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FAKULTÄT FÜR

ELEKTROTECHNIK,

INFORMATIK UND

MATHEMATIK

Modellbasierte Analyse

zur Verbesserung der elektrischen Energiebereitstellung

zukünftiger Offshore-Windparks mittels Biogastechnologie

Zur Erlangung des akademischen Grades

DOKTORINGENIEUR (Dr.-Ing.)

der Fakultät für Elektrotechnik, Informatik und Mathematik

der Universität Paderborn

genehmigte Dissertation

von

Dipl.-Ing. Martin Tigges

Paderborn

Referent: Prof. Dr.-Ing. Jürgen Voss

Korreferent: PD Dr.-Ing. habil Michael Fette

Tag der mündlichen Prüfung: 22.07.2010

Paderborn, den 06.09.2010

Diss. EIM-E/270

Vorwort

Die vorliegende Arbeit entstand während meiner Tätigkeit als wissenschaftlicher Mitarbeiter am

Fachgebiet für Nachhaltige Energiekonzepte der Universität Paderborn.

Mein besonderer Dank gilt meinem Doktorvater Herrn Prof. Dr.-Ing. Jürgen Voss für die Anregungen

und Unterstützung sowie die Möglichkeit zur Durchführung dieser Arbeit. Die zahlreichen

Diskussionen sowie die harmonische Zusammenarbeit haben wesentlich zum Erfolg dieser Arbeit

beigetragen.

Weiterhin danke ich Herr PD Dr.-Ing. habil Michael Fette für die Übernahme des Koreferates sowie

die aufschlussreichen Gespräche.

Den Kollegen des Fachgebietes danke ich für die Zusammenarbeit und die Hilfsbereitschaft bei der

Abwicklung der alltäglichen Hochschulangelegenheiten. Insbesondere Herrn Dipl.-Phys. Ing. Jörg

Bendfeld gilt mein ganz besonderer Dank für seinen permanenten, unermüdlichen und

uneigennützigen Einsatz.

Auch möchte ich mich bei den zahlreichen Studien- und Diplomarbeitern bedanken, die zum Gelingen

meiner Arbeit beigetragen haben.

Zuletzt gilt mein außerordentlicher Dank meiner Lebensgefährtin, die mich mit viel Geduld während

der Zeit der Promotion unentwegt unterstützt und mir stets den Rücken freigehalten hat.

Paderborn, im September 2010

Martin Tigges

Inhaltsverzeichnis I

INHALTSVERZEICHNIS

ABBILDUNGSVERZEICHNIS...............................................................................................................V

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS ...........................................................................................................IX

FORMELZEICHEN ...............................................................................................................................XI

EINHEITEN............................................................................................................................................XV

1 EINLEITUNG................................................................................................................................... 1

1.1 ZIEL DIESER ARBEIT.................................................................................................................... 4

1.2 VORGEHENSWEISE UND AUFBAU DER ARBEIT ............................................................................ 4

2 ENERGIEVERSORGUNGSSTRUKTUREN................................................................................ 7

2.1 BESONDERHEITEN DER VERSORGUNG MIT ELEKTRISCHER ENERGIE ........................................... 7

2.2 STROMÜBERTRAGUNG UND STROMVERTEILUNG ........................................................................ 8

2.3 LIBERALISIERUNG DER ELEKTRIZITÄTSWIRTSCHAFT ................................................................ 12

2.3.1 Marktteilnehmer und ihre Aufgaben und Rollen im liberalisierten Markt............................... 13

2.3.2 Integration von Erneuerbaren Energien in das Bilanzkreissystem.......................................... 14

2.3.3 Ausgleichsenergie.................................................................................................................... 17

2.3.4 Regelenergie............................................................................................................................. 18

2.4 STROMHANDEL IN DEUTSCHLAND ............................................................................................ 22

2.4.1 Außerbörslicher bilateraler Handel - Over the Counter (OTC) .............................................. 23

2.4.2 Börsenhandel ........................................................................................................................... 24

2.4.3 Zusammenhang: Handelsebene - Netzbetrieb.......................................................................... 25

2.5 ENERGIEVERSORGUNG MIT BIOGAS .......................................................................................... 28

2.5.1 Gesetzliche Grundlagen........................................................................................................... 32

2.5.2 Entwicklung des Bestandes an Biogasanlagen......................................................................... 34

3 BIOGASANLAGEN....................................................................................................................... 37

3.1 BIOCHEMISCHE GRUNDLAGEN DES BIOGAS-PROZESSES........................................................... 37

3.1.1 Fermentationsprozess .............................................................................................................. 39

3.1.2 Milieubedingungen................................................................................................................... 39

3.1.3 Betriebsparameter.................................................................................................................... 45

3.2 TECHNIK UND ANLAGENVARIANTEN DER BIOGASGEWINNUNG ................................................ 47

3.2.1 Anzahl der Prozessstufen ......................................................................................................... 53

3.2.2 Prozesstemperatur ................................................................................................................... 53

3.2.3 Nass-, Trockenvergärung......................................................................................................... 53

3.3 EINSPEISUNG VON BIOGAS IN DAS ERDGASNETZ....................................................................... 54

3.3.1 Gasbeschaffenheit.................................................................................................................... 55

3.3.2 Mögliche Zugangspunkte zum Erdgasnetz............................................................................... 55

3.3.3 Einschränkungen durch das Gasnetz....................................................................................... 56

3.3.4 Gasspeicher.............................................................................................................................. 56

II Inhaltsverzeichnis

4 MIKROGASTURBINE..................................................................................................................59

4.1 TECHNOLOGIE DER MIKROGASTURBINE.................................................................................... 59

4.2 ANWENDUNGSBEREICHE FÜR MGT .......................................................................................... 62

4.3 HERSTELLER ............................................................................................................................. 63

4.4 REALE PROZESSE EINER MIKROGASTURBINE ............................................................................ 63

4.5 TEILLASTVERHALTEN UND EINFLUSS VON UMGEBUNGSBEDINGUNGEN.................................... 65

4.6 ANSÄTZE ZUR SIMULATION VON MIKROGASTURBINEN............................................................. 67

4.6.1 Physikalischer Modellansatz....................................................................................................68

4.6.2 Modellansatz nach W. I. Rowen...............................................................................................68

4.6.3 Modellansatz nach IEEE..........................................................................................................70

4.6.4 Analyse der Modellansätze.......................................................................................................72

4.6.5 Grundlagen des MGT-Modells.................................................................................................73

4.6.6 Modellparameter, Modellvalidierung, Plausibilität.................................................................81

5 GRUNDLAGEN DER WINDENERGIENUTZUNG..................................................................89

5.1 CHARAKTERISTIKA DES WINDES............................................................................................... 89

5.2 ATMOSPHÄRE............................................................................................................................ 90

5.2.1 Atmosphärische Zustandsgrößen..............................................................................................90

5.2.2 Jahresgang relevanter Zustandsgrößen ...................................................................................92

5.2.3 Vertikale Stabilität....................................................................................................................93

5.2.4 Vertikale Windverhältnisse / planetarische Grenzschicht........................................................94

5.3 WINDENERGIEANLAGEN ZUR NUTZUNG DER WINDENERGIE..................................................... 96

5.3.1 Komponenten einer WEA .........................................................................................................98

5.4 WINDPARKMODELL ZUR BERECHNUNG DER ELEKTRISCHEN ENERGIEBEREITSTELLUNG......... 100

5.4.1 Strömungsverhältnisse in einem Windpark ............................................................................100

5.5 WINDPROGNOSEN ................................................................................................................... 104

5.5.1 Prognoseverfahren.................................................................................................................104

5.5.2 Prognosefehler.......................................................................................................................107

5.6 AKTUELLER STAND DER OFFSHORE-WINDENERGIE................................................................ 108

5.6.1 Herausforderungen ................................................................................................................108

5.6.2 Politische Entwicklungen .......................................................................................................109

5.6.3 Status Quo der deutschen Offshore-Projekte .........................................................................110

5.7 VERWENDETES WINDPARKMODELL ........................................................................................ 111

5.7.1 Einzelanlage vs. Offshore-Windpark......................................................................................111

5.7.2 Windparkkonfiguration / Parameterauswahl.........................................................................112

5.7.3 Parameterauswahl..................................................................................................................115

6 AUSWERTUNG: WINDPROGNOSEN UND REALE WINDSTROMEINSPEISUNG.......117

6.1 PROGNOSEABWEICHUNGEN IN DER WINDPARKLEISTUNG ....................................................... 118

6.2 VON BIOGASBETRIEBENEN MGT NACHZUFAHRENDE DIFFERENZEN....................................... 121

6.2.1 Leistungsinkremente...............................................................................................................123

6.2.2 Bereitstellung der benötigten Biogasmenge / Zeitlicher Biogasbedarf/-abruf.......................125

Inhaltsverzeichnis III

6.3 SZENARIOANALYSE................................................................................................................. 126

6.3.1 Szenario I - 50.000 kW........................................................................................................... 127

6.3.2 Szenario II - 100.000 kW........................................................................................................ 131

6.3.3 Szenario III - 150.000 kW ...................................................................................................... 134

7 FAZIT UND AUSBLICK............................................................................................................. 139

8 LITERATURVERZEICHNIS..................................................................................................... 145

9 ANHANG....................................................................................................................................... 163

9.1 PERFOMANCE-DATEN EINER CAPSTONE C30 MIKROGASTURBINE.......................................... 163

IV Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis V

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 2.1: Typischer Stromverbrauch über einen Tag [eon-09]………………………8

Abbildung 2.2: Aufbau des deutschen Übertragungsnetzes [Kon-09]…………...……….10

Abbildung 2.3: Die vier Regelzonen in Deutschland [Vat-09]…………………………...11

Abbildung 2.4: Folgen der Liberalisierung [Zah-07]……………………………………..12

Abbildung 2.5: Wälzungsprozess zwischen zwei EEG-Bilanzkreisen [Die-07]………….15

Abbildung 2.6: Glättung des Einspeiseprofils [Bun-09e]…………………………………16

Abbildung 2.7: Regelenergie / Ausgleichsenergie (BK = Bilanzkreis) [Zan-04]…………17

Abbildung 2.8: Zeitlicher Ablauf des Regelenergieeinsatzes [tra-09]……………………20

Abbildung 2.9: Prinzipieller Handelsablauf an deutschen Regelenergiemärkten

[Swi-06]…………………………………………………………………..20

Abbildung 2.10: Mittlere Preise für Regelleistungsvorhaltung und -abruf im Jahr 2005

[For07]…………………………………………………………………....22

Abbildung 2.11: Arten von Geschäften und Produkten [Kon-09]………………..………...23

Abbildung 2.12: Entwicklung des Spot- und Terminmarktes [Mic-09]………….………...25

Abbildung 2.13: Handelsbeziehungen und physikalischer Ausgleich [Wap-09]….……….25

Abbildung 2.14: Preisermittlung im Auktionshandel (*) MCP: market clearing price -

Gleichgewichtspreis) [Kon-09]………………………………………..…27

Abbildung 2.15: Endenergieverbrauch in Deutschland 2008 [Bun-09c]……….………….29

Abbildung 2.16: Struktur der Strombereitstellung aus Erneuerbaren Energien in

Deutschland 2008 [Bun-09c]……………………………………….….…30

Abbildung 2.17: Struktur der Wärmebereitstellung aus Erneuerbaren Energien in

Deutschland 2008 [Bun-09c]…………………………………………..…31

Abbildung: 2.18: Vermiedene CO2 - Emissionen durch Erneuerbare Energien in

Deutschland 2008 [Bun-09c]………………………………………….….32

Abbildung 2.19: Entwicklung des Bestands an Biogasanlagen im Zeitraum 1999-2009 [Fac-

10]……………………………………………………………………...…35

Abbildung 2.20: Entwicklung von Biogas-Anlagenzahl und Leistung [Fac-09]……..……35

VI Abbildungsverzeichnis

Abbildung 2.21: Landwirtschaftliches Biogaspotenzial in den einzelnen Bundesländern

[Kli-07]………………………………………………………………..….36

Abbildung 3.1: Ablauf des Biogasprozesses in Anlehnung an [Fac-06b]…………...……38

Abbildung 3.2: pH-Wert-Skala [Sei-07]…………………………………………………..40

Abbildung 3.3: Relative Biogas- und Methanmengen in Abhängigkeit von Verweilzeit und

Temperatur [Bay-04]………………………………………………..……42

Abbildung 3.4: Zusammenhang von Temperatur, biologischer Stabilität und Aktivität zur

Biogasproduktion [Erc-07]……..……………………………………..….43

Abbildung 3.5: Funktionsprinzip einer typischen Biogasanlage [Els-07]…………...……48

Abbildung 3.6: Verfahrensablauf der Biogaserzeugung [Fac-06b]……………………….49

Abbildung 3.7: Aufbauschema eines Fermenters in stehender Ausführung [Agr-03]……51

Abbildung 4.1: Aufbau einer Mikrogasturbine [VTA-08]……………………………......60

Abbildung 4.2: Wesentliche Komponenten einer Mikrogasturbine [Soa-07]………….....61

Abbildung 4.3: Schaltbild der Capstone C30 Mikrogasturbine [Näf-06]…………………63

Abbildung 4.4: Wirkungsgrad der Capstone C30 MGT bei verschiedenen Leistungen….66

Abbildung 4.5: Geschwindigkeit der Capstone C30 MGT über der Leistung………...….67

Abbildung 4.6: Rowen-Modell [Row-83] [Gud-05]…………………………....…………69

Abbildung 4.7: Regelungstechnischer Teil des IEEE-Modells [IEE-94]…………………71

Abbildung 4.8: Thermodynamischer Teil des IEEE-Modells zur Simulation einer

Gasturbine [IEE-94]…..…………………………………………….……72

Abbildung 4.9: Grundstruktur des Simulink-Modells einer Mikrogasturbine……...…….74

Abbildung 4.10: Dynamisches Verhalten der MGT im Modell……………………….…...75

Abbildung 4.11: Brennstoffsystem der MGT im Modell……………………………….….77

Abbildung 4.12: PIDT1 Geschwindigkeitsregler……………………………………….….78

Abbildung 4.13: Temperaturregler………………………………………………………....79

Abbildung 4.14: Beschleunigungsregler…………………………………….….…………..79

Abbildung 4.15: Ausgangsleistungsberechnung im Modell…………………..……………80

Abbildung 4.16: Vereinfachter Generator im Modell……………………………….……..80

Abbildung 4.17: Simulierter Leistungsverlauf bei Volllastsprung…………….…………...86

Abbildungsverzeichnis VII

Abbildung 4.18: Simulierter Geschwindigkeitsverlauf bei Volllastsprung………..……….86

Abbildung 5.1: Planetarische Grenzschicht [Win-05]…………………………………….95

Abbildung 5.2: Energieumwandlungskette einer Windenergieanlage [Kal-06]…………..96

Abbildung 5.3: Schematische Darstellung einer Horizontalachsen-Windenergieanlage nach

[Hau-08]…………………………………………………………………..98

Abbildung 5.4: Leistungskennlinie einer Beispielanlage [Hau-08]……………………….99

Abbildung 5.5: Darstellung der Strömungsverhältnisse im Windpark. [EWE-09]……...101

Abbildung 5.6: Darstellung des Wake-Modells nach Jensen [Spl-09]…………………..102

Abbildung 5.7: Aufbau eines Prognosesystems [Has-07]……………………………….105

Abbildung 5.8: Leistungssteigerung von Windenergieanlagen - Entwicklung von 1980 bis

2005 [All-08]……………..……………………………………………..109

Abbildung 5.9: Aufstellungsgeometrie des betrachteten Offshore-Windparks………….113

Abbildung 5.10: Leistungskennlinie einer REpower5M - in Anlehnung an [Her-07]…....114

Abbildung 5.11: Schematische Darstellung der Strömungsverhältnisse in einem Windpark

[Ben-96]………………………………………………………………....115

Abbildung 6.1: Differenzen zwischen der prognostizierten sowie disponiblen elektrischen

Energiebereitstellung des betrachteten Windparks…….......................…118

Abbildung 6.2: Differenzen zwischen der prognostizierten sowie disponiblen elektrischen

Energiebereitstellung des betrachteten Windparks für einen ausgewählten

Monat………………………………………………………………....…119

Abbildung 6.3: Normierte absolute Häufigkeit der Prognosedifferenzen…...…………..119

Abbildung 6.4: Darstellung der Differenzen, welche durch das Herunterregeln der WEA

nicht auszugleichen sind………………………………………………...121

Abbildung 6.5: Positive Differenzen des ausgewählten Monats des

Untersuchungszeitraums………………………………………………...122

Abbildung 6.6: Häufigkeitsverteilung der positiven Differenzen des gesamten

Untersuchungszeitraumes…………………………………………..…...123

Abbildung 6.7: Normierte Häufigkeiten der Leistungsinkremente……...………………124

Abbildung 6.8: Häufigkeitsverteilung der positiven Differenzen des gesamten

Untersuchungszeitraumes…………………………………………….....127

Abbildung 6.9: Szenario I: nachzufahrende Differenzen und bereitgestellte MGT-Leistung

VIII Abbildungsverzeichnis

an einem Tag des Untersuchungszeitraumes…………………………....128

Abbildung 6.10: Häufigkeitsverteilung der positiven Differenzen des gesamten

Untersuchungszeitraumes…………………………………………..…...132

Abbildung 6.11: Szenario II: nachzufahrende Differenzen und bereitgestellte MGT-

Leistung an einem Tag des Untersuchungszeitraumes………………….132

Abbildung 6.12: Häufigkeitsverteilung der positiven Differenzen des gesamten

Untersuchungszeitraumes………………………………………....…….135

Abbildung 6.13: Szenario III: nachzufahrende Differenzen und bereitgestellte MGT-

Leistung an einem Tag des Untersuchungszeitraumes………………….135

Abkürzungsverzeichnis IX

Abkürzungsverzeichnis

Abkürzungen Bedeutungen

AusglMechV Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten

Ausgleichsmechanismus

AWZ Ausschließlichen Wirtschaftzone

BHKW Blockheizkraftwerk

BK Bilanzkreis

BKV Bilanzkreisverantwortlicher

BMU Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

BSH Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie

CH4 Methan

CO2 Kohlenstoffdioxid

DENA Deutschen Energie-Agentur

DVGW Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches

DWD Deutschen Wetterdienst

DWW Druckwasserwäsche

EE Erneuerbare Energien

EEG Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien

(Erneuerbare-Energien-Gesetz)

EEX European Energy Exchange

EFET European Federation of Energy Traders

EnWG Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts

(Energiewirtschaftsgesetz)

EU Europäische Union

EVU Energieversorgungsunternehmen

FKW Flur-Kohlenwasserstoffe

GuD-Kraftwerk Gas- und Dampfkraftwerk

X Abkürzungsverzeichnis

H-FKW Hydrogen-Fluor-Kohlenwasserstoffe

HRT Hydraulische Verweilzeit

IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

LPX Leipzig Power Exchange

LVG Least-Value-Gate

MCP Market Clearing Price (Gleichgewichtspreis)

MGT Mikrogasturbine

N2O Distickstoffoxid

NaWaRo nachwachsende Rohstoffe

N.N. Normal Null

OTC over the counter

PSA Druckwechseladsorption

SF6 Schwefelhexalfluorid

SRT Aufenthaltszeit nicht gelöster, partikulärer Stoffe

StrEG Gesetz über die Einspeisung vom Strom aus erneuerbaren Energien in

das öffentliche Netz (Stromeinspeisegesetz)

StromNZV Verordnung über den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen

(Stromnetzzugangsverordnung)

ENTSO-E European Network Transmission Service Operator – Electricity

UNFCCC United Nations Framework Convention on Climate Change

ÜNB Übertragungsnetzbetreiber

VCE Variable Control Voltage

VNB Verteilnetzbetreiber

VV Verbändevereinbarung

WEA Windenergieanlage

WP Windpark

Formelzeichen XI

Formelzeichen

Formelzeichen Bedeutung

α Hellmann-Exponent

A Fläche

af1 Konstante

af2 Konstante

bf1 Konstante

bf2 Konstante

BR Faulraumbelastung

c Konzentration der organischen Substanz

C Kohlenstoff

cf12 Konstante

cP Leistungsbeiwert

BetzP

c, theoretisches Maximum des Leistungsbeiwerts (nach Albert Betz)

Ct Schubbeiwert

D0 Rotordurchmesser

EKin kinetische Energie

F Kraft

H Höhe

Href Referenzhöhe

HRT hydraulische Verweilzeit

J Massenträgheitsmoment

k Bolzmann-Konstante

k Wake-Ausbreitungskonstante

KI Integrator-Zeitkonstante

m Masse

XII Formelzeichen

& zugeführte Substratmenge je Zeiteinheit

n Anzahl

N Stickstoff

Rotorgeschwindigkeit

oTS organische Trockensubstanz

p Druck

P Leistung

P Phosphor

p0 Luftdruck in Höhe N.N.

p.u. per Unit

Dichte

ρ0 Luftdichte in Höhe N.N.

ρH Luftdichte in Höhe H über N.N.

S Schwefel

T Temperatur in Höhe H

T0 288,15 K bei 15°C in Höhe N.N.

tAb Abkühlungszeit der MGT

tAuf Aufwärmzeit der MGT

Tel elektrisches Drehmoment

TGen Generatorzeitkonstante

Tmech mechanisches Drehmoment

u0 unbeeinflusste Windgeschwindigkeit

v Geschwindigkeit

V Volumen

vA Ausschaltwindgeschwindigkeit

vE Einschaltwindgeschwindigkeit

v mittlere Windgeschwindigkeit in der Höhe H

vN Nennwindgeschwindigkeit

Formelzeichen XIII

VR Reaktorvolumen

ref

v mittlere Windgeschwindigkeit in der Referenzhöhe Href

VS Volumen der täglich zugeführten Substratmenge

wf1 Brennstofffluss

z0 Rauigkeitslänge

zH Nabenhöhe

XIV Formelzeichen

Einheiten XV

Einheiten

Einheiten Bedeutung

°C Grad Celsius

% Prozent

a Jahr

bar Bar

d Tag

dB Dezibel

€ Euro

h Stunde(n)

ha Hektar

hPa Hektopascal

Hz Hertz

k Kilo (1.000)

K Kelvin

km Kilometer

kW Kilowatt

kWel Kilowatt elektrisch

kWh Kilowattstunde (103 Wattstunden)

m Meter

m3 Kubikmeter

Mio. Millionen

Mrd. Milliarden

MW Megawatt (106 Watt)

MWel Megawatt elektrisch

Nm3 Normkubikmeter

XVI Einheiten

PJ Petajoule (1015 Joule)

t Tonnen

T Temperatur

TWh Terrawattstunden (1012 Wattstunden)

Umin-1 Umdrehungen pro Minute

V Volt

v. H. von Hundert

Vol-% Volumenprozent

W Watt

1 Einleitung

Bislang war das Energieversorgungssystem durch wenige große Energieversorgungsanlagen

geprägt. Diese fossil und nuklear betriebenen Kraftwerke versorgten die vielen, räumlich

verteilten Verbraucher von zentralen Standorten aus mit elektrischer Energie. Aufgrund

nationaler Gesetzgebungen, welche an EU-Richtlinien anknüpften, kam es zur Aufhebung der

Gebietsmonopole der Energieversorger. Um den Betreibern von kleineren

Energieumwandlungsanlagen einen diskriminierungsfreien Netzzugang zu gewährleisten,

erfolgte mit dem Unbundling eine unternehmerische Trennung der monopolistischen

Geschäftsfelder Übertragung bzw. Transport und Verteilung von den wettbewerblich

organisierten Tätigkeiten Erzeugung / Förderung, Handel und Vertrieb.

Das angesprochene Energieversorgungssystem ist neben den dem Energiemarkt geschuldeten

Veränderungen weiteren strukturellen Modifikationen unterworfen. Insbesondere die

zunehmende Relevanz des Klimaschutzes, die Begrenztheit fossiler Ressourcen sowie die

angestrebte Unabhängigkeit von Rohstoffimporten aus politisch instabilen Ländern lassen sich

als Gründe identifizieren.

Nahezu die gesamte Energieversorgung der Bundesrepublik Deutschland beruhte seit dem

Beginn der Industrialisierung auf fossilen Energieträgern. Die Energieumwandlung als Motor

der weltwirtschaftlichen Entwicklung basierte zunächst auf den Energieträgern Stein- und

Braunkohle, da diese in nahezu unbegrenzter Menge preisgünstig zur Verfügung standen.

Anfang des 20. Jahrhunderts kamen weitere fossile Energieträger wie Erdgas und Erdöl hinzu.

In den 60er Jahren wurde mit dem Bau von Atomkraftwerken begonnen.

Mit den Ölkrisen in den Jahren 1973 und 1980 stieg das Bewusstsein, dass die fossilen

Energieträger nicht in unbegrenzter Menge zur Verfügung stehen. Die Risiken der Kernenergie

machte nicht nur der Vorfall in Tschernobyl deutlich.

Verschärfend zur Verknappung fossiler Ressourcen führt das weltweite Bevölkerungswachstum

sowie die voranschreitende Industrialisierung nicht nur der Schwellenländer wie China und

Indien zu einem weltweit steigenden Energiebedarf. Um dieser zunehmenden Diskrepanz zu

begegnen und auch zukünftig die Versorgung mit elektrischer Energie gewährleisten zu können,

bedarf es Alternativen. Diese müssen nicht nur den Folgen des anthropogenen

Treibhauseffektes und damit dem Klimawandel Sorge tragen, sondern zudem eine

generationenübergreifende, nachhaltige Versorgungssicherheit realisieren. Nur mit einer

grundlegenden Modernisierung des Energieversorgungssystems, welche den Einsatz von

klimafreundlicheren Erneuerbaren Energien impliziert, kann diesen Herausforderungen und

Notwendigkeiten begegnet werden.

Die Politik in Europa und insbesondere in Deutschland verfolgt daher das Ziel, den Beitrag

Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung signifikant zu steigern. So erreichten die

2 1 Einleitung

Erneuerbaren Energien im Jahre 2008 bereits einen Anteil von 15,1 % an der gesamten

deutschen Stromerzeugung. Neben anderen Verordnungen und Vorschriften legte insbesondere

das Inkrafttreten des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien oder kurz Erneuerbare-

Energien-Gesetz (EEG) einen wichtigen Grundstein für diese Entwicklung. Mit der am

01.01.2009 in Kraft getretenen, dritten Novellierung des EEG strebt die deutsche

Bundesregierung aktuell einen mindestens 30-prozentigen Anteil Regenerativer Energien am

Bruttostromverbrauch bis zum Jahr 2020 an.

Die Einhaltung der Ausbauziele nach dem EEG lassen sich jedoch nur durch den Einsatz

unterschiedlicher Technologien erreichen. Aufgrund ihrer technologischen sowie ökonomischen

Potenziale zeichnet sich in Deutschland mittelfristig eine Fokussierung auf die Nutzung der

Windkraft, Solarenergie, Wasserkraft und die Verstromung von Biomasse ab.

Die Nutzung der Wasserkraft ist in Deutschland bereits nahezu erschlossen und bietet nur noch

geringe Ausbaupotenziale. Dagegen birgt die Solarenergie zwar große Potenziale, jedoch ist ihr

Anteil an der Stromerzeugung bislang noch vergleichsweise gering. Als eine der

aussichtsreichen Alternativen für die kurz- bis mittelfristige Planung der Umweltpolitik hebt

sich die Nutzung der Windenergie hervor. Seit den 1990er Jahren erlebte diese einen

regelrechten Boom und weist heute einen Anteil von etwa 6,6 % an der Bruttostromerzeugung

sowie gut 44 % an der Stromerzeugung mittels Erneuerbarer Energien auf. In der

Bundesrepublik Deutschland sind die natürlichen Gegebenheiten für die Nutzung der

Windenergie begrenzt. Die potenziellen Standorte für Windenergieanlagen sind an Land

(Onshore) bereits größtenteils erschlossen. Einen weiteren Ausbau der Windenergienutzung

ermöglicht die Substitution älterer Windenergieanlagen durch neue, größere (Repowering)

sowie die Ausweitung der Windenergienutzung auf das Meer (Offshore-Windenergienutzung).

Zahlreiche Projekte in der Nord- und Ostsee sind heute bereits genehmigt und / oder befinden

sich in der Bauphase. [Bun-09d]

Bei der Nutzung der Offshore-Windenergie wird eine große Anzahl von Windenergieanlagen in

einer kompakten Aufstellungsgeometrie zu großen Offshore-Windparks zusammengefasst. Mit

einer augenblicklich realisierbaren installierten Leistung eines einzelnen Offshore-Windparks in

der Größenordnung von bis zu 800 MW entspricht diese Form der Erzeugung der Leistung

eines konventionellen Kraftwerksblockes und stellt grundsätzlich ein großes

Substitutionspotenzial gegenüber konventionellen Kraftwerken dar.

Jedoch darf neben den Aspekten der Nachhaltigkeit und Umweltverträglichkeit die

Sicherstellung einer preisgünstigen und vor allem zuverlässigen Energieversorgung aller

Verbraucher nicht vernachlässigt werden. Die Stromerzeugung mittels Windenergieanlagen ist

im hohen Maße von dem nicht zu beeinflussenden Faktor Wind abhängig. Da nicht nur

Windgeschwindigkeits- sondern auch Windrichtungswechsel zu Schwankungen in der

Leistungsabgabe eines Windparks führen, steigt mit dem Ausbau der Windenergie die

Bedeutung von präziseren Wind- und Wetterprognosen. Waren es bisher vorrangig die

bedarfsseitigen Abweichungen, auf die der Übertragungsnetzbetreiber mit der

1 Einleitung 3

Kraftwerkseinsatzplanung adäquat reagieren musste, kommen mit dem Ausbau der

Windenergie die wetterabhängigen Differenzen zwischen der prognostizierten sowie der

tatsächlichen Windparkeinspeisung erschwerend hinzu. Prognosen können niemals zu 100 %

die tatsächlichen Windverhältnisse vorhersagen. Daher stellen die natürlichen Fluktuationen des

Windes die Kraftwerkseinsatzplanung insbesondere vor dem Hintergrund der Errichtung großer

Offshore-Windparks vor neue, immense Herausforderungen. Um auch zukünftig mit

zunehmendem Ausbau der Erneuerbaren Energien den hohen Grad an Versorgungssicherheit zu

wahren, welcher den Industriestandort Deutschland bis heute charakterisiert, werden neue

Lösungsansätze erforderlich. Diese sollten im Sinne der Nachhaltigkeit auf dem Einsatz

Erneuerbarer Energien basieren, um die Verwendung fossiler Energieträger zu vermeiden.

Für den Ausgleich der Differenzen zwischen prognostizierter sowie tatsächlicher

Windstromeinspeisung gibt es unter den Erneuerbaren Energien nur wenige, geeignete

Kraftwerkstypen, die eine schnelle Regelung vollziehen können. So sind Wasserkraftwerke

zwar prinzipiell in der Lage diese Anforderungen zu erfüllen, jedoch ist eine geeignete

geographische Lage Grundvoraussetzung. Wie angesprochen sind in Deutschland jedoch nur

wenige geeignete Standorte vorhanden, von denen die meisten bereits genutzt werden.

Gaskraftwerke unterliegen dieser Beschränkung nicht. Jedoch basieren diese auf der Nutzung

des fossilen Energieträgers Erdgas. Die Substitution des Erdgases durch den regenerativen

Energieträger Biogas sowie eine an die Biogasanlagengrößen angepasste Gasturbine bietet eine

viel versprechende Alternative. In den vergangenen Jahren wurde verstärkt daran geforscht, die

Gasturbinentechnik für den Einsatz in Biogasanlagen heranzuziehen. In diesem Zusammenhang

rückte das Konzept der Mikrogasturbine in den Fokus des Interesses. In dieser Arbeit soll dieses

Konzept Berücksichtigung finden.

Neben der schnell regelbaren Mikrogasturbinentechnik weist die Nutzung der Bioenergie in

Form von Biogas im Vergleich zur Sonnen- und Windenergie zwei entscheidende Vorteile auf.

Zum einen wird das Gas kontinuierlich erzeugt und zum anderen lässt es sich ohne enorme

technische Anstrengungen in größeren Mengen zwischenspeichern und nachfragegerecht

abrufen. Diese Umstände machen die intelligente Nutzung des Energieträgers Biogas für die

sich mit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien ergebenden, neuen Aufgabengebiete in der

Energieversorgung äußerst interessant.

Zudem bieten, mit Blick auf die Expansion der Offshore-Windenergienutzung, insbesondere die

landwirtschaftlich geprägten Küstenregionen der Bundesrepublik Deutschland große Potenziale

zum Anbau der zur Biogasproduktion benötigten Energiepflanzen. So ließe sich ein Ausgleich

von Prognosedifferenzen ortsnah zum Netzeinspeisepunkt der Offshore-Windparks realisieren

und damit die Kraftwerkseinsatzplanung wesentlich erleichtern.

