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KOBRA - Dokumentenserver der Universität Kassel  → Fachbereiche  → FB 16 Elektrotechnik / Informatik  → Institut für Elektrische Energietechnik / Rationelle Energiewandlung  → Dissertationen 

Please use this identifier to cite or link to this item: http://nbn-resolving.de/urn:nbn:de:hebis:34-2013050742706

Title: Entwicklung und Anwendung einer Kraftwerks- und Speichereinsatzoptimierung für die Untersuchung von Energieversorgungsszenarien mit hohem Anteil erneuerbarer Energien in Deutschland
Authors: Oehsen, Amany von
???metadata.dc.subject.swd???: DeutschlandEnergieversorgungErneuerbare EnergienKraft-Wärme-KopplungEnergiespeicherKraftwerk
???metadata.dc.subject.ddc???: 620 - Ingenieurwissenschaften (Engineering and allied operations)
Issue Date: 7-May-2013
Abstract: In dieser Arbeit wurde ein gemischt-ganzzahliges lineares Einsatzoptimierungsmodell für Kraftwerke und Speicher aufgebaut und für die Untersuchung der Energieversorgung Deutschlands im Jahre 2050 gemäß den Leitstudie-Szenarien 2050 A und 2050 C ([Nitsch und Andere, 2012]) verwendet, in denen erneuerbare Energien einen Anteil von über 85 % an der Stromerzeugung haben und die Wind- und Solarenergie starke Schwankungen der durch steuerbare Kraftwerke und Speicher zu deckenden residualen Stromnachfrage (Residuallast) verursachen. In Szenario 2050 A sind 67 TWh Wasserstoff, die elektrolytisch aus erneuerbarem Strom zu erzeugen sind, für den Verkehr vorgesehen. In Szenario 2050 C ist kein Wasserstoff für den Verkehr vorgesehen und die effizientere Elektromobilität hat einen Anteil von 100% am Individualverkehr. Daher wird weniger erneuerbarer Strom zur Erreichung desselben erneuerbaren Anteils im Verkehrssektor benötigt. Da desweiteren Elektrofahrzeuge Lastmanagementpotentiale bieten, weisen die Residuallasten der Szenarien eine unterschiedliche zeitliche Charakteristik und Jahressumme auf. Der Schwerpunkt der Betrachtung lag auf der Ermittlung der Auslastung und Fahrweise des in den Szenarien unterstellten ’Kraftwerks’-parks bestehend aus Kraftwerken zur reinen Stromerzeugung, Kraft-Wärme-Kopplungskraftwerken, die mit Wärmespeichern, elektrischen Heizstäben und Gas-Backupkesseln ausgestattet sind, Stromspeichern und Wärmepumpen, die durch Wärmespeicher zum Lastmanagment eingesetzt werden können. Der Fahrplan dieser Komponenten wurde auf minimale variable Gesamtkosten der Strom- und Wärmeerzeugung über einen Planungshorizont von jeweils vier Tagen hin optimiert. Das Optimierungsproblem wurde mit dem linearen Branch-and-Cut-Solver der software CPLEX gelöst. Mittels sogenannter rollierender Planung wurde durch Zusammensetzen der Planungsergebnisse für überlappende Planungsperioden der Kraftwerks- und Speichereinsatz für die kompletten Szenariojahre erhalten. Es wurde gezeigt, dass der KWK-Anteil an der Wärmelastdeckung gering ist. Dies wurde begründet durch die zeitliche Struktur der Stromresiduallast, die wärmeseitige Dimensionierung der Anlagen und die Tatsache, dass nur eine kurzfristige Speicherung von Wärme vorgesehen war. Die wärmeseitige Dimensionierung der KWK stellte eine Begrenzung des Deckungsanteils dar, da im Winter bei hoher Stromresiduallast nur wenig freie Leistung zur Beladung der Speicher zur Verfügung stand. In den Berechnungen für das Szenario 2050 A und C lag der mittlere Deckungsanteil der KWK an der Wärmenachfrage von ca. 100 TWh_th bei 40 bzw. 60 %, obwohl die Auslegung der KWK einen theoretischen Anteil von über 97 % an der Wärmelastdeckung erlaubt hätte, gäbe es die Beschränkungen durch die Stromseite nicht. Desweiteren wurde die CO2-Vermeidungswirkung der KWK-Wärmespeicher und des Lastmanagements mit Wärmepumpen untersucht. In Szenario 2050 A ergab sich keine signifikante CO2-Vermeidungswirkung der KWK-Wärmespeicher, in Szenario 2050 C hingegen ergab sich eine geringe aber signifikante CO2-Einsparung in Höhe von 1,6 % der Gesamtemissionen der Stromerzeugung und KWK-gebundenen Wärmeversorgung. Das Lastmanagement mit Wärmepumpen vermied Emissionen von 110 Tausend Tonnen CO2 (0,4 % der Gesamtemissionen) in Szenario A und 213 Tausend Tonnen in Szenario C (0,8 % der Gesamtemissionen). Es wurden darüber hinaus Betrachtungen zur Konkurrenz zwischen solarthermischer Nahwärme und KWK bei Einspeisung in dieselben Wärmenetze vorgenommen. Eine weitere Einschränkung der KWK-Erzeugung durch den Einspeisevorrang der Solarthermie wurde festgestellt. Ferner wurde eine untere Grenze von 6,5 bzw. 8,8 TWh_th für die in den Szenarien mindestens benötigte Wasserstoff-Speicherkapazität ermittelt. Die Ergebnisse dieser Arbeit legen nahe, das technisch-ökonomische Potential von Langzeitwärmespeichern für eine bessere Integration von KWK ins System zu ermitteln bzw. generell nach geeigneteren Wärmesektorszenarien zu suchen, da deutlich wurde, dass für die öffentliche Wärmeversorgung die KWK in Kombination mit