Dynamische Kraftwerkssimulation und techno-ökonomische Bewertung von Flexibilisierungsmaßnahmen

Produktbeschreibung

Abstract

Increasing the flexibility of conventional power plants is one key challenge for the transformationof the energy system towards a high share of renewable energies in power production. Flexible and dispatchable power plants fired by lignite, hard coal and natural gas will contribute during this ongoing transformation process as they compensate the intermittent power production from the renewable energy sources.

In this work, selected flexibility measures for hard‐coal‐fired power plants have been evaluated with regard to the achievable flexibilization and the thermodynamic effects on the power plant process. For this purpose, a dynamic power plant model has been built‐up using the Modelica library ClaRa in the simulation environment Dymola. The dynamic power plant model has been validated successfully against measurement data from the underlying reference power plant. The evaluation of flexibility measures first included the commonly proposed
options of the reduction of the minimum load through a one mill operation as well as the increase of the load change rates through an indirect firing system. Next, a special focus has been on the optimized utilisation of process inherent energy storages to supply primary control power. This investigation has been conducted in the entire load range between full load and the minimum load of 25%. A further innovative and promising approach is the integration of a thermal energy storage into the power plant process. Within this context, the integration
concept of a steam accumulator, better known as a Ruths storage, has been presented and the potentials and operational strategies were determined. Based on the current flexibility parameters, the considered measures lead to an appreciable flexibilization with regard to the pursued objectives, namely the reduction of the minimum load, the increase of the load change rates and the enhancement of the supply of primary control power.

Finally, the effects of the flexibilization on the power plant operation and on the economic feasibility have been evaluated. For this purpose, a power plant dispatch model as well as an energy storage dispatch model against historical price time series have been developed and utilized. A reduction of the minimum load leads to an increase in operating hours and thereby to an enhanced income on the spot market. Regarding the dispatch of a Ruths storage integrated into the water‐steam cycle, a high importance of the round trip efficiency is determined. The highest possible profit with arbitrage trading can be realized on the quarter‐hourly
intraday market. For the design of such an integrated energy storage, a storage time between 0.5 and 2 hours is identified as economically optimal.

Kurzfassung

Die Flexibilisierung konventioneller Kraftwerke ist eine der zentralen Herausforderungen bei der Transformation des Energiesystems in Richtung eines möglichst hohen Anteils Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung. Flexible disponible Kraftwerke auf der Basis von Braunkohle, Steinkohle und Erdgas werden während dieses Transformationsprozesses einen wichtigen Beitrag dazu leisten die aufgrund der fluktuierenden Einspeisung der Erneuerbaren Energien schwankende Residuallast jederzeit bereitzustellen.