4 1 Einleitung

1.1 Ziel dieser Arbeit

Im Rahmen dieser Arbeit sollen die Möglichkeiten und Grenzen der bedarfsabhängigen

Biogasverwertung in Kombination mit schnell regelbaren Mikrogasturbinen (MGT) zum

Angleichen der tatsächlichen Windstromeinspeisung an die Einspeiseprognosen zukünftiger

Offshore-Windparks untersucht werden. Einer Diskussion dieser Thematik fehlten bisher

jegliche fundierte Erkenntnisse hinsichtlich der Häufigkeiten sowie Dimensionen auftretender

Prognoseabweichungen an zukünftigen Offshore-Windparkstandorten, der benötigten

installierten MGT-Leistung, nachzufahrenden Leistungsgradienten oder aber auch dem Biogas-

und Flächenbedarf zum Anbau der Energiepflanzen.

Aufgrund der mit dem voranschreitenden Ausbau der Erneuerbaren Energien zunehmenden

Relevanz dieser Fragestellungen gilt es mit dieser Arbeit und unter Verwendung von an

potenziellen Offshore-Windparkstandorten gemessenen, meteorologischen Daten diese

Wissenslücken zu füllen.

1.2 Vorgehensweise und Aufbau der Arbeit

Basierend auf den einführenden Worten, der Beschreibung der Problemstellung sowie des Ziels

dieser Arbeit erfolgt im zweiten Kapitel die Vorstellung der heutigen Situation in der

Energieversorgung. Schwerpunktmäßig zeigt das Kapitel zwei die veränderten

Rahmenbedingungen aufgrund des Liberalisierungsprozesses sowie des Ausbaus der

Erneuerbaren Energien auf. Auch wird der komplexe Zusammenhang zwischen der technischen

sowie der ökonomischen Integration der Erneuerbaren Energien in den Energiemarkt

verdeutlicht. Abschließend gibt das zweite Kapitel einen aktuellen Einblick in den Ausbau der

Erneuerbaren Energien, wobei insbesondere die für das Untersuchungsziel dieser Arbeit

relevante Biogasnutzung näher erörtert wird.

Das Kapitel drei führt zunächst in den Prozess der Biogasgewinnung ein. Aufbauend auf den

allgemeinen biochemischen Grundlagen der Biogasentstehung sowie den relevanten

Einflussparametern werden die technischen Komponenten mitsamt ihren Auswirkungen auf den

Biogasentstehungsprozess näher erläutert. Ebenso werden mögliche Substrate zur Fütterung der

Biogasanlage sowie Verwertungsmöglichkeiten des Biogases aufgezeigt. Insbesondere die

Möglichkeit der Aufbereitung und Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz bietet im

Zusammenhang mit der Windenergienutzung einen viel versprechenden Freiheitsgrad.

Die in dieser Arbeit zur Biogasverwertung eingesetzten Mikrogasturbinen sind Thema des

vierten Kapitels. Zunächst wird die Technologie der Mikrogasturbinen vorgestellt.

Anschließend werden verschiedene Modellierungsansätze zur Simulation des

Mikrogasturbinenverhaltens diskutiert sowie der zielführendste Ansatz ausgewählt. Dieser

Ansatz bildet die Grundlage für das abschließend vorgestellte Modell einer Mikrogasturbine.

1 Einleitung 5

Um die Herausforderungen der elektrischen Energiebereitstellung mit Hilfe der Windenergie

verstehen zu können, werden im fünften Kapitel zunächst grundlegende Charakteristika sowie

Abhängigkeiten des Windes beschrieben. Eine Einführung in die Thematik der Windprognosen,

die Funktionsweise einer Windenergieanlage sowie die Interaktion von Windenergieanlagen in

einem Windpark mitsamt der auftretenden Parkeffekte sind ebenfalls Inhalte dieses Kapitels.

Nachdem der aktuelle Stand der Offshore-Windenergienutzung behandelt wurde, werden

abschließend das zur Ermittlung der elektrischen Windparkleistung verwendete

Windparkmodell, die gewählte Windparkkonfiguration sowie die verwendeten Parameter

vorgestellt.

Im sechsten Kapitel erfolgt schließlich die Auswertung der Windprognosen. Ebenso lassen sich

Anforderungen an den bedarfsabhängigen Mikrogasturbineneinsatz ableiten. Mit Hilfe

anschließender Szenarioanalysen werden für drei ausgewählte Szenarien unterschiedliche

installierte Mikrogasturbinenleistungen angenommen, die für den Ausgleich von

Prognoseabweichungen Verwendung finden können. Für die Szenarien wird jeweils der

Biogasbedarf, die benötigte Biogasanlagenanzahl, der benötigte Rohstoff und auch der

Flächenbedarf zum Anbau dieser Rohstoffe abgeleitet und entsprechend diskutiert.

Den Abschluss dieser Arbeit bildet das siebte Kapitel mit einer Zusammenfassung und

Auswertung der Ergebnisse sowie einem Ausblick auf nachfolgende Arbeiten und

Forschungsansätze.

6 1 Einleitung

2 Energieversorgungsstrukturen

2.1 Besonderheiten der Versorgung mit elektrischer Energie

Der Aufbau und Betrieb des Energieversorgungsnetzes wird durch die Eigenschaften der

elektrischen Energie bestimmt. Elektrischer Strom ist eine Austauschenergie und als solche

nicht speicherbar1. Nach heutigem „Stand der Technik“ lässt sich Strom auf Basis temporärer

Umwandlung nur in begrenzten Mengen wirtschaftlich speichern. Für eine sichere, elektrische

Energieversorgung muss daher zu jedem Zeitpunkt die erzeugte Leistung dem Bedarf

entsprechen.

Heutzutage ist die Erzeugung weitestgehend an den Bedarf elektrischer Energie angepasst. Der

Bedarf unterliegt jedoch großen tages-, wochen- und jahreszeitlichen Schwankungen. Um ein

Gleichgewicht zwischen der Erzeugung und dem Verbrauch elektrischer Energie garantieren zu

können, erfordert es im Voraus einer zeitlichen Abschätzung zu welchem Zeitpunkt wie viel

Energie bereitzustellen ist. Neben der Lieferung der prognostizierten elektrischen Energie muss

das Versorgungssystem auch auf unvorhersehbare Mehr- oder Minderverbräuche sowie auf

Probleme (beispielsweise Ausfälle) im Stromnetz, bei den Kraftwerken oder den Verbrauchern

reagieren können. Zur Erfüllung dieser unterschiedlichen Aufgaben wird ein breit gefächerter

Kraftwerkspark benötigt, der zudem kosteneffizient arbeitet. [Bar-08]

Aus den Bedarfsprognosen erstellt die Kraftwerkseinsatzplanung einen Tagesgangplan für alle

beteiligten Kraftwerke. Die Aufteilung der erwarteten Tagesleistung auf Grund-, Mittel- und

Spitzenlastkraftwerke erfolgt einerseits auf Basis der technischen Möglichkeiten dieser

Kraftwerke und andererseits unter Gewährleistung möglichst geringer Stromgestehungskosten

in der Reihenfolge steigender Grenzkosten. Gemäß der einschlägigen Literatur wird der

Auswahlprozess unter Berücksichtigung aufsteigender Grenzkosten im weiteren Verlauf der

Arbeit als Merit-Order-Effekt bezeichnet.

Grundlastkraftwerke stellen den Großteil der benötigten elektrischen Energie bereit. Als

Grundlast wird der Energiebedarf bezeichnet, der zu keiner Tageszeit unterschritten wird.

Bedingt durch hohe Investitionskosten bei gleichzeitig niedrigen Brennstoffkosten weist diese

Kraftwerkskategorie zur gesamtwirtschaftlichen Optimierung möglichst hohe Laufzeiten von

6.000 bis mehr als 7.000 Stunden pro Jahr (> 57 % der Jahreslaufzeit) auf. Außerdem besitzen

Grundlastkraftwerke zumeist geringe Laständerungsgeschwindigkeiten, so dass die Regelung

des Stromnetzes über andere Kraftwerkstypen erfolgen muss. Zu den Grundlastkraftwerken

1 Elektrizitätsspeicher funktionieren auf Basis der temporären Umwandlung in andere Energieformen wie

potenzielle, kinetische oder innere Energie eines Stoffes und sind daher mit teilweise hohen Verlusten

behaftet, die die Wirtschaftlichkeit stark einschränken.

8 2 Energieversorgungsstrukturen

gehören die Kern-, Braunkohle- und Laufwasserkraftwerke. Kernkraftwerke sind zwar

prinzipiell gut regelbar, jedoch ist dieses aufgrund von Sicherheitsaspekten untersagt. [Heu-07]

Mittellastkraftwerke, wie beispielsweise Steinkohlekraftwerke oder Gas- und Dampfturbinen-

Kraftwerke (GuD-Kraftwerke), weisen mittlere Stromgestehungskosten auf. Sie lassen sich über

einen weiten Leistungsbereich regeln, besitzen jedoch eine gewisse Trägheit.

Mittellastkraftwerke variieren ihre Leistung entsprechend der Tagesgangkurve eines vorher

festgelegten Fahrplans, um somit tageszeitliche Schwankungen oder prognostizierte Lastspitzen

abzudecken. Typische Jahreslaufzeiten betragen etwa 4.000 Stunden (< 46 % der

Jahreslaufzeit). [Heu-07]

Die letzte Kategorie im Kraftwerksportfolio bilden die Spitzenlastkraftwerke. Sie werden meist

zur Abdeckung von absoluten Verbrauchsspitzen oder bei ungeplanten Schwankungen des

Stromverbrauchs (z. B. Ausfall eines Kraftwerks) eingesetzt. Spitzenlastkraftwerke besitzen

eine sehr hohe Dynamik, da sie jeder Laständerung im Energieversorgungsnetz folgen müssen.

So erreichen sie Hochlaufzeiten von deutlich unter 15 Minuten. Ihre Einsatzzeit liegt im Bereich

von 500 bis 1.000 Stunden pro Jahr (5 bis 12 % der Jahreslaufzeit). Im Vergleich zu Grundlast-

oder Mittellastkraftwerken weisen die Spitzenlastkraftwerke deutlich höhere

Stromgestehungskosten auf. Zu dieser Kraftwerkskategorie gehören beispielsweise

Gasturbinen-, Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke. [Heu-07]

Abbildung 2.1 zeigt einen typischen Verlauf der Netzbelastung über einen Tag mit der

Zuweisung der einzelnen Kraftwerkstypen.

Abbildung 2.1: Typischer Stromverbrauch über einen Tag [eon-09]

2.2 Stromübertragung und Stromverteilung

Der Transport des erzeugten Stromes erfolgt über das deutsche Verbundnetz. Das essenzielle

Merkmal dieses aus mehreren, zusammengeschlossenen Stromnetzen gebildeten und über

1,67 Mio. Kilometer langen Netzes ist die einheitliche Netzfrequenz. Im Gegensatz zu

2 Energieversorgungsstrukturen 9

Inselnetzen können durch diese großflächige Zusammenschaltung mehrerer kleinerer

Stromnetze Störungen wie beispielsweise Kraftwerksausfälle einfacher kompensiert werden.

[Bun-09a]

Um die Übertragung der elektrischen Energie über weite Distanzen sowie die lokale Verteilung

möglichst effizient durchzuführen, ist das deutsche Verbundnetz in vier Spannungsebenen

gegliedert [VDN-07]:

• Höchstspannungsebene (220 kV und 380 kV)

• Hochspannungsebene (60 bis 220 kV)

• Mittelspannungsebene (6 bis 60 kV; überwiegend 20 kV)

• Niederspannungsebene (400 V)

Die Übertragung auf höheren Spannungsebenen ermöglicht die Reduzierung von Netzverlusten.

Daher werden große Transportentfernungen vorzugsweise über diese Ebenen bedient.

Großkraftwerke speisen den Strom auf den höchsten Spannungsebenen ein, Kraftwerke mit

geringerer Leistung auch auf der Hochspannungsebene. An die Mittelspannungsebene werden

vorzugsweise Wind- (Onshore) und Biogasanlagen angeschlossen, Photovoltaikanlagen an das

Niederspannungsnetz. Der Transport des Stromes von einer Übergabestelle des Höchst- bzw.

Hochspannungsnetzes bis hin zum Endverbraucher erfolgt schließlich über die lokale

Stromverteilung. Abbildung 2.2 zeigt den Aufbau des deutschen Übertragungsnetzes. [Bar-08]

10 2 Energieversorgungsstrukturen

Abbildung 2.2: Aufbau des deutschen Übertragungsnetzes [Kon-09]

Im Gesetz zur Neuregelung des Energiewirtschaftsrechts, welches oftmals auch als

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) bezeichnet wird, werden die Aufgaben der einzelnen

Marktteilnehmer eindeutig verteilt. Danach unterliegt den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB)

der Betrieb der Übertragungsnetze (Höchstspannungsnetze) sowie die Systemverantwortung für

das gesamte deutsche Stromnetz. Als Systemverantwortung wird der Einsatz der Regelenergie

2 Energieversorgungsstrukturen 11

sowie die Netzschaltung zur Sicherstellung der Energieversorgung bezeichnet (vgl. §§ 12-13

EnWG). In Deutschland sind die folgenden vier ÜNB tätig:

• EnBW Transportnetz AG (EnBW)

• Transpower Stromübertragungs GmbH (vormals E.ON Netz GmbH (E.ON))

• Amprion GmbH (vormals RWE Transportnetz Strom GmbH (RWE))

• 50Hertz Transmission GmbH (vormals Vattenfall Europe Transmission (VE))

Die Übertragungsnetze sind zwischen den vier ÜNB räumlich in die in Abbildung 2.3 gezeigten

vier Regelzonen aufgeteilt, wobei die Regelzone von RWE und VE noch einmal räumlich

separiert sind.

Abbildung 2.3: Die vier Regelzonen in Deutschland [Vat-09]

Neben dem Betrieb der Höchstspannungsnetze durch die vier ÜNB verwalten z. Z. etwa

855 Verteilnetzbetreiber (VNB) die verbleibenden drei Spannungsebenen. Die

Verteilnetzbetreiber haben den Anweisungen der ÜNB zur Sicherung der Netzstabilität zu

folgen und tragen zudem die Verantwortung für den Netzzustand und Netzausbau ihrer

entsprechenden Teilnetze (§ 14 EnWG). Dieses gilt insbesondere für die Erweiterung der

Netzkapazitäten zur Aufnahme von Strom aus Erneuerbaren Energien (EE) (§ 9 EEG).

Einzelne Vertriebsgesellschaften, die in der Regel aber keine eigenen Netze mehr besitzen,

verkaufen den Strom an die Endverbraucher. Ausnahmen bilden hier kleine Stadtwerke mit bis

100.000 Kunden. [Bun-08b]

12 2 Energieversorgungsstrukturen

2.3 Liberalisierung der Elektrizitätswirtschaft

In der Zeit vor der Liberalisierung wurden die Strom- und Gasmärkte durch das EnWG aus dem

Jahre 1935 geregelt. Das alte EnWG schützte die Energieversorgungsunternehmen (EVU) durch

eine Demarkation2 der Versorgungsgebiete vor Wettbewerb und gewährte ihnen somit eine

sichere Monopolrendite auf das eingesetzte Kapital. Zu den Gründen für das staatlich gesicherte

Monopol zählten einerseits die Bedeutung einer gesicherten Energieversorgung für die

Volkswirtschaft und andererseits die hohe Kapitalintensität und die langen

Ausschreibungsdauern z. B. im Kraftwerksbau. Bis in die 80er Jahre dominierte die

Versorgungssicherheit als energiepolitische Zielsetzung, jedoch fand mit dem Aufkommen der

Globalisierung der Produktmärkte auch ein Politikwechsel statt. In den vergangenen

Jahrzehnten vertrat die Bundesregierung dann zunehmend die Auffassung, dass eine nachhaltige

Energiepolitik drei Ziele grundsätzlich gleichrangig verfolgen muss: Versorgungssicherheit,

Wirtschaftlichkeit sowie Umweltverträglichkeit.

Erzeugung Handel Übertragung VertriebVerteilung

Wettbewerb Regulierung Wettbewerb

Abbildung 2.4: Folgen der Liberalisierung [Zah-07]

Aus diesem Grunde wurden im Rahmen der Liberalisierung3 für die vertikal integrierten

Energieversorgungsunternehmen Veränderungen eingeleitet, die sich auf folgenden

Kernpunkten stützen (vgl. Abbildung 2.4):

• Die Schaffung von Bedingungen für echte Konkurrenz zwischen Produzenten.

• Die Einführung der freien Wahl des Energielieferanten durch die Verbraucher.

• Übertragung und Verteilung verbleiben als natürliche Monopole und sind zu regulieren und

für ihre Leistung angemessen zu entschädigen. Die Netzbetreiber müssen den freien

Netzzugang für alle Marktteilnehmer gewährleisten und haben die Aufgabe, das Netz

2 Unter Demarkation wird die Abgrenzung einer Sache oder eines Territoriums verstanden.

3 auch als Entflechtung oder Unbundling bezeichneter Prozess

2 Energieversorgungsstrukturen 13

technisch und wirtschaftlich optimal zu führen und wenn nötig auszubauen. [Cra-09] [Zah-

07]

Die Umsetzung der Liberalisierung erfolgte am 24.04.1998 durch die Novellierung des

Energiewirtschaftsgesetzes aus dem Jahr 1935. Dabei wurden folgende Grundsätze vorgegeben:

• das Diskriminierungsverbot, d.h. die Netzbetreiber müssen den externen Lieferanten die

gleichen Konditionen für den Netzzugang bieten wie ihrem eigenen Vertrieb,

• die sofortige Marktöffnung, d.h. alle Kunden sind von Beginn an zum Wettbewerb

zugelassen.

Da die Umsetzung nicht in allen Bereichen die gewünschte Geschwindigkeit erlebte, wurden im

neuen EnWG vom 13.07.2005 Mindestvoraussetzungen für den Wettbewerb und freien Handel

von leistungsgebundener Energie geschaffen. Einer der Kernpunkte war die Durchführung der

Entflechtung der Bereiche Erzeugung, Übertragung, Verteilung und Vertrieb / Handel unter

organisatorischen, buchhalterischen und möglichst auch unter eigentumsrechtlichen Aspekten

(vgl. §6 ff. EnWG). [Bun-10]

2.3.1 Marktteilnehmer und ihre Aufgaben und Rollen im

liberalisierten Markt

Durch das Unbundling wurden die bis dato stark an die technische Struktur des

Versorgungssystems angelehnten Marktrollen aufgebrochen und neue Wettbewerbselemente in

die Elektrizitätswirtschaft implementiert. Dieser Wettbewerb erzeugte einen sehr viel stärkeren

Kostendruck und damit eine stärkere Differenzierung der Marktrollen. Neben den unverändert

bleibenden, technischen Rollen Erzeugung, Übertragung und Verteilung bilden direkt

angrenzende, neue Aufgaben die Verbindungen zum kommerziellen Teil des Marktes.

Der Bilanzkreis war eine weitere wichtige Neuerung im Energiemarkt. Bei der elektrischen

Energie handelt es sich um ein rein optionsbehaftetes Produkt. Das bedeutet, ihre Lieferung

hängt vollkommen von der Inanspruchnahme zum Erzeugungszeitpunkt ab. Daher müssen

grundsätzlich Abweichungen zwischen den gehandelten Mengen und der tatsächlichen

Lieferung einkalkuliert werden. Die Bilanzkreise sorgen für den benötigten Ausgleich und

setzen gleichzeitig ökonomische Anreize, die Abweichungen im Interesse einer wirtschaftlichen

und effizienten Kraftwerkseinsatzplanung möglichst klein zu halten. Alle Käufe und Verkäufe

sowie Netzeinspeisungen und -ausspeisungen durch Kraftwerke und Kunden werden in dem

Bilanzkreis durch den Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) bilanziert. Das Zeitraster der

Bilanzierung beträgt eine Viertelstunde. Unternehmen die am Handelsmarkt tätig sind,

bilanzieren ihre Käufe und Verkäufe über Fahrpläne, die sie täglich dem ÜNB melden, in

dessen Regelzone sie tätig sind. Vom ÜNB werden für dieses tägliche Scheduling bestimmte

Regeln vorgegeben. Für den Bilanzkreisverantwortlichen haben korrekte Fahrplanmeldungen

eine große Bedeutung. Fahrplanabweichungen müssen zwar zunächst durch den ÜNB

14 2 Energieversorgungsstrukturen

ausgeglichen werden, jedoch können hierdurch dem BKV hohe Kosten entstehen. [Bar-08]

[NZV-09] [Zan-04]

Um die abstrakten Handelsergebnisse des Energiemarktes im physikalischen Systembetrieb

umsetzen und die erbrachten Leistungen später abrechnen zu können, werden die

Dienstleistungen Systembetrieb, Netzbetrieb, Netznutzungsmanagement und

Messwertbereitstellung benötigt. Der Systembetreiber ist für eine zuverlässige Versorgung

verantwortlich und ermittelt auf Basis der Ergebnisse des Energiemarktes den notwendigen

Kraftwerkseinsatz. Für die Planung, den Bau, die Instandhaltung und den Betrieb der

Übertragungs- und Verteilungsnetze sind die Netzbetreiber zuständig. Die

Übertragungsnetzbetreiber sind für die Spannungs- und die Frequenzhaltung, den

Versorgungswiederaufbau und den Ausgleich von Fahrplanabweichungen in ihrer Regelzone

verantwortlich. Die Verteilnetzbetreiber dürfen keinerlei Stromlieferanten- oder

Händlerfunktionen ausüben und sind somit nur für den Netzbetrieb zuständig. [Kon-09] [Cra-

09]

2.3.2 Integration von Erneuerbaren Energien in das Bilanzkreissystem

Durch die gesetzliche Förderung der Erneuerbaren Energien im Rahmen des

Stromeinspeisegesetzes (StrEG) im Jahre 1990 fand gleichzeitig die Einbindung in vorhandene

Marktstrukturen statt. Anschließend folgte das EEG mitsamt den Novellen der Jahre 2004 und

2009, welches zahlreiche Vorgaben zur Förderung der Erneuerbaren Energien beinhaltete bzw.

heute noch vorgibt. Nach dem EEG ist der Verteilnetzbetreiber, der das Verteilungsnetz am

Standort der Anlage zur Nutzung Erneuerbarer Energien betreibt, zur Abnahme des EEG-

Stroms und zur Zahlung der festgelegten Vergütung verpflichtet. Der VNB kann die

Strommengen unmittelbar an den vorgelagerten ÜNB weitergeben, welcher zur vorrangigen

Abnahme verpflichtet ist (auch bekannt als „Hochwälzung“). Sämtliche EEG-Einspeisungen in

seinem Gebiet werden vom ÜNB zu einem so genannten EEG-Bilanzkreis zusammengefasst

(vgl. §11 StromNZV). Der jeweilige ÜNB nimmt die Rolle des BKV ein und hat die Pflicht den

EEG-Bilanzkreis auszugleichen. Der Ausgleichsmechanismus wird im Teil 4 des EEG geregelt,

so dass die eingespeisten EEG-Mengen bundesweit zu gleichen Anteilen (EEG-Quote) an die

Endverbraucher gewälzt werden. Dabei erfolgen der finanzielle und der physische

Wälzungsprozess über einen horizontalen und einen vertikalen Ausgleichsmechanismus. Die

nachfolgende Abbildung 2.5 stellt dieses schematisch dar:

2 Energieversorgungsstrukturen 15

Abbildung 2.5: Wälzungsprozess zwischen zwei EEG-Bilanzkreisen [Die-07]

Nach der Erfassung der abgenommenen EEG-Strommengen gleichen die ÜNB die

aufgenommenen Energiemengen untereinander aus. Hierbei nehmen unterdurchschnittlich

betroffene ÜNB von den überdurchschnittlich betroffenen ÜNB EEG-Strommengen ab - der so

genannte Horizontalausgleich. Dieser Ausgleich gewährleistet zwischen den vier deutschen

Regelzonen, dass alle die gleiche EEG-Quote4 erfüllen und die Belastung für alle

Endverbraucher identisch ist. Es soll somit verhindert werden, dass, bedingt durch eine größere

Menge an eingespeistem EEG-Strom in einer der beiden Regelzonen, die EEG-

Vergütungskosten der Netzkunden in zwei Regelzonen unterschiedlich sind.

Die den ÜNB nach dem Ausgleich verbleibenden Strommengen bilden die Grundlage für den

weiteren Wälzungsprozess. Dieser „vertikale Ausgleich“ erfolgt zwischen den ÜNB als

Bilanzkreisverantwortliche der EEG-Bilanzkreise und den in der Wertschöpfungskette vor- und

nachgelagerten Markteilnehmern (Erzeuger, VNB, Energieversorgungsunternehmen bzw.

Stromhändler und Verbraucher) innerhalb einer Regelzone. So nehmen die

Energieversorgungsunternehmen vom zuständigen ÜNB Strom ab, den sie an die

Letztverbraucher liefern. Dabei sind die EEG-Strommengen und die Höhe der EEG-Umlage so

zu bemessen, dass jedes Energieversorgungsunternehmen im Verhältnis zu dem an den

4 Verhältnis der im Erfassungszeitraum bundesweit ermittelten Menge an Strom aus regenerativen

Energien zur Gesamtmenge konventionellen Stroms, die an den Letztverbraucher abgegeben wurde.

16 2 Energieversorgungsstrukturen

Letztverbraucher abgesetzten Strom einen gleichen Anteil trägt. Die ÜNB planen für die

Weitergabe des EEG-Stromaufkommens mittelfristig in Monatsbändern, welche sie an die

Energieversorger liefern. Die prognostizierten Einspeisungen aus EEG-Anlagen werden durch

Zu- und Verkauf so veredelt, dass sie den Bandlieferungen entsprechen. Bei diesem

kostenintensiven Prozess wird die Beschaffung von Regelenergie notwendig und es entstehen

Mehrkosten für den ÜNB. Die finanzielle Wälzung, also die monetäre Vergütung, verläuft im

Wälzungsprozess folglich genau gegenläufig zur physikalischen Wälzung. [Bun-09e] [Ene-09b]

[Zan-04] [Die-07]

Abbildung 2.6 verdeutlicht diesen Prozess am Beispiel von Fluktuationen der

Windstromeinspeisung sowie das aus dem gesamten EEG-Strom resultierende Monatsband.

Zeit [Tagen]

elektrische Leistung

EEG-Strom-Einspeisung

Gesamtprognose =

Lieferverpflichtung an EVU

Prognose Wind

Prognose übriger EEG-Strom

Abbildung 2.6: Glättung des Einspeiseprofils [Bun-09e]

Die durch den hohen Aufwand und die finanziellen Risiken zunehmenden Mehrkosten des

soeben beschriebenen Ausgleichsmechanismus haben das Bundeskabinett auf Vorschlag von

Bundesumweltminister Sigmar Gabriel am 27.05.2009 dazu veranlasst, die Verordnung zur

Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus (AusglMechV) des EEG zu

beschließen. Dieser Verordnung hat der Bundestag am 02.07.2009 zugestimmt. Demnach sind

nach Inkrafttreten am 01.01.2010 die Stromvertriebe nicht mehr verpflichtet, den Strom aus

Erneuerbaren Energien abzunehmen. Dadurch entfällt die physikalische Weitergabe von den

Übertragungsnetzbetreibern an die Vertriebsunternehmen. Stattdessen soll der nach EEG

vergütete Strom direkt an der Strombörse veräußert werden. In der Übergangszeit sollen die

Übertragungsnetzbetreiber diese Aufgabe übernehmen, später jedoch an andere Akteure

übertragen.

Der Verkaufserlös für den nach dem EEG vergüteten Strom wird voraussichtlich unter der

durchschnittlichen EEG-Vergütung liegen, welche die Netzbetreiber an die Anlagenbetreiber zu

zahlen haben. Die dabei entstehende Differenz zwischen Verkaufserlös und EEG-Vergütung

soll von den Stromvertriebsunternehmen als so genannte EEG-Umlage getragen werden, die sie

an die Kunden weitergeben können. Nach dem Willen der Bundesregierung sollen so für die

Marktteilnehmer Einsparungen möglich werden, mit dem Ziel, diese direkt an die Verbraucher

weiterzugeben und somit den stetig steigenden Strompreisen Einhalt zu gebieten. [Deu-09]

2 Energieversorgungsstrukturen 17

2.3.3 Ausgleichsenergie

Für den Übertragungsnetzbetreiber steht die Beschaffung der Regelenergie der Bereitstellung

von Ausgleichsenergie gegenüber. Abbildung 2.7 stellt grafisch den Unterschied zwischen

beiden Energieformen dar:

Abbildung 2.7: Regelenergie / Ausgleichsenergie (BK = Bilanzkreis) [Zan-04]

Wie im rechten Teil der Abbildung 2.7 dargestellt, erfolgt zunächst eine Saldierung der

positiven und negativen Fahrplanabweichungen über alle Bilanzkreise. Im Rahmen der

Abrechnung von Einzelabweichungen zwischen dem Übertragungsnetzbetreiber und dem

Bilanzkreisverantwortlichen werden die Fahrplanabweichungen als „Ausgleichsenergie“

bezeichnet. Unter den Bilanzkreisen einer Regelzone kann diese Energie zum Ausgleich

kleinerer Prognose- und / oder Verbrauchsunterschiede eingesetzt werden.

Die Ausgleichskostenabrechnung erfolgt zwischen ÜNB und BKV. Hierbei sind zwei Fälle zu

unterscheiden:

• positive Ausgleichsenergie: Sind die Einspeisungen in einem Bilanzkreis geringer als die

Entnahmen (Einspeisung < Entnahme / negative Bilanz), so zahlt der jeweilige BKV für die

in seinem Bilanzkreis benötigte Energiemenge;

18 2 Energieversorgungsstrukturen

• negative Ausgleichsenergie: Sind in einem Bilanzkreis die Einspeisungen größer als die

Entnahmen (Einspeisungen > Entnahmen / positive Bilanz), dann wird dem jeweiligen BKV

die Überschussmenge vom ÜNB vergütet, falls dieser sie zum Ausgleich für andere

Bilanzkreise einsetzen kann. Ansonsten wird diese vom ÜNB erstattungspflichtig

aufgenommen.

Der Ausgleichsenergiepreis resultiert unmittelbar aus der Saldierung über alle Bilanzkreise.

Zum Einsatz von Regelenergie kommt es erst dann, wenn nach der Saldierung über alle

Bilanzkreisabweichungen einer Regelzone noch eine Differenz zwischen der positiven und

negativen Ausgleichsenergie vorherrscht. Zumeist profitiert der ÜNB davon, dass sich die

Bilanzkreisabweichungen innerhalb einer Regelzone zum Teil kompensieren und folglich nur

noch geringere Mengen an Regelenergie zum physischen Ausgleich der Bilanz beschafft

werden müssen. Die dann benötigte Energie bezieht der ÜNB von vertraglich gebundenen

Kraftwerken oder Lasten, wie in der linken Bildhälfte der Abbildung 2.7 sichtbar ist. [Zan-04]

2.3.4 Regelenergie

Eine wichtige Voraussetzung für einen stabilen und zuverlässigen Netzbetrieb ist ein ständiges

Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und -abnahme. Dabei muss die Frequenz in einem

Toleranzband von ±0,05 Hz um den Wert der Netzfrequenz von 50 Hz gehalten werden.

Andernfalls kommt es zum Abruf der vorgehaltenen Regelenergie. Regelenergie ist in

verschiedenen Qualitäten verfügbar, welche sich hinsichtlich des Abrufprinzips sowie ihrer

zeitlichen Aktivierung unterscheiden. [Bra-07] [reg-09a]

Nach den Anforderungen der European Network Transmission Service Operator – Electricity

(ENTSO-E) beschaffen die deutschen ÜNB folgende Regelungsarten:

• Primärregelung

• Sekundärregelung

• Tertiärregelung

Primärregelung: Kommt es im europäischen ENTSO-E-Verbundnetz zu einem

Ungleichgewicht zwischen physikalischem Leistungsangebot und physikalischer -nachfrage,

dient die Primärregelung dazu, die Netzfrequenz innerhalb weniger Sekunden zu stabilisieren.