Kurzzeitwärmespeicherung, Gaskesseln und elektrischen Heizern keine sehr effektive CO2 -Reduktion in den Szenarien erreicht. Es sollte dabei z.B. untersucht werden, ob ein multivalentes System aus KWK, Wärmespeichern und Wärmepumpen eine ökonomisch darstellbare Alternative sein könnte und im Anschluss eine Betrachtung der optimalen Anteile von KWK, Wärmepumpen und Solarthermie im Wärmemarkt vorgenommen werden.In this doctoral thesis a mixed-integer linear optimisation model for the scheduling of power plants and storages was developed and used to study the German energy system in the year 2050 according to the Lead-Study scenarios [Nitsch und Andere, 2012] ’2050 A’ and ’2050 C’. In these scenarios renewables have a share in the electricity production above 85 % and wind and solar energy cause large variations in the hourly need for electricity production from dispatchable power plants and storages to cover the residual electric load. In scenario 2050 A 67 TWh of hydrogen for the transport sector need to be produced via electrolysis of renewable electricity. In scenario 2050 C there is no hydrogen production for the transport sector; the individual passenger transport relies completely on the more energy effcient electromobility, thus requiring less renewable electricity production to achieve the same share of renewables in the transport sector. Furthermore, electromobility offers demand-side management opportunities. Consequently the two scenarios have a different residual electric load. The focus of the analysis was to determine the full load hours and operation characteristics of the German power plants for uncoupled electricity production, combined-heat and power plants (CHP) equipped with heat storages, gas-backup-boilers and electric heaters, electricity storages as well as heat pumps with demand-side-management possibilities in the two scenarios. The schedules of these system components that minimise the sum of variable costs for electricity and heat provision were calculated with the help of the optimisation model using the linear branch-and-cut-solver of the software CPLEX. The schedules were computed for a short planning period of four days. Via so-called ’rolling planning’, the schedules for the whole scenario years were obtained. It was shown that due to the structure of the residual electric load, the dimensioning of the CHP plants and the fact that the plants were equipped with short-term heat storages, the CHP share in heat load coverage was low. In scenario 2050 A CHP covered only 40 % of the heat demand of ca. 100 TWh_th , even though the dimensioning would have allowed a share of 97 %, if there were no restrictions posed by the characteristics of the residual electric load. In scenario 2050 C due to its higher residual load and shorter electricity surpluss periods the mean share of CHP heat in covering the same heat demand was 60%. The contributions that the CHP heat storages and the demand side management with heat pumps could make for avoiding CO2-emissions in electricity and CHP heat production were studied. No significant contribution was observed for the CHP heat storages in scenario 2050 A: the positive effects of the heat storages such as less electricity losses in electricity storages and a higher overall share of CHP in electricity and heat provision were nearly compensated by the increase in full load hours of hard coal CHP plants which increase their production to the disadvantage of the more expensive but less CO2-intensive Combined-Cylce CHP plants. In scenario 2050 C the CHP heat storages decreased the CO2 -emissions by a significant but small percentage of 1,6 %. Heat pump demand side management decreased the CO2 -emissions by 100 thousand tons (0,4 %) in scenario 2050 A and 230 thousand tons (0,8 %) in scenario 2050 C. The interactions between CHP and solar thermal heat feed-in into the same heat network were studied. Solar thermal heat further limited the full-load hours of the CHP plants. Furthermore a lower limit of 6,5 and 8,8 TWh_th for the hydrogen storage capacity required in scenario 2050 A and C was derived. The results of this thesis suggest to study the techno-economic feasibility of long-term heat storages for better integrating CHP into a renewable electricity system, and more generally, to look for a more adequate heat sector scenario, since it became clear that residential CHP plants equipped with short-term heat storages, gas-backup boilers and electric heaters were not very effective in saving CO2 emissions in the scenarios for the year 2050. E.g. it should be studied whether a bivalent system of CHP and heat pumps could be an economically viable combination. In a second step, the optimal shares of CHP and heat pumps not only in multivalent systems, but in the heat market in general should be investigated.
URI: urn:nbn:de:hebis:34-2013050742706
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