24, A-8010 Graz, AUSTRIA 1

2 Standort des Kraftwerkes Kreta EW Isoliertes Netz pppp Oberbecken Hoher Anteil von nicht zuverlässig zur Verfügung stehender Stromerzeugung Schwierige Integration von weiterer Windkraft Hohe Lastunterschiede Tag / Nacht Krafthaus Unterwasser Pumpengebäude Hohe Lastunterschiede übers Jahr Bedarf an Energiespeicher Lizenz: Windturbinenpark Pumpspeicherkraftwerk wird vorgeschrieben ybrid - 2

3 Randbedingungen Garantiertes Einspeisen und Netzbezug Profitabelster Betrieb Standortanalyse mit Fallhöhe von 550m Installation der Windturbinen ist möglich Oberwasser 5 MW für 8 Betriebsstunden Vergütungen - Strom aus Wasserkraft, Preisbasis = 100% - benötigter Pumpstrom = 79% (teuer!) - Windkraft = 54% Leitungszuverfügungstellung wird zusätzlich bezahlt. (b) Höhenverlauf (a) Grundriss Maschinenkonzept? Unterwasser 3

4 Kraftwerksschema Oberwasser GFK-Rohr L=940,5m Stahlrohr L=869m 4-10 Pumpen 2-3 Turbinen Unterwasser 4

5 Mögliche Betriebsmodi Basierend auf der Lizenz sind folgende Betriebsmodi möglich: 1. Windenergie (REP) für 100% Pumpen; 2. Windenergie und Turbinenleistung, beide gemeinsam ins Netz; 3. Nur Windenergie ins Netz; 4. Kombination aus oben genannten Modi 1 3; Hydraulischer Kurzschluss zur freien Leistungseinstellung im Pumpbetrieb: Das ist nicht Teil der Lizenz aber ein zusätzlicher Benefit 5

6 Betriebsmodus: Pumpen mit Windkraft (REP) Betriebsmodus 01, 100% Pumpen, 0% Turbine, 100% Windturbine Volllast Pumpen mit der Energie aus den Windturbinen (keine Leistungsabgabe ins Netz) Turbinen Oberwasser 0 l/s 750 l/s 100 % (5.1 MW) G G G 750 l/s Pumpen Unterwasser M M M M M M 0 % (0 MW) 100 % (5.1 MW) 0 % (0 MW) 6

7 Betriebsmodus: Volllast ohne Windkraft (REP) Betriebsmodus 02, 0% Pumpen, 100% Turbine, 0% Windturbine Volllast Wasserturbinen, keine Energie aus den Windturbinen, volle Leistungsabgabe ins Netz Turbinen Oberwasser 1100 l/s 1100 l/s 0 % (0 MW) G G G Pumpen Unterwasser M M M M M M 100 % (5 MW) 0 % (0 MW) 100 % (5 MW) 7

8 Windsituation 1000 Winddaten eines Windparks neben der geplanten Windkraftanlage Sehr gute Datenbasis des Windparks, 10 Minuten Intervalle Power [k hour Jan Average March Average May Average July Average Sept Average Nov Average Year Average Feb Average April Average June Average Aug Average Oct Average Dec Average 11 Anlagen, Typ Vestas V52 Seit 5 Jahren in Betrieb Averaged Rovas wind park, power averaged power windpark Power [kw] Power [kw] Time hour Jan Average Feb Average 8

9 Weitere Aufsplittung der Daten Beispiel August: Niedrigste Energieproduktion: 0 kw!! Mittelwert Basis 10 Tage Maximum Höchste Energieproduktion: Nennleistung (5.1 MW) Mittelwert: 2480 kw 10 schwächsten Tage: 310 kw (6 %) Mittelwert Basis 20 Tage Maximum Ein Monat, Leistung sortiert von der größten zur kleinsten Mittelwert Basis 20 Tage Minimum August, Wind Power Mittelwert Basis 10 Tage Minimum Leistung [kw] Power [kw] Tagesverlauf [h] Hours Average Min Max 10 days ave min 20 days ave min 10 days ave max 20 days ave max 9