Da die Netzfrequenz im gesamten Netzbereich gleich ist, ist es unerheblich, in welchem Bereich

des europäischen ENTSO-E-Verbundnetzes eine Lastschwankung auftritt. Die Bereitstellung

der Primärregelleistung erfolgt nach dem Solidaritätsprinzip automatisch durch alle im ENTSO-

E-Gebiet verbundenen Kraftwerke, die von den jeweiligen ÜNB zur Vorhaltung von

Primärregelleistung beauftragt wurden. Die Lieferung der Primärregelleistung dient so lange zur

Stabilisierung der Netzfrequenz, bis die Leistungsabweichung vollständig durch die

Sekundärregelreserve desjenigen Verbundunternehmens ausgeregelt ist, in dessen Netz die

Leistungsabweichung aufgetreten ist. Die Kraftwerke der Primärregelung müssen innerhalb von

2 Energieversorgungsstrukturen 19

30 Sekunden die vereinbarte Leistungsabgabe vollständig bereitstellen und diese bis zu einem

Zeitraum von 15 Minuten aufrechterhalten können. Primärregelleistung wird durch die

Reserven der Grundlastkraftwerke erbracht, die nicht mit voller Leistung betrieben werden. Die

ÜNB und die jeweiligen Kraftwerksbetreiber haben sich auf Kraftwerksreserven von 2,5 % je

Kraftwerksnennleistung geeinigt. An der Primärregelung können nur die Kraftwerke

teilnehmen, die auch die entsprechende Leistung garantieren können. Alle Kraftwerke mit einer

Leistung von über 100 MW müssen in der Lage sein, Primärregelleistung bereit zu stellen. Die

zuständigen ÜNB können aber auch Kraftwerke von der Primärregelleistungsbereitstellung

befreien. So sind beispielsweise Kraftwerke auf Basis Erneuerbarer Energien von dieser

Regelung befreit. Ebenso können die ÜNB Vereinbarungen mit kleineren Anlagen treffen, so

dass auch Anlagen mit weniger als 100 MW Nennleistung Regelleistung bereitstellen können.

Diese Kraftwerke müssen allerdings eine Nennleistung von mindestens ±2 MW aufweisen und

davon wiederum mindestens 2 % als Primärregelleistung zur Verfügung stellen. [Bra-07] [reg-

09a] [Bun-08b]

Sekundärregelung: Da die zuvor beschriebene Primärregelung begrenzt ist, muss sie schnell

durch die Sekundärregelung abgelöst werden, um bei Bedarf erneut in Anspruch genommen

werden zu können. Innerhalb weniger Minuten wird durch den Regelzonenverantwortlichen

ÜNB der vom Leistungsungleichgewicht betroffenen Regelzone die Sekundärregelung aktiviert.

Damit soll die verursachte Frequenzabweichung im gesamten ENTSO-E-Verbundnetz wieder

aufgehoben werden, um den Austausch zwischen den Regelzonen nicht zu beeinträchtigen. An

den Kuppelstellen zu den Netzen der Verbundverbraucher findet ständig eine

Leistungsflussmessung statt. Wird dort ein Defizit festgestellt, so erfolgt durch einen zentralen

Regler beim jeweiligen ÜNB der Abruf der benötigten Regelenergie von den

Sekundärregelkraftwerken. Diese Bereitstellung erfolgt automatisch innerhalb von 30 Sekunden

und soll spätestens nach 5 Minuten vollständig zur Verfügung stehen. Dabei wird ein Zeitraum

von bis zu 15 Minuten pro Störung abgedeckt. Zum Einsatz kommen hierfür zumeist schnell

regelbare Pumpspeicher- oder Gaskraftwerke. Kraftwerke, die Sekundärregelleistung anbieten

wollen, müssen eine Nennleistung von mindestens ±10 MW aufweisen. Allerdings ist bei dieser

Regelleistungsart das so genannte „Pooling“, also das Zusammenschalten mehrerer kleinerer

Kraftwerke erlaubt, um die Nennleistungsvorgabe zu erfüllen. [Bra-07] [reg-09a] [Bun-08b]

Tertiärregelung (Minutenreserve): Kann die Sekundärregelung die Leistungs- bzw.

Frequenzabweichung nicht beheben oder liegt eine größere Störung im Netz vor, kommt die

Tertiärregelung, die so genannte Minutenreserve zum Einsatz. Sie entlastet damit die

Sekundärregelung, so dass diese erneut für andere Regelvorgänge zur Verfügung steht. Mit der

Minutenreserve lassen sich auch Abweichungen zwischen den Prognosen und realen

Einspeisungen von Windenergieanlagen ausgleichen. Sie wird zentral und manuell vom

jeweiligen ÜNB aktiviert und muss innerhalb von 15 Minuten vollständig zur Verfügung

stehen. Im Rahmen des Bilanzmodells ist die Minutenreserve als normale Fahrplanlieferung zur

vollen Viertelstunde realisiert. Sie deckt pro Störung einen Zeitraum von 15 Minuten bis zu vier

Viertelstunden nach der Störung ab, inklusive der Viertelstunde, in der die Störung aufgetreten

20 2 Energieversorgungsstrukturen

ist. Minutenreservekraftwerke müssen eine Nennleistung von mindestens ±15 MW aufweisen.

Wie schon bei der Sekundärregelung ist auch hier das „Pooling“ erlaubt. Abgelöst wird die

Minutenreserve durch eine Stundenreserve, die als Blockkontrakt an der Strombörse in

entsprechender Höhe zu kaufen ist. [Uhl-09] [Swi-06] [reg-09b] [Bra-07] [reg-09a]

Die nachfolgende Grafik verdeutlich den zeitlichen Ablauf des Einsatzes der drei

Regelenergiearten.

Abbildung 2.8: Zeitlicher Ablauf des Regelenergieeinsatzes [tra-09]

2.3.4.1 Ausgestaltung der Beschaffung von Regelenergie in Deutschland

Ihren Bedarf an Primär- und Sekundärregelleistung sowie Minutenreserve beschaffen die ÜNB

seit 2001 auf dem offenen, transparenten und diskriminierungsfreien Markt für Regelleistung

entsprechend der Vorgaben des Bundeskartellamtes. Bis zum 30.11.2007 erfolgte die

Beschaffung der Primär- und Sekundärregelleistung eigenständig je ÜNB im halbjährlichen

Zyklus. Jedoch änderten sich mit dem Inkrafttreten des EnWG (13.07.2005), der

Netzzugangsverordnung und der Netzentgeltverordnung (29.07.2005) die bisher geltenden

Rahmenbedingungen für die Beschaffung sowie Einsatz von Regelenergie deutlich. Seit dem

01.12.2006 beschaffen die vier ÜNB ihre Minutenreserven über Ausschreibungen auf einer

gemeinsamen Internetplattform (www.regelleistung.net). Ein Jahr später am 01.12.2007

begannen ebenfalls die Ausschreibungen der Primär- sowie Sekundärregelleistung auf dieser

gemeinsamen Internetplattform. Die Minutenreserve wird täglich ausgeschrieben, die Primär-

und Sekundärregelleistung jeweils für einen Monat. Abbildung 2.9 zeigt den prinzipiellen

Handelsablauf am deutschen Regelenergiemarkt. [tra-09]

Abbildung 2.9: Prinzipieller Handelsablauf an deutschen Regelenergiemärkten [Swi-06]

2 Energieversorgungsstrukturen 21

Nach der Zulassung zur Erbringung von Regelenergie kann der Anbieter je nach Verfügbarkeit

seiner Anlagen an den Ausschreibungen auf dem Internetportal teilnehmen. Bei den

Regelenergieauktionen handelt es sich um mehrdimensionale Multi-Unit-Auktionen. Man

spricht von Multi-Unit-Auktionen, da die Regelenergiekapazität aufgeteilt wird und von

mehreren Bietern ersteigert werden kann. Die Erzeuger können ihrerseits wiederum mehrere

Gebote zu unterschiedlichen Konditionen abgeben. „Mehrdimensional“ kennzeichnet die beiden

Dimensionen „Arbeitspreis“ und „Leistungspreis“ der Gebote für die Sekundär- und

Tertiärregelung. Die Kapazitätsvorhaltung wird mit einem Leistungspreis und jede produzierte

MWh mit einem Arbeitspreis entlohnt. Die tatsächliche Arbeit der Primärregelung kann aus

technischen Gründen nicht gemessen werden und wird daher lediglich mit einem Leistungspreis

vergütet sowie in einer eindimensionalen Auktion versteigert.

Für die positive und negative Primärregelung sind Angebotsvolumen von 5 MW vorgesehen.

Die Mindestgröße für ein Gebot der Sekundärreserve beträgt 10 MW. Beide Regeltypen werden

monatlich ausgeschrieben. Die Minutenreserve hingegen ist täglich zu versteigern und wird

dabei in 6 Blöcken à 4 Stunden ausgeschrieben. Die Mindestmenge für ein Gebot beträgt

15 MW. Für die Minutenreserve erfolgt die Angebotsabgabe in der Regel bis 10 Uhr des

vorhergehenden Werktages, die Mitteilung über eine Zu- oder Absage bis 11 Uhr desselben

Tages. Bei Nichtabnahme des Angebots bleibt den Anlagenbetreibern noch die Möglichkeit, die

Energie auf anderen Märkten anzubieten.

Die Auswahl der angebotenen Kapazitäten für die Sekundär- und Tertiärregelung erfolgt nach

dem Merit-Order-Prinzip. Demnach erhalten bis zur Deckung des gewünschten Bedarfs

diejenigen Anbieter den Zuschlag, die die Kapazitäten am günstigsten vorhalten können und

folglich die geringsten Leistungspreise aufweisen. Der Abruf der Regelkapazitäten erfolgt

schließlich in der Reihenfolge aufsteigender, gebotener Arbeitspreise. Die Vergütung der

Regelenergie wird anhand des letzten Gebots festgelegt, welches noch einen Zuschlag

bekommen hat. Somit erhalten alle Anbieter, die den Zuschlag bekommen haben, den

Strompreis des teuersten Kraftwerks, das noch zur Deckung des Bedarfs benötigt wird.

Abbildung 2.10 zeigt exemplarisch die mittleren Leistungs- und Arbeitspreise aus dem Jahr

2005:

22 2 Energieversorgungsstrukturen

Abbildung 2.10: Mittlere Preise für Regelleistungsvorhaltung und -abruf im Jahr 2005 [For-07]

Man erkennt in der Abbildung 2.10, dass sich insbesondere für die Arbeitspreise enorme

Preisspannen ergeben. Vor dem Hintergrund eines zunehmenden Anteils volatiler Einspeiser

(Ausbau Offshore-Windenergie) im deutschen Stromnetz respektive einem zunehmenden

Bedarf an Regelenergie kann davon ausgegangen werden, dass sich ein Trend in Richtung

vermehrter Regelleistungsbedarfe und damit steigender Leistungs- und insbesondere

Arbeitspreise entwickelt. Hieraus können sich für das speicherfähige Biogas enorme

Marktchancen hinsichtlich der Regelenergiebereitstellung abseits der heute gängigen, stetigen

Verstromung ergeben.

Anzumerken ist, dass es für die Momentanreserve sowie die Stundenreserve keinen derartigen

Markt gibt. Dieses lässt sich damit begründen, dass zum einen der Einsatz der Momentanreserve

automatisch erfolgt und zum anderen der Abruf der Stundenreserve direkt vom zuständigen

Bilanzkreisverantwortlichen ausgeführt wird. [reg-09a] [Swi-06] [Heu-08]

2.4 Stromhandel in Deutschland

Im liberalisierten Strommarkt gibt es eine Vielzahl von Produkten mit unterschiedlichen

Preiskonditionen und Laufzeiten. Diese werden in bilateralen (over the counter - OTC)

Geschäften oder über die Strombörse gehandelt. Eine Übersicht dieser verschiedenen

Möglichkeiten gewährt Abbildung 2.11.

2 Energieversorgungsstrukturen 23

Abbildung 2.11: Arten von Geschäften und Produkten [Kon-09]

Eine detaillierte Erklärung aller in Abbildung 2.11 aufgeführten Handelsmöglichkeiten soll an

dieser Stelle nicht erfolgen. Vielmehr gilt es die zusätzlichen Vermarktungsmöglichkeiten für

nicht abgerufene Regelenergie auf Biogasbasis aufzudecken, die im weiteren Verlauf dieser

Arbeit diskutiert werden.

2.4.1 Außerbörslicher bilateraler Handel - Over the Counter (OTC)

Etwa 80 % des heutigen Handelsvolumens sind dem OTC-Handel zuzuschreiben. Der auf

bilateralen Vertragsabschlüssen basierende Handel ist rein privatwirtschaftlich strukturiert und

hat damit keinen börslichen Charakter. Weder eine staatliche Aufsicht noch ein bestimmter

Handelsplatz sind für diese Geschäfte vorgeschrieben. Der Flexibilität und der Individualität des

OTC-Marktes stehen allerdings auch erhöhte Risiken gegenüber. Beim bilateralen Handel sind

die Vertragsparteien prinzipiell frei in der Art der Vertragsgestaltung. Jedoch haben sich in der

Praxis auf dem OTC-Markt in gewissen Grenzen Standardisierungen bewährt, wie

beispielsweise die vom Händlerverband European Federation of Energy Traders (EFET)

entwickelten Rahmenverträge für OTC-Transaktionen. So bieten Broker auf OTC-Märkten zu

einem gewissen Umfang standardisierte Produkte an. Die Vertragsparteien vereinbaren bei

außerbörslichen Transaktionen die Lieferung der Energie an einen bestimmten Ort. Bis zum

vereinbarten Übergabezeitpunkt organisiert der Verkäufer den Bezug bzw. die Erzeugung der

elektrischen Energie sowie deren Transport. Somit hat die Ausgestaltung der

Netzzugangsregelungen einen wesentlichen Einfluss auf die Erstellung bilateraler physischer

Lieferverträge. Folglich bietet es sich an, Energielieferungsverträge hinsichtlich der

Abrechnungsintervalle auf die Netzzugangsvereinbarung abzustimmen. Der Käufer hat

entsprechend den Bezug der vertraglich vereinbarten Energie zu gewährleisten. [Cra-09] [Bar-

08]

24 2 Energieversorgungsstrukturen

Trotz der beliebigen Gestaltbarkeit der außerbörslichen Stromprodukte haben sich in der Praxis

neben Vollversorgungsverträgen insbesondere Produkte herausgebildet, die mit den

Börsenprodukten eng verwandt sind. Auch der variabel auszuhandelnde Preis orientiert sich

meist an Börsenpreisen. Die Vertragsdauer der meisten OTC-Verträge ist mit bis zu 20 Jahren

sehr lang und begründet den heutzutage relativ geringen Anteil des börslichen Stromhandels am

gesamten Stromhandelsvolumen. [Sch-06] [Hir-07]

2.4.2 Börsenhandel

Bei einer Börse handelt es sich um eine allgemeine Marktveranstaltung, die hinsichtlich des

Ortes, der Zeit, der Marktteilnehmer und des Ablaufes genau geregelt ist. Sie kann somit als

organisierter Handelsplatz verstanden werden und stellt einen integralen Bestandteil von

liberalisierten Märkten dar. Zu den jüngsten Börsen in Europa gehören die Strombörsen in Form

der Warenbörsen. Ihr gemeinsames Merkmal bildet der Spotmarkt, auf welchem Strom mit

kurzfristiger, physischer Erfüllung gehandelt wird. Über einen Terminmarkt, auf dem

längerfristige Geschäfte getätigt werden, verfügt dagegen nur ein geringer Teil der europäischen

Strombörsen. [Bar-08]

2.4.2.1 European Energy Exchange

Die European Energy Exchange (EEX) blickt auf eine kurze Historie zurück. Ihren Ursprung

fand die Strombörse in Leipzig im Zuge der Liberalisierung des deutschen Energiemarktes,

indem sich um das neue Handelsgut Strom ein organisierter Handelsplatz bildete.

Die Leipziger Strombörse Leipzig Power Exchange (LPX) startete, nachdem die

Verbändevereinbarung Strom II vom 19.12.1999 einen börslichen Spothandel ausdrücklich

zuließ, am 15.06.2000 nach dem Vorbild des nordischen Börsenmodells der Nordpool ASA.

Wenig später folgte die Strombörse European Energy Exchange in Frankfurt am 08.08.2000. In

der Folgezeit fand ein medienwirksamer Wettstreit zwischen Frankfurt und Leipzig statt. Jedoch

entwickelte sich die LPX hinsichtlich der Teilnehmeranzahl und in Folge dessen auch bezüglich

der Handelsvolumina besser als ihr Wettbewerber aus Frankfurt. Im Jahre 2002 entstand

schließlich die European Energy Exchange durch die Fusion der beiden deutschen Strombörsen

Frankfurt und Leipzig. Seither entwickelte sich die EEX zu einem führenden

Energiehandelsplatz. Mit 218 Handelsteilnehmern aus 21 Ländern (Stand: 08.04.2009) stellt sie

heute die teilnehmer- und umsatzstärkste Energiebörse in Kontinentaleuropa dar. [Bec-08] [Eur-

09c] [Eur-09b] [Bar-08]

Seit dem Beginn des Handels an der EEX entwickelten sich der Strom-Spotmarkt und Strom-

Terminmarkt kontinuierlich (vgl. Abbildung 2.12). Beispielsweise erreichte das

Handelsvolumen des Strom-Spotmarktes im Jahr 2008 einen Wert von 154,4 TWh. Dieses

entspricht einem Wachstum von 24,8 % im Vergleich zum Vorjahr. [Eur-08]

2 Energieversorgungsstrukturen 25

Abbildung 2.12: Entwicklung des Spot- und Terminmarktes [Mic-09]

2.4.3 Zusammenhang: Handelsebene - Netzbetrieb

Die Strombörse stellt allen Marktteilnehmern einen transparenten, finanziell, rechtlich und

technisch sicheren Marktplatz für einen fairen und gleichberechtigten Handel mit

Energieprodukten zur Verfügung. Diese Handelsebene muss jedoch eng mit dem Netzbetrieb

verknüpft sein. Eine Übersicht über die vertraglichen und fahrplantechnischen Beziehungen der

Handelsteilnehmer gibt die Abbildung 2.13.

Abbildung 2.13: Handelsbeziehungen und physikalischer Ausgleich [Wap-09]

26 2 Energieversorgungsstrukturen

An der Börse platzieren Käufer und Verkäufer jeweils ihre Gebote. Die Preisermittlung für die

jeweiligen Einzelstunden erfolgt durch die Börse und diese bestätigt jedem Handelsteilnehmer

das jeweilige Geschäft. Die Marktteilnehmer haben mit der Börse einen Vertrag abgeschlossen,

welche nun für die finanzielle Abwicklung verantwortlich ist. Die Abwicklung erfolgt jedoch

unabhängig von der tatsächlichen Lieferung. Der Verkäufer muss nun zu einem bestimmten

Zeitpunkt die veräußerte Menge Strom ins Netz einspeisen, an das er angeschlossen ist. Der

Käufer hat seinerseits die Verpflichtung den Strom aus dem Netz zu entnehmen. [Bar-08] [Kon-

09]

2.4.3.1 Stromhandel am EEX-Spotmarkt

Beim EEX-Spotmarkt handelt es sich um einen kurzfristigen Markt, welcher in den „Day-

Ahead-Market“ und den „Intra-Day-Market“ unterteilt werden kann. Den „kurzfristigen Markt“

kennzeichnen die für den Spotmarkt typischen, starken Preisschwankungsintensitäten. Diese

beruhen auf der Tatsache, dass Strom nicht speicherbar ist und folglich der Marktpreis jede

Veränderung der Abnahme- und Produktionssituation widerspiegelt. [Bar-08]

Die Handelsprodukte des EEX-Spotmarktes, die so genannten „Kontrakte“, lassen sich je nach

Lieferdauer des Stromes in Stunden- und Blockkontrakte unterscheiden. Bei Stundenkontrakten

erfolgt die Lieferung einer konstanten Leistung über eine vorgegebene Lieferstunde. Bei

Blockkontrakten hingegen wird eine konstante Leistung über mehrere Lieferstunden

bereitgestellt.

Day-Ahead-Markt: Im Day-Ahead-Markt findet der Handel einen Tag vor der physischen

Erfüllung statt. Dabei sind der Verkäufer zur Lieferung und der Käufer zur Übernahme der

vereinbarten Strommenge und zur Zahlung des vereinbarten Preises verpflichtet.

Intra-Day-Markt: Neben dem Day-Ahead-Handel findet seit September 2006 auch ein Intra-

Day-Handel auf dem Spotmarkt statt. Dieser zwischentägliche Handel war vorher schon

möglich, jedoch nur über den OTC-Handel und das auch nur in einem begrenzten Rahmen.

Nach der Einführung des Intra-Day-Handels wurde er zur kurzfristigen Energiebeschaffung

genutzt, die noch nach dem Schluss des Day-Ahead-Handels möglich ist. Da nach dem

Inkrafttreten der StromNZV Bilanzkreisverantwortliche eine mögliche Fahrplanänderung

75 Minuten vor dem Zeitpunkt der Fahrplanabwicklung anmelden können, erfolgte ein starker

Anstieg des Handelsvolumens. Das Mindestvolumen der Kontraktgrößen auf dem Intra-Day-

Markt beträgt 0,1 MW. Ab 15 Uhr des laufenden Tages ist es auch möglich Kontrakte für alle

Stunden des nächsten Tages zu handeln. Der Handel erfolgt kontinuierlich an sieben Tagen der

Woche und 24 Stunden pro Tag.

Auf dem Spotmarkt erfolgt der Handel je nach Produktart im „kontinuierlichen Handel“ oder im

„Auktionshandel“.

Im kontinuierlichen Handel werden Blockkontrakte gehandelt. In der Zeit von 8:00 Uhr bis

12:00 Uhr können Marktteilnehmer ihre Kauf- oder Verkaufsangebote nach Menge und

Preislimit in das offene elektronische Orderbuch eingeben. Dort werden alle Angebote nach

2 Energieversorgungsstrukturen 27

Volumen und Preis aufgelistet und einander gegenübergestellt. Sobald bei einer Kauf- und einer

Verkaufsorder der Verkaufspreis gleich oder kleiner als der Kaufpreis ist, erweist sie sich als

ausführbar und es erfolgt unmittelbar der Geschäftsabschluss. Ein Marktteilnehmer kann jedoch

auch einen Geschäftsabschluss bewusst herbeiführen, indem er per Mausklick ein Angebot

akzeptiert. Getätigte Geschäftsabschlüsse werden im Orderbuch sichtbar gemacht, wodurch das

Marktgeschehen für jeden Teilnehmer am Monitor verfolgbar ist.

Im Auktionshandel werden Stundenkontrakte gehandelt. Hier werden von den Marktteilnehmern

bis 12:00 Uhr des jeweiligen Handelstages per E-Mail Angaben über ihre Verkaufs- und

Kaufgebote mit dem jeweiligen Volumen und Preislimit getätigt. Dabei erfolgt die

Gebotsabgabe anonym über ein geschlossenes Ordnerbuch. Basierend auf allen eingegangen

Geboten wird auf dem Auktionsmarkt der Preis für jede einzelne Stunde des Folgetages

bestimmt.

Abbildung 2.14: Preisermittlung im Auktionshandel (*) MCP: market clearing price -

Gleichgewichtspreis) [Kon-09]

Um den Preis für jede einzelne Stunde des Folgetages zu ermitteln, wird zu einem bestimmten

Zeitpunkt (in der Regel um 12:30 Uhr) eine Angebots- und Nachfragekurve konstruiert. Der

sich aus den beiden Kurven ergebende Schnittpunkt stellt den Gleichgewichtspreis (market

clearing price - MCP) dar und gilt für alle ausführbaren Orders der betreffenden Stunde.

Ausgeführt werden diejenigen Verkaufsaufträge, deren Preis gleich oder niedriger ist als der

MCP und diejenigen Kauforders, deren Preis gleich oder höher ist als der MCP. Kann kein

Schnittpunkt erzielt werden, so werden die Marktteilnehmer über die Gründe informiert und die

Preisbildungsschritte wiederholt, bis ein Gleichgewichtspreis ermittelt werden kann. [Bec-08]

[Eur-09a] [Kon-09]

Der Spotmarkt der EEX bietet insbesondere für die Direktvermarktung der Erneuerbaren

Energien eine interessante Alternative zu der heute üblichen EEG-Vergütung. Besonders für das

28 2 Energieversorgungsstrukturen

speicherfähige Biogas ergeben sich, in Kombination und Anschluss an die

Regelenergiebereitstellung, lukrative Möglichkeiten. Gerade der Intra-Day-Markt mit

Vorlaufzeiten von 75 Minuten vor der physischen Lieferung offenbart neue

Vermarktungsmöglichkeiten jenseits des EEG. In der folgenden Tabelle 2.1 werden die

wichtigsten Kriterien der Direktvermarktung einmal der EEG-Vergütung gegenübergestellt.

Tabelle 2.1: Vergleich EEG-Vergütung vs. Direktvermarktung

EEG-VERGÜTUNG DIREKTVERMARKTUNG

ÜBER EEX

Preisfindung per Gesetz vorgeschrieben Angebot und Nachfrage nach

definierten Regeln

Höhe der Vergütung / des

Preises

historisch meist höher als

Marktpreis, degressiv

historisch langfristig eher

steigend

Zugang über lokalen Netzbetreiber direkt / indirekt

Abwicklung über lokalen Netzbetreiber über Clearingsystem und

ÜNB

Einspeisung nicht zeitlich gebunden Lieferung wie Vertrag

Nichtlieferung keine Sanktionen, da kein

Zwang

Regelenergie

Neben dem Stromhandel am EEX-Spotmarkt besteht die Möglichkeit des Stromhandels am

EEX-Terminmarkt. Aufgrund der geringen Relevanz für den weiteren Verlauf dieser Arbeit soll

auf eine Erläuterung dieses Marktes an dieser Stelle jedoch verzichtet werden.

2.5 Energieversorgung mit Biogas

Die Energieversorgungsstruktur der Bundesrepublik Deutschland basiert heutzutage auf der

vornehmlichen Nutzung fossiler Energieträger wie Kohle, Mineralöl und Gas. Mit einem Anteil

von 90,5 % am Endenergieverbrauch (das entspricht 8.260 PJ) des Jahres 2008 bilden diese

Energieformen die Hauptsäulen der inländischen Versorgungssicherheit (vgl. Abbildung 2.15).

[Bun-09c]

Die Erneuerbaren Energien decken mit rund 233 Mrd. kWh bereitgestellter Energie ein

Volumen von 9,5 % des Endenergiebedarfs ab. Im Vergleich zum Vorjahr (9,8 %) blieb dieser

Wert zwar nahezu konstant, jedoch wird die Entwicklung bzw. der Ausbau der Erneuerbaren

Energien im Jahr 2008 durch eine Gegenüberstellung des Endenergieverbrauchs mit dem

vergangener Jahre deutlich. Demnach lag der Wert 2007 mit 8.585 PJ aufgrund milderer

Temperaturen deutlich unter dem vergangener Perioden sowie dem des Jahres 2008. Mit der

Energiebereitstellung des Jahres 2008 erhöhte sich der Anteil der Erneuerbaren Energien

demnach überproportional, wurde jedoch statistisch relativiert. [Bun-09c]

2 Energieversorgungsstrukturen 29

Abbildung 2.15: Endenergieverbrauch in Deutschland 2008 [Bun-09c]

Anteile EE 2008

9,5

Wasser 0,8 %

Wind 1,6 %

Biomasse

6,6 %

90,5 %

nicht erneuerbare

Energieträger

(Steinkohle,

Braunkohle, Mineralöl,

Erdgas, Kernenergie)

restl. EE 0,5 %

Gesamt: 9.127 PJ1)

EE: Erneuerbare Energien;

EEV 2008 nach AGEB, Stand: Oktober 2009, vorläufige Schätzung;

feste, flüssige, gasförmige Biomasse, biogener Anteil des Abfalls, Biokraftstoffe, Deponie- und Klärgas;

Aus Abbildung 2.15 wird ersichtlich, dass der Energieträger „Biomasse“ mit knapp 70 % einen

Großteil der gesamten Endenergie aus regenerativen Energieträgern übernimmt, während

beispielsweise die Windenergie einen relativ geringen Beitrag von 16,8 % leistet. Unterteilt man

jedoch die regenerativ umgewandelte Endenergie in die zwei Sektoren Strom- und

Wärmebereitstellung, verändert sich diese Verteilung signifikant.

Zunächst findet die Betrachtung des deutschen Stromsektors statt. Hier wurde 2008 durch den

Einsatz von Erneuerbaren Energien eine Gesamtenergie von 93,0 Mrd. kWh den Verbrauchern

zur Deckung der Stromnachfrage zur Verfügung gestellt. Damit betrug der Anteil am gesamten

deutschen Bruttostromverbrauch etwa 15,1 %. Im Vergleich zu 2007 erhöhte sich dieser Wert

um 5,18 Mrd. kWh. Vornehmlich ist diese Entwicklung auf eine verstärkte Stromeinspeisung

durch die Nutzung von Biomasse mit einer Produktionssteigerung von 3,08 Mrd. kWh

zurückzuführen. Zudem konnte im Bereich der Photovoltaik- und Windenergienutzung die

Stromerzeugung weiter ausgebaut werden, wohingegen die Energie aus Wasserkraft leicht

rückläufig war. [Bun-09c]

Die Abbildung 2.16 verdeutlicht diesbezüglich die Anteile der einzelnen regenerativen

Energiequellen. Es wird deutlich, dass im Stromsektor die Windenergie mit 43,6 % knapp die

Hälfte der Endenergie aus Erneuerbaren Energien bereitstellt. Auf die Biomasse bzw. das

Biogas entfallen rund 29 % bzw. 8,9 %.

30 2 Energieversorgungsstrukturen

Photovoltaik

4,8 %

Wasserkraft

22,4 %

Windenergie

43,6 %

Klärgas

1,1 % Biogas

8,9 % biogene

Festbrennstoffe

11,7 %

biogene flüssige

Brennstoffe

1,2 %

biogener Anteil

des Abfalls

5,3 %

Deponiegas

1,0 %

Biomasseanteil *: rd. 29 %

* feste, flüssige, gasförmige Biomasse, biogener Anteil des Abfalls, Deponie- und Klärgas

Quelle: BMU Publikation "Erneuerbare Energien in Zahlen – Internet-Update", KI III 1; Stand: Dezember 2009; Angaben vorläufig

Gesamt: 93,0 TWh

Abbildung 2.16: Struktur der Strombereitstellung aus Erneuerbaren Energien in Deutschland 2008 [Bun-

09c]

Im deutschen Wärmemarkt beträgt die Energiebereitstellung aus Erneuerbaren Energien

110,6 Mrd. kWh. Dies entspricht einem Anteil von 7,4 % am gesamten deutschen

Endenergieverbrauch für Wärme. Das Energievolumen wird mit Ausnahme der Solar- und

Geothermie fast vollständig durch biogene Energieträgern aufgebracht. Mit rund

101,9 Mrd. kWh gelieferter Wärmeenergie im Jahr 2008 betrug der Anteil dieser Brennstoffe,

bezogen auf die gesamte regenerativ bereitgestellte Wärmemenge, etwa 92 %. Abbildung 2.17

veranschaulicht diese Aussagen. Die biogenen, gasförmigen Brennstoffe hatten demnach einen

Anteil von 7,1 % an der Wärmebereitstellung aus Erneuerbaren Energien. [Bun-09c]

2 Energieversorgungsstrukturen 31

Abbildung 2.17: Struktur der Wärmebereitstellung aus Erneuerbaren Energien in Deutschland 2008 [Bun-

09c]

biogene flüssige

Brennstoffe

6,9 %

biogene Festbrennstoffe

(Industrie)

12,6 %

Solarthermie

3,7 % biogener Anteil

des Abfalls

4,5 % biogene gasförmige

Brennstoffe

7,1 %

biogene Festbrennstoffe

(Heizkraft- und Heizwerke)

4,7 %

biogene Festbrennstoffe

(Haushalte)

56,3 %

tiefe Geothermie

0,2 %

oberflächennahe

Geothermie

4,0 %

Quelle: BMU Publikation "Erneuerbare Energien in Zahlen – Internet-Update", KI III 1; Stand: Dezember 2009; Angaben vorläufig

Gesamt: 110,6 TWh

Auch aus ökologischer Sicht ist der Einsatz Erneuerbarer Energieträger zur Deckung der

deutschen Energienachfrage als positiv zu bewerten. Im Jahr 2008 konnte durch die anteilige

Substitution der fossilen und damit emissionsbehafteten Energieumwandlung in den Sektoren

Strom, Wärme und Kraftstoffe eine CO2 - Reduktion von insgesamt rund 109 Mio. t CO2

realisiert werden. Etwa 53 Mio. t CO2 davon entfielen auf das nach dem EEG vergütete

Stromvolumen. Die Abbildung 2.18 gibt einen Überblick über die vermiedenen Emissionen je

Energieträger und Sektor. [Bun-09c]

32 2 Energieversorgungsstrukturen

Asra

agargfa

Abbildung: 2.18: Vermiedene CO2 - Emissionen durch Erneuerbare Energien in Deutschland 2008 [Bun-

09c]

2.5.1 Gesetzliche Grundlagen

Der politische Anstoß zur technischen und wirtschaftlichen Entwicklung der regenerativen

Energien als wettbewerbsfähige Substitute zu fossilen Primärenergieträgern wurde bereits im

Jahr 1992 durch die Klimarahmenkonvention, United Nations Framework Convention on

Climate Change (UNFCCC), gegeben. Vor dem Hintergrund eines gemeinsamen

völkerrechtlich verbindlichen Vorgehens zur Abschwächung des anthropogenen

Treibhauseffekts wurde den rund 190 teilnehmenden Mitgliedsstaaten unter anderem auferlegt,

der Staatengemeinschaft die länderspezifische Entwicklung ihrer Treibhausgasemissionen

jährlich zugänglich zu machen.