Inhaltsverzeichnis

Symbolverzeichnis VII
Kurzfassung XI
Abstract XII
1 Einleitung 1
1.1 Ausgangssituation 1
1.2 Ziele der Arbeit 3
1.3 Aufbau der Arbeit 4
2 Energiewirtschaftliche Grundlagen 5
2.1 Struktur des Strommarktes 5
2.1.1 Day‐ahead‐Handel . 5
2.1.2 Intraday‐Handel 6
2.1.3 Regelleistungsmärkte 7
2.2 Einfluss der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien 9
3 Kraftwerkstechnische Grundlagen 13
3.1 Flexibilität von Dampfkraftwerken 13
3.1.1 Begriffsdefinitionen 13
3.1.2 Aktuelle Flexibilitätsparameter 16
3.2 Technische Begrenzungen der Flexibilitätsparameter 17
3.2.1 Mindestlast 17
3.2.2 Laständerungsgeschwindigkeit 18
3.2.3 Anfahren 20
3.3 Maßnahmen zur Bereitstellung von Primärregelleistung (PRL) 21
3.3.1 Androsselung des HD‐Turbinenventils 22
3.3.2 Variation des Kondensatmassenstroms 23
3.3.3 Deaktivierung der Hochdruckvorwärmer 24
3.3.4 Variation der Betriebsparameter der Kohlemühlen 24
3.3.5 Weitere PRL‐Maßnahmen 25
3.3.6 Kombination von PRL‐Maßnahmen 25
3.4 Thermische Energiespeicher (TES) im Kraftwerksprozess 26
3.4.1 Theoretische Grundlagen zu TES 26
3.4.2 Realisierte TES‐Anwendungen im Bereich der Stromerzeugung 30
3.4.3 Forschung und Entwicklung für TES im Bereich der Stromerzeugung 33
3.5 Referenzprozess 33
3.5.1 Wesentliche Daten des Basiskraftwerks 34
3.5.2 Aufbau des Dampferzeugers 35
3.5.3 Betriebskonzept und Flexibilitätsparameter 35
4 Dynamisches Simulationsmodell 37
4.1 Einführung in die Kraftwerkssimulation 37
4.2 Aufbau des Simulationsmodells und verwendete Software 39
4.3 Komponentenmodelle wesentlicher (Teil‐) Systeme 42
4.3.1 Dampferzeuger 42
4.3.2 Kohlezuteilung und ‐aufbereitung 49
4.3.3 Dampfturbinen 53
4.3.4 Zwei‐Phasen‐Behälter 54
4.4 Leittechnik 58
4.4.1 Blockregelung 58
4.4.2 Speisewasserregelung 60
4.4.3 Dampftemperaturregelung
4.4.4 Umwälzregelung 63
4.4.5 Füllstandsregelung des Speisewasserbehälters 63
4.5 Validierung 64
5 Simulationen zu ausgewählten Flexibilisierungsmaßnahmen 69
5.1 1‐Mühlenbetrieb 69
5.2 Indirektes Feuerungssystem 75
5.3 Integration eines Ruths‐Speichers 82
5.3.1 Integrationskonzept 82
5.3.2 Betriebliche Grenzen und Leistungspotentiale 84
5.3.3 Auslegung 86
5.3.4 Leittechnische Einbindung im dynamischen Simulationsmodell 88
5.3.5 TES‐Einsatz zur Erbringung einer Lastanpassung 89
5.3.6 TES‐Einsatz zur Steigerung der Laständerungsgeschwindigkeit 94
5.3.7 TES‐Einsatz während eines Referenzlastverlaufs 98
5.3.8 Sprungantworten 100
5.4 Bereitstellung von Primärregelleistung 105
5.4.1 Leistungs‐ und Kapazitätsdefizit des Kraftwerksprozesses 105
5.4.2 Sprungantworten klassischer PRL‐Maßnahmen 107
5.4.3 Leistungs‐ und Kapazitätspotential der PRL‐Maßnahmen inkl. TES 114
5.4.4 Koordinierte PRL‐Bereitstellung 117
5.5 Identifizierte Flexibilisierungspotentiale 128
6 Techno‐ökonomische Bewertung ausgewählter Flexibilisierungsmaßnahmen 130
6.1 Modell zur Bestimmung des Kraftwerkseinsatzes am Spotmarkt 130
6.1.1 Datengrundlage 131
6.1.2 Funktionsweise des Kraftwerkseinsatzmodells 134
6.1.3 Validierung des Kraftwerkseinsatzmodells 137
6.2 Einfluss der Mindestlast auf den Kraftwerkseinsatz 141
6.3 Modell zur Bestimmung des Einsatzes eines Energiespeichers 144
6.4 Einsatz eines technologieneutralen Energiespeichers 147
6.5 Kraftwerks‐ und Speichereinsatz zur Bewertung der Ruths‐Speicher‐Integration 150
6.6 Resultate der techno‐ökonomischen Betrachtungen 155
7 Zusammenfassung und Ausblick 157
7.1 Zusammenfassung 157
7.2 Ausblick 161
Anhang 162
A1 Forschungsprojekte zur Flexibilisierung von Kraftwerken durch TES 162
A2 Komponentenmodell für Ruths‐Speicher inkl. Validierung 162
A3 Validierung des Kraftwerksmodells mit weiteren Messreihen 164
A4 Sprungantworten und Potentiale weiterer PRL‐Maßnahmen 165
A5 Ergänzende Diagramme zur koordinierten PRL‐Bereitstellung 168
A6 Einsatz eines Energiespeichers auf dem Day‐ahead‐Markt 169
A7 Historische Auswertung zur Wirtschaftlichkeit von Energiespeichern 170
Literatur 171

Keywords: Marcel Richter, Kraftwerkssimulation, Ökonomie, Dynamische Kraftwerkssimulation, Steinkohlekraftwerk, Technoökonomische Bewertung, Flexibilisierungsmaßnahmen, 1-Mühlenbetrieb, Indirekte Feuerung, Thermischer Energiespeicher, Mindestlastabsenkung, Laständerungsgeschwindigkeit, Primärregelleistung,