Technische Möglichkeiten und Grenzen der Fahrweise von … · 2013. 4. 18. · Onshore wind...
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Technische Möglichkeiten und Grenzen der
Fahrweise von Erzeugungsanlagen- von Kohle bis
Fotovoltaik E.ON Generation GmbH
Energy Economics, Torsten Röglin,
Juni 2012
Group Management1 Global Units
Exploration & Production
Generation
New Build & Technology2
Optimization & Trading
Renewables
Support Functions2
IT
Procurement
Insurance
Consulting
Business Processes
Regional Units
Struktur des E.ON Konzerns
1E.ON International Energy to be reported separately after having reached the necessarz size 2These are not reporting segments 3Special focus country
2
Summary
Austin
Chicago San Francisco
Portland
Malmö
Essen
Szczecin
Milan
Madrid
Coventry Be
Hamburg
EC&R betreibt global ein Portfolio von mehr als 4.8 GW
43%57%
North America
Europe Headquarter
Office location
Capacity (MW)
Onshore wind
Offshore wind
Other
Be
2,731
86 198
535
449
94
374
Key facts
Assets with 4,812 MW total capacity
12.3 TWh electricity produced in 2012,
equivalent to demand of 3m homes1
Global #8 in onshore wind
Global #3 in offshore wind
Active in 11 countries
865 employees, 34 nationalities
Lublin
493
303
3
EU renewables capacity is to double again by 2020
Renewables capacity in EU-27: 2010 actual vs. 2020 planned (GW)
Onshore wind +85GW (110%) · Offshore wind +40GW (1,300%) · Solar +65GW (250%)
135
78
250
230
425
US Europe
482
Asia
23
3
82
0
26
1
118
4343
167
2
91
2
136
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Solar Geothermal Tide, Wave,
Ocean
Offshore
Wind
Biomass Hydro Onshore
Wind
2020
2010 EU TOTAL 2010: 250 GW
EU TOTAL 2020: 482 GW
∆ EU 2010-2020: 232 GW
Source National Renewable Energy Action Plans (NREAP) 4
Eder
Main
Donau
Lech
Isar
Inn
9.356
7.561
4.205
2.692
1.003
323
0 5.000 10.000
Wind
Öl
Wasser*
Gas
Kohle
Kernenergie
MW
Installierte Netto-Gesamtkapazität (MW)
Kernenergie
Braun- und Steinkohle
Erdgas
Wasserkraft (Flussgruppen; insg. 110 Kraftwerke)
Erdöl
Wind
Biomasse
Kraftwerksstandorte von E.ON in Deutschland
*Inklusive Bezugsrechte
5
Herausforderungen der Energiewende
Die Kombination aus
- Ausstieg aus der Kernenergie,
- Ausbau der Erneuerbaren Energien,
- Orientierung auf dezentrale Versorgung,
- Energieeffizienz,
Verbunden mit ambitionierten Zeitzielen verlangt zwingend
abgestimmtes Handeln aller Stakeholder.
6
Typische Fragestellungen an „konventionelle Erzeuger“
Welche Flexibilität haben die heutigen Kraftwerke in Deutschland?
Welche Unterschiede weisen die verschiedenen Kraftwerkstypen auf?
Wie groß ist die Spannbreite zwischen älteren und neueren Kraftwerken?
Inwieweit ergeben sich Begrenzungen in der Fahrweise aus technischen
bzw. betrieblichen Gründen
Welche Optimierungsmaßnahmen werden/wurden bereits durchgeführt?
Welche Weiterentwicklung des bestehenden Kraftwerksparks kann noch
erreicht werden?
Wann wären bei weiterem Ausbau der erneuerbaren Energien
voraussichtlich Grenzen der Flexibilität des bestehenden Kraftwerksparks
erreicht?
* Leitfragen lt Einladung
Technische Grenzen liegen weit hinter den wirtschaftlichen Grenzen!
7
8
40
45
50
55
60
65
00:00 02:00 04:00 06:00 08:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00
ho
url
y l
oad
[ G
W ]
Jul-10 avg. load load - PV avg. Jul-10 (12 GW cap.) load - PV avg. Jul-12 (29 GW cap.) load - PV avg. Jul-15 (36 GW cap.)