Des Weiteren konnten die Mitglieder im Rahmen der dritten Vertragsstaatenkonferenz (CoP-3)

mit der Verabschiedung des Kyoto - Protokolls erstmals quantitativ überprüfbare

Handlungsziele zur Emissionsreduktion festlegen. Inhaltlich verpflichteten sich die

Vertragsparteien zu einer sukzessiven Verringerung der Treibhausgasemissionen. Nach

Artikel 3 des Protokolls soll demnach der Ausstoß der relevanten Treibhausgase

Kohlenstoffdioxid (CO2), Methan (CH4), Distickstoffoxid (N2O), Hydrogen-Fluor-

Kohlenwasserstoffe (H-FKW), Flur-Kohlenwasserstoffe (FKW) und Schwefelhexalfluorid

(SF6) im Verpflichtungszeitraum 2008 bis 2012 um insgesamt mindestens 5 v. H. unter das

Emissionsniveau von 1990 gesenkt werden. [Kyo-02]

Zur Einhaltung des Kyoto - Protokolls wurden in Deutschland durch die Gesetzgebung

wirtschaftliche Anreize geschaffen mit dem Ziel, den Anteil der Erneuerbaren Energien an der

Strom- und Wärmebereitstellung deutlich zu steigern. So trat im Jahr 1991 zunächst das

Stromeinspeisegesetz (StromEG) in Kraft. Mit diesem sollte unterbunden werden, dass

kleineren Stromerzeugern auf Basis regenerativer Energien der Zugang zu den Verbundnetzen

erschwert oder gar verweigert wird. Inhaltlich wurden die Elektrizitätsversorgungsunternehmen

verpflichtet, den erzeugten Strom aus den Erneuerbaren Energien Wasserkraft, Windkraft,

2 Energieversorgungsstrukturen 33

Sonnenenergie, Deponiegas, Klärgas und Biomasse vollständig in ihr Verbundnetz

einzuspeisen. Zudem wurde den Erzeugungseinheiten eine gesetzlich festgelegte

Mindestvergütung je kWh eingespeisten Strom garantiert, um die höheren Gestehungskosten

verglichen mit den konventionellen Stromerzeugern abzudecken. Durch diese indirekte

Subventionierung wurde die Wettbewerbsfähigkeit und damit die Attraktivität der Erneuerbaren

Energien speziell für Investoren stark erhöht. Diese Fakturierungsgrundlage ermöglichte

insbesondere den Windkraftanlagen eine kostendeckende Stromerzeugung und führte ab dem

Zeitpunkt ihrer Rechtskräftigkeit zu einem starken Wachstum in diesem Sektor.

Am 01.04.2000 wurde das bestehende Stromeinspeisungsgesetz durch das Erneuerbare-

Energien-Gesetz (EEG) ersetzt. Dieses verfolgte zunächst das Ziel, den Anteil der Erneuerbaren

Energien am gesamten Energieverbrauch bis zum Jahr 2010 mindestens zu verdoppeln. Zum

Erreichen dieser Zielvorgabe wurde, wie bereits bei seinem Vorgänger, das Instrument der

Mindestpreisregelung zu Grunde gelegt. Ebenso wurde die Abnahmepflicht des regenerativ

erzeugten Stroms durch das EVU beibehalten. [Bun-08c]

Das EEG wurde seit dem Inkrafttreten im Jahre 2000 zwei Mal novelliert und verfolgt aktuell

das Ziel, den Anteil Erneuerbarer Energien an der deutschen Stromversorgung auf mindestens

30 % bis zum Jahr 2020 zu erhöhen und danach kontinuierlich weiter auszubauen. Daneben

strebt die Bundesregierung die Produktion von zehn Mrd. m3 Rohbiogas im Jahr 2030 in

Deutschland an. [Bun-09g] [Fac-08b]

Für die im Rahmen dieser Arbeit betrachtete Stromerzeugung auf Basis von Biogas sind im

EEG für die verschiedenen Leistungsklassen exakte Vergütungen festgelegt. Neben der

gesetzlich garantierten Grundvergütung werden zusätzliche Boni für anlagenspezifische und

verfahrenstechnische Besonderheiten in Abhängigkeit der bereitstehenden Leistung gewährt.

Beispielsweise bekommt der Anlagenbetreiber einen „NaWaRo - Bonus“ für die elektrische

Stromproduktion dann, wenn ausschließlich nachwachsende Rohstoffe (NaWaRo) als Substrate

zur Vergärung verwendet werden. Weiterhin werden durch einen Technologiebonus innovative

Anlagentechniken besonders gefördert und gleichzeitig Anreize für die Entwicklung neuer

technischer Innovationen gegeben. Grundsätzlich ist die Höhe der Mindestvergütung und der

einzelnen Boni von der Anlagenleistung abhängig. Für Erzeugereinheiten mit einer installierten

Leistung zwischen 5 und 20 MWel gilt die preispolitische Subventionierung jedoch nur dann,

wenn der Strom in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) gewonnen wird. Dieses ist gegeben, falls

[Bun-08c]:

• es sich um Strom im Sinne von §3 Abs. 4 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetztes handelt

und

• eine Wärmenutzung im Sinne der Positivliste Nummer III (EEG) vorliegt oder

• die Wärmenutzung nachweislich fossile Energieträger in einem Umfang mit dem der

fossilen Wärmenutzung vergleichbaren Energieäquivalent ersetzt und die Mehrkosten, die

34 2 Energieversorgungsstrukturen

durch die Wärmebereitstellung entstehen, nachweisbar sind und mindestens 100 € je kWh

Wärmeleistung betragen.

Die einzelnen Vergütungssätze je Leistungsklasse für die Stromerzeugung aus Biomasse

können der nachfolgenden Tabelle entnommen werden.

Tabelle 2.2: EEG - Vergütung von Strom aus Biomasse ab dem 1.1.2009 [Bun-08c]

Vergütung von Strom aus Biomasse ab dem 01.01.2009

Angaben in Cent/kWh bis 150 kWel bis 500 kWel bis 5 MWel 5 - 20 MWel*

Grundvergütung 11,67 9,81 8,25 7,79

Bonus für Einhaltung der TA-Luft

(Formaldehydgrenzwert) 1,00 1,00 1,00 1,00

NaWaRo - Bonus

(auch für Altanlagen) 7,00 7,00 4,00 0,00

Bonus für überwiegenden Einsatz

von Landschaftspflegematerial 2,00 2,00 0,00 0,00

Güllebonus

(Mindestanteil Wirtschaftsdünger

30 Masse-%) 4,00 1,00 0,00 0,00

KWK-Bonus

(bei Einhaltung der

Effizienzkriterien) 3,00 3,00 3,00 3,00

Technologiebonus

(für innovative Anlagentechnik) 2,00 2,00 2,00 2,00

Technologiebonus

(für Biogasaufbereitung)

bis 350 Nm3

aufbereitetes

Biogas/h 2,00

bis maximal

700 Nm3

aufbereitetes

Biogas/h

1,00

*gilt nur, soweit der Strom in Kraft-Wärme-Kopplung gewonnen wird

Darüber hinaus ist im novellierten EEG 2009 eine jährliche prozentuale Degression der

Grundvergütung und der Boni für die stromerzeugenden Anlagen aus Erneuerbaren

Energieträgern vorgesehen. Mit dieser Regelung soll ein Anreiz für technische und

wirtschaftliche Innovationen geschaffen werden. Speziell im Sektor der Biogastechnologie wird

die Degressionsstrategie der rasanten Entwicklung und deutlichen Effizienzsteigerungen in den

letzten Jahren gerecht. [Bun-08c]

2.5.2 Entwicklung des Bestandes an Biogasanlagen

Im Zuge der ersten Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Jahr 2004 fand im

Sektor der landwirtschaftlichen Biogaserzeugung eine enorme Entwicklung statt. Die

wirtschaftliche Attraktivität durch feste Einspeisevergütungen führte zu deutlichen ansteigenden

Zahlen im Anlagenbau. Bis zum Ende des Jahres 2009 betrug der Bestand demnach

4.500 Biogasanlagen mit einer installierten Gesamtleistung von 1.650 MWel. Im Vergleich

hierzu belief sich die Anzahl der Anlagen im Jahr 2004 lediglich auf 2.010 mit einer

installierten Gesamtleistung von 247 MWel.

2 Energieversorgungsstrukturen 35

Abbildung 2.19: Entwicklung des Bestands an Biogasanlagen im Zeitraum 1999-2009 [Fac-10] Abbildung 2.19: Entwicklung des Bestands an Biogasanlagen im Zeitraum 1999-2009 [Fac-10]

Prognosen zufolge hält diese dynamische Entwicklung zukünftig weiter an. Der Anlagenbestand

wird demnach im Jahr 2010 auf etwa 5.300 Stück geschätzt mit einer installierten

Gesamtleistung von 1.950 MWel. [Fac-10]

Prognosen zufolge hält diese dynamische Entwicklung zukünftig weiter an. Der Anlagenbestand

wird demnach im Jahr 2010 auf etwa 5.300 Stück geschätzt mit einer installierten

Gesamtleistung von 1.950 MWel. [Fac-10]

Abbildung 2.20: Entwicklung von Biogas-Anlagenzahl und Leistung [Fac-09]

36 2 Energieversorgungsstrukturen

Auch für die Zukunft wird den Biogasanlagen ein starkes Wachstum prognostiziert. So beziffert

[Bun-09f], dass bis zum Jahr 2020 eine installierte Biogasanlagenleistung von 9.338 MW sowie

eine Stromproduktion von 31,2 TWh/a erreicht werden (vgl. Abbildung 2.20).

In Deutschland gibt es momentan noch verschiedene, ungenutzte Potenziale für die

Biogasgewinnung. Neben den Bereichen der Industrie, des Gewerbes sowie den Kommunen

weisen die landwirtschaftlichen Gebiete mit über 77 % den größten Anteil am gesamten

deutschen Biogaspotenzial auf. Auch sind in diesem Bereich zukünftig die größten

Zuwachsraten zu erwarten. Aufgeteilt nach den einzelnen Bundesländern ergibt sich die in

Abbildung 2.21 dargestellte Verteilung. Dabei nimmt das flächenmäßig größte Bundesland

Bayern mit 54,5 PJ pro Jahr (etwa 15,15 TWh pro Jahr) den Spitzenplatz ein. Daneben weisen

vor allem die küstennahen Bundesländer noch erhebliche Potenziale auf. Diese können

wiederum hinsichtlich eines intelligenten, bedarfsabhängigen Einsatzes von Biogasanlagen in

Kombination mit Offshore-Windenergieanlagen zukünftig von hohem Interesse sein. [Kli-07]

Abbildung 2.21: Landwirtschaftliches Biogaspotenzial in den einzelnen Bundesländern [Kli-07]

3 Biogasanlagen

Um die Möglichkeit der Regelenergiebereitstellung mit Hilfe von Biogas untersuchen und

bewerten zu können, gilt es zunächst den Prozess der Biogasgewinnung sowie die grundlegende

Anlagentechnik und -funktion zu verstehen und zudem die Vor- und Nachteile verschiedener

Anlagenkombinationen zu erläutern.

3.1 Biochemische Grundlagen des Biogas-Prozesses

Unter dem Begriff Biogas versteht man ein Gasgemisch, das sich zu etwa zwei Dritteln aus

Methan, einem Drittel Kohlendioxid sowie kleineren Anteilen von Spurengasen wie

Wasserstoff, Schwefelwasserstoff und Ammoniak zusammensetzt. In der Natur ist der Prozess

der Biogasentstehung weit verbreitet. Es handelt sich dabei um einen anaeroben, d. h. unter

Ausschluss von Sauerstoff ablaufenden, biochemischen Vorgang. Natürliche Vorbilder sind

Moore, Seen oder auch der Pansen von Wiederkäuern. [Fac-06b]

Als Ausgangsmaterial der Biogasgewinnung dienen verschiedene Substrate aus organischen

sowie biologisch abbaubaren Stoffen, welche zu Biogas und in geringen Mengen zu neuer

Biomasse sowie Wärme umgewandelt werden. Dieser komplexe Prozess lässt sich grundsätzlich

in vier Stufen kategorisieren, in denen unterschiedliche Bakterienkulturen aktiv sind

(vgl. Abbildung 3.1).

38 3 Biogasanlagen

Substrate

Fette, Eiweiße, Kohlenhydrate

Hydrolyse

Fettsäuren, Zucker,

Aminosäuren

Essigsäure, Kohlendioxid,

Wasserstoff

Acidogenese

Acetogenese

Methanogenese

Kurzkettige organische Säuren,

Alkohole

Methan, Kohlendioxid,

Schwefelwasserstoff

Biogas

Abbildung 3.1: Ablauf des Biogasprozesses in Anlehnung an [Fac-06b]

In einem ersten Prozessschritt werden die langkettigen organischen Substanzen - Polymere -

wie Fette, Eiweiße und Kohlenhydrate aufgespalten und in niedermolekulare (kurzkettige)

Verbindungen - Mono- und Dimere - wie Einfachzucker, Amino- und Fettsäuren zerlegt. Dieser

Vorgang geschieht durch Enzyme, welche von den hydrologischen Bakterien freigesetzt

werden. Während des ersten Prozessschrittes gehen die ungelösten (festen) Stoffe in eine

Lösung über. Deshalb nennt man diese Prozessstufe Hydrolyse (Verflüssigung). [Fac-06b]

Im zweiten Schritt, der Acidogenese (Versäuerungsphase), bauen säurebildende Bakterien die

Produkte der Vorstufe weiter zu niederen Fettsäuren, Kohlendioxid, Wasserstoff und Alkohole

ab. Niedere Fettsäuren werden auch als flüchtige Fettsäuren bezeichnet. Zu diesen zählen

hauptsächlich Essig-, Propion- und Buttersäure. Unter ungünstigen Bedingungen kann es auch

zur Bildung von Valerian-, Capron- und Oenanthsäure kommen, was auf eine zunehmende

Versäuerung schließen lässt und sich hemmend auf den Gesamtprozess auswirkt. [Fac-06b]

Während der vorletzten Stufe, der Acetogenese (Essigsäurebildung), werden die

Vorläufersubstanzen der Acidogenese weiter zu Essigsäure, Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid

abgebaut. In dieser Phase steigt der Wasserstoffgehalt stark an, was sich wiederum schädlich

auf die zur Essigsäurebildung notwendigen Bakterien auswirkt. Diese sind deshalb auf die

methanogenen Bakterien der letzten Phase angewiesen, welche den Wasserstoffgehalt auf einem

für die acetogenen Bakterien erträglichem Niveau halten, indem sie den Wasserstoff zur

3 Biogasanlagen 39

Bildung von Methan nutzen. Aus diesen reaktionskinetischen Gründen müssen die acetogenen

Bakterien eng mit den methanogenen Bakterien der vierten Stufe vergesellschaftet sein.

In der vierten und letzten Phase, der Methanogenese, erfolgt die Bildung von Methan aus den

Produkten der Acetogenese. Die in den vorherigen Phasen gebildeten Produkte Essigsäure,

Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid werden durch methanogene Bakterien zu Methan umgesetzt.

Dabei werden circa 70 % des Endproduktes durch die Spaltung von Essigsäure in

Kohlenstoffdioxid und Methan gebildet. Die verbleibenden 30 % entstehen durch die Reaktion

von Wasserstoff und Kohlenstoffdioxid. Während die Methanbildung aus Wasserstoff und

Kohlenstoffdioxid von allen Methanbakterien beherrscht wird, ist für die energetisch

ungünstigere Essigsäurespaltung nur ein Teil der methanogenen Bakterien verantwortlich. Das

Endprodukt besteht insbesondere aus den beiden Hauptbestandteilen Methan und Kohlendioxid.

Ein Gasgemisch aus diesen beiden Hauptbestandteilen kennzeichnet das so genannte Biogas.

[Bay-08] [Fac-06b]

Im Folgenden werden die Prozessfaktoren des anaeroben Abbauprozesses von Biomasse zu

Biogas vorgestellt sowie dessen Einfluss auf die Biogasherstellung aufgezeigt.

3.1.1 Fermentationsprozess

Der Begriff der Fermentation bezeichnet allgemein die Umsetzung von biologischen

Materialien mit Hilfe von Bakterienkulturen. Ziel der Vergärung von Biomasse in

Biogasanlagen ist die Produktion eines qualitativ hochwertigen Biogases kombiniert mit einer

hohen Prozesssicherheit. Die Qualität des Biogases hängt überwiegend vom Methangehalt und

der Gasreinheit ab. Ein möglichst hoher Methangehalt bei gleichzeitig niedriger

Kohlendioxidkonzentration ist für eine hochwertige Biogasherstellung erstrebenswert. Besitzt

Biogas einen Methangehalt von mindestens 70 %, wird es als hochwertig bezeichnet. Unter dem

Begriff der Prozesssicherheit wird laut [Bay-08] die “…gleichmäßige Gasproduktion und

Gaszusammensetzung bei kontinuierlicher Leistungsabgabe…” verstanden. [Fac-06b]

Will man die oben genannten Ziele hinsichtlich des anaeroben Abbauprozesses erreichen,

kommt den Einflussfaktoren, welche im Fachjargon auch als Milieubedingungen und

Betriebsparameter bezeichnet werden, eine besondere Bedeutung zu.

3.1.2 Milieubedingungen

An dem komplexen biochemischen Prozess der Fermentation ist eine Vielzahl unterschiedlicher

Bakterienkulturen beteiligt. Zum Erreichen einer optimalen Biogasausbeute kommt den

vorherrschenden Milieubedingungen daher eine besondere Bedeutung zu. Schon kleinste

Abweichungen vom Optimum schmälern die Methanausbeute oder können sogar einen Abbruch

der Methangärung zur Folge haben. Insbesondere die methanogenen Bakterien reagieren sehr

empfindlich auf Störungen ihrer Lebensraumbedingungen. Da sich diese zudem noch

40 3 Biogasanlagen

verhältnismäßig langsam vermehren, werden die Milieubedingungen in der Regel an die

methanogenen Bakterien angepasst.

3.1.2.1 pH-Wert

Das optimale Wachstum sowie die Vermehrung der verschiedenen Bakterienklassen bedarf

divergierender pH-Werte5. Nach [Bay-08] lassen sich die Bakterienklassen bezüglich ihres pH-

Wert-Optimums folgendermaßen kategorisieren:

Für hydrolisierende und säurebildende Bakterien liegt das Optimum in einem pH-Bereich

zwischen 4,5 bis 6,3. Steigt der pH-Wert in diesen Phasen über dieses Optimum hinaus, werden

zwar Bakterien in ihrer Aktivität gehemmt, sind aber nicht überlebensgefährdet. Das Absinken

des pH-Wertes auf einen Wert unter 4,5 hat wiederum das Absterben dieser Bakterien zur

Folge, da sie sich durch ihre eigenen Ausscheidungsprodukte schädigen.

Abbildung 3.2: pH-Wert-Skala [Sei-07]

Für die essigsäure- und methanbildenden Bakterien wird ein pH-Wert von 6,8 bis 7,5 (neutraler

Bereich, siehe Abbildung 3.2) angestrebt, welcher sich im Normalfall mit Hilfe alkalischer und

saurer Stoffwechselprodukte automatisch einstellt. Da diese Bakterienkulturen empfindlich auf

Schwankungen des pH-Wertes reagieren, muss dieser Wertebereich eingehalten werden. Bei

einstufigen Verfahren muss der pH-Wert also im neutralen Bereich liegen, um ein Absterben

der Methanbakterien zu verhindern. [Fac-06b]

Geringfügig abweichende Änderungen des pH-Wertes puffert das durch die methanogenen

Bakterien freigesetzte Kohlendioxid. Sollte diese natürliche Pufferkapazität erschöpft sein, hat

ein Absinken des pH-Wertes der Biomasse eine hemmende Wirkung auf die

Stoffwechselaktivität der Methanbakterien. In der Folge wird weniger Essigsäure zu Methan

umgesetzt. Dadurch steigt der Anteil der Säuren aus der Acidogenese, was wiederum die

Aktivität der methanogenen Bakterien weiter hemmt und somit ein weiteres Absinken des ph-

Wertes verursacht. Um eine Versäuerung oder im schlimmsten Fall einen kompletten

Zusammenbruch des gesamten Abbauprozesses zu vermeiden, muss diese Kettenreaktion durch

die Drosselung der Substratzufuhr oder durch Hinzugabe basischer Stoffe (beispielsweise Kalk)

gestoppt werden. Nimmt die Versäuerung trotzdem weiter zu, muss der Biogasreaktor komplett

5 Maß für die Wasserstoffionen- und Säurekonzentration in wässrigen Lösungen [Geb-07]

3 Biogasanlagen 41

entleert und neu angefahren werden. Für die Biogasproduktion in einer Biogasanlage hätte

dieses folgenschwere (finanzielle) Konsequenzen, da über einem längeren Zeitraum kein Biogas

produziert werden könnte. [Kal-01] [Bay-08]

3.1.2.2 Sauerstoff

In heutigen Biogasanlagen stellt die anaerobe (sauerstofffreie) Fermentation das

Standardverfahren dar. Im Gegensatz zur aeroben Fermentation, also der Umsetzung unter

Sauerstoffzufuhr, ist der Gasertrag unter anaeroben Prozessbedingungen deutlich höher und

somit wesentlich interessanter für die Biogasproduktion. Aus diesem Grund findet im

Folgenden die aerobe Fermentation keine weitere Beachtung und das Augenmerk liegt

ausschließlich auf der anaeroben Fermentation.

Methanbakterien stammen aus einer erdgeschichtlichen Zeit vor der Bildung der Atmosphäre.

Daher gehören sie zu den Arten von Lebewesen, die ausschließlich in einer sauerstoffarmen

Umgebung überlebensfähig sind. In der Praxis ist in einem Fermenter ein gewisser

Sauerstoffeintrag oft unvermeidlich. Dennoch können die Methanbakterien überleben.

Ermöglicht wird dieses durch die Bildung einer Mischpopulation von strikt anaeroben und

fakultativ anaeroben Bakterienkulturen. Während für die strikt anaeroben, methanbildenden

Bakterien Sauerstoff toxisch oder zumindest wachstumshemmend wirkt, können fakultativ

anaerobe Bakterien sowohl mit als auch ohne Sauerstoff wachsen. Steigt die

Sauerstoffkonzentration der Biomasse an, nehmen fakultativ anaerobe Bakterien der

vorangegangenen Abbaustufen den Sauerstoff bis zu einem gewissen Grad auf, bevor dieser die

Methanbakterien schädigen kann. Des Weiteren verwenden fakultativ anaerobe Bakterien den

Sauerstoff in der Atmungskette, wobei als neutrales Produkt Wasser entsteht. Auf diese Weise

wird das für die Methanbildung notwendige Milieu geschaffen. Um jedoch das Risiko des

Absterbens von Methanbakterien zu minimieren, sollte eine sauerstoffexponierte Umgebung

möglichst vermieden werden. [Fac-06b] [Bis-05] [Bra-82]

Da sich in der Praxis ein strikt anaerobes Milieu nicht verwirklichen lässt, sollte die

Sauerstoffkonzentration im Fermenter zumindest auf ein Minimum reduziert werden.

3.1.2.3 Temperatur

Biochemische Reaktionen sind, wie alle chemischen Reaktionen, stark temperaturabhängig.

Auch die Aktivität der Bakterien und damit die Dauer des Umwandlungsprozesses von

Biomasse zu Biogas stehen unter großem Einfluss der Prozesstemperatur. Grundsätzlich lässt

sich sagen, dass mit steigender Temperatur die chemischen Prozesse schneller ablaufen. Wie die

Funktionen der Abbildung 3.3 veranschaulichen, folgert ein höheres Temperaturniveau eine

effizientere Biogasausbeute sowie einen größeren Biogasertrag (aufgetragen über der

Verweilzeit).

42 3 Biogasanlagen

Abbildung 3.3: Relative Biogas- und Methanmengen in Abhängigkeit von Verweilzeit und Temperatur

[Bay-04]

Im Rahmen des Fermentationsprozesses verursacht jedoch ein höheres Temperaturniveau einen

insbesondere auf kurzfristige Temperaturschwankungen wesentlich störungsempfindlicheren

Prozessbetrieb. Zudem weisen die am Prozess beteiligten Bakterienkulturen unterschiedliche

Temperaturoptima auf. Daher kann eine zu hohe Temperatur bereits das Wachstum einiger

Bakterienkulturen hemmen. Der Biogasprozess bzw. die Temperaturoptima der an der

anaeroben Vergärung beteiligten Bakterienstämme lässt sich in folgende drei

Temperaturbereiche gliedern: [Ohl-06] [Bay-04]

• psychrophile Bakterien (Temperaturoptimum zwischen 15 bis 20 °C)

• mesophile Bakterien (Temperaturoptimum zwischen 32 bis 42 °C)

• thermophile Bakterien (Temperaturoptimum zwischen 50 bis 58 °C)

Die für die Säurebildung verantwortlichen Bakterienkulturen gehören zu der Gruppe der

psychrophilen Bakterien und haben ihr größtes Wachstum in diesem Bereich. Der Vorteil

solcher niedrigen Temperaturen besteht darin, dass im Vergleich zu den beiden anderen

Gruppen keine Energie für das Beheizen des Fermenters benötigt wird. Konträr resultiert dieses

jedoch in langen Verweilzeiten der Biomasse bei niedrigem Niveau von Abbauleistung und

Gasproduktion. Aus diesem Grund findet man den psychrophilen Betrieb in einer Biogasanlage

kaum vor.

Aufgrund der hohen Prozessstabilität (vgl. Abbildung 3.4) und guten Gasausbeute werden

heutzutage die meisten Anlagen im mesophilen Temperaturbereich betrieben. Mit einem

3 Biogasanlagen 43

Temperaturoptimum zwischen ca. 32 und 42 °C stellt die Gruppe der mesophilen Bakterien den

größten Teil der bekannten Methanbakterien dar. Neben der bereits erwähnten hohen

Artenvielfalt der Methanbakterien trägt zur Wahl dieses Temperaturbereiches die Tatsache bei,

dass die Hemmwirkung von Ammoniumstickstoff aufgrund des kleineren Anteils von freiem,

hemmend wirkendem Ammoniak geringer ist. Nachteilig bleibt festzuhalten, dass zusätzliche

Energie zur Bereitstellung der Prozesswärme aufgebracht werden muss.

Abbildung 3.4: Zusammenhang von Temperatur, biologischer Stabilität und Aktivität zur

Biogasproduktion [Erc-07]

Der thermophile Temperaturbereich kommt dann zum Einsatz, wenn höhere hygienische

Anforderungen verlangt werden oder das Substrat bereits auf einem hohen Temperaturniveau

vorliegt. Unter „höheren hygienischen Anforderungen“ versteht man das Abtöten von

gesundheitsschädlichen Keimen, die sich im Substrat befinden. Die hohen Temperaturen von

etwa 50 bis 58 °C ermöglichen eine noch höhere Gasausbeute als im mesophilen Bereich.

Allerdings reagiert der gesamte Prozess in diesem Temperaturbereich empfindlicher auf

Störungen, wie beispielsweise Unregelmäßigkeiten bei der Substratzufuhr. Wie schon im

mesophilen Bereich reicht auch die von den thermophilen Bakterienkulturen während des

Gärungsprozesses selbst erzeugte Wärme nicht aus, um den Fermentationsprozess am Leben zu

erhalten. Auch hier bedarf es zusätzlicher Energie für die Aufbringung der Prozesswärme. [Kal-

01]

Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass ein Kompromiss zwischen Temperatur, Stabilität

und Aktivität gefunden werden muss, um den anaeroben Abbauprozess möglichst effizient und

zugleich stabil ablaufen zu lassen. Diesbezüglich haben Temperaturschwankungen von etwa 2

bis 4 °C im mesophilen und von etwa 1 °C im thermophilen Betrieb keinen nennenswerten

negativen Einfluss auf die Bakterien. [Fac-06b]

44 3 Biogasanlagen

3.1.2.4 Nährstoffversorgung

Die Versorgung der Bakterien mit geeigneten Nährstoffen und Spurenelementen und damit die

entsprechende Zusammensetzung des Ausgangssubstrates bildet die essenzielle Basis für

Überleben und Wachstum der Bakterien. Zudem hat eine optimale Versorgung einen großen

Einfluss auf die spätere Zusammensetzung des Biogases und somit auf den aus energetischer

Sicht wünschenswerten hohen Methananteil.

Eine optimale Nährstoffversorgung wird in der Literatur, neben den benötigten

Spurenelementen wie Eisen, Nickel, Kobalt, Selen, Molybdän und Wolfram, mit einem

C : N : P : S-Verhältnis (Kohlenstoff : Stickstoff : Phosphor : Schwefel) von 600 : 15 : 5 : 1

angegeben. Daneben ist für einen stabilen Prozessablauf ein ausgewogenes C / N-Verhältnis

essenziell. Ein optimales C / N-Verhältnis liegt im Bereich von 10 bis 30. Sollte das Verhältnis

zu Gunsten des Kohlenstoffs verschoben sein, kann der im Substrat befindliche Kohlenstoff

nicht vollständig in Methan umgesetzt werden. Es werden vorhandene Potenziale nicht optimal

genutzt, was sich wiederum negativ auf die Gasausbeute auswirkt. Ist das C / N-Verhältnis

hingegen zu klein, wird durch den Stickstoff-Überschuss vermehrt Ammoniak gebildet.

Ammoniak zählt zu den Hemmstoffen und behindert schon in kleinen Konzentrationen das

Bakterienwachstum. [Fac-07]

In der Praxis finden zumeist komplexe Substrate wie Klärschlamm oder Gülle Anwendung. In

diesen Fällen kann sich die Substratoptimierung auf die Überprüfung der Hauptnährstoffe

Kohlenstoff und Stickstoff beschränken, da davon ausgegangen werden kann, dass die

benötigten Spurenelemente in ausreichender Menge vorhanden sind. [Fac-06b]

3.1.2.5 Hemmstoffe

Hemmstoffe sind Substanzen, welche schon in kleinsten Mengen toxisch auf die Bakterien

wirken und so die Methan- bzw. Biogasproduktion negativ beeinflussen. Dabei unterscheidet

man zwischen Hemmstoffen die durch die Substratzugabe in den Fermenter gelangen (z. B.

Antibiotika, Desinfektionsmittel, Herbizide, Salze oder Schwermetalle) und solchen, die als

Zwischenprodukt aus einem der Prozessstufen hervorgehen (z. B. Ammoniak). Grundsätzlich

bleibt festzuhalten, dass jeder Inhaltsstoff des Substrats, der in einer zu hohen Konzentration

vorliegt, eine hemmende Wirkung auf den Prozessablauf haben kann. Genaue Grenzwerte für

toxische Stoffkonzentrationen sind schwer festzulegen, da diese von unterschiedlichen Faktoren

beeinflusst werden. Bakterien sind in der Lage sich bis zu einem gewissen Grad an Hemmstoffe

anzupassen. Auch kommt es unter vermeintlichen Hemmstoffen zu Wechselwirkungen. So

wirken beispielsweise Schwermetalle in gelöster Form schädigend auf den Biogasprozess. Für

den im Gärprozess gebildeten Schwefelwasserstoff gilt dasselbe. Letzterer ist jedoch auch ein

wichtiger Mineralstoff für die methanbildenden Bakterien und ist zudem in der Lage

Schwermetalle zu binden und auszufällen. [Kal-01] [Kai-07]

3 Biogasanlagen 45

3.1.3 Betriebsparameter

Zur Realisierung einer effizienten Biogasgewinnung spielen neben geeigneten

Milieubedingungen auch die verfahrenstechnischen Betriebsparameter eine entscheidende

Rolle. Im Gegensatz zu den optimalen Milieubedingungen, die eine maximale Gasausbeute

anstreben, zielen die verfahrenstechnischen Betriebsparameter vielmehr auf die unter

ökonomischen Gesichtspunkten rationalste Lösung ab. Die im Folgenden aufgeführten

Betriebsparameter liefern einen Einblick in die technische Umsetzung der Biogasbereitstellung.