Faktor 2 800 700 600 average Jan average Feb average March average April average May average June average

10 Netzsituation Analyse für 2007 und 2008 (15 min. Intervalle) Höchstwerte für Juli und August gefolgt von Juni und September Täglich: Schwankungen mit dem Faktor average Jan average Feb average March average April average May average June average July average Aug average Sept average Oct average Nov average Dec average Year Power [MW] Hour 10

11 Randbedingungen für die Szenarien Turbinendurchfluss für Nennleistung 1.1 m³/s Stunden im Turbinenmodus (2 Tage, je 8h) 16 h Notwendiges Volumen für Normalbetrieb m³ Reserve (muss ständig zur Verfügung sein) 2 h Volume für Reserve 7920 m³ Gesamtvolumen m³ Gesamtvolumen (aufgerundet, Verdunstung u.ä.) m³ Pumpendruchfluß für Nennleistung 0.75 m³/s Faktor Pumpen/Turbine [] 5 MW: Höchste mögliche Leistung die ans Netz geliefert werden kann. Garantierte Leistung: 5 MW während 8h 40 MWh. Der Wasserstand am Ende des Tages hat den gleichen Stand als am Beginn des Tages. Zukauf von Pumpenergie in der Nacht 11

12 Beispiel Fahrszenario mittlere Windlast Für jeden Monat wurden 24h Szenarios entwickelt 6 5 GAR. LEISTUNG Scenario August NETZ Power [MW] PUMPEN WIND TURBINE Load Crete [MW] Leistung vom Netz DAY Power from REP Total power for pumping Guar. power from turbine Total guar. power Power from grid for pumping 10 days ave min 20 days ave min 10 days ave max 20 days ave max Creta Load [MW] 12

13 Beispiel Fahrszenario 10 Tage Minimum Hohe Anteile von Benötigter Pumpenergie (Nacht), teure Energie aus dem Netz Vergrößerung der Windkraft? 6 GAR. LEISTUNG Scenario August, 10 days min NETZ PUMPEN Leistung vom Netz 400 Power [MW] TURBINE WIND Load Crete [MW] DAY Power from REP Total power for pumping Guar. power from turbine Total guar. power Power from grid for pumping 10 days ave min 20 days ave min 31 days ave 10 days ave max 20 days ave max Creta Load [MW] 13

14 Vergleich von verschiedenen Maschinenkonzepten auch mit Redimensionierung der Leistung 1.6MW 5 MW 10 min 10 ave 10 max Total 10 min 10 ave 10 max Total Jän. Jän Feb. Feb Mär. Mär Apr. Apr Mai. Mai Jun. Jun Jul. Jul Aug. Aug Sep. Sep Okt. Okt Nov. Nov Dez. Dez kw REP direkt ins Netz Leistungsbereitstellung 127 Leistungsbereitstellung 127 Total für 1.6 MW Total für 5 MW Total Total Das Maschinenkonzept ist profitabel! ABER, jedes Monat ist trotzdem ein hoher Anteil an Pumpenergie notwendig! Die Verwendung von Peltonturbinen und Standardpumpen ist wirtschaftlich sinnvoll, wie ist dies aber technisch? Tiefere technische (und wirtschaftliche) Untersuchung notwendig 14

15 Pumpenkonzept mit Standardpumpen Supplier 1 Supplier 2 Configuration 1a 1b 1c 1d 2a 2b No of pumps Stages eff 80.02% 83.97% 81.05% 82.90% 79.20% 82.91% Impeller diameter m Impeller diameter inlet m Head m Head per stage m Specific speed per stage Flowrate m³/s Rotational speed rpm NPSH 3% m Sigma NPSH 1% m NPSH 0% m Hersteller angefragt, 2 Hersteller liefern kaufm. und technisches Angebot (inkl. 4 Q- Kennfelder) zur weitern Analyse. 15