---------------------------------------------- Peak ----------------------------------------------
Shapes of the Jul-10 curves based on average reported values, Jul-12 & Jul-15 projections based on typcial w eather & E.ON PV cap. grow th forecast
shoulder hours shoulder hours
'peak
shaving'
-------------------------- Offpeak I -------------------------- -------- Offpeak II --------
Stochastische Einspeisung und Form der Lastkurve
Strukturelle Änderungen des Marktes können nur aufgrund der
Leistungsfähigkeit existierender Anlagen aufgefangen werden. Die
sinkende Residuallast verdrängt diese Anlagen zunehmend.
8
Dramatisch gesunkene Einsatzzeiten bei Gaskraftwerken
9
-54%
Volllast-
stunden
Volllaststunden von E.ON-Gaskraftwerken in Süddeutschland
-54%
-87%
-86%
-44%
-40%
EED-VEN
Wirtschaftlichkeit vieler E.ON Anlagen aktuell nicht mehr gegeben!
9
Wie dominant sind technische Grenzen?
Wodurch werden Grenzen typischerweise bestimmt?
- Normen, Regeln und Gesetze
- Garantiebestimmungen der Hersteller
- Auslegungsgrenzen
- Physikalische Grenzen
- Wirtschaftliche Überlegungen
- Einstellungen und Verhaltensweisen
Grenzen gelten innerhalb eines Innovationszyklus – Je kürzer die
Investitionszyklen, desto leichter fallen Grenzüberschreitungen.
10
Kriterien für die Optimierung des Anlageneinsatzes
Kostenminimierung und Erlösmaximierung
Lebensdauer der Anlage
Lastwechselzahlen
Instandhaltungskosten und –intensität
Viele dieser Fragen können unter dem Begriff „Flexibilität“ subsummiert
werden.
11
Auch hier gibt es innerhalb eines Unternehmens verschiedene Perspektiven.
Objektiviert werden können diese z.B. durch unabhängige Benchmarks.
Welche Entscheidungen dann bei „Soll“-“Ist“-Abweichungen getroffen werden,
hängt letztlich von der wirtschaftlichen Perspektive ab.
Bedeutung des Begriffs „Flexibilität“
1. Flexibilität beschreibt die Fähigkeit eines Systems, sich aktiv an
verändernde Rahmenbedingungen anzupassen.
2. Anpassung: Verhaltensänderung bei unterschiedlichen äußeren
Umständen.
3. Neuanlagen behalten ihren technischen Vorsprung nur für sehr begrenzte
Zeit. Technische Lebensdauer, Investitionshöhe und Länge der
Investitionszyklen erzwingen kontinuierliche technische Anpassungen.
Politik, Markt, Gesellschaft, technischer Fortschritt … induzieren
permanenten Anpassungsbedarf. Betreiber konventioneller
Kraftwerke antizipieren diesen in Regelkreisen unter
Risikoabwägungen.
12
Flexibilität – notwendig für den wirtschaftlichen Betrieb
Erlösquellen konventioneller Krafwerke
1. Großhandelsmarkt („merit order“, Grenzkostenprinzip)
2. Langfristverträge Strom, Wärme, Dampf, …
3. Systemdienstleistungen
Verbesserung der wirtschaftlichen Situation eines Kraftwerks
1. Erschließen aller Erlösquellen
2. Verbesserung der Position in der Merit Order durch Senkung der
Einsatzkosten.
Flexibilität ist notwendig zum wirtschaftlichen Bestehen, Eine
diskriminierungsfreie Wettbewerbsituation ermöglicht die effiziente
Erschließung von Potentialen.
13
Möglichkeiten zur Senkung der Einsatzkosten
Optimierung der Materialbeanspruchungen im Verhältnis zum
Lebensdauerverbrauch; Optimierung transienter Prozesse
Verringerung der Anfahrkosten durch Verwendung alternativer
Anfahrbrennstoffe;
Verringerung der variablen Einsatzkosten durch Co-firing;
Ausweitung der Qualitätsbänder bei Hauptbrennstoffen;
Optimierung Brennstoffbeschaffung/-handel und Kraftwerkseinsatz;
…
Die Reduzierung der Einsatzkosten ist die offensichtlichste
Flexibilisierungsmaßnahme, um Anlagen „im Geld“ zu halten. Mit
zunehmendem Einfluß stochastischer Einspeiser und sinkender
Residuallast gewinnen die technischen Grenzen der Anlagen an
Bedeutung.
14
Weitere Treiber für Grenzannäherungen
Gesetzliche Änderungen (z.B: LCPD, IED)
Wechselnde politische Rahmenbedingungen
Initiativen der Netzbetreiber zum Erhalt der Systemsicherheit
Änderungen adressieren in den wenigsten Fällen technische Grenzen im
nichtüberschreitbaren Sinne. Allerdings verbietet es sich in einigen Fällen aus
wirtschaftlichen Gründen den Anlagenbetrieb unverändert fortzusetzen.
Beispiel: ENTSO-E NC RfG und konv. Bestandsanlagen
Beispiel: konventionelle Bestandskraftwerke - Erfüllung Blindleistungsanfor-
derungen der Tennet TSO Regelzone
Blindleistungsanforderung ENTSO-E NC RfG
Anforderung Induktiv: cos φ ≤ 0,925 Kapazitiv: cos φ ≤ 0,95
Heyden: Induktiv cos φ = 0,976 Kapazitiv: cos φ = 0,901
Staudinger 4: Induktiv cos φ = 0,913 Kapazitiv: cos φ = 0,959
Abhilfe zur Erfüllung der Anforderungen:
Kosten neuer Generator und Einbau
Paßt der neue Generator nicht auf den Turbinentisch wäre der
Turbinentisch bzw. das gesamte Maschinenhaus neu zur errichten
16
Beispiel: ENTSO-E NC RfG und PV Bestandsanlagen
Beispiel: Wechselrichter von Photovoltaik Anlagen wurden so ausgelegt, daß
diese bei 50,2 Hz sich vom Netz tennen
Anforderungen NC RfG
Erzeuger Typ A (0,8 kW bis 1 MW Einspeiseleistung; PV=140W/m²) müssen
im folgenden Frequenzbereichen am Netz betrieben werden können.
47,5 – 48,5 Hz def. durch TSO mindestens 30 min.
48,5 – 49 Hz def. durch TSO mindestens 30 min.
49 – 51 Hz unbegrenzt
51 – 51,5 Hz 30 min.
Abhilfe zur Erfüllung der Anforderungen:
Austausch der Wechselrichter
17
Beispiel: ENTSO-E NC RfG und neue Technologie
Beispiel: Microblockheizkraftwerke (mCHP) auf Basis Stirling Motor (beruhend
auf einem mechanischem Resonanz Feder-Masse Design)
Ein Betrieb dieses mechanisch direkt gekoppelten Systems ist nur von 49,5
bis 50,5 Hz möglich. Außerhalb mechanische Zerstörung.
Anforderungen ENTSO-E NC RfG
Erzeuger Typ A (0,8 kW bis 1 MW Einspeiseleistung) müssen im folgenden
Frequenzbereichen am Netz betrieben werden können.
47,5 – 48,5 Hz def. durch TSO mindestens 30 min.
48,5 – 49 Hz def. durch TSO mindestens 30 min.
49 – 51 Hz unbegrenzt
51 – 51,5 Hz 30 min.
Abhilfe zur Erfüllung der Anforderungen:
Komplette Neuauslegung dieser Technologie, die gerade erst neu am Markt
verfügbar ist. Derzeit keine geeigneten Wechselricher verfügbar. 18
Technische Parameter zur Beschreibung der Flexibilität in
konventionellen Anlagen
19
Limitation # of starts
Start-up time
Load-up time
Minimum non off time
Minimum off time
Load gradient
Minimum stable load
Start
Load
Cycle time
1
2
3
4
5
6
7.1
Minimum excep- tional load
7.2
Parameter Definition
Zeit vom Signal des Dispatcher bis Synchronisation
Zeit von Synchronisation bis stabile Mindestlast
Zeit zwischen Desynchronisierung und Synchronisierung
Lastgradient in MW/ min
Stabile Mindestleistung (genehmigungsrelevant)
Minimalleistung in Ausnahmefällen (genehmigungsrelevant)
Anzahl Starts je Zeitintervall
Zeit von stabiler Mindestlast bis Desynchronisierung
8 Control band Regelband Systemdienstleistungen
Kategorie
TOP 7 - Plant Flexibility 19
Interne Studie in 2010-2011 mit folgenden Ergebnissen
20 TOP 7 - Plant Flexibility
Parameter
Limitation # of starts
Start-up time
Load-up time
Minimum non off time
Minimum off time
Load gradient
Minimum stable load
Minimum exceptional load
Control band
1
2
3
4
5
6
7.1
7.2
8
Start
Load
Cycle
time
Daten für alle E.ON Anlagen analysiert
17 / 29 18 / 32 401 6 / 9 Hydro CCGT STEAM Nuclear
Sites/ Units analysiert:
Höchste Bandbreite Daten; große Varianz bzgl Alter und Leistung
Steam
Bandbreite bestimmt durch technische Ausstattung; hohe Standardisierung
CCGT
Aufgrund technischer Restriktionen nicht alle Parameter anwendbar
Nuclear
Technisch flexibelste Flotte Hydro
1. Number of sites displayed 20
Darstellung der Parameter im Lastzyklus
21
Load-up
time
signal dispatch
sync. . . .
Start-up
time
Shutdown and standstill after desynchronization
Depending on the time between desynchronization and
the signal from dispatch to restart the power plant, the
start-up time is differentiated in start-up time hot/
warm/ cold.
Pmin Pex2
Min. non
off time
Restart right after desynchronization
In this special case the restart of the engine starts right
after desynchronization. The time between
desynchronization and synchronization is defined as
minimum off time; the start-up time hot is included.
2
3 4
7.2
Min. stable load 7.1
Minimum
Off time
5
3
7.2
Min. stable load 7.1
desync.
Load
gradient
6 6 …
1. Parameter 1: limitation number of starts and 8: control bands are not displayed
2. Pex - Minimum exceptional load - abbreviation of project
desync.
Load-up
time
sync. Pmin Pex2
Min. exceptional load Min. exceptional load
Cycle time and load parameters displayed (2-7.2)¹
TOP 7 - Plant Flexibility 21
Mögliches Vorgehen zur Reduktion des Analysebedarfs
22
Capacity [GW] Sites/ Units [#]
Fleets Overall E.ON Fleet Selection Plant Flexibility
CCGT
STEAM
HYDRO
NUCLEAR
WIND
41 / 67
34 / 76
2131
6 / 9
136
17 / 29
18 / 32
401
6 / 9²
136
13,7
14,1
10,2
4,2
3,7
Decommissioning: Plant shut down until 2015 Installed capacity: Installed plant capacity smaller 50
MW for CCGT/ STEAM and smaller 20 MW for HYDRO
Production purpose: HYDRO storage plants for flood
control/ navigation Plants primarily heat - or client driven Plants producing for railway HYDRO run-river plants
EX
CLU
SIO
N
18,6
26,3
5,3
10,2
4,2
Capacity [GW] Sites/ Units [#]
1. Number of sites displayed; units for Hydro plants would consider number of generating sets
2. Numbers before moratorium TOP 7 - Plant Flexibility
22
Ergebnisse, europaweit
23
1. Numbers for start-up and load-up time „cold“ shown
2. Minimum stable and exceptional load displayed as percentage of installed net capacity
3. No potential limitation of # of starts for STEAM plants (except Karlshamn with 200 starts per year)
4. Load gradient shown per turbine set
Min. non off time [min] Load-up time¹ [min] Start-up time¹ [min] Limitation # of starts [#]
Min. exceptional load² [%] Min. stable load² [%] Load gradient [MW/ min] Min. off time [min]
Average Deviation Min/ Max
CCGT
Nuclear
Steam
Hydro: PS
Hydro: Storage
CCGT
Nuclear
Steam
Hydro: PS
Hydro: Storage
n/a n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
n/a
<1 min <1 min
Min 84 / Ø 219 / Max 408
[see footnote 3]
4
4
TOP 7 - Plant Flexibility 23
Schlußfolgerungen
Der existierende konventionelle Kraftwerkspark kann als ideales
technisches Komplement zu den stochastischen Einspeisern gesehen
werden. Im Interesse von Versorgungssicherheit und Kostenbegrenzung
sollten diese Kraftwerke auch dazu verwendet werden.
Die derzeitigen Marktbedingungen erlauben Investitionen zur Steigerung
der Flexibilität nur in wenigen Fällen.
Grenzen des konventionellen Systems werden schneller wirtschaftlich
erreicht, als daß sie technisch determiniert sind.
24