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Einbindung von Solarthermie in den intermittierenden, t emperaturflexiblen Betrieb von Nahwärmenetzen 11. Internationale Energiewirtschaftstagung TU Wien, 13. Februar 2019 Andreas Hammer, Chr. Sejkora, Th. Kienberger, Lehrstuhl für Energieverbundtechnik, Montanuniverität Leoben J. Jungwirth, Lehrstuhl für Wirtschafts- und Betriebswiss., MUL, H. Striessnig, H. Kaufmann, nahwaerme.at

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Einbindung von Solarthermie in den intermittierenden,

temperaturflexiblen Betrieb von Nahwärmenetzen

11. Internationale Energiewirtschaftstagung

TU Wien, 13. Februar 2019

Andreas Hammer, Chr. Sejkora, Th. Kienberger,

Lehrstuhl für Energieverbundtechnik, Montanuniverität Leoben

J. Jungwirth, Lehrstuhl für Wirtschafts- und Betriebswiss., MUL,

H. Striessnig, H. Kaufmann, nahwaerme.at

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Netzverluste bei kommunalen Nahwärmenetzen

im Schwachlastbereich besonders ausgeprägt

Jahresdauerlinie und auf die übertragene Leistung bezogene Verluste. Daten nach (Pex 2012)

Einleitung

2

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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Maxim

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tung

Betrieb in h

Gesamtleistung

Verlustleistung

Verluste bez. auf übertragene Leistung

Verluste

Gesamtwärme

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Verringerung der Verluste durch folgende Maßnahmen

Erhöhung der Wärmebedarfsdichten

Verbesserte Wärmeverteilsysteme

Verbesserte Netzregelung

Integration von Solarthermie

Einsatz von Puffer-Systemen

Einleitung

3(Carmen e.V. 2010)

(Hammerschmid 2011)

(Fernwärme Ulm GmbH 2003)

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Netz wird dazwischen abgeschaltet

Bei gleicher übertragener

Wärmemenge verringert sich die

verlustbehaftete Betriebszeit

Senkung der Netzverluste ohne komplexen Eingriff in die

Netzstrukturen selbst:

Einsatz von dezentralen Wärmespeichern

Projektidee von TFlex

Werden mit Netz-

Volllast geladen

Schwachlastbedarf

wird daraus gedeckt

Einleitung

Netzverluste vermiedeneN.

4de.freepik.com

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BHKW BHKW

5

Netz A

Einleitung: Szenarien für Speicherimplementierung

dezentral bei jedem Verbraucher

2 Cluster

ca. 200 mca. 200 m

Einsparung: 210,6 MWhEinsparung: -6,0 %

Reduktion Netzverluste: -28,0 % neue Verluste: 15 %

Einsparung: 108,2 MWhEinsparung: -3,1 %

Reduktion Netzverluste: -14,4 % neue Verluste: 18 %

Referenz Netzzähler: 3.527 MWhNetzverluste: 752 MWh

21 %

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Netz B

Heizwerk

ca. 100 m

dezentral bei jedem Verbraucher

Referenz Netzzähler: 5.788 MWhNetzverluste: 874 MWh

15 %

Einsparung: 298,6 MWhEinsparung: -5,2 %

Reduktion Netzverluste: -34,1 % neue Verluste: 10 %

Einleitung: Szenarien für Speicherimplementierung

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Netz B

Heizwerk

ca. 100 m

mehrere Cluster,verbleibende Verbraucher dezentral

Einsparung: 251,9 MWhEinsparung: -4,4 %

Reduktion Netzverluste: -28,8 % neue Verluste: 11 %

Einleitung: Szenarien für Speicherimplementierung

Referenz Netzzähler: 5.788 MWhNetzverluste: 874 MWh

15 %

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Einbindung von Solarthermie in den intermittierenden, temperatur-

flexiblen Betrieb von Nahwärmenetzen

Projektidee und Aufgabenstellung

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Wieviel Energie kann dadurch eingespart werden?

Wie wirkt sich das wirtschaftlich aus?

de.freepik.com

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Größen in der Formel:

IT: Einstrahlung auf eine geneigte Fläche

Ib: Direkter Strahl

Rb: Verhältnis a/b (IT geneigte Fläche/I)

Id: Diffuse Einstrahlung

F1, F2: Brightness Koeffizient (aus B, Parameter Δ und Tabellen mit fx,y)

ρg: Diffuse Reflexion (z.B. 0,6)9

Methodik

Diffuse

Reflexion

Boden

𝐼𝑇 = 𝐼𝑏𝑅𝑏 + 𝐼𝑑 1 − 𝐹11+𝑐𝑜𝑠𝛽

2+ 𝐼𝑑𝐹1

𝑎

𝑏+ 𝐼𝑑𝐹2sin𝛽 + I∙ 𝜌𝑔

1−𝑐𝑜𝑠𝛽

2

Berechnung des solaren Eintrages mit dem Modell von Perez

Horizont

diffus

circumsolar

diffusisotrop

diffus

direkte

Strahlung

Notwendige Eingabeparameter:

I: gemessene Strahlung auf horizontalen Fläche

Φ: Breitengrad

β: Neigung des Solarkollektors

γ: Azimutwinkel

(Duffie, Beckmann, 2006)

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Berechnung der Effizienz der Kollektoren mittels Kollektorkennlinien

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Methodik

(Stieglitz, Heinzel, 2012)

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Solare Gewinne

VerbraucherLaden des Speichers aus

dem Netz

System Netz- Speicher-

Solar-Verbraucher

Methodik

>60 °C UG

15 %

OG

85 %

>70 °C

Integration der Solarthermie in PSS Sincal und Speichermanagement

über das „Plug Flow Model“

VL Verbraucher

RL Verbraucher

VL Netz

VL Netz

VL

Solarthermie

RL

Solarthermie

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Methoden der wirtschaftlichen Begleitung

Methodik

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Betrachtete Systemkonzepte:

• S0: Referenzszenario mit Realkosten

• S1: Speicherszenario mit dezentralen Speichern bei jedem Abnehmer

• S2: Speicherszenario mit Clusterspeichern

• S3: Integration Solarthermie (geeignete Dachflächen) in Szenario S1

• S4: Integration Solarthermie (geeignete Dachflächen) in Szenario S2

• S5: Integration Solarthermie (30 % der Dachflächen) in Szenario S2

Annahme der Neuinvestition

Dynamische Investitionsrechnung basierend auf Kapitalwertmethode

Kalkulatorischer Zinssatz von 4 % bei Betrachtungszeitraum von 25 Jahren

Sensitivitätsanalyse (Wärmeabnahme, Brennstoff- und Wärmekosten etc.)

Risikoanalyse mittels Monte-Carlo Simulation

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Beispielhafter Leistungsverlauf für verschiedene Kollektoren für Netz A

Wintertag

13

Ergebnisse

Wochen-Energiemengen

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Ergebnisse

Netz A, 2 Cluster Speicher: Ladezustände (oben) und Betriebszustand (unten)

Sommer, ohne solare Einspeisung Sommer, mit solarer Einspeisung, 30 % Fläche

Speicher werden

gleichzeitig entleert

Stunden

Stunden

Stunden

Stunden

Netz wird hier nicht

eingeschaltet

Kurze Lade- und lange

Endladezeiten Speicher werden nur teilweise

entleert – genug solarer Eintrag

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Energetische Betrachtung

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Speicherkonfiguration „Dezentral + solar“ „Cluster + solar“

Netz

Vergleich Netzzähler

S0

[MWh]

Vergleich Projektteil ohne Solar

S1[%]

Einspeisung + Solar

S3

[MWh]

Summe Einsparung mit Solar

S3[%]

Vergleich Projektteil ohne Solar

S2[%]

Einspeisung + SolarS4/S5

[MWh]

Summe Einsparung mit Solar

S4/S5[%]

A 3.527,5 -5,3 2.192,0 -37,9 -3,1 1.794,3 -49,1

A / S5

30 % Solarflächen3.527,5 -3,1 2.512,6 -28,8

B 5.788,2 -5,2 3.381,3 -41,6 -4,4 3.379,6 -41,6

B / S5

30 % Solarflächen5.788,2 -4,4 4.052,6 -30,0

Ergebnisse

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Wirtschaftliche Betrachtung

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Ergebnisse

KosteneffizienzSzenario S0 S1 S2 S3 S4 S5

Amortisationszeit a 21 26 22 >>25 >>25 59

Wärmegestehungskosten €/MWh 61 65 62 124 121 81

Eingesparte Biomasse-

Brennstoffkosten€/a 2.659 6.353 4.977 150.176 151.940 106.242

Ökoeffizienz

Ressourcenschonung Biomasse t/a 26 68 53 1.399 1.415 990

Sensitivitätsanalyse

• Größter Einfluss: Wärmeabnahme, vor Solar- und Speicherinvestitionen

Risikoanalyse

• Größter Einfluss: Wärmepreisindex vor Biomassepreisindex

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Energieeinsparung von 29 % bis 49 % möglich

Im Sommer sehr lange Ausschaltzeiten bis Abschaltung des Netzes möglich

Wirtschaftlich darstellbar nur Szenario mit Clusterspeichern (S2)

Miet- und Grundstückskosten für Speicher und ST wurden ausgeklammert

Keine Untersuchung der rechtlichen Situation bezüglich Aufstellungsort für die

Speicher

Grundsätzlich zu untersuchen ist die Wechselbeanspruchung des Netzes

aufgrund der häufigeren Temperaturänderungen

Zusammenfassung und Fazit

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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

Die Autoren bedanken sich bei der Österreichischen Forschungsförderungsgesellschaft mbH (FFG) (Programm „Stadt

der Zukunft“) für die Förderung und bei der Zentralanstalt für Meteorologie und Geodynamik (ZAMG) für die

Zurverfügungstellung der Temperatur- und Einstrahldaten.