16 Wälzwirkungsgrad Wirkungsgrade: Im Pumpenmodus: Pumpenwirkungsgrad: 81% % Kumulierter Wirkungsgrad Leistung vom Netz / REP Frequenzumrichter (mit Hardware Bypass, 100%) Motorwirkungsgrad: 95.7% Transformatorwirkungsgrad: 99.0% 95.00% 90.00% 85.00% Transformator Frequenzumrichter (Hardw. Bypb.) Motor Pumpenwirkungsrad: 76.7% 80.00% Pumpe Im Turbinenmodus: Turbinenwirkungsgrad: 90.0% 75.00% 70.00% Druckverlust DRL Pumpen Druckverlust DRL Turbinenmodus Generatorwirkungsgrad: 98% 65.00% Turbine Transformatorwirkungsgrad : 99% Turbinenwirkungsgrad: 87.3% % Accumulated - 2 Pumps / 1 Turbines (P=33%) Accumulated - 3 Pumps / 2 Turbines (P=50%) Accumulated - 4 Pumps / 2 Turbines (P=66%) Accumulated - 5 Pumps / 3 Turbines (P=80%) Accumulated - 6 Pumps / 3 Turbines (P=90%) Accumulated - 6 Pumps / 3 Turbines (P=100%) Generator Transformator (Leistung ans Netz) Druckrohrleitungen f(q) Transformator: 99% Der erreichte Wälzwirkungsgrad genügt den Vorgaben Vergl. Malta: < 70% 16

17 Druckstoßberechnung: Model und Randbedingungen 5 MW: typ. Kleinwasserkraft, Kostendruck! Sicherer Betrieb ohne Wasserschloss GFK Rohr L=940,5m Stahlrohr, L=869m Vermeidung von kostenintensiven Druckstoßsicherungen Selbst programmierte Komponenten 4-10 Pumpen Integriert in kommerzielle Software Flowmaster V Turbinen Variation von Herstellern, Größe und Anzahl von Pumpen KritischerLastfälle: - Lastabwurf, - Pumpenabschaltung bei Turbinenstart, jeweils Volllast - Blockierter Kugelschieber. 17

18 Druckstoßberechnung Lastabwurf im Stationärbertrieb plötzliches Einbrechen der Drehzahl Durchflußumkehr Pumpe geht in Gegendrehzahl (Kugelschieber ist offen) Pumpe mit maximale Gegendrehzahl von n=-4000 rpm Druckwelle > 80 bar. Pumpe 1: Durchfluß Pumpen-Kugelscheiber: Druck Pumpenkugelschieber: Öffnung Ende Druckrohrleitung: Druck Pump 1: Drehzahl 18

19 Druckstoßberechnung: kritischter Lastfall Gleichzeitiges Abschalten der Pumpen aus Vollast bei niedrigem Wasserstand im Oberwasser bei gleichzeitigem Star der Turbinen Unterwasser Oberwasser Max. Druck Min. Druck Höhenprofil der DRL 19

20 Druckstoßberechnung: 10 Pumpen + Schwungscheibe Trägheitsmoment: I= kgm² (PU+Motor+Kupplung+Schwungscheibe (Trägheitsmoment von 20 kgm²) Oberwasser max ; Unterwasser min Kugelschieber bleibt offen 1293 masl max Druckhöhe min Druckhöhe Höhenprofil Rohrleitung p static,max,abs : mwc 660 masl 20

21 Zusammenfassung Lizenz der PPC, Konzept ist wirtschaftlich mit: 2 Pelton, je 2.5 MW oder 3 je 1.67 MW 4-10 Pumpen, desto mehr Pumpen umso besser für das Anfahren, jedoch teurer Gesamt 5.1 MW Pumpleistung Konzept erfüllt auch die notwendigen Vorgaben hinsichtlich Anlagenwirkungsgrad Druckstoßberechnungen zeigen, dass ein System ohne Wasserschloss oder Windkessel möglich. Zusätzliche Schwungmasse bei den Pumpen ist notwendig um Kavitation im System zu vermeiden. Für alle Betriebslastfälle ist für den GFK Bereich PN40 und für die Stahlrohrleitung und die Absperrorgane PN63 ausreichend. (Hydraulischer Kurzschluß nicht näher betrachtet.) 21

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