3.1.3.1 Verweilzeit

Als „Hydraulische Verweilzeit“ (HRT) wird die Zeit verstanden, die das eingebrachte Substrat

durchschnittlich (theoretisch) im Fermenter verweilt. Die Festlegung der Verweilzeit richtet sich

nach den verwendeten Substraten, da diese unterschiedlich schnell abgebaut werden können.

Zur genaueren Differenzierung unterscheidet man zwischen der hydraulischen Verweilzeit

(HRT) und der Aufenthaltszeit der nicht gelösten, partikulären Stoffe (SRT).

Bei volldurchmischten Fermentern errechnet man für die hydraulische Verweilzeit einen

Durchschnittswert. Dieser wird bestimmt, indem man das Fermenter- oder Reaktorvolumen

(VR) in m3 mit dem Volumen der täglich zugeführten Substratmenge (oder auch Substrat-

Volumenstrom) (VS) in m3 / Tag ins Verhältnis setzt (Gl. 3.1).

HRT = (3.1)

Bei der Dimensionierung der Verweilzeit ist darauf zu achten, dass nicht mehr Bakterien aus

dem Fermenter ausgewaschen werden, als in ihm nachwachsen können. Aus diesem Grund

definiert sich die Mindestverweilzeit als die Zeit, die die Bakterienmasse benötigt, um sich zu

verdoppeln. Da insbesondere die essigsäurebildenden Bakterien zur Verdopplung ihrer

Population die längste Zeitspanne (bis zu 10 Tage) benötigen, bilden diese oftmals die untere

Grenze der Verweilzeit.

Je nach Reaktortyp kann sich die Verweilzeit nicht gelöster, partikulärer Stoffe (SRT) deutlich

von der hydraulischen Aufenthaltszeit unterscheiden. Zur Erklärung der Verweilzeit nicht

gelöster, partikulärer Stoffe sei an dieser Stelle ein liegender Pfropfenstromreaktor mit

eingebauten, abwechselnd nach unten und oben offenen Trennwänden angenommen. In diesem

Reaktor können Feststoffe als Sedimente oder als Schwimmdecke zurückgehalten werden. Das

verflüssigte Substrat bleibt hingegen unberührt und kann ungehindert passieren. Die auf diese

Weise zurückgehaltenen Feststoffe verweilen demnach so lange im Reaktor, bis sie hydrolysiert

wurden. Dadurch wird die Aufenthaltszeit teils stark erhöht.

Trotz der unterschiedlichen Charakteristika der beschriebenen Verweilzeiten ist ihnen gemein,

dass sie maßgeblich von der vorherrschenden Fermentertemperatur beeinflusst werden. Um

denselben Abbaugrad wie bei thermophilen Temperaturen zu erreichen, wird im mesophilen

46 3 Biogasanlagen

Temperaturbereich aufgrund der niedrigeren Bakterienwachstumsrate eine längere

Aufenthaltszeit notwendig. [Fac-06b] [Ede-07] [Kal-01]

3.1.3.2 Faulraumbelastung

Die Faulraumbelastung (BR) bezeichnet die Menge an Trockensubstanz, die täglich dem

Fermenter zugeführt werden kann. Sie wird in kg organischer Trockensubstanz pro m3

Fermentervolumen und Tag angegeben und berechnet sich wie folgt:

B×

=& (3.2)

mit:

&= zugeführte Substratmenge je Zeiteinheit [kg/d];

c = Konzentration der organischen Substanz [%];

VR = Reaktorvolumen [m3]

Die jeweilige Faulraumbelastung hängt entscheidend von der vorherrschenden

Fermentertemperatur sowie von der Verweilzeit des Substrats im Fermenter ab. Höhere

Temperaturen und kurze Aufenthaltszeiten ermöglichen höhere Faulraumbelastungen und so

einen erhöhten Eintrag von organischer Substanz. Hohe Faulraumbelastungen erhöhen jedoch

das Risiko einer Prozessüberlastung, da die abbauenden Bakterien an ihre Leistungsgrenzen

gelangen. In diesen Fällen wird eine intensivere Prozessbeobachtung notwendig. Um die

dadurch entstehenden Mehrkosten zu minimieren, findet man in der Regel Faulraumbelastungen

zwischen 2 und 3 kg oTS6/m3 und Tag. Ab Belastungen zwischen 4 und 5 kg oTS/m3 und Tag

muss mit einer Überladung des Systems gerechnet werden, was zu einer verminderten

Gasproduktion führt. Die beschriebenen Grenzen lassen sich jedoch nicht verallgemeinern, da

sie je nach verwendetem Reaktortyp (teilweise stark) variieren (z.B. bis zu 10 kg oTS/m3 und

Tag bei liegenden, horizontal durchströmten Fermentern). [Ede-07]

Wird bei gegebenem Fermentervolumen die täglich frisch zugeführte Substratmenge erhöht, so

sinkt zwangsläufig die Verweilzeit. Den an dem Fermentationsprozess beteiligten Bakterien

steht damit weniger Zeit zur Verfügung, das frische Substrat abzubauen. Bei steigender

Substratzufuhr verlässt im schlimmsten Fall unvergorenes Material den Fermenter. Aus diesem

Grund müssen Faulraumbelastung und Verweilzeit unbedingt aufeinander abgestimmt werden.

[Ede-07]

3.1.3.3 Durchmischung

Ein intensiver Kontakt zwischen dem Substrat und den abbauenden Bakterien ist für eine

optimale Biogasproduktion essenziell. Um dieses zu erreichen, muss im Fermenter eine

ausreichende Durchmischung gewährleistet werden.

6 organisches Trockensubstrat

3 Biogasanlagen 47

Erfolgt keine Durchmischung kann es, bedingt durch die aus Dichteunterschieden zwischen

einzelnen Komponenten resultierenden Auftriebskräfte, zu einer Trennung von Bakterien und

Substrat kommen. Da die Bakterien meist eine höhere Dichte als die eingesetzten Substrate

haben, lagern sie sich am Fermenterboden ab. Folglich gelangt das abzubauende Substrat

aufgrund seiner meist geringeren Dichte in den oberen Bereich des Gärbehälters. Diese

Schichtenbildung ruft eine Entmischung des Fermenterinhaltes hervor und der Bakterien-

Substrat-Kontakt reduziert sich nur noch auf die Trennungsebene zwischen den beiden

Schichten. Folglich wird zum einen die Gasausbeute stark gemindert und zum anderen hemmt

das an der Oberfläche schwimmende Substrat (Schwimmschicht) die Ausströmung des sich

bildenden Biogases.

Eine ausreichende Substratdurchmischung bildet somit die Basis für eine optimale

Abbauleistung. Um dem Problem der Entmischung und der Schwimmschichtbildung zu

begegnen, wird der komplette Fermenterinhalt mit Hilfe von Rührwerken mechanisch

durchmischt und damit homogenisiert. Durch das Mischen wird nicht nur der Fermenterinhalt

homogenisiert, es werden zudem Temperaturunterschiede ausgeglichen, welche ansonsten eine

ungleichmäßige Umsetzung des Substrates zur Folge hätten. Jedoch ist ein zu starkes

Durchmischen ebenfalls hinderlich für eine optimale Biogasproduktion. In der Praxis versucht

man durch langsames und / oder in bestimmten Zeitintervallen mit entsprechenden Pausen

durchgeführtes Rühren negative Effekte zu dezimieren. [Fac-06b]

3.2 Technik und Anlagenvarianten der Biogasgewinnung

Biogasanlagen lassen sich anhand einiger Kriterien charakterisieren.

Hauptunterscheidungsmerkmale sind die Anzahl der Prozessstufen, die Art der Beschickung,

die Wahl der Prozesstemperatur sowie die Wahl zwischen der Nass- und der Trockenvergärung.

Bevor die spezifischen Eigenschaften sowie Vor- und Nachteile dieser technischen Varianten

von Biogasanlagen angesprochen werden, erfolgt zunächst eine Vorstellung des allgemeinen

Funktionsprinzips einer Biogasanlage.

Die Hauptfunktion einer Biogasanlage besteht darin, die zuvor in der Biomasse gespeicherte

Sonnenenergie in eine „nutzbare“ Energieform umzuwandeln, dem Biogas. Aus dem Biogas

kann anschließend wiederum Strom und Wärme generiert werden (Abbildung 3.5).

48 3 Biogasanlagen

Abbildung 3.5: Funktionsprinzip einer typischen Biogasanlage [Els-07]

Generell lässt sich eine Biogasanlage in vier Verfahrensschritte gliedern (vgl. Abbildung 3.1).

Diese gelten für die Nass- wie auch für die Trockenvergärung. Einige der folgenden Punkte

beziehen sich allerdings nur auf die Nassfermentation. Da diese im Gegensatz zur

Trockenfermentation einer sehr viel größeren Verbreitung unterliegt, ist hierdurch eine

entsprechende Schwerpunktsetzung gerechtfertigt.

Für jeden der im Folgenden beschriebenen Verfahrensschritte existieren vielfältige technische

Lösungen, die miteinander kombiniert werden können. Es sollen deshalb nur prinzipielle und

nicht detaillierte Merkmale von Biogasanlagen untersucht werden.

Verfahrensschritt 1

Der erste Verfahrensschritt beinhaltet alles, was vor der eigentlichen Gewinnung des Biogases

im Fermenter erforderlich ist. Dazu zählt die Anlieferung, die Lagerung, die Aufbereitung sowie

letztlich die Art und Weise der Einbringung des zu vergärenden Substrats in den Fermenter. In

der Vorgrube wird anfallender Flüssig7- und Festmist8 aus der Tierhaltung gesammelt. Ebenso

werden nachwachsende Rohstoffe, landwirtschaftliche Reststoffe oder Abfälle aus der

Lebensmittelindustrie, die so genannten Kofermente oder Kosubstrate, benötigt. Sofern

betriebsfremde Kosubstrate verwendet werden, kommt der Aspekt der Anlieferung zum Tragen.

Weite Anlieferungswege sollen hier möglichst vermieden werden, da sich diese negativ auf die

7 Gülle [Hör-04]

8 Gemisch aus Stroh, Kot und Harn [Hör-04]

3 Biogasanlagen 49

Betriebskosten auswirken. Eine Substratlagerung gewährleistet einen kontinuierlichen Betrieb

der Biogasanlage, da auftretende Schwankungen in der Bereitstellung von Substraten

aufgefangen werden können.

Aufbereitung u. Vorbehandlung (optional)

Sortierung, Zerkleinerung, Anmaischen,

Homogenisieren

Anlieferung u. Lagerung

Einbringung

Förderung, Dosierung

1. Verfahrensschritt

Biogasgewinnung

Vergärung im Fermenter

2. Verfahrens-

schritt

Gär-

reste Bio-

gas

Biogasaufbereitung u.

-speicherung

Trocknung, Entschwefelung

Biogasverwertung

Stromproduktion u. Wärmegewinnung (KWK)

4. Verfahrensschritt

3. Verfahrensschritt

Gärrestlagerung u./o. Nachgärung

Gärresteaufbereitung

Fest-Flüssig-

Trennung

(optional)

Ausbringung

oder

Kompostierung

ohne Fest-

Flüssig-

Trennung

Flüssig-

dünger

Ausbrin-

gung,

Kompos-

tierung

Biogas

Abbildung 3.6: Verfahrensablauf der Biogaserzeugung [Fac-06b]

Substrate müssen sich einer Eingangsprüfung (meist nur bei betriebsfremden Substraten)

unterziehen, in der eine Untersuchung des Gewichts sowie der Art des angelieferten Substrats

erfolgt. Nach der Eingangsprüfung erfolgt die Aufbereitung der Substrate, welche das

Aussortieren von Störstoffen (wie beispielsweise Steinen), die Hygienisierung, die

Zerkleinerung, sowie das Anmaischen und Homogenisieren des Substrats beinhaltet.

Die Substratzerkleinerung verbessert die Förderfähigkeit der Biomasse und führt zu einer

größeren Oberfläche, was der Geschwindigkeit des Abbauprozesses dienlich ist. Der

50 3 Biogasanlagen

Methanertrag hängt zwar nicht zwingend von der Zerkleinerung ab, jedoch wird er durch das

Zusammenspiel von Verweilzeit und Substratgröße bestimmt. Zudem richtet sich das Maß der

Substratzerkleinerung nach den in der Anlage zum Transport eingesetzten Pumpen.

Zur Sicherstellung der Pumpfähigkeit der Substrate erfolgt nun, durch Zugabe von Flüssigkeit,

das Anmaischen des zu vergärenden Substrats. Dabei kann es sich um bereits vergorene

Biogasgülle, Frisch- oder Prozesswasser handeln. Vergorene Biogasgülle hat neben den

günstigen Kosten auch den Vorteil, dass das Substrat bereits angeimpft in den Fermenter

eingebracht wird. Allerdings darf der Biogasprozess nicht durch die in der Gülle beinhalteten

Nährstoffe und Salze negativ beeinträchtigt werden.

Ein weiterer wichtiger Punkt zur Sicherstellung eines möglichst optimalen

Biogasentstehungsprozesses ist das Homogenisieren der Substrate. Ziel ist es hierbei ein

möglichst gleichmäßiges Substratgemisch durch das Vermischen der Einzelkomponenten in der

Güllegrube oder dem Sammelbehälter zu erhalten. Dieser Schritt ist für einen stabilen

Prozessablauf besonders wichtig, da Biogasbakterien empfindlich auf sich ändernde

Randbedingungen reagieren und die Gasausbeute so gemindert werden kann. [Kli-07]

Verfahrensschritt 2

Der zweite Verfahrensschritt beinhaltet das eigentliche Kernstück der gesamten Biogasanlage,

den Fermenter. In ihm läuft der zu Beginn des Kapitels beschriebene Prozess der anaeroben

Vergärung ab. Für Biogasanlagen gibt es unterschiedliche Fermenterbauarten, die sich nach

dem Anforderungsprofil, wie beispielsweise der geplanten Kapazität der Biogasanlage, den

örtlichen Gegebenheiten sowie dem Gärverfahren richten.

Das grundlegende Unterscheidungskriterium bildet die Bauweise. Im Gegensatz zu liegenden

Fermentern ermöglichen stehende, meist runde Fermenter bei kompakter, kostengünstiger

Bauweise Behältervolumen von bis zu 6.000 m3. Stehende Fermenter zeichnen sich durch ein

günstiges Verhältnis von Oberfläche zum Volumen aus. Dieses führt zu geringeren

Materialkosten sowie einem geringen Wärmeverlust und somit einer größeren energetischen

Effektivität. Da für die Homogenisierung des Fermenterinhaltes eine ausreichend starke

Strömung nötig wird, stellen stehende Fermenter höhere Anforderungen an die eingesetzten

Rührwerke.

Liegend angeordnete Fermenter erlauben dagegen den Einsatz von energiesparenden

Rührwerken, welche aufgrund der Mischeigenschaften in Längs- und Querrichtung günstige

prozessbiologische Bedingungen gewährleisten und damit bei gleicher Abbaurate im Vergleich

zu volldurchmischten, stehenden Fermentern kürzere Verweilzeiten sowie eine Reduzierung der

Kurzschlussströme realisieren können. Kurzschlussströme bezeichnen in diesem

Zusammenhang die sofortige Austragung von gerade erst frisch eingebrachten Substraten. Der

entscheidende Nachteil liegender Fermenter zeigt sich einerseits in ihrer komplexen Bauweise

und -größe (es sind lediglich Volumen bis etwa 1.000 m3 möglich) und andererseits der

fehlenden Animpfung des frischen Substrats. Bei der Verwendung von Gülle und Mist von

3 Biogasanlagen 51

Rindern ist dieses nebensächlich, da im Substrat schon genügend Methanbakterien vorhanden

sind. Kommen jedoch Schweinegülle, Energiepflanzen oder organische Reststoffe zum Einsatz,

wird eine Animpfung mit ausgefaultem Substrat dringend notwendig, da diese Substrate weit

weniger methanbildende Bakterien beinhalten. [Ede-07] [Fac-06b]

Neben der verwendeten Bauform hat die Anordnung des Fermenters Auswirkungen auf seine

Energieeffizienz. Stehende Fermenter sind in der Regel oberirdisch aufgestellt, wodurch zwar

eine preiswerte Wärmeisolierung ermöglicht wird, im Winter jedoch mit erhöhten

Wärmeverlusten gerechnet werden muss. Bei unterirdischen Fermentern lassen sich diese

Wärmeverluste mindern. Allerdings müssen sie dazu mit teuren, feuchtigkeitsbeständigen

Dämmstoffen isoliert werden. [Ede-07] [Fac-06b]

Da der Vergärungsprozess empfindlich auf Temperaturschwankungen reagiert, muss durch

Heizungseinrichtungen und Isolierungsmaßnahmen ein konstantes Temperaturniveau

sichergestellt werden. Ebenso sollen die Rührwerke im Fermenter, neben der Aufgabe der

Homogenisierung der Substrate, Temperaturgefällen entgegenwirken.

Den schematischen Aufbau eines in der Praxis häufig vorzufindenden stehenden Fermenters

zeigt Abbildung 3.7.

Gasfolienhaube

Wärmedämmung der

Behälterabdeckung

Holzschalung

Fermenter mit

Balkenlage

Wärmedämmung der

Fermenterwand

Abbildung 3.7: Aufbauschema eines Fermenters in stehender Ausführung [Agr-03]

Verfahrensschritt 3

Der dritte Verfahrensschritt beinhaltet die Verwertung des vergorenen Substrates. Nachdem das

Substrat im Fermenter vergoren wurde, muss es aus dem Fermenter ausgebracht und in einem

Gärrestelager zwischengespeichert werden. Da auch in diesem noch Gärprozesse stattfinden,

kann mit Hilfe einer gasdichten Abdeckung das hier freigesetzte Biogas aufgefangen und einer

weiteren Verwertung zugeführt werden. Erfolgt keine nennenswerte Gasproduktion mehr, kann

das restliche Gärgut in feste und flüssige Bestandteile separiert werden. Die festen Bestandteile

52 3 Biogasanlagen

werden überwiegend als hochwertige Düngemittel für nachwachsende Rohstoffe der

landwirtschaftlichen Verwertung zugeführt. Der biologische Kreislauf ist somit geschlossen.

Die flüssigen Anteile dienen entweder der Generierung von Prozesswasser, welches zum

Anmaischen verwendet werden kann, oder sie werden einer abwassertechnischen Behandlung

unterzogen. [Fac-06b]

Verfahrensschritt 4

Der vierte und damit letzte Verfahrensschritt der Biogasgewinnung beschreibt die Verwertung

des gewonnenen Biogases. In einem Gasspeicher wird das erzeugte Biogas zunächst gesammelt.

Wie in Abbildung 3.7 zu sehen, wird in Biogasanlagen dieser Speicher meist in Form einer

Dachkonstruktion realisiert. Bei stehenden Fermentern ist die Gasspeicherung direkt an den

Vergärungsvorgang gekoppelt. Das während der Fermentation freigesetzte Biogas wird mit

Hilfe von Folienhauben oder Foliendachkonstruktionen aufgefangen. Eine gasdurchlässige

Holzdachkonstruktion bietet eine Auflagefläche für die Gasfolienhaube und verhindert

gleichzeitig eine Beckenbildung durch Regenwasser. In liegenden Fermentern erfolgt teilweise

keine direkte Gasspeicherung. Es kommen in diesem Fall externe Foliengasspeicher zum

Einsatz, welche eingehaust oder im Freien entsprechend geschützt aufgestellt werden. Sind

liegende Fermenter stehenden nachgeschaltet, so kann das Biogas aus dem liegenden dem

stehenden Fermenter zugeführt werden, um es, wie oben beschrieben, zu speichern. Zum

besseren Verständnis trennt sich an dieser Stelle der Begriff Fermenter in Haupt- und

Nachfermenter auf, was die Reihenfolge des Vergärungsvorgangs kennzeichnet (Nachfermenter

sind Hauptfermentern nachgeschaltet). [Bay-04]

Das gespeicherte Biogas kann nun, nach einer entsprechenden Aufbereitung, einem

Blockheizkraftwerk (BHKW) zugeführt werden und als Brennstoff für eine

Verbrennungsmaschine dienen. Durch die Gasverbrennung in der Verbrennungsmaschine

entsteht zum einen Wärme, die zur Aufheizung des Fermenters oder zur Beheizung der vor Ort

vorhandenen Gebäude und Ställe genutzt werden kann. Des Weiteren besteht die Möglichkeit,

Nahwärme zur Verfügung zu stellen. Nahwärme dient als lokal-dezentrale Wärmeversorgung

und erhöht den Wärmenutzungsgrad einer Biogasanlage. Neben der entstandenen Wärme kann

zum anderen die von der Verbrennungsmaschine bereitgestellte mechanische Leistung

eingesetzt werden, um einen Generator anzutreiben und elektrischen Strom zu erzeugen. Ein

Teil davon dient zur Deckung des Eigenstrombedarfs der Biogasanlage. Der restliche Strom

wird in das öffentliche Stromnetz eingespeist.

Auf die notwendigen Aufbereitungsschritte des Biogases hinsichtlich der verschiedenen

Verwendungsmöglichkeiten wird im späteren Teil dieses Kapitels noch näher eingegangen.

An dieser Stelle sei erwähnt, dass die Inbetriebnahme einer Biogasanlage im Vergleich zu

anderen Kraftwerken sehr langsam geschieht. Der Vergärungsprozess ist ein relativ

empfindlicher Vorgang und daher mit großer Sorgsamkeit zu handhaben. Gerät der biologische

Abbauprozess für die Biogasproduktion außer Kontrolle und bricht im schlimmsten Fall

zusammen, ist eine erneute, zeitintensive Inbetriebnahme der Biogasanlage unvermeidbar.

3 Biogasanlagen 53

Im Folgenden werden nun die prozesstechnischen Varianten der Biogasproduktion kurz

vorgestellt.

3.2.1 Anzahl der Prozessstufen

Für die Umsetzung des Ausgangssubstrats in Biogas sorgen, wie in Kapitel 3.1 beschrieben,

verschiedene Bakterienkulturen. Diese stellen an ihren Lebensraum unterschiedliche

Anforderungen. Laufen die anaeroben Abbauprozesse in einem Fermenter ab, spricht man von

einem einstufigen Prozess.

Laufen dagegen die erste und zweite Phase des anaeroben Abbauprozesses, also die Hydrolyse

und die Acidogenese, in einem Fermenter, sowie die Methanbildung der dritten und vierten

Phase in einem zweiten Fermenter ab, spricht man von einem zweistufigen Verfahren. Der

Vorteil der Stufentrennung liegt darin, dass die Milieubedingungen besser an die jeweiligen

Bakterienkulturen angepasst und damit der Gasertrag gesteigert werden kann. Demgegenüber

stehen jedoch erhöhte Investitions- und Betriebskosten, da eine mehrstufige Biogasanlage mehr

Behältnisse sowie einen gesteigerten Aufwand für deren Durchmischung erfordert. [Fac-06b]

[Gör-06]

3.2.2 Prozesstemperatur

Die Prozesstemperatur spielt sowohl bei der Nass- als auch bei der Trockenvergärung eine

bedeutende Rolle. Wie bereits im Kapitel 3.1.2 erläutert, wird durch die Temperatur die

Substratvergärung im Fermenter und damit der generierte Gasertrag beeinflusst. Daher gilt es

die Prozesstemperatur je nach Anzahl der Prozessstufen sorgsam auszuwählen, um damit die

Bedarfe der Bakterienpopulationen möglichst optimal zu bedienen.

3.2.3 Nass-, Trockenvergärung

Bei der Biogasgewinnung unterscheidet man zwischen Nass- und Trockenvergärung. Der

Unterschied zwischen diesen beiden Verfahren liegt in dem Wassergehalt des eingesetzten

Substrats.

Das Standardverfahren der heutigen Biogaserzeugung stellt die Nassvergärung dar. Bei diesem

Verfahren kommen pumpfähige Substrate mit einem maximalen Trockensubstratgehalt

< 12 bis 15 % zum Einsatz, wodurch sich insbesondere pumpfähige Substrate wie

beispielsweise Gülle eignen. [Bun-07] [HEA-08]

Ist das zu vergärende Substrat im Fermenter nicht mehr pumpfähig und zudem von einer

stichfesten Konsistenz, spricht man von Trockenfermentation. Dabei liegt der

Trockenmasseanteil bei etwa 20 bis 40 %. Der Begriff „trocken“ ist also etwas irreführend, da

die für die Fermentation erforderlichen Bakterien natürlich auf ein flüssiges Medium zum

Überleben angewiesen sind. Zur Biogasproduktion mit Hilfe der Trockenfermentation kommt

54 3 Biogasanlagen

trockene Biomasse wie beispielsweise Festmist, Stroh, Grüngut und Bioabfall in Betracht.

Momentan befindet sich die Trockenfermentation noch im Entwicklungsstadium und kann noch

nicht als Stand der Technik angesehen werden. Jedoch lassen sich, insbesondere für

landwirtschaftliche Betriebe, denen keine Gülle als Basissubstrat zur Verfügung steht, einige

Vorteile ableiten. Beispielsweise muss das zur Verfügung stehende Substrat dieser

Vergärungsart nicht unter hohem Energieaufwand verflüssigt werden, um der Biogasproduktion

zugeführt werden zu können. Vielmehr geschieht die Fermentation in vielen modular

aufgebauten Boxen oder Containern. Abgesehen vom Batchverfahren lassen sich sowohl eine

gleichmäßige Gasproduktion als auch hohe Fermentervolumina realisieren. Dadurch kann eine

kosteneffektive Produktion realisiert werden.

3.3 Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz

Rohbiogas wird bisher häufig zur Strom- und Wärmeproduktion in Blockheizkraftwerken

dezentral am Standort der Biogasanlage eingesetzt. Der Strom kann in das Stromnetz

eingespeist werden und gelangt so zu den Verbrauchern. Da bei der Stromproduktion in einem

BHKW die im Biogas enthaltene Energie zum größeren Teil in Wärme umgesetzt wird, diese

aber vor Ort oftmals nicht vollständig verwertet oder in ein Fernwärmenetz eingespeist werden

kann, bleibt ein großes Potenzial ungenutzt. Um auch dieses zu erschließen, bietet sich die

Aufbereitung und Einspeisung von Biogas in das vorhandene Erdgasnetz an. So könnte das

aufbereitete Biogas mehrerer, größer dimensionierter Biogasanlagen zentralen BHKW’s mit

höheren Wirkungsgraden zugeführt oder direkt bei den Verbrauchern vor Ort genutzt werden.

Des Weiteren bietet die zentrale Verstromung zusätzliche Möglichkeiten die anfallende Wärme

zu verwerten und damit den Gesamtwirkungsgrad deutlich zu steigern.

Je nach Verwertungsmöglichkeit des Biogases werden unterschiedliche Anforderungen an die

Gasqualität gestellt. So sind die Anforderungen an die Aufbereitung des Rohbiogases bei einer

motorischen BHKW-Nutzung weit geringere, als bei einer Einspeisung in das Erdgasnetz.

Wird eine Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz angestrebt, ist es für die Auswahl der

Aufbereitungstechnologien entscheidend, auf welches Qualitätsniveau das Rohbiogas gebracht

bzw. für welchen Zweck es verwendet werden soll. Ein weiterer Auswahlfaktor stellt die

Beschaffenheit das Rohbiogases dar.

Die Aufbereitung lässt sich in mehrere Stufen gliedern. Zunächst müssen feste wie flüssige

Bestandteile entfernt sowie das Gas getrocknet werden. Anschließend erfolgt eine

Entschwefelung. In einem weiteren Schritt wird der Methangehalt des Gases durch die

Abscheidung von Kohlendioxid weiter erhöht. Hierbei kommen heutzutage zumeist die

Verfahren der Druckwasserwäsche (DWW) oder aber der Druckwechseladsorption (PSA) zum

Einsatz. Je nach Rohbiogasbeschaffenheit kann es zudem erforderlich sein, weitere

Gasbegleitstoffe wie beispielsweise Silizium oder Ammoniak abzuscheiden. Diese Schritte

lassen sich mit physikalischen, chemischen und / oder biologischen Verfahren durchführen. Für

3 Biogasanlagen 55

eine detailliertere Beschreibung der verschiedenen Verfahren sei an dieser Stelle auf folgende

Fachliteratur verwiesen: [Fac-06a] [Fac-06b] [Hei-07]

3.3.1 Gasbeschaffenheit

Bei der Einspeisung des aufbereiteten Biogases in das Erdgasnetz kommt es zur Vermischung

zweier stofflich unterschiedlicher Gase. Um dabei die Qualität der Gasversorgung

sicherzustellen, müssen gewisse Anforderungen an die Beschaffenheit der einzuspeisenden

Gase gestellt werden. Die deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches (DVGW) hat in

mehreren Regelwerken Standards für die Gaseinspeisung Dritter festgelegt. Besonders

hervorzuheben sind die Arbeitsblätter G 260 (Gasbeschaffenheit) und G 262 (Nutzung von

regenerativ erzeugten Gasen), die auf die Zusammensetzung sowie die

verbrennungstechnischen Kenndaten abzielen. Demnach bieten sich für Biogas die

Möglichkeiten an, entweder als Austauschgas oder als Zusatzgas in das Erdgasnetz eingespeist

zu werden. [Deu-08c] [Fac-06a]

Für die Einspeisevariante als Austauschgas muss das Biogas das gleiche brenntechnische

Verhalten wie das Grundgas aufweisen. Ebenso muss das Biogas auf den für die Einspeisung

erforderlichen Druck gebracht sowie die eingespeiste Energiemenge erfasst werden. Damit das

Rohbiogas das Qualitätsniveau von Austauschgas erreicht, werden die zuvor beschriebenen

Aufbereitungsschritte durchlaufen. Die resultierenden Kosten variieren dabei je nach

ausgewähltem Verfahren sowie der Zusammensetzung des Rohbiogases.

Wird dagegen das Biogas als Zusatzgas eingespeist, darf sich dieses in der Zusammensetzung

sowie im brenntechnischen Verhalten vom Grundgas unterscheiden. Da in diesem Fall die

Anforderungen an die Gasbeschaffenheit geringer als beim Austauschgas sind, können im

Bereich der Reinigung und Aufbereitung Kosten eingespart werden. Allerdings darf Zusatzgas

nur in begrenzten Mengen dem Grundgas beigemischt werden, damit das resultierende

Gasgemisch innerhalb der für das Grundgas festgelegten Toleranzen bleibt. Wie viel Zusatzgas

dem Grundgas beigemischt werden kann, hängt folglich von der spezifischen Netzsituation vor

Ort ab. Ist die Grundgasmenge gering, was bei allen Netzen allgemein im Sommer der Fall ist,

wird auch die maximal einzuspeisende Zusatzgasmenge stark limitiert.

3.3.2 Mögliche Zugangspunkte zum Erdgasnetz

Um eine Biogasanlage wirtschaftlich zu betreiben, ist unter anderem die Nähe zu den zu

vergärenden Substraten notwendig. Sinnvolle Transportentfernungen für nachwachsende

Rohstoffe sollten nicht mehr als 20 km betragen. Soll das gewonnene Biogas in das Erdgasnetz

eingespeist werden, so darf auch hier die Distanz zwischen Biogasanlage und Einspeisepunkt

nicht zu groß werden.

Somit könnte in dünn besiedelten Gebieten mit wenig ausgebauten Gasleitungen der

Gasnetzzugang zu einem Problem werden. Für das deutsche Erdgasnetz ist dieses Problem

56 3 Biogasanlagen

jedoch irrelevant. Am Beispiel Mecklenburg-Vorpommern zeigt sich, dass selbst in diesem

Gebiet mit der geringsten Bevölkerungs- und Gasnetzdichte in Deutschland die maximale

Entfernung zwischen zwei Hoch- bzw. Mitteldruckleitungen nicht größer als 40 km ist. Daraus

ergibt sich eine maximal mögliche Distanz zwischen Biogasanlage und Einspeisepunkt von

20 km. Damit kann ein Einzugradius einer Biogasanlage für nachwachsende Rohstoffe von

nicht mehr als 20 km, bei gleichzeitiger Nähe der Anlage zu einem potenziellen Einspeisepunkt,

eingehalten werden. [Ram-06]

3.3.3 Einschränkungen durch das Gasnetz

Neben dem eigentlichen Zugang sind gasnetzseitig weitere Rahmenbedingungen zu beachten.

Soll aufbereitetes Biogas als Austauschgas eingespeist werden ist sicherzustellen, dass das Gas

auch einem Verbraucher zugeführt werden kann. Da die Gasnetzbetreiber das Gas lediglich

durchleiten und nicht beliebig speichern können, muss die aktuelle Aufnahmekapazität des

jeweiligen Gasnetzes bei der Einspeisung berücksichtigt werden. Die Aufnahmekapazität

unterliegt tages- sowie jahreszeitlichen Schwankungen.

Als erster Orientierungswert für die kontinuierliche Aufnahmekapazität eines Netzes eignet sich

dessen minimale Last. Diese wird über den Tageslastgangfaktor oder auch „Nachttalfaktor“

ermittelt. Betrachtet man sämtliche Gasversorgungsunternehmen in Deutschland, erhält man in

der Summe ein Potenzial für die Aufnahmekapazität von Austauschgas in Höhe von etwa

212 Mrd. kWh/a. Dem gegenüber steht das Potenzial für die Generierung von Austauschgas aus

Biogas, welches bundesweit bis zum Jahr 2030 auf etwa 100 Mrd. kWh/a anwachsen könnte.

Diese Gegenüberstellung zeigt, dass im Ganzen die Kapazitäten für die Einspeisung von Biogas

in das Ergasnetz gegeben sind. Berücksichtigt man allerdings die regionalen Gegebenheiten, so

sind hier weitere Restriktionen zu erwarten. Das deutsche Erdgasnetz weist nur auf der

untersten Verteilerebene, der Ortsverteilung, eine vermaschte Struktur auf. Dadurch wird ein

Austausch unter den einzelnen Regionen schwierig. Bundesländer mit geringer

Bevölkerungsdichte und damit geringerem Gasverbrauch, gleichzeitig jedoch mit hohem

Biogaspotenzial werden ihr erzeugtes Biogas, falls die Aufnahmekapazität des Gasnetzes

überschritten wird, zwischenspeichern müssen. Andere Bundesländer, wie etwa Nordrhein

Westfalen oder Hamburg, werden hingegen aufgrund ihrer hohen Bevölkerungsdichte und dem

damit verbundenen hohen Gasabsatz keine Einschränkungen bei der Einspeisung von Biogas

befürchten müssen. Das Problem der schlechten Austauschbarkeit zwischen den einzelnen

Regionen zeigt einen der fundamentalen Unterschiede zum Stromversorgungsnetz auf. [Ram-

06] [Fac-06a] [Bun-06]

3.3.4 Gasspeicher

Eine wichtige Funktion im Gasnetz kommt den Speicheranlagen zu. Diese können das Gas bei

einem Überangebot zwischenspeichern und im Falle einer Unterversorgung wieder zurück in

das Gasnetz einspeisen. Gasspeicher mit großem Volumen sind als Untertagespeicher

3 Biogasanlagen 57

ausgeführt. Man unterscheidet dabei Kavernenspeicher, Porenspeicher und Speicher in

Gruppenräumen. Derzeit existieren in Deutschland 44 Speicher dieser Art. Sie liegen teilweise

bis zu 2.500 m unter der Erdoberfläche und sind in der Lage etwa 19 Mrd. m3 Erdgas zu

speichern. Diese Menge entspricht rund 18 % des jährlichen, deutschen Erdgasaufkommens.

Erdgasspeicher kleinerer Dimension findet man vor allem auf Ortsnetzebene zur Abdeckung

von Bedarfsspitzen wieder. Dabei handelt es sich meist um Scheibenbehälter (Gasometer),

Kugelspeicher, Röhrenspeicher oder Flüssiggas-Luftmischanlagen. Scheibenbehälter und

Kugelspeicher werden in der Regel mit dem in Schwachlastzeiten überschüssigen Gas

aufgeladen, während Röhrenspeicher entweder mit Gas aus dem Hochdrucknetz oder durch den

Einsatz von Verdichtern aufgeladen werden. Das Flüssiggas für die Flüssiggas-

Luftmischanlagen wird in Hochdruckbehältern gelagert. Bei Bedarf wird es mit Luft gemischt,

um anschließend die geforderten Brenneigenschaften des jeweiligen Gasnetzes zu erreichen.

[eon-08] [Kon-09] [Hei-07] [Fac-06a]

58 3 Biogasanlagen

4 Mikrogasturbine

Die Verwertung des Biogases erfolgt heutzutage zumeist in Blockheizkraftwerken auf Basis

eines Gas-Otto-Motors oder Zündstrahlmotors. Eine Alternative zu den Kolbenmotoren stellt

die Gasturbinentechnik dar. Gasturbinen sind aus der heutigen Energieversorgung kaum mehr

wegzudenken. Auch für die Nutzung des Energieträgers „Biogas“ bietet die Gasturbinentechnik

reizvolle Möglichkeiten. Jedoch liegt das untere Ende der Leistungsskala der in den

Gaskraftwerken eingesetzten so genannten „Heavy-Duty“-Gasturbinen bei etwa 5 MW.

Betrachtet man diesbezüglich den in Kapitel 2.5.2 aufgeführten derzeitigen Stand des Ausbaus

von Biogasanlagen, so erkennt man, dass diese mit einer durchschnittlich installierten

elektrischen Leistung von etwa 342 kW weit unter dem Bereich der in Kraftwerken eingesetzten

Gasturbinenkategorie liegen. Zwar zeichnet sich ein Trend hin zu Biogasanlagen größerer

Kapazität ab, jedoch scheint eine Realisierung von Biogasanlagen im Bereich >= 5 MW auch

u.a. aufgrund von Transportrestriktionen hinsichtlich der verwendeten Substrate als eher

unwahrscheinlich.

Als Alternative zu den großen stationären Gasturbinen bieten sich insbesondere im

Zusammenhang mit der Nutzung von Biogas die in den vergangenen Jahren stärker in den

Vordergrund gerückten Mikrogasturbinen an. Mit einem Leistungsspektrum von etwa 30 kW

bis 500 kW elektrischer Leistung, welches den derzeit vornehmlich eingesetzten Gas-Otto- und

Zündstrahlmotoren entspricht, sind die Mikrogasturbinen besser auf das Anforderungsprofil von

Biogasanlagen zugeschnitten, als es bei den stationären Gasturbinen der Fall ist. [Pas-08] [Dan-

09] [Art-01] [Has-08] [Kam-09]

In diesem Kapitel soll nun die Funktionsweise sowie das Potenzial der Mikrogasturbinen

vorgestellt werden.

4.1 Technologie der Mikrogasturbine

Die bereits Anfang der 80er Jahre in ersten Feldversuchen entwickelt und erprobten

Mikrogasturbinen stellen eine neue, innovative Technologie im Bereich der Biogasnutzung dar.

Bei den Turbinen handelt es sich in der Regel um Einwellenmaschinen, bei denen Generator,

Verdichter und Turbine auf einer Welle angeordnet sind. Die Grundlagen ihrer Entwicklung

liegen in der Kraftfahrzeug- bzw. der Luftfahrtindustrie. Die Form des Verdichters und der

Turbine ähneln im Wesentlichen denen von Abgasturboladern von Kraftfahrzeugen. Die

Stromerzeugung erfolgt mittels eines Permanentmagnet-Generators, wie er auch bei

Flugzeughilfstriebwerken in ähnlicher Weise realisiert wird. [Die-05] [Näf-06]

60 4 Mikrogasturbine

Generator

Kühlrippen Abgas

RekuperatorgehäuseLuftlager

Generator

Brennkammer

Rekuperator

Kompressor Turbine

text

Abbildung 4.1: Aufbau einer Mikrogasturbine [VTA-08]

Mit einer elektrischen Leistung von einigen wenigen bis hin zu etwa 500 kW ähneln sie zwar in

ihrem Aufbau und auch in ihrer Funktionalität den herkömmlichen, in Großkraftwerken

verwendeten Gasturbinen, laufen jedoch mit extrem hohen Drehzahlen von bis zu

100.000 Umin-1. Bedingt durch diese hohen Drehzahlen erzeugt der Generator einer

Mikrogasturbine einen hochfrequenten Wechselstrom. Betrachtet man beispielsweise die

Drehzahl einer Capstone C30 MGT von 96.000 Umin-1, so erreicht dieser Wechselstrom eine

Frequenz von 1.600 Hz. Zum Betrieb der MGT am öffentlichen Stromnetz muss der

Wechselstrom somit durch die Leistungselektronik zunächst gleichgerichtet und anschließend

wieder in einen Wechselstrom mit einer Frequenz von 50 Hz und einer Spannung von 400 V

umgewandelt werden. Erst mit der Weiterentwicklung der zur Frequenzrichtung notwendigen

Leistungselektronik wurden die MGT aufgrund dieser hohen Drehzahlen für die zivile

Stromerzeugung interessant. [Soa-07] [Näf-06]

Um einen Überblick über den Aufbau einer MGT zu erhalten, ist in Abbildung 4.2 das

vereinfachte Anlagenschema mit den wesentlichen Komponenten einer typischen MGT

dargestellt. Die nennenswerten Komponenten sind demnach:

• der Radialkompressor (K), zur Verdichtung des angesaugten Luftmassenstroms

• die Radialturbine (T), zur Expansion des Abgasmassenstroms

• die Brennkammer (B), in welcher der Brennstoff verbrannt und die Luft erhitzt wird

• der Rekuperator (R), in der Funktion eines Abgaswärmetauschers

• der Permanentmagnet-Generator (G), zur Leistungsumwandlung

4 Mikrogasturbine 61

GTK

Ansaugluft

Abgas

Welle

Abbildung 4.2: Wesentliche Komponenten einer Mikrogasturbine [Soa-07]

Des Weiteren ist für den Betrieb einer MGT am Energieversorgungsnetz die bereits

angesprochene Leistungselektronik erforderlich, die den vom Generator erzeugten,

hochfrequenten Wechselstrom netzkonform umwandelt. [Soa-07]

Wie bereits erwähnt, arbeiten MGT mit sehr hohen Drehzahlen, die bei Volllastbetrieb im

Bereich von 100.000 Umin-1 liegen können. Durch die extrem kleine und kompakte Bauweise

der MGT kann erst bei so hohen Drehzahlen ausreichend viel mechanische Arbeit bereitgestellt

werden.

Zudem bietet die kompakte Bauweise und leichte Konstruktion den Vorteil, dass sich

Stillstands- und Wartungszeiten weit unter denen herkömmlicher Gasturbinen und auch unter

denen von Kolbenmotoren gleicher Leistungsstärke erzielen lassen. Ebenso stellt sich, im

Vergleich zu großen Gasturbinen, die Inbetriebnahme als wesentlich weniger aufwendig dar

und ermöglicht sowohl den Insel- als auch den Parallelbetrieb mehrerer MGT. Insbesondere bei

einer gewünschten, bedarfsabhängigen elektrischen Energiebereitstellung ermöglichen solche

„Turbinenparks“ eine sehr flexible Leistungsabgabe. [Gil-08]

Ein weiteres Charakteristikum der Mikrogasturbinen stellen die wartungsfreien Luftlager dar.

Durch diese Technik konnte das jahrelange Problem des hohen Verschleißes aufgrund der

extremen Drehzahlen gelöst werden. Ebenso ermöglichen die Luftlager einen MGT-Betrieb

ohne den Einsatz von Schmiermitteln, wodurch sie relativ unempfindlich gegenüber

Schwefelwasserstoffen sind, die sich sonst im Schmierstoff ablagern würden. Des Weiteren

können die MGT mit sehr leisen durchschnittlichen Geräuschemissionen (liegen im Bereich von

ca. 65 dB) betrieben werden. [Näf-06] [Meh-09]

Der eingesetzte Abgaswärmeübertrager, der so genannte Rekuperator, dient hauptsächlich der

Steigerung des Wirkungsgrades. Durch diesen wird ein Teil der thermischen Energie des

62 4 Mikrogasturbine

Abgasstroms an den komprimierten Luftstrom vor der Brennkammer abgegeben und heizt

diesen somit vor. Gleichzeitig stellt dieser einen wesentlichen Unterschied zu den

konventionellen (großen) Gasturbinen dar. Durch die Verwendung der Rekuperatortechnik

erreichen MGT inzwischen einen elektrischen Wirkungsgrad von etwa 30 %. Da es sich bei den

MGT um eine vergleichsweise junge Technologie handelt, verbirgt diese noch weitere

Steigerungspotenziale. Zukünftig sollten sich die Wirkungsgrade der MGT denen der

konventionellen Technologien annähern, wobei die Gas-Otto- oder Zündstrahlmotoren

Wirkungsgrade von bis zu 38 % erreichen. [Näf-06] [Soa-07]

MGT arbeiten in der Regel mit einstufigen Radialverdichtern und auch einstufigen

Radialturbinen. Im Gegensatz zu den großen Gasturbinen, bei denen oftmals mehrstufige

Axialverdichter und auch -turbinen zum Einsatz kommen, lassen sich lediglich relativ geringe

Brennkammerdrücke im Bereich von 3 bis 5 bar Überdruck erzeugt. Mit

Brennkammertemperaturen zwischen 900 bis 980 °C liegen diese ebenfalls deutlich unterhalb

der in großen Turbinen üblichen Größenordnung von etwa 1.400 °C. [Näf-06] [Spa-08]

4.2 Anwendungsbereiche für MGT

Aufgrund ihrer kompakten Bauweise, einfachen Inbetriebnahme und einem geringen

Wartungsaufwand qualifizieren sich MGT insbesondere zur bedarfsgerechten

Energiebereitstellung in der dezentralen Energieversorgung. Neben dem gekoppelten Betrieb

am bestehenden Stromversorgungssystem ist ebenso eine Stromversorgung im Inselbetrieb

möglich. Durch den bereits angesprochenen Parallelbetrieb mehrerer Mikrogasturbinen lassen

sich zudem größere Verbraucher flexibel versorgen. Da die MGT mit einer Vielzahl

verschiedener Brennstoffe wie Erdgas, Biogas oder auch flüssigen Brennstoffen wie

beispielsweise Kerosin betrieben werden können, ermöglicht der Einsatz von MGT eine sehr

zuverlässige und von Stromausfällen oder anderen Störfällen unabhängige Stromversorgung.

Neben dem Betrieb als so genanntes Simple-Cycle9-Kraftwerk kann die im Anschluss an den

Gasturbinenprozess im Abgasstrom enthaltene thermische Energie verwendet werden, um

beispielsweis eine Warmwasserversorgung zu betreiben. [Soa-07] [Näf-06]

Die kompakte und robuste Bauweise sowie die im Vergleich zu anderen konventionellen

Kraftwerken schnelle Regelbarkeit der Ausgangsleistung ermöglicht weitere

Einsatzmöglichkeiten von Mikrogasturbinen im Bereich der Stromversorgung wie dem so

genannten „Peak-Shaving“, der Bereitstellung von „Premium-Energie“, die Versorgung von

abgelegenen Verbrauchern sowie der Netzunterstützung bei Spitzenlast. [Soa-07]

9 Der Begriff „Simple-Cycle“ beschreibt einen Kraftwerksprozess, in dem eine Gasturbine ausschließlich

zur Stromerzeugung eingesetzt wird. Die heißen Abgase bleiben ungenutzt. Eine Alternative sind

„Combined-Cycle“-Anlagen, in denen die im Abgasstrom enthaltene Energie zum Betrieb einer

nachgeschalteten Dampfturbine genutzt wird („Kombi-Kraftwerk“). [Spa-07]

4 Mikrogasturbine 63

Die aktuell noch vergleichsweise hohen spezifischen Investitionskosten dieser jungen

Technologie können zum Teil mit einer langen Lebensdauer sowie guten Zuverlässigkeit

gerechtfertigt werden. Auch das Teillastverhalten offeriert für eine flexible Regelung der

Ausgangsleistung von MGT unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten interessante Möglichkeiten.

[Näf-06] [Die-05] [Meh-09]

4.3 Hersteller

Die wichtigsten Hersteller von Mikrogasturbinen sind Capstone, Honeywell Power Systems,

Elliott, ABB / Volvo (Turbtec) und NREC. Mit einem Marktanteil von etwa 82 % und weltweit

2.500 verkauften Mikrogasturbinen bis zum Jahr 2003 kann die Firma Capstone als

Weltmarktführer im Bereich dieser Technologie bezeichnet werden. Daher soll eine detaillierte

Beschreibungen der Mikrogasturbine sowie das anschließend vorgestellte Simulink-Modell auf

Turbinen der Firma Capstone beruhen. Die Produktpalette der Firma Capstone umfasst

Mikrogasturbinen zwischen 30 kW und 200 kW. [Die-05] [Cap-09] [Ene-09c]

4.4 Reale Prozesse einer Mikrogasturbine

Um im Folgenden das Modell der Capstone C30 MGT verstehen und bezüglich seiner

Anwendbarkeit hinsichtlich der zu untersuchenden Fragestellung bewerten zu können, erfolgt

zunächst eine Einführung in die realen Gasturbinenprozesse anhand des in Abbildung 4.3

dargestellten Anlagenschaltbildes einer Capstone C30 MGT.

Verdichter

Abwärme-

übertrager

Turbine

Abgas-

klappe

Abgas

Generator

Leistungs-

elektronik

Netz

Brenn-

kammer

Rekuperator

Warmwasser

Abbildung 4.3: Schaltbild der Capstone C30 Mikrogasturbine [Näf-06]

64 4 Mikrogasturbine

1 nach 2: Zunächst durchströmt der Volumenstrom der angesaugten Luft einen Filter. Dieser

sorgt dafür, dass keine störenden Partikel und Fremdkörper in die Turbine gelangen.

Anschließend wird der Volumenstrom am Generator vorbeigeführt, um die hier entstehende

Abwärme aufzunehmen und damit den Generator zu kühlen. Danach gelangt die Luft leicht

vorgewärmt zum Kompressor, in welchem sie auf ca. 3 bis 5 bar Überdruck verdichtet und

dadurch auf etwa 200 °C erwärmt wird. [Meh-09] [Näf-06]

2 nach 3: Die komprimierte Luft wird innerhalb des Rekuperators auf etwa 500 °C vorgewärmt

und erreicht anschließend die Brennkammer.

3 nach 4: In der Brennkammer erfolgt die Verbrennung bei einer Temperatur von knapp

1.000 °C. Um die Verbrennungstemperatur unter den maximal zulässigen Werten der

verwendeten Werkstoffe zu halten, beträgt das Luftverhältnis der C30 MGT ungefähr acht. Das

Luftverhältnis gibt das Verhältnis der tatsächlich bei der Verbrennung vorhandenen Luftmenge

zu der Menge wieder, die für eine stöchiometrische10 Verbrennung notwendig wäre. Die

Abgase des Verbrennungsprozesses weisen einen Sauerstoffgehalt von etwa 18 % auf. [Näf-06]

4 nach 5: Die Abgase der Brennkammer werden in der Turbine entspannt. Die dort gewonnene

mechanische Arbeit wird zum Teil11 für den Betrieb des Kompressors verwendet, der Großteil

jedoch zum Antrieb des Generators eingesetzt. Im Generator wird die anliegende mechanische

Energie in die gewünschte elektrische Energie umgewandelt. [Näf-06]

5 nach 6: Die Temperatur der Turbinenabgase liegt mit etwa 600 °C deutlich über der der

komprimierten Luft am Austritt des Verdichters. Diese Temperaturdifferenz nutzt man nun mit

Hilfe des Rekuperators zur Steigerung des Wirkungsgrades, indem die thermische Energie der

Abgase an die komprimierte Luft vor dem Eintritt dieser in die Brennkammer übertragen wird.

Somit werden die aus der Turbine austretenden Abgase gekühlt und verlassen den Rekuperator

mit einer Temperatur von etwa 260 °C. [Meh-09]

6 nach 7: Möchte man die Brennstoffausnutzung steigern, kann die thermische Energie der

Abgase im Anschluss an den Rekuperator mit Hilfe eines weiteren Wärmeübertragers z. B.

einem Wasserkreislauf zugeführt werden. Zum einen steht dadurch Prozesswärme zur

Verfügung und zum anderen lassen sich bei geeigneter Wahl der Vor- und

Rücklauftemperaturen die Abgase auf etwa 85 °C herunterkühlen. Im Gegensatz zur direkten

Abführung der Abgase an die Umwelt kann somit eine Brennstoffausnutzung von bis zu 80 %

erreicht werden. [Näf-06]

10 Als „stöchiometrisch“ wird eine chemische Reaktion bezeichnet, bei der das Mengenverhältnis der

beteiligten Produkte gerade so gewählt wurde, dass während der Reaktion alle beteiligten Stoffe

komplett umgesetzt werden können. Bei einer Verbrennungsreaktion entsteht genau bei diesem

Mengenverhältnis die höchste erreichbare Verbrennungstemperatur, da keine überschüssigen Stoffe

vorhanden sind, die während der Reaktion zusätzlich erwärmt werden müssen. [Spa-08]

11 Das Verhältnis zwischen der vom Kompressor benötigten und der von der Turbine abgegebenen

Leistung beträgt auf Grundlage einer überschlägigen, idealisierten Berechnung ca. 1:3. Hierbei wurde

vereinfacht von einem reversibel adiabaten Prozess unter Vernachlässigung etwaiger Wirkungsgrade

ausgegangen. Basis waren außerdem Daten der Capstone C30 Turbine bei Nennlast. [Näf-06] [Spa-08]

4 Mikrogasturbine 65

Punkt 8: Die durch die Turbine bereitgestellte mechanische Energie treibt zum Großteil den

Generator an. Da Turbine, Kompressor und Generator auf einer Welle liegen und somit mit der

gleichen Geschwindigkeit drehen, erzeugt der Generator einen hochfrequenten Wechselstrom.

Bei Volllast liegt seine Frequenz bei etwa 1.600 Hz. Dieser hochfrequente Wechselstrom wird

durch die Leistungselektronik gleichgerichtet und anschließend wieder auf netzkonforme

Größen wechselgerichtet. [Näf-06]

4.5 Teillastverhalten und Einfluss von

Umgebungsbedingungen

Zur bedarfsabhängigen Energiebereitstellung mit Hilfe von MGT ist die Untersuchung des

Teillastverhaltens unabdingbar. Bei MGT erfolgt die Regelung im Teillastbetrieb über die

Variation der Drehzahl. Wird weniger elektrische Energie benötigt als im Volllastbetrieb zur

Verfügung steht, lässt sich dieses durch die Drosselung der Drehzahl erreichen. Infolge einer

verringerten Drehzahl sinkt der angesaugte Luftmassenstrom. Folglich wird das vom

Kompressor erzeugte Druckverhältnis kleiner und es kommt zu einer Verringerung des

Temperaturanstieges durch die Verdichtung. Analoges gilt für den Temperaturabfall in der

Turbine. Der Brennstoffmassenstrom muss nun an die veränderten Bedingungen angepasst

werden. Durch die Reduzierung der Turbineneintrittstemperatur steigt ebenfalls die

Abgastemperatur am Rekuperator nicht weiter an. Demnach sinkt mit der Ausgangsleistung

auch die Abgastemperatur. [Soa-07]

Der Teillastbetrieb wirkt sich auch auf den Gesamtwirkungsgrad aus. Für die betrachtete MGT

fällt dieser von etwa 26 % unter Volllast auf 20 % bei einem Drittel der Nennleistung ab.

Insbesondere im unteren Leistungsbereich kommt es zu einer deutlichen Verschlechterung des

Wirkungsgrades. Abbildung 4.4 verdeutlicht diese Aussage. [Soa-07] [Cap-06]

66 4 Mikrogasturbine

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00

Wirkungsgrad (%)

Leistung (kW)

Abbildung 4.4: Wirkungsgrad der Capstone C30 MGT bei verschiedenen Leistungen

Der Teillastbereich von MGT beginnt bei Nulllast mit etwa 45.000 Umin-1 und endet im

Volllastbetrieb bei etwa 96.000 Umin-1. Bei Nulllast wird gerade soviel Brennstoff zugeführt,

dass die Turbine nicht langsamer wird, aber auch keine Leistung abgibt. Abbildung 4.5 zeigt

hierzu den nichtlinearen Zusammenhang zwischen der abgegebenen Leistung sowie der

Geschwindigkeit der MGT. Insbesondere im unteren Leistungsbereich fällt die Geschwindigkeit

der MGT stärker ab als im oberen. [Cap-06] [Con-09]

4 Mikrogasturbine 67

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00

Geschwindigkeit (U/min)

Leistung (kW)

Abbildung 4.5: Geschwindigkeit der Capstone C30 MGT über der Leistung

Neben dem Teillastbetrieb wirken sich auch die Umgebungsbedingungen auf die

Leistungsabgabe und den Wirkungsgrad der MGT aus. Wenn die Umgebungstemperatur den

Wert von 20 °C übersteigt, fällt die Leistung der MGT. Dieses ist damit zu begründen, dass mit

steigender Temperatur die Dichte der angesaugten Luft sinkt. [Con-04] [Soa-07]

Neben der abgegebenen Leistung ist auch der Wirkungsgrad der MGT von der

Umgebungstemperatur abhängig. Da mit zunehmender Lufttemperatur der Energiebedarf des

Kompressors für die Verdichtung steigt, verringert sich der Wirkungsgrad bei höheren

Temperaturen bzw. steigt bei niedrigeren Temperaturen an. [Soa-07] [Cap-06]

4.6 Ansätze zur Simulation von Mikrogasturbinen

Der Simulation des Betriebsverhaltens von Gasturbinen können verschiedene Ansätze zu

Grunde liegen. Alle Modelle unterliegen der Aufgabe, den die (Mikro-)Gasturbine

charakterisierenden Joule-Prozess so realistisch wie möglich nachzubilden. Ebenso müssen

bestimmte Parameter mit einfließen, um in der Simulation die Spezifikationen konkreter

Gasturbinenmodelle mit zu berücksichtigen.

Zur Nachbildung des thermodynamischen Verhaltens von (Mikro-) Gasturbinen ist zunächst der

auf grundlegenden mechanischen und thermodynamischen Gleichungen basierende

physikalische Ansatz zu erwähnen.

68 4 Mikrogasturbine

Daneben liegt der Schwerpunkt anderer Modellierungsansätze nicht unbedingt auf einer

genauen theoretischen Betrachtung der Funktionalität der einzelnen Komponenten, sondern

vielmehr auf einer adäquaten Abbildung des Gesamtverhaltens, sowie der Regelung einer MGT.

Nennenswert sind in diesem Zusammenhang die Modelle nach W. I. Rowen oder des IEEE

(Institute of Electrical and Electronics Engineers). Dadurch, dass die Simulation mit Hilfe von

Zeitkonstanten und abstrakten Übertragungsgliedern der einzelnen Komponenten erfolgt, lässt

sich die Simulation vereinfachen und kann den Anforderungen flexibel angepasst werden.

Neben weiteren Ansätzen bieten sich für die Simulation der im Rahmen dieser Arbeit

betrachteten Mikrogasturbinen insbesondere das physikalische, das Rowen- sowie das IEEE-

Modell an. Diese drei Ansätze sollen im Folgenden vorgestellt und hinsichtlich ihrer Vor- und

Nachteile analysiert werden. [Yee-08]

4.6.1 Physikalischer Modellansatz

Der zunächst naheliegendste Ansatz zur Modellierung und Simulation einer Mikrogasturbine,

ist der eines physikalischen Modells auf Basis des Joule-Prozesses. Mit Hilfe der grundlegenden

thermodynamischen und physikalischen Zusammenhänge und Gesetzmäßigkeiten sowie der

thermodynamischen Stoffeigenschaften lassen sich die Wirkzusammenhänge der betrachteten

Maschine beschreiben. [Yee-08]

Das mathematische Modell der Mikrogasturbine wird dabei durch Differentialgleichungen

erster Ordnung sowie algebraische Gleichungen beschrieben. Um das Betriebsverhalten einer

MGT zu modellieren, werden die einzelnen Komponenten zunächst separat mit einem

physikalischen Modell beschrieben. Für Kompressor, Brennkammer, Turbine und Rekuperator

müssen Bilanz- und Differentialgleichungen aufgestellt werden, mit deren Hilfe der Massen-

sowie Energiefluss beschrieben werden kann. Die anschließende Verknüpfung der

„Einzelmodelle“ erfolgt über Bilanzierungsgleichungen wie die der Massenerhaltung oder einer

Enthalpiebilanz. Zur Beschreibung von Kompressor, Brennkammer, Turbine und Rekuperator

mit den üblichen thermodynamischen Zustandsänderungsgleichungen sind jedoch genaue

Kenntnisse über den Aufbau und das Verhalten dieser Komponenten unerlässlich. [Yee-08]

[Yee-08]

4.6.2 Modellansatz nach W. I. Rowen

Bei dem von W. I. Rowen 1983 erstmals vorgestellten Modell handelt es sich um eine

vereinfachte mathematische Darstellung einer Gasturbine sowie deren Regelung. Ziel der

Entwicklung war es, ein möglichst einfaches und flexibles Modell zur Simulation des

Betriebsverhaltens unterschiedlicher Gasturbinen zu entwickeln. Dieser Modellansatz

(Abbildung 4.8) wurde im Laufe der Zeit immer weiter modifiziert bzw. erweitert und stellt

heutzutage die Ausgangsbasis vieler weiterer Gasturbinenmodelle dar. [Row-83]

4 Mikrogasturbine 69

Low

Value

Select

+‐

‐‐

Valve

Positioner

Fuel

System Combustor

Exhaust

System

GasTurbine

Dynamics

Speed

Control

Temperature

Control

Thermocouple RadiationShield

Turbine

Speed

Deviationp.u. P

mech

Fuel

flow

(Reference

Temp.)

Reference

Speed K

Acceleration

Control

ZYs

XsW

+)1(

cbs

+sTf

+sTCD

4+sT 1

+sT

max

e−

+‐

Abbildung 4.6: Rowen-Modell [Row-83] [Gud-05]

Die Regelung des Gasturbinenmodells basiert auf folgenden drei Regelkreisen [Row-83]:

• Geschwindigkeitsregelung

• Beschleunigungsregelung

• Temperaturregelung

Die aus den verschiedenen Regelkreisen resultierenden Regelgrößen münden in einen

sogenannten „Least-Value-Select-Block“ oder „Least-Value-Gate“ (LVG), in dem die

Ausgangswerte miteinander verglichen und das Signal mit dem kleinsten Wert ausgewählt wird.

Nach einer anschließenden Überprüfung, ob sich dieses Signal innerhalb eines festgelegten

Bereiches befindet, stellt das LVG das Eingangssignal des Kraftstoffsystems dar und

repräsentiert somit die kleinste Menge an Treibstoff, die zum Betrieb der Turbine am

gewünschten Betriebspunkt benötigt wird. [Gud-05] [Row-83]

Das dynamische Verhalten der Gasturbine wird mit Hilfe von linearen Funktionen sowie

Verzögerungsgliedern simuliert. Die beiden wichtigsten Funktionen werden im Folgenden kurz

vorgestellt. [Row-83]

Die erste Funktion (4.1) berechnet die Abgastemperatur aus dem Brennstofffluss sowie der

Drehzahl bzw. Rotorgeschwindigkeit. [Gud-05]

(

)

Nbwaf fff ×

−

−= 1111 1

[

(4.1)

]

C°

70 4 Mikrogasturbine

Mit Hilfe der zweiten Funktion (4.2) wird das Turbinendrehmoment aus dem Brennstofffluss

sowie der Drehzahl bzw. Rotorgeschwindigkeit berechnet. [Gud-05]

Ncwbaf ffff ×−+= 121222 (4.2)

[

]

In beiden Formeln wird die Rotorgeschwindigkeit (N) sowie der Brennstofffluss (wf1)

berücksichtigt. Die Werte af1, af2, bf1, bf2 und cf12 sind Koeffizienten und Konstanten. Diese

werden so gewählt, dass bei einem Brennstoffstrom vom 1,0 p.u.12 sowie einer Geschwindigkeit

von 1,0 p.u. jeweils das Nenndrehmoment bzw. die Nennabgastemperatur berechnet werden

kann.

Um die Zeitabhängigkeit der Temperaturmessung ausreichend realistisch beschreiben zu

können, wird mit Hilfe eines Verzögerungsgliedes die Zeit für den Transport des Abgases durch

die Turbine berücksichtigt. Auch die zeitliche Komponente des Verbrennungsprozesses in der

Brennkammer wird mit einer einfachen Zeitkonstante beschrieben. Diese bildet die Zeit ab, die

das Gas zum Durchströmen ausgehend vom Kompressor durch die Brennkammer hin zur

Turbine benötigt. Die Durchflusszeit des Gases durch den Kompressor wird wiederum mit

einem PT1-Glied beschrieben, welches eine Verstärkung von eins und eine entsprechend der

Dynamik der Gasturbine gewählte Zeitkonstante aufweist. Die Verzögerungen eines möglichen

Rekuperators werden durch die Brennkammer- und Abgas-Zeitkonstanten mit berücksichtigt.

4.6.3 Modellansatz nach IEEE

Der im Folgenden vorgestellte Modellierungsansatz einer Gasturbine basiert auf den

Ergebnissen der Arbeitsgruppe „Working Group on Prime Mover and Energy Supply Models

for System Dynamic Performance Studies“ des “Institute of Electrical and Electronics

Engineers” (IEEE). Diese Arbeitsgruppe beschäftigte sich zunächst allgemein mit der

Modellierung von Kraftmaschinen und Energieversorgungssystemen. Es entstand ein

Gesamtmodell, bei welchem es sich um eine Kombination aus Gas- und Dampfturbine handelt.

Die in den Abgasen der Gasturbine enthaltene Energie wird dabei mittels einer Dampfturbine

genutzt, wodurch der Gesamtwirkungsgrad erheblich gesteigert werden kann. Im Rahmen dieser

Arbeit findet jedoch lediglich der Anteil Beachtung, welcher auf die Gasturbine entfällt. [IEE-

94]

Das Gasturbinenmodell des IEEE lässt sich in zwei Untermodelle gliedern. Der eine Teil

bezieht sich auf die Nachbildung der Regelungsstruktur und der andere auf die Simulation des

thermodynamischen Verhaltens.

12Um eine von der Maschinengröße unabhängige Aussage machen zu können, werden maßgebliche

Parameter für das Betriebsverhalten meist in % angegeben. Werden die prozentualen Größen

miteinander multipliziert, kann es zu Problemen kommen. Daher verwendet man Relativgrößen bzw.

pu-Größen (engl. per unit). Zur Umrechnung physikalischer Größen in Relativgrößen bezieht man die

betrachtete Größe auf ihre zugehörige Referenzgröße. [Sch-06a]

4 Mikrogasturbine 71

Die Modellierung der Regelungsstruktur ähnelt der des Rowen-Modells. Auch beim IEEE-

Modell gibt es eine Geschwindigkeits- bzw. Lastregelung sowie eine Temperaturregelung.

Abweichend von Rowen erfolgt jedoch die Regelung im Teillastbetrieb über die Beschränkung

des Luftmassenstroms und nicht durch Regelung der Betriebsdrehzahl. Die Reduzierung des

angesaugten Luftmassenstroms erfolgt in modernen Gasturbinen mit Hilfe von variabel

einstellbaren Leiträdern. [IEE-94] [Yee-08]

Luftstrom

Brennstoff‐

strom

Abgas‐

temperatur

Umgebungs‐

temperatur

Brennstoff‐

vorgabe

Geschwindigkeit

+‐

Low

Value

Select

s1+

1+sTR

+sTV

+sTf

cbs

eK −

Abbildung 4.7: Regelungstechnischer Teil des IEEE-Modells [IEE-94]

In Abbildung 4.7 ist die Regelungsstruktur des IEEE-Modells dargestellt. Wie man erkennt,

erfolgt, in Anlehnung an das Rowen-Modell, auch hier eine Beschränkung des Brennstoffflusses

durch den Temperaturregler. Ebenso vergleicht ein Least-Value-Select-Block den aktuellen

Brennstoffbedarf mit dem Regelwert des Temperaturreglers und wählt den niedrigsten

Regelwert für den aktuellen Arbeitspunkt aus. In Abhängigkeit von der

Verbrennungstemperatur, der Umgebungstemperatur, des Wirkungsgrades des Kompressors

sowie dessen Druckverhältnis erfolgt die Berechnung und Regelung des in die Turbine

einströmenden Luftmassenstroms mit Hilfe einer nichtlinearen Gleichung. Somit stehen die

Ausgangsgrößen des Regelsystems (der benötigte Brennstoff- und Luftmassenstrom) für den

angestrebten Arbeitspunkt fest. [IEE-94] [Yee-08]

Im thermodynamischen Teil des IEEE-Modells werden die mechanische Leistung sowie die

Abgastemperatur der Turbine berechnet. Diese Berechnung erfolgt auf Basis hergeleiteter

Gleichungen für die isentropen Wirkungsgrade von Turbine und Kompressor. Der Prozess wird

dafür zunächst als reversibel adiabat betrachtet. Mit Hilfe der genannten Wirkungsgrade kann

dann eine Näherung an den realen Prozess stattfinden. In Abbildung 4.8 ist das Blockschaltbild

72 4 Mikrogasturbine

zur Berechnung der mechanischen Leistung und der Abgastemperatur dargestellt. [IEE-94]

[Yee-08]

‐

TfPMG

1.0

e−

0][

−

WPR 2

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡−

)

()

aTf

−

−−

sT+1

)

1( ⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

41sT

K+

sT+

Abbildung 4.8: Thermodynamischer Teil des IEEE-Modells zur Simulation einer Gasturbine [IEE-94]

4.6.4 Analyse der Modellansätze

Für die Simulation des dynamischen Verhaltens einer Mikrogasturbine bringen die vorgestellten

Modellansätze unterschiedliche Vor- und Nachteile mit sich.

Die präziseste Simulation des Betriebsverhaltens von Mikrogasturbinen erlaubt sicherlich das

physikalische Modell. Liegen die entsprechenden, die Turbine charakterisierenden Daten vor,

lassen sich alle relevanten Informationen des thermodynamischen Prozesses berechnen. Diese

Informationen erlauben dann eine exakte Simulation u. a. des Teillastverhaltens oder auch der

instationären Vorgänge während des Betriebs einer MGT. Hinsichtlich der benötigten Daten

macht sich jedoch auch der entscheidende Nachteil des physikalischen Modellansatzes

bemerkbar. Ohne die Verfügbarkeit der charakterisierenden Daten der zu simulierenden MGT

ist ein physikalischer Modellansatz unmöglich. Er kommt somit nur in Betracht, wenn die

erforderlichen Daten vorliegen. Jedoch halten die Hersteller von MGT diese spezifischen Daten

aus wirtschaftlichen oder unternehmenspolitischen Gründen verständlicherweise unter

Verschluss. Aus diesem Grund wird dieser Ansatz im Rahmen dieser Arbeit nicht weiter

verfolgt. [Yee-08]

Um auch ohne die Herstellerdaten zu verlässlichen Simulationsergebnissen zu gelangen, lag der

Grundgedanke des IEEE-Modells auf einer Simulation von Gasturbinen mit gut erreichbaren

Informationen und Parametern, welche in der Regel öffentlich oder in Fachartikeln und Büchern

zur Verfügung stehen bzw. vom Hersteller zu wissenschaftlichen Zwecken herausgegeben

werden. Um diesem Anspruch gerecht zu werden, mussten jedoch relativ komplizierte

Gleichungen hergeleitet werden, die sich nicht ohne zusätzliche Angaben nachvollziehen und

auf MGT übertragen lassen. Zudem basierte die Regelung des IEEE-Modells im Teillastbetrieb

auf einer Beschränkung des Luftmassenstroms. Eine solche Regelung findet zwar in großen

Gasturbinen Anwendung, kommt für MGT jedoch nicht in Betracht. [Yee-08] [IEE-94]

4 Mikrogasturbine 73

Ein schon sehr lange anerkanntes und vielfach getestetes Modell zur Simulation des

Betriebsverhaltens von Gasturbinen ist das Rowen-Modell. Auch wenn dieses zunächst für

Heavy-Duty-Gasturbinen entwickelt wurde, existieren in der einschlägigen Literatur bereits

Ansätze zur Anwendung dieses Modells auf Mikrogasturbinen. Der Vorteil des Rowen-Modells

zeigt sich dadurch, dass im Gegensatz zu einem physikalisch-thermodynamischen Ansatz

nahezu komplett auf die Verwendung von thermodynamischen Gleichungen und Bilanzen

verzichtet werden kann. Nachteilig wirkt sich dieses jedoch auf die Simulationsergebnisse aus,

die zunächst nicht unbedingt sehr präzise oder realistisch sein müssen. Um trotzdem

verlässliche Simulationsergebnisse zu erzielen ist eine genaue Abstimmung der Parameter

sowie der Regelung unumgänglich. Als unerlässlich stellt sich dafür der Vergleich mit

entsprechenden Messdaten heraus. [Yee-08] [Row-83]

Für die Entwicklung und Validierung eines Modells zur Simulation des Betriebsverhaltens einer

Mikrogasturbine auf Basis des Ansatzes nach Rowen stehen im Rahmen dieser Arbeit völlig

ausreichende Parameter und Messdaten zur Verfügung. Mit Hilfe dieser Daten lassen sich die

beiden linearen Gleichungen, die zur Berechnung des Drehmoments und der Abgastemperatur

dienen und damit den „Kern“ des Rowen-Modells darstellen, entsprechend anpassen bzw.

validieren.

Aufgrund der oben aufgeführten Erläuterungen erfolgt die Modellierung der MGT auf Basis des

Modellansatzes nach Rowen. Für die im Rahmen dieser Arbeit zu untersuchenden Fragestellung

bietet dieser Modellansatz den bestmöglichen Nutzen und führt zu hinreichenden Ergebnissen.

4.6.5 Grundlagen des MGT-Modells

In Anlehnung an den Ansatz nach Rowen besteht das Modell der Mikrogasturbine aus mehreren

Teilmodellen, einem zur Nachbildung des dynamischen Verhaltens, einem für das

Brennstoffsystem und einem für die Regelung. Die Ansätze nach Rowen wurden um ein

vereinfachtes Modell eines Permanentmagnetgenerators erweitert. Des Weiteren enthält das

Modell dieser Arbeit eine globale Regelung, mit der Daten zur Geschwindigkeit im

Teillastbetrieb errechnet werden und zudem für ein angepasstes Verhalten der einzelnen

Komponenten beim Anfahren und Stoppen der Gasturbine gesorgt wird. [Row-83] [Gud-05]

[Gao-06]

Ein Großteil der Werte dieses Modells werden im Per-Unit-System angegeben, wobei eine

1,0 p.u. hier 100 % des Nennwertes entspricht, eine 0,5 p.u. 50 % des Nennwertes usw. Die

Ausgangsleistung wird in kW abgegeben und das mechanische und elektrische Drehmoment in

Nm.

Die Grundstruktur des verwendeten Modells ist in Abbildung 4.9 dargestellt. Als Eingangswert

fungiert die Soll-Leistung. Die sich in Abhängigkeit der vorgegebenen Last und des

Betriebszustandes der Mikrogasturbine dynamisch einstellende elektrische Leistung stellt die

Ausgangsgröße des MGT-Modells dar.

74 4 Mikrogasturbine

Abbildung 4.9: Grundstruktur des Simulink-Modells einer Mikrogasturbine

4 Mikrogasturbine 75

4.6.5.1 Dynamisches Verhalten

Die Modellierung des (vereinfachten) dynamischen Verhaltens einer Mikrogasturbine basiert in

diesem Modell auf einer linearen Funktion sowie zweier Kennlinien (siehe Abbildung 4.10).

Mit Hilfe von Performance-Daten sowie zusätzlichen Messdaten einer Capstone C30

Mikrogasturbine lässt sich aus einem gegebenen Brennstoffmassenstrom die zugehörige

Abgastemperatur und das an der Welle anliegende mechanische Drehmoment berechnen.

Diesbezüglich kann der aktuell von der Regelung vorgegebene Brennstofffluss (wf) als

wichtigste Eingangsgröße des MGT-Blocks gesehen werden. [Gao-06] [Row-83] [Cap-06]

[Ins-09]

Abbildung 4.10: Dynamisches Verhalten der MGT im Modell

Die Zeit, die das Gas zum Durchströmen von Brennkammer (CC-Delay), Rekuperator und

Turbine bzw. Abgassystem benötigt, findet, ebenso wie die Zeit für die Verdichtung im

Kompressor, anhand von Verzögerungs-Zeitkonstanten Berücksichtigung. [Row-83] [Gao-06]

Im Rowen-Modell wird das mechanische Turbinendrehmoment in Abhängigkeit von

Brennstofffluss und Geschwindigkeit durch die lineare Funktion (4.2) bestimmt. Betrachtet man

jedoch die Performance-Daten der MGT-Hersteller sowie die Geschwindigkeits-Messdaten

(siehe Anhang), lässt sich nicht auf einen linearen Verlauf des mechanischen Drehmoments

aufgetragen über den Brennstoffstrom schließen. Aus diesem Grund wird in diesem MGT-

Modell der Verlauf des Drehmoments in Abhängigkeit vom Brennstoffmassenstrom als

nichtlineare Kennlinie implementiert. [Row-83] [Gao-06] [Cap-06] [Ins-09]

Des Weiteren wird ein zusätzliches Drehmoment berechnet, welches sich beim Lastwechsel

aufgrund der Differenz zwischen der aktuellen Rotor-Geschwindigkeit und der Soll-

Geschwindigkeit ergibt. Abbildung 4.10 zeigt die Konfiguration, welche die aktuelle

Geschwindigkeit mitberücksichtigt und somit die Empfindlichkeit gegenüber starken

76 4 Mikrogasturbine

Regelwertschwankungen während auftretender Lastwechsel deutlich mindert. Ebenso lassen

sich plötzliche und sehr starke Schwankungen vermeiden und man erhält durch diese Korrektur

einen wesentlich realistischeren Verlauf des Drehmoments während auftretender Lastwechsel.

Nach [Cap-06] ergibt sich ein nahezu linearer Verlauf für die Abgastemperatur über dem

Brennstofffluss. Aus diesem Grund wird die Temperatur des Abgasmassenstroms in

Abhängigkeit vom aktuellen Brennstoffmassenstrom mit Hilfe der linearen Funktion

9,1769,100

3+= f

wf [°C] (4.3)

berechnet.

4.6.5.2 Brennstoffsystem

Das von der Regelung gelieferte Brennstoffsignal VCE13 entspricht direkt der Turbinenleistung

(in p.u.) und stellt das Eingangssignal des Brennstoffsystems dar (vgl. Abbildung 4.11). Der

Systemaufbau stellt sicher, dass auch im Teillastbetrieb der zur geforderten Geschwindigkeit

und Leistung benötigte Regelwert berechnet und damit der entsprechende Brennstoff zusätzlich

zum Mindestbrennstoff eingespritzt wird. Folglich schwankt der Regelwert im stationären

Betrieb im Bereich von 0 bis 1 und entspricht direkt der von der Turbine geforderten

Ausgangsleistung in p.u. [Row-83] [Gao-06] [Gud-05]

Das Brennstoffsystem unterteilt sich in die beiden mechanischen Komponenten Ventilsteller

und Aktor. Damit der geforderte Brennstoffstrom fließen kann, regelt der Ventilsteller auf Basis

seines Eingangswertes die Position des Aktors14. Somit ergibt sich als Ausgangswert des

Brennstoffsystems letztendlich der der MGT zugeführte Brennstofffluss wf. Das Verhalten

dieser beiden Komponenten wird jeweils mit Hilfe eines PT1-Gliedes simuliert. [Row-83]

[Gao-06]

13 Die Bezeichnung VCE wurde geprägt durch die ursprüngliche Veröffentlichung des zugrunde

liegenden Modells durch Rowen und wird in der einschlägigen Fachliteratur noch heute verwendet.

Ursprünglich stammt die Bezeichnung von Gasturbinen der Firma General Electrics, welche eine

Instrumententafel der Firma SpeedtronicTM besitzen. Diese stellt unter anderem das Signal VCE dar.

Die Abkürzung steht für „Variable Control Voltage“ was gleichbedeutend ist mit „Variable Control

Electromotive Force“, eine variable Regelspannung. [Pon-06]

14 Erläutert am Beispiel eines Magnetventils, stellt der Magnet den Ventilsteller und die federgelagerte

Ventilklappe den Aktor dar. Der Ventilsteller reagiert sehr schnell auf Regelwertänderungen, während

der Aktor zur Umsetzung deutlich länger benötigt.

4 Mikrogasturbine 77

Abbildung 4.11: Brennstoffsystem der MGT im Modell

4.6.5.3 Regelung

Die Regelung der MGT erfolgt „indirekt“ über die Last. Die Last entspricht einem bestimmten

Drehmoment bei einer festgelegten Geschwindigkeit. Um nun die Geschwindigkeit bzw. die

Beschleunigung zu berechnen, wird das elektrische Drehmoment dem mechanischen Moment

gegenübergestellt. Dieses geschieht mit Hilfe der Differentialgleichung (4.4), welche das

Momentengleichgewicht zur Berechnung der Rotor-Geschwindigkeit beschreibt.

Reibungsverluste werden an dieser Stelle aufgrund der Luftlagerung vernachlässigt. [Gao-06]

(

elmech TT

Jdt

dw −= 1

)

(4.4)

Im Nulllastbetrieb ist ein bestimmter Mindestbrennstofffluss notwendig, um die Turbine auf

einer konstanten Geschwindigkeit von etwa 45.000 Umin-1 zu halten. Es wird jedoch kein

Drehmoment erzeugt. Ohne die kontinuierliche Befeuerung würde die MGT aufgrund von

Strömungs- und Reibungsverlusten schnell zum Stillstand kommen. Der Mindestbrennstofffluss

bei Nulllast beträgt etwa 14 % des Brennstoffstromes, der bei Volllast zur Erzeugung des

maximalen Drehmoments nötig wäre. Aufgrund der durch die Luftlager sehr reibungsarmen

Lagerung der MGT werden in dem Modell die Reibmomente oder andere, durch mechanische

Komponenten verursachte Verlustgrößen vernachlässigt. [Row-83] [Gao-06] [Cap-06] [Näf-06]

Das maximal erzeugbare Drehmoment der MGT ist abhängig von der Drehzahl. Im

Volllastbetrieb kann diese bis auf etwa 96.000 Umin-1 ansteigen.

4.6.5.4 Geschwindigkeitsregler

Dem Geschwindigkeitsregler unterliegt insbesondere die Aufgabe, die Soll-Geschwindigkeit zu

erreichen. Die Soll-Geschwindigkeit ergibt sich wiederum aus dem zu erzeugenden

Drehmoment bzw. der bereitzustellenden Leistung. Die Geschwindigkeit muss somit

kontinuierlich an die an den Generator angelegte Last angepasst werden. Als Eingangsgröße für

die Geschwindigkeitsregelung fungiert die Differenz zwischen der dem angestrebten

Arbeitspunkt entsprechenden Soll-Geschwindigkeit und der aktuellen Geschwindigkeit. [Row-

83] [Gao-06]

78 4 Mikrogasturbine

Das von der MGT erzeugte Drehmoment hängt zum einen von der aktuellen Geschwindigkeit

und zum anderen von dem eingespritzten Brennstofffluss ab. Geht man nun davon aus, dass die

aktuelle Geschwindigkeit mit der Soll-Geschwindigkeit übereinstimmt, so kann das gewünschte

Drehmoment und dementsprechend die geforderte Leistung über die Steuerung des

Brennstoffflusses bereitgestellt werden. Das Einstellen eines bestimmten Brennstoffstromes

unter Berücksichtigung der für den gewünschten Arbeitspunkt benötigten Geschwindigkeit stellt

somit das Hauptaugenmerk dieser Regelung dar. Die Abbildung 4.12 zeigt den im MGT-Modell

verwendeten Geschwindigkeitsregler, welcher vorzugsweise Verwendung für die Regelung der

MGT im Teillastbetrieb findet.

Abbildung 4.12: PIDT1 Geschwindigkeitsregler

4.6.5.5 Temperaturregler

Der Temperaturregler hat sicherzustellen, dass eine vorgegebene, maximale Abgastemperatur

nicht überschritten wird. Kommt es doch einmal zu einer Überschreitung der

Nennabgastemperatur, so begrenzt der Temperaturregler, um eine weitere Erhöhung zu

vermeiden, zunächst den Brennstoffmassenstrom. Anschließend wird die Turbinenleistung

soweit heruntergeregelt, bis die Abgastemperatur den Nennwert nicht mehr überschreitet. [Row-

83] [Gao-06] [Gud-05]

Abbildung 4.13: Temperaturregler

4 Mikrogasturbine 79

Abbildung 4.13 zeigt den Aufbau des Temperaturreglers. Als Eingangsgröße dient die aktuelle

Abgastemperatur. In der Realität ergibt sich die aktuelle Abgastemperatur aus den gemittelten

Messdaten mehrerer Thermoelemente, welche, geschützt durch Strahlungsschilde, an

verschiedenen Stellen im Abgasstrom angeordnet sind. In diesem Modell werden die

Strahlungsschilde durch ein PT1-Glied sowie eine konstante Verstärkung modelliert. Die

Thermoelemente finden ebenfalls in einem PT1-Glied Berücksichtigung. [Row-83] [Gao-06]

4.6.5.6 Beschleunigungsregler

Der Beschleunigungsregler findet seine Berechtigung vor allem während Beschleunigungs- und

Bremsphasen der MGT und beschränkt die Beschleunigung der Rotor-Welle auf einen maximal

zulässigen Wert.

Die aktuelle Rotor-Geschwindigkeit stellt den Eingangswert des Reglers dar

(vgl. Abbildung 4.14). Um nun die benötigte, aktuelle Beschleunigung zu erhalten, wird der

Eingangswert differenziert. Anschließend wird, ähnlich wie beim Temperaturregler, die aktuelle

Beschleunigung mit einem für die Beschleunigung vorgegebenen Maximalwert verglichen.

Übersteigt die aktuelle Beschleunigung den vorgegebenen Maximalwert, resultiert hieraus ein

negativer Eingangswert für den Beschleunigungsregler. Folglich beginnt dessen Regelwert zu

sinken. Sobald der Regelwert kleiner wird als die Werte der Geschwindigkeits- und

Temperaturregelung, übernimmt der Beschleunigungsregler die Kontrolle über die MGT und

begrenzt den Brennstoffmassenstrom soweit, bis die Beschleunigung unterhalb des zulässigen

Wertes gesunken ist. In diesem MGT-Modell ist der Beschleunigungsregler als PD-Regler

implementiert. Ebenso wurde beim Beschleunigungsregler eine zusätzliche Anti-Windup-

Schleife15 implementiert. [Row-83] [Gao-06] [Gud-05]

Abbildung 4.14: Beschleunigungsregler

4.6.5.7 Ausgangsleistung

In dem MGT-Modell wird die Ausgangsleistung der MGT mit Hilfe der beiden Größen

elektrisches Drehmoment am Generator sowie Turbinen-Drehzahl berechnet (vgl.

15Anti-Windup-Schleife: Sorgt dafür, dass der Regler während längerer Phasen der Inaktivität nicht zu

hoch aufintegriert. Die Reaktionszeit des Reglers nach langer Inaktivität wird dadurch verringert und

ein wesentlich schnelleres Eingreifen im Fall eines Zugriffs gewährleistet.

80 4 Mikrogasturbine

Abbildung 4.15). Die Geschwindigkeit muss dazu zunächst in die Winkelgeschwindigkeit

umgerechnet werden. Durch die anschließende Multiplikation mit dem Drehmoment erhält man

die Leistung in Watt. [Cap-06]

Abbildung 4.15: Ausgangsleistungsberechnung im Modell

4.6.5.8 Generator

Um während der Betriebsphase und vor allem während kurzfristiger Lastwechsel ein

weitestgehend realistisches Betriebsverhalten des Generators simulieren zu können, wurde in

dem MGT-Modell der Generator als PT1-Glied implementiert (vgl. Abbildung 4.16).

Insbesondere die angemessene Dimensionierung der Zeitkonstante des PT1-Gliedes hat hierauf

einen großen Einfluss.

Durch das PT1-Glied wird das vom Generator geforderte Lastmoment nicht sprunghaft, sondern

innerhalb eines bestimmten Zeitraums zugeschaltet. Somit steht der Regelung der MGT

genügend Zeit zur Verfügung um die Welle ausreichend zu beschleunigen und um das

geforderte Drehmoment bereitzustellen. Eine sprunghafte Lastmomentaufschaltung würde

innerhalb weniger Sekunden zu einem Stillstand der Turbine führen.

Abbildung 4.16: Vereinfachter Generator im Modell

4.6.5.9 Anfahrverhalten und Regelung der Betriebsphasen

Um die Betriebszustände der Start- und Stopp-Prozeduren im MGT-Modell mit zu

berücksichtigen, wurde eine globale Betriebsphasen-Regelung zur adäquaten Steuerung der

entsprechenden Komponenten während der verschiedenen Betriebsphasen implementiert.

Anhand von Messdaten konnten die folgenden vier Betriebszustände kategorisiert und in die

aufgeführten Teilschritte differenziert werden:

Aus - Wartezustand: Die Mikrogasturbine ist komplett abgeschaltet und wartet auf eine

Lastanforderung.

4 Mikrogasturbine 81

Starten: Der MGT liegt eine Lastanforderung vor. Sie befindet sich nun innerhalb der Start-

Prozedur.

Anfahrphase. Die MGT wird aufgrund einer Lastanforderung gestartet und innerhalb kürzester

Zeit auf etwa 25.000 Umin-1 beschleunigt.

Stabilisierungsphase. Zur Stabilisierung der Geschwindigkeit auf 25.000 Umin-1 erfolgt eine

kurze Wartezeit. Anschließend erfolgt die Zündung der MGT.

Beschleunigungsphase. Die MGT wird auf die Nulllast-Geschwindigkeit von 45.000 Umin-1

beschleunigt.

Aufwärmphase. Um Schäden an der MGT vorzubeugen, benötigt die MGT etwas Zeit, um alle

Komponenten vor dem regulären Betrieb entsprechend aufzuheizen.

An - Betriebsphase: Die MGT befindet sich in der Betriebsphase und liefert die von ihr

geforderte Leistung solange, bis diese auf Null sinkt.

Stoppen: Die Lastanforderung ist auf Null gesunken. Die MGT durchläuft zunächst die

Abschaltprozedur und kommt schließlich komplett zum Stillstand. [Con-09]

Bremsphase. Die MGT wird von der vom regulären Betrieb abhängigen Drehzahl zunächst auf

die Nulllast-Geschwindigkeit von 45.000 Umin-1 abgebremst.

Abkühlphase. Um Schäden an der MGT zu vermeiden, muss sie vor einem endgültigen

Abbremsen ausreichend abgekühlt werden.

Haltephase. Die MGT wird bis zum Stillstand abgebremst. [Con-09]

In der in Abbildung 4.9 bereits vorgestellten Grundstruktur des MGT-Modells sind die

zusätzlichen Elemente der Phasenregelung rot gekennzeichnet.

4.6.6 Modellparameter, Modellvalidierung, Plausibilität

In Rahmen dieses Kapitels wird auf die Ermittlung und Validierung der im Modell verwendeten

Parameter, Konstanten sowie Funktionen eingegangen. Es werden insbesondere die Werte

hervorgehoben, die eine besondere Bedeutung für das dynamische Verhalten der MGT haben.

Des Weiteren erfolgt eine Überprüfung der Simulationsergebnisse hinsichtlich ihrer Plausibilität

sowie ein Vergleich dieser mit realen Messdaten.

4.6.6.1 Parameter der Regelung

Die für die Regelung benötigten Parameter wurden auf Basis vorliegender Messdaten für

verschiedene Leistungssprünge sowie anhand von Literaturangaben ermittelt. Im MGT-Modell

wurde zunächst das generelle Regelverhalten mit Hilfe von Daten für große Leistungsanstiege

von Null- auf Volllast bzw. andersherum eingestellt. Anschließend erfolgt eine immer feinere

Justierung der Regelparameter durch kleiner gewählte Schrittweiten. Die zuletzt gewählten

82 4 Mikrogasturbine

5-kW-Schritte bildeten, bezogen auf die späteren Anwendungen, eine völlig ausreichende

Einstellung der Parameter.

Geschwindigkeitsregler

Zur Realisierung einer möglichst praxisnahen Simulation bildet der Geschwindigkeitsregler eine

der wichtigsten Funktionen ab. Auf Basis von gemessenen Leistungsanstiegen einer MGT von

Null- auf Volllast (und zurück) erfolgte die Dimensionierung der Regelparameter des

Geschwindigkeitsreglers.

Die Auswertung der Messwerte machte deutlich, dass sich sowohl die Rotorgeschwindigkeit als

auch die Ausgangsleistung der Turbine von „unten“ an den geforderten Wert annäherten. Ein

ausgeprägtes Über- oder Unterschwingen war nicht erkennbar. Daher wurde die Verstärkung

des I-Anteils des Reglers auf einen relativ kleinen Wert eingestellt, wodurch zwar ein schneller

Anstieg und eine gute Annäherung an den Endwert erreicht wird, es jedoch nicht zu großen

Überschwingern bei der Ausgangsleistung kommt.

Durch eine angemessene Dimensionierung des P-Anteils des Verstärkungsfaktors konnte die

Anstiegszeit so weit verkürzt werden, bis die vorliegenden Messdaten zu den Einschwingzeiten

recht präzise eingehalten werden konnten.

Da der D-Anteil des Reglers nur eine geringe Auswirkung auf das Gesamtregelverhalten hat,

erfolgte die Parameterauslegung mit dem Ziel, lediglich kleine Überschwinger sowie ein

schnelleres Einschwingen der Regelung hinsichtlich des Endwertes zu erreichen.

Die Wahl der Generatorzeitkonstanten TGen erzielte eine Einschwingzeit, die durchweg bis auf

lediglich wenige Sekunden neben den gemessenen Werten lag.

Primär wurde das Regelverhalten auf Volllast-Sprünge optimiert. Daraus folgert zunächst eine

geringere Genauigkeit im Teillastbetrieb. Um diesem entgegenzuwirken, wurde für

Simulationen im Teillastbereich eine größere Integrator-Zeitkonstante KI gewählt.

Temperaturregler

Eine Überprüfung der Parameter des Temperaturreglers kann nicht vollständig durchgeführt

werden, da einige der benötigten Daten herstellerspezifisch sind und hinsichtlich der

Marktpositionierung dieser Hersteller natürlich nicht frei verfügbar sind. So liegen

beispielsweise keine Daten zur Anordnung der Temperatursensoren und zu ihren Eigenschaften

vor. Weitere Parameter des Temperaturreglers, beispielsweise die das Strahlungsschild

charakterisierenden Verstärkungsfaktoren sowie Zeitkonstanten, konnten der Literatur

entnommen werden. Aufgrund des geringen Einflusses der Parameter des Temperaturreglers auf

das Simulationsergebnis des MGT-Modells ist eine exakte Validierung der Daten im Rahmen

der geforderten Genauigkeit jedoch nicht zwingend erforderlich. Anhand der Performance-

Daten der Capstone C30 Mikrogasturbine konnte die Referenztemperatur festgelegt werden.

Des Weiteren wurde dem Temperaturregler eine Anti-Windup-Schleife zur Verringerung der

Reaktionszeit des Temperaturreglers nach langer Inaktivität hinzugefügt.

4 Mikrogasturbine 83

Beschleunigungsregler

Der Beschleunigungsregler soll die Beschleunigung der MGT auf einen maximal zulässigen

Wert begrenzen. In der Praxis sorgt er dafür, dass die Turbine beim Anfahren keiner zu großen

Beschleunigung ausgesetzt wird. Zudem bremst der Beschleunigungsregler die Turbine bei

einer plötzlich auftretenden Beschleunigung infolge einer Abtrennung der Turbine vom

Generator ab.

In dem für das MGT-Modell zugrunde liegende Modell nach Rowen fanden insbesondere große

Gasturbinen Betrachtung. Da die MGT verglichen mit großen Gasturbinen aufgrund ihrer

kompakten, leichten Bauweise eine sehr viel größere positive wie auch negative

Beschleunigung beim Starten und Abbremsen erreichen, wurde die maximale Beschleunigung

ausgehend vom Rowen-Modell deutlich erhöht. Da zudem im Betriebsfall die MGT sehr schnell

zwischen verschiedenen Rotorgeschwindigkeiten wechselt, muss der Beschleunigungsregler nur

sehr selten in die Regelung eingreifen. Die Parameter des Beschleunigungsreglers konnten der

Literatur entnommen werden.

4.6.6.2 Parameter des Brennstoffsystems

Die zur Simulation des Brennstoffsystems der betrachteten MGT benötigten Zeitkonstanten

konnten der einschlägigen Fachliteratur entnommen werden. Eine Validierung dieser Werte war

jedoch aufgrund unzugänglicher, herstellerspezifischer Daten für das Brennstoffsystem einer

Capstone C30 MGT nicht möglich. Die in der Literatur aufgeführten Werte der Zeitkonstanten

betragen für den Ventilsteller 0,05 Sekunden und die des Aktors 0,4 Sekunden. Da diese Werte

sehr klein verglichen mit dem gesamten relativ langsamen, dynamischen Verhalten der MGT

selbst sind und somit eine geringfügige Änderungen dieser Parameter lediglich einen

unwesentlichen Einfluss auf das Verhalten des Gesamtsystems haben, können diese Werte in

Anbetracht des Untersuchungszieles so verwendet werden.

4.6.6.3 Dynamisches Verhalten der Mikrogasturbine

Berechnung des Drehmoments

In der Realität stellt sich der Verlauf des Drehmoments über dem Brennstoffmassenstrom als

nichtlinearer Zusammenhang dar. Zur Implementierung dieses Verhaltens in das MGT-

Simulink-Modell wurde die Berechnung des Drehmoments aus einem gegebenen Massenstrom

mit Hilfe eines Kennlinienfeldes abgebildet. Das Kennlinienfeld beinhaltete Messdaten für 30

verschiedene Messpunkte zum Brennstoffmassenstrom. Des Weiteren konnten dem

Kennlinienfeld Werte für die Turbinendrehmomente entnommen werden.

Während der Simulation des Betriebsverhaltens einer MGT wird in dem Modell zwischen den

einzelnen Messpunkten des Kennlinienfeldes linear interpoliert. Dieses Vorgehen ist damit zu

begründen, da sich mit dieser Methode, im Gegensatz zu polynomischen Ansätzen, die höchste

Genauigkeit über den gesamten Leistungsbereich der Turbine erzielen lässt.

84 4 Mikrogasturbine

Berechnung der Abgastemperatur

Die benötigten Angaben zur Ermittlung der Abgastemperatur bei verschiedenen

Brennstoffmassenströmen konnten den Performance-Daten der Capstone C30 MGT entnommen

werden. Es ergibt sich ein nahezu linearer Verlauf.

Zeitkonstanten und Verzögerungen

Bedingt durch die kompakte MGT-Bauweise sowie den hohen Rotationsgeschwindigkeiten von

mindestens 45.000 Umin-1 während des laufenden Betriebes strömt das Gas extrem schnell

durch die gesamte Turbine. Daher sind die in diesem Teil des MGT-Modells verwendeten

Zeitkonstanten sehr klein im Vergleich zu den mechanischen Zeitkonstanten der Turbine bzw.

der maximalen Beschleunigung der Turbine. Beziffert man diese Konstanten, so ergibt sich für

die Transport-Verzögerung durch die Brennkammer ein Wert von lediglich 0,01 Sekunden. Die

Verzögerung zum Durchströmen des Abgassystems beträgt 0,04 Sekunden. Ebenso findet die

vom Kompressor und der Turbine verursachte Verzögerung anhand der Zeitkonstanten des PT1-

Gliedes Berücksichtigung, welches diese Komponenten nachbildet. Die Größenordnung beträgt

in diesem Fall 0,2 Sekunden. [Row-83] [Gao-06] [Gud-05] [Näf-06]

Aufgrund der nicht vorhandenen, herstellerspezifischen Angabe können die aus Modellansätzen

der einschlägigen Literatur entnommenen Daten nur ungenügend validiert werden. Da diese

Daten aufgrund ihrer Größenordnung nur in einem sehr geringen Maße das Gesamtverhalten

des MGT-Modells beeinflussen, ist dieses auch nicht zwingend erforderlich.

Soll-Geschwindigkeiten im Teillastverhalten

Auf Basis eines [Wan-04] entnommenen qualitativen, idealen Verlaufs der Soll-

Geschwindigkeit aufgetragen über der Leistung einer Capstone C30 MGT sowie anhand

verschiedener, vorliegender Messdaten, konnte der Geschwindigkeitsverlauf berechnet werden.

Die Validierung des Geschwindigkeitsverlaufs im Teillastbetrieb sowie die der Rotor-

Beschleunigung konnte sehr gut anhand der zur Verfügung stehenden Messdaten durchgeführt

werden.

Berechnung der Rotor-Geschwindigkeit

In dem Simulink-Modell der MGT erfolgt die Berechnung der aktuellen Rotorgeschwindigkeit

unter Verwendung der aus Kapitel 4.6.5.3 bekannten Differentialgleichung (4.4). In dieser

finden das Massenträgheitsmoment sowie die mechanische Zeitkonstante Verwendung. Für das

Massenträgheitsmoment lagen jedoch keine genauen, herstellerspezifischen Daten vor. Die

gewählte mechanische Zeitkonstante konnte mit Hilfe von Messdaten validiert werden. Da die

MGT in Verbindung mit der Geschwindigkeitsregelung in allen Betriebssituationen eine

ausreichende Beschleunigung entwickeln soll, wurden die fehlenden Daten so assimiliert, dass

die vorliegenden, gemessenen Werte der Übergangszeiten zwischen verschiedenen Leistungen

möglichst genau abgebildet wurden.

4 Mikrogasturbine 85

Start- und Stoppverhalten

Basierend auf diversen Messdaten konnten die benötigten Beschleunigungs- und

Bremsmomente, welche das Start- und Stoppverhalten einer MGT charakterisieren, ermittelt, in

das MGT-Modell implementiert sowie hinreichend validiert werden. Das Anfahrmoment wurde

so gewählt, dass eine Beschleunigung auf 25.000 Umin-1 innerhalb von etwa 3 Sek. erfolgt. Die

sich anschließende Beschleunigung auf die Aufwärm- und Nulllastgeschwindigkeit geschieht

mit etwa 10 Sek. etwas langsamer. In der Praxis ist die Aufwärmzeit der MGT abhängig von

ihrer zur Startzeit vorhandenen Temperatur sowie der ihrer Komponenten. War die Turbine

lange abgeschaltet und konnte sie dadurch auf Umgebungstemperatur abkühlen, beträgt die

Aufwärmzeit etwa eine Minute. Eine höhere Temperatur zur gewünschten Startzeit hat demnach

eine verkürzte Aufwärmzeit zur Folge. [Con-09] [Set-05]

Im Simulink-Modell findet durch die Gleichung (4.5) bei einer Leistungsanforderung innerhalb

der Abkühlphase die verkürzte Aufwärmzeit Berücksichtigung.

Auf

AufNeu t

0−= (4.5)

Berechnung der Ausgangsleistung / Generator

In der Realität entspricht die Ausgangsleistung der MGT der Multiplikation der aktuellen

Winkelgeschwindigkeit der Turbine mit dem elektrischen Drehmoment, welches am Generator

anliegt. Auch in dem Modell erfolgt die Berechnung der Ausgangsleistung nach diesem Prinzip.

Die Simulationsergebnisse für einen Leistungssprung aus dem ausgeschalteten Zustand in den

Volllastbetrieb zeigen die Abbildungen 4.17 und 4.18. Zu Beginn der Simulation tritt eine große

Verzögerung auf (vgl. Abbildung 4.17). Ursache dieser vermeintlichen Verzögerung ist das

Durchlaufen der Stabilisierungs- sowie Aufwärmphase. Diese beiden Phasen verdeutlicht noch

einmal der Verlauf der in Abbildung 4.18 dargestellten Rotor-Geschwindigkeiten. Entsprechend

der Parametereinstellungen weisen diese Verläufe ein annähernd realistisches Betriebsverhalten

einer MGT auf, das sich vor allem für die im Rahmen dieser Arbeit zu untersuchende

Fragestellung als völlig ausreichend darstellt.

86 4 Mikrogasturbine

50 150 250 350 450 550

Leistung(kW)

Simulationszeit(s)

Testsignal Leistung

Abbildung 4.17: Simulierter Leistungsverlauf bei Volllastsprung

0,2

0,4

0,6

0,8

50 150 250 350 450 550

Geschwindigkeit(p.u.)

Simulationszeit(s)

Abbildung 4.18: Simulierter Geschwindigkeitsverlauf bei Volllastsprung

4.6.6.4 Zusammenschaltung mehrerer MGT zu einem MGT-Park

Bisher erfolgte die Modellierung des Betriebsverhaltens einer MGT vom Typ Capstone C30.

Der Einsatz von biogasbetriebenen MGT zum möglichen Ausgleich auftretender Differenzen

4 Mikrogasturbine 87

zwischen der prognostizierten sowie tatsächlichen Leistungsbereitstellung eines Offshore-

Windparks erfordert jedoch eine weit größere, flexible Leistungsbereitstellung als die einer

einzelnen MGT. Auch diese Anordnung kann mit Hilfe des vorliegenden Modells simuliert

werden.

Eine zu deckende Leistungsanforderung bildet die Eingangsgröße des Simulink-Modells. Um

diesen Bedarf decken zu können, kann eine beliebige Anzahl von MGT genutzt werden. Die

Deckung der angeforderten Leistung erfolgt folgendermaßen. Liegt ein Leistungsbedarf vor,

wird zunächst berechnet, ob die erste MGT diesen Bedarf decken kann. Übersteigt die

angeforderte Leistung die der MGT, wird vom Leistungsbedarf die Leistung der MGT

subtrahiert. Die berechnete Leistungsdifferenz wird anschließend an die nächste Turbine als

Eingangsgröße weitergegeben, mit der Leistung dieser verglichen und, falls die Leistung der

zweiten MGT den Leistungsbedarf nicht decken kann, wiederum von der angeforderten

subtrahiert. Diese Prozedur erfolgt so lange, bis entweder die angeforderte Leistung vollständig

durch die zur Verfügung stehende Gesamtleistung aller MGT gedeckt wird oder aber alle

vorhandenen MGT im Volllastbetrieb arbeiten. Dieses Prozedere stellt somit sicher, dass alle

eingeschalteten MGT, bis auf die letzte, die ggf. im Teillastbetrieb arbeitende, unter Volllast

betrieben werden. Der Gesamtwirkungsgrad über alle MGT wird somit maximiert. Die Variante

einer gleichmäßigen Lastverteilung auf alle Gasturbinen hätte dagegen ggf. einen wesentlich

schlechteren Wirkungsgrad zur Folge. Auch unter ökonomischen Gesichtspunkten offenbart die

hier gewählte Variante einen optimalen Betrieb.

88 4 Mikrogasturbine

5 Grundlagen der Windenergienutzung

Die Nutzung der natürlichen, vorhandenen Windenergie stellt eine der großen Säulen der

zukünftigen Energieversorgung dar. Windenergieanlagen (WEA) wandeln die kinetische

Energie des Windes in elektrische Energie um.

Um die Herausforderungen der elektrischen Energiebereitstellung mit Hilfe der Windenergie

verstehen zu können, werden in diesem Kapitel zunächst die grundlegenden Charakteristika des

Windes beschrieben. Anschließend erfolgt eine Einführung in die Thematik der

Windprognosen, da diese für das Untersuchungsziel dieser Arbeit von hoher Relevanz sind. Den

Abschluss dieses Kapitels bildet eine Übersicht über den aktuellen Stand sowie die weiteren

Planungen der Windenergienutzung mit dem Schwerpunkt auf der Offshore-

Windenergienutzung.

5.1 Charakteristika des Windes

Wind bezeichnet die Bewegung von Luftmassen in der Atmosphäre. Ursache auftretender

Winde können zum einen unterschiedliche Erwärmungen der Erdoberfläche durch die Sonne

und den daraus resultierenden unterschiedlichen Temperatur-, Dichte- und Druckverhältnissen

über der Erdoberfläche sein. Zum anderen wird der Wind durch den Einfluss der Corioliskraft

abgelenkt. Daneben gibt es viele Komponenten, welche einen Einfluss auf den Wind haben,

neben der Rauigkeit der Erdoberfläche sind dieses insbesondere die geographische Breite, die

vertikale Temperaturverteilung sowie die Eigenschaft des Reliefs. Die turbulente Bewegung des

Windes ist auch auf die Rauigkeit der Erdoberfläche zurückzuführen. Der Grad der Turbulenz

steht im Zusammenhang mit der thermischen Schichtung, welche eine beschleunigende oder

bremsende Wirkung hat, sowie der Rauigkeit der Erdoberfläche und der Geschwindigkeit des

Windes selbst. [Klo-08]

Der Windvektor weist eine starke Abhängigkeit von der Höhe auf, da der Einfluss der Reibung

des Windes an der Erdoberfläche mit zunehmender Höhe merklich abnimmt. Hierdurch wird in

der Meteorologie zwischen Boden- und Höhenwinden unterschieden. Verglichen mit dem

geostrophischen Wind werden für Bodenwinde über Land im Mittel Werte von 50 bis 70 % und

über der See von 70 bis 80 % in der Literatur angegeben. [Klo-08]

Da die Richtung sowie Geschwindigkeit des Windes erheblichen turbulenten Pulsationen u.a.

bedingt durch die Rauigkeit der Erdoberfläche unterliegt, muss man eine zeitliche und

räumliche Mittlung einführen. Das allgemeine Mittlungsintervall beträgt 10 Minuten. Innerhalb

dieser 10 Minuten können Böen auftreten, welche per Definition als kurzzeitige Abweichungen

des Windes von der mittleren Geschwindigkeit gesehen werden können. Böen haben eine

Größenordnung von wenigen Sekunden oder Minuten. [Klo-08]

90 5 Grundlagen der Windenergienutzung

Die Kenntnis über den Aufbau sowie die Eigenschaften der Atmosphäre sind im Rahmen dieser

Arbeit notwendig, um Messdaten wie Windrichtung oder Windgeschwindigkeit zur Berechnung

der elektrischen Energiebereitstellung mit Hilfe von Windenergieanlagen richtig interpretieren

und verwenden zu können.

5.2 Atmosphäre

5.2.1 Atmosphärische Zustandsgrößen

5.2.1.1 Luftdichte

Die Luftdichte ist ein Maß für die Luftmasse eines bestimmten Volumens. Die allgemeine

Definition der Dichte ρ ergibt sich als der Quotient aus Masse m und Volumen V:

(5.1)

Die Luftdichte hat am Boden den höchsten Wert und verringert sich mit zunehmender Höhe.

Bei angenommener, gleich bleibender Temperatur mit der Höhe, würde die Luftdichte nach der

thermischen Zustandsgleichung idealer Gase konstant mit zunehmender Höhe sinken. Da jedoch

die Temperatur bei veränderter Höhe stark schwankt, ist dieser vereinfachte Zusammenhang in

der Realität nicht anwendbar. [Mal-07] [Kuc-07]

Bei der Nutzung der Windenergie geben Hersteller die Leistungsabgabe von

Windenergieanlagen bezogen auf eine Höhe von „Normal Null“ (N.N.) an. Daher muss bei der

Berechnung der elektrischen Leistungsbereitstellung immer die Luftdichte des jeweiligen

Aufstellungsortes mit einbezogen werden. Mit Hilfe der barometrischen Höhenformel lässt sich

die Luftdichte für eine entsprechende (Naben-) Höhe berechnen:

0*15,273 p

ρρ

= (5.2)

mit

ρH = Luftdichte in Höhe H über N.N.

ρ0 = Luftdichte in Höhe N.N. (ρ0 = 1,225kg/m3)

T0 = 288,15 K bei 15°C in Höhe N.N.

p0 = Luftdruck in Höhe N.N. (ρ0 = 1013,3 mbar)

T = Temperatur in Höhe H (°C)

[Hau-08]

5 Grundlagen der Windenergienutzung 91

5.2.1.2 Luftdruck

In der Physik ist der Druck (p) allgemein als Kraft (F) pro Fläche (A) definiert. Im Rahmen der

Meteorologie bezeichnet der Luftdruck den auf die Erdoberfläche oder auf einen auf ihr

befindlichen Körper ausgeübten statischen Druck, welcher durch die Gewichtskraft der über

dieser Fläche vorhandenen Luftsäule der Erdatmosphäre entsteht. Der Luftdruck sinkt folglich

mit zunehmender Höhe aufgrund des geringeren Abstandes zur Grenze der Erdatmosphäre und

der damit verbundenen kleiner werdenden Luftsäule.

Die Definition des Luftdrucks im Sinne der kinetischen Gastheorie lautet:

***

1vmnp =, (5.3)

wobei n die Anzahl, m die Masse und v die Geschwindigkeit der Gasmoleküle darstellt. Unter

Verwendung der kinetischen Energie kann der Luftdruck ausgedrückt werden als

kin

Enp **

= . (5.4)

Mit dieser Formel und den unter dem Punkt „Temperatur“ getroffenen Ausführungen zeigt sich

die Abhängigkeit des Luftdrucks von der Temperatur.

Die Angabe des Luftdrucks erfolgt üblicherweise in Hektopascal (hPa), wobei

1 hPa = 100 Newton/m2 sind. Auf Meereshöhe beträgt der mittlere Luftdruck der Atmosphäre

1013,25 hPa = 1,01325 bar. [Mal-07] [Kuc-07]

5.2.1.3 Lufttemperatur

Die Temperatur, welche eine Maßzahl für den Wärmezustand eines Stoffes darstellt, steht im

Zusammenhang mit der Bewegungsenergie der Moleküle. Gemäß

Tkv

Ekin **

2== , (5.5)

wobei k die Bolzmann-Konstante ist, ergibt sich mit steigender Temperatur (T) eine

proportional höhere kinetische Energie. Ebenso vergrößert sich auch die mittlere

Geschwindigkeit der Moleküle.

In der Troposphäre ergibt sich für die Lufttemperatur ein näherungsweise linearer Verlauf. Auf

Mitteleuropa bezogen sinkt die Lufttemperatur von durchschnittlich 10 °C am Boden über 0 °C

in zwei km Höhe, etwa -20 °C in fünf km Höhe auf letztendlich -55 °C in zehn km Höhe ab.

Somit ergibt sich eine mittlere, statische Temperaturabnahme von etwa 0,65 °C je

100 Höhenmeter. Dieser Zusammenhang wird als so genannter geometrischer

Temperaturgradient bezeichnet. [Mal-07] [Kuc-07]

92 5 Grundlagen der Windenergienutzung

5.2.1.4 Luftfeuchte

In der Erdatmosphäre befindet sich eine zeitlich und örtlich schwankende Menge an

Wasserdampf. Um den Anteil des Wasserdampfes am Gasgemisch der Erdatmosphäre

anzugeben, wird das Maß der Luftfeuchte verwendet.

Der Anteil des Wasserdampfes in der Atmosphäre, also der so genannte Grad der Sättigung,

resultiert aus Verdunstungs- und Kondensationsvorgängen zwischen flüssigem Wasser und dem

darüber liegendem Luftvolumen. Infolge einer Temperaturerhöhung wird dieser Austausch

intensiviert, bis die Luft schließlich vollständig gesättigt ist. Dieser Zusammenhang zwischen

Temperaturerhöhung und Sättigungskonzentration des Wasserdampfs hat einen exponentiellen

Charakter. Ein wasserdampffreies Luftgemisch wird als trockene Luft bezeichnet. [Mal-07]

[Kuc-07]

5.2.1.5 Relative Feuchte

Im Zusammenhang mit der Luftfeuchte stellt die relative (Luft-) Feuchte das am häufigsten

verwendete Maß dar.

Ein bestimmtes Luftvolumen kann in Abhängigkeit der Temperatur nur eine Höchstmenge an

Wasserdampf enthalten (Sättigung). Um den Grad der Sättigung unmittelbar zu erkennen, gibt

die relative Feuchte [%] das Verhältnis des momentanen Wasserdampfgehalts in der Luft zum

maximal möglichen Wasserdampfgehalt bei derselben Temperatur an. [Mal-07] [Kuc-07]

5.2.2 Jahresgang relevanter Zustandsgrößen

Windgeschwindigkeit und Energie

Der Jahresgang der durchschnittlichen Windgeschwindigkeit über ein Jahr verdeutlicht, dass im

Mittel die höchsten Werte im Frühjahr und im Winter erreicht werden. Im Sommer sowie

während der ersten Herbstmonate treten dagegen vornehmlich geringere

Windgeschwindigkeiten auf.

Das Energiepotenzial des Windes, welches mit Hilfe von Windenergieanlagen nutzbar gemacht

und in elektrische Energie umgewandelt wird, hängt im entscheidenden Maße von der

vorliegenden Windgeschwindigkeit ab. Dieses lässt sich verdeutlichen, indem man zunächst die

allgemeine Berechnung der kinetischen Energie EKin einer Luftmasse m betrachtet, die sich mit

der Geschwindigkeit v bewegt:

1mvEKin =. (5.6)

Durch die Ableitung der kinetischen Energie nach der Zeit erhält man, bei konstanter

Windgeschwindigkeit, die Leistung P:

1vmEP Kin &

&== . (5.7)

5 Grundlagen der Windenergienutzung 93

Die Masse m ist gleich dem Produkt aus Dichte ρ und Volumen V,

=, (5.8)

woraus sich wiederum der Luftmassenstrom zu ergibt. Somit lässt sich

die theoretische Leistung des Windes mit

AvsAVm

ρρρ

=== &

1AvP

= (5.9)

beschreiben, wenn Luft mit der Dichte ρ, die Fläche A mit der Geschwindigkeit v durchströmt.

Bezogen auf eine Windenergieanlage stellt die Fläche A die Rotorfläche einer

Windenergieanlage dar. Wie man erkennt, hat diese jedoch lediglich einen linearen Einfluss auf

die abgegebene Leistung einer WEA. Die Windgeschwindigkeit v geht hingegen mit der dritten

Potenz in die Beziehung ein. Der Einfluss der Luftdichte ρ ändert sich in Anhängigkeit von

Druck und Temperatur.

5.2.3 Vertikale Stabilität

Neben der allgemein bekannten horizontalen Bewegung des Windes treten auch vertikale

Bewegungen auf. Diese vertikalen Bewegungen beeinflussen die horizontale

Windgeschwindigkeit. Insbesondere für die Ermittlung der elektrischen Energiebereitstellung

von zukünftig geplanten Offshore-Windenergieanlagen mit Rotorlängen von mehr als 60 m ist

eine Untersuchung der Vertikalgeschwindigkeit des Windes unabdingbar. Zudem kann mit

Hilfe einer solchen Abschätzung eine Aussage getroffen werden, ob für den auf die

Rotorflächen zukünftiger Offshore-Windenergieanlagen auftreffenden Wind eine

zweidimensionale Betrachtung ausreicht oder ob die dritte Dimension mit hinzugezogen werden

muss.

Die vertikale Stabilität, auch bekannt als thermische Schichtung, kann in die drei Zustände -

instabile, stabile und neutrale Schichtung - gegliedert werden. Diese werden im Folgenden

vorgestellt.

5.2.3.1 Instabile (labile) Schichtung

Eine instabile thermische Schichtung kennzeichnet sich dadurch, dass ein aufgrund eines

atmosphärischen Vorgangs angestoßenes Luftpaket immer weiter aufsteigt.

Nehmen wir zur Verdeutlichung vereinfacht für die trockenadiabatische Abkühlung eines

aufsteigenden Luftpaketes einen Wert von 1 K / 100 m an. Gleichzeitig nimmt der Gradient der

gemessenen Temperatur mit der Höhe größere Werte als 1 K / 100 m an. Des Weiteren weisen

die Ausgangstemperaturen von dem Luftpaket sowie der Umgebungsluft in Bodennähe

dieselben Werte auf. Das durch den atmosphärischen Vorgang angestoßene Luftpaket kühlt sich

mit zunehmender Höhe zwar immer weiter ab, jedoch ist es schon nach kurzem Weg wärmer

und seine Dichte folglich geringer als die der Umgebungsluft. Somit setzt dieses Luftpaket trotz

nachlassendem Anfangsschub seinen Aufstieg immer weiter fort. [Mal-07]

94 5 Grundlagen der Windenergienutzung

5.2.3.2 Stabile Schichtung

Nehmen wir an, die trockenadiabatische Abkühlung eines aufsteigenden Luftpaketes beträgt

wiederum 1 K / 100 m, der Gradient der gemessenen Temperatur nimmt jedoch kleinere Werte

als 1 K / 100 m an. Ausgehend von derselben Temperatur in Bodennähe von Luftpaket und

Umgebungsluft erfährt das Luftpaket wiederum einen Anschub. Auch in diesem Fall kühlt das

Luftpaket mit zunehmender Höhe zwar immer weiter ab, wird jedoch gleichzeitig immer kälter

im Vergleich zur Umgebungsluft. Demzufolge sinkt das Luftpaket wieder ab und kehrt nach

einem Einschwingvorgang in seinen Ausgangszustand zurück. [Mal-07]

5.2.3.3 Neutrale Schichtung

Die neutrale Schichtung stellt genau den Grenzfall zwischen der labilen und der stabilen

Schichtung dar. Die trockenadiabatische Abkühlung eines aufsteigenden Luftpaketes entspricht

dem Gradienten der gemessenen Umgebungstemperatur.

Wird das Luftpaket wiederum angestoßen, so steigt dieses auf und kühlt sich mit 1 K / 100 m

ab. Auch die Umgebungsluft ändert sich mit 1 K / 100 m. Ausgehend von gleicher Temperatur

am Boden sind auch in der Höhe die Temperatur sowie Dichte von Luftpaket und

Umgebungstemperatur identisch. Lässt der Anfangsschub nach, so steigt oder fällt das

Luftpaket nicht, sondern „schwebt“ in der entsprechenden Höhe. [Mal-07]

5.2.4 Vertikale Windverhältnisse / planetarische Grenzschicht

Der Einfluss der Bodenrauigkeit auf die Windverhältnisse ist in Bodennähe am größten und

vermindert sich mit zunehmender Höhe. Im Mittel erreicht die Reibungsschicht, die auch als

planetarische oder atmosphärische Grenzschicht bekannt ist, eine Höhe von etwa 1000 m. Mit

zunehmender Höhe steigt gleichzeitig die Windgeschwindigkeit, bis diese die Größe des

geostrophischen Windes16 erreicht hat. [Mal-07]

Die planetarische Grenzschicht lässt sich in drei Bereiche unterteilen.

Der Bereich in unmittelbarer Bodennähe wird als Laminar-Schicht bezeichnet. Dieser Bereich

ist nur wenige Millimeter hoch und die Windgeschwindigkeit geht an der Oberfläche aufgrund

der auftretenden Oberflächenreibung gegen Null. Über glatten Bodenflächen wie beispielsweise

über See und bei geringen Windgeschwindigkeiten kann die Laminar-Schicht stärker ausgeprägt

sein. Auf die Nutzung der Windenergie hat die Laminar-Schicht jedoch keinen Einfluss.

Der Laminar-Schicht folgt die Prandtl-Schicht, die sich je nach meteorologischen Bedingungen

vertikal in eine Höhe von 10 bis 100 m (offshore max. 60 m) erstreckt. Charakteristisch für die

Prandtl-Schicht ist die rasche Zunahme der Windgeschwindigkeit mit der Höhe. In der Prandtl-

Schicht macht sich insbesondere die bremsende Wirkung der Erdreibung auf die

Windgeschwindigkeit, die so genannte Schubspannung, bemerkbar. [Mal-07]

16 Geostrophischer Wind ist der Wind, der von der Oberflächenreibung unbeeinflusst ist.

5 Grundlagen der Windenergienutzung 95

Abbildung 5.1: Planetarische Grenzschicht [Win-05]

Die Ekman-Schicht bildet mit einer Ausdehnung von 500 bis 1000 m den Hauptteil der

planetarischen Grenzschicht. In dieser Schicht nimmt die Wirkung der Reibungskräfte mit

zunehmender Höhe immer weiter ab, bis sie schließlich am oberen Rand der Ekman-Schicht

vernachlässigbar klein wird. Mit sinkenden Reibungskräften steigt gleichzeitig der Einfluss von

Druck- und Corioliskraft, wodurch es auf der Nordhalbkugel zu einer Rechtsablenkung und auf

der Südhalbkugel zu einer Linksablenkung des Windes kommt.

An die Ekman-Schicht schließt sich die freie Atmosphäre an. In ihr sind die turbulenten

Reibungskräfte vernachlässigbar klein, so dass die dortigen Strömungsverhältnisse, der so

genannte geostrophische Wind, allein durch die Druck- und die Corioliskraft bestimmt werden.

Für die Offshore-Windparkstandorte geht man von einer ähnlichen Zusammensetzung der

atmosphärischen Grenzschichten aus. Die Nabenhöhen der heutzutage für den Offshore-Einsatz

geplanten Windenergieanlagen liegen mit etwa 100 m in der Ekman-Schicht. Die Rotorblätter

reichen in beide Schichten hinein. Da jedoch im unteren Bereich der Ekman-Schicht keine

großen Kräfteänderungen auftreten, wird der Übergang zwischen diesen beiden Schichten

vornehmlich von den Verhältnissen der Prandtl-Schicht bestimmt. Die weiteren Berechnungen

beruhen demnach auf der Annahme des Vorliegens der Reibungskraft sowie einer konstanten

Schubspannungsgeschwindigkeit und Windrichtung.

In [Spl-09] wurden die thermischen Schichtungsverhältnisse für verschiedene Offshore-

Standorte in der Nord- und Ostsee untersucht. Dabei hat sich herausgestellt, dass die neutrale

Schichtung mit der größten Häufigkeit (>60 %) im Vergleich zu den anderen beiden

Schichtungen auftritt. Die Windgeschwindigkeitszunahme mit der Höhe ist daher zumeist als

normgerecht zu bewerten. Folglich kann bei der Berechnung der elektrischen Leistungsabgabe

eines Offshore-Windparks die Vertikalgeschwindigkeit vernachlässigt werden. Für das Modell

eines Offshore-Windparks ist daher eine zweidimensionale Betrachtung ausreichend.

96 5 Grundlagen der Windenergienutzung

Neben der entsprechenden Wahl der thermischen Schichtung kann es erforderlich sein,

vorhandene mittlere Windgeschwindigkeiten auf die Nabenhöhe der Offshore-

Windenergieanlagen anzupassen. Bei vielen ingenieurmäßigen Anwendungen verwendet man

für die Beschreibung der Windgeschwindigkeitszunahme mit der Höhe den Potenzansatz nach

Hellmann:

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

ref

refH H

vv * (5.10)

Wobei:

v = mittlere Windgeschwindigkeit in der Höhe H [ms-1]

ref

v = mittlere Windgeschwindigkeit in der Referenzhöhe Href [ms-1]

H = Höhe [m]

Href = Referenzhöhe [m]

α = Hellmann-Exponent

ist.

5.3 Windenergieanlagen zur Nutzung der Windenergie

Windenergieanlagen wandeln die kinetische Energie des Windes in elektrische Energie um (vgl.

Abbildung 5.2).

kinet.-

kinet.

Wandler

(Rotor)

kinet.-

kinet.

Wandler

(Getriebe)

kinet.-

elektr.

Wandler

(Generator)

elektr.-

elektr.

Wandler

(Trafo)

bewegte

Luftmassen Netz

Abbildung 5.2: Energieumwandlungskette einer Windenergieanlage [Kal-06]

Die Leistungsentnahme aus dem Wind und ihre Umwandlung in mechanische und anschließend

in elektrische Energie ist gleichwohl natürlichen Grenzen unterworfen. Nach Kapitel 5.2.2.1

konnte das theoretische Leistungspotenzial des Windes durch die Formel

1AvP

= (vgl. 5.9)

ausgedrückt werden. Diese muss nun um den Leistungsbeiwert cP erweitert werden

5 Grundlagen der Windenergienutzung 97

()

vcAvP P

=. (5.11)

Der Leistungsbeiwert gibt an, welcher Anteil der im Wind enthaltenen Leistung von der

Windturbine entnommen werden kann. Einen wesentlichen Einfluss auf den Beiwert hat das

Profil der Rotorblätter. Das theoretische Maximum beträgt nach Albert Betz [Qua-09]

593,0

,≈=

BetzP

c. (5.12)

Dieses Optimum wird heutzutage mit realen Windenergieanlagen nicht erreicht. Typische

Leistungsbeiwerte liegen zurzeit im Bereich von 0,4 bis 0,5. [Qua-09]

Für Windenergieanlagen gibt es prinzipiell verschiedene Anlagenkonzepte, von denen die

Horizontalachsenkonverter für die netzgekoppelte Stromerzeugung marktbestimmt sind. Den

Vorteil dieser Bauart zeigen folgende Merkmale:

Die Leistungsabgabe kann durch das Verstellen der Rotorblätter um ihre Längsachse

(Blatteinstellwinkelregelung) geregelt werden. Ebenso bietet die Verstellung der Rotorblätter,

insbesondere für größere Anlagen, einen Schutz gegen zu hohe Drehzahlen sowie extreme

Windgeschwindigkeiten.

Durch die Möglichkeit die Rotorblätter aerodynamisch optimal auszulegen, kann nachweislich

der höchste Wirkungsgrad erreicht werden, falls das aerodynamische Auftriebsprinzip maximal

genutzt wird. Diese Propellerbauart besitzt heute einen technologischen Entwicklungsvorsprung

gegenüber anderen Bauarten. Abbildung 5.3 zeigt den typischen Aufbau einer

Windenergieanlage mitsamt den wichtigsten Komponenten. [Hau-08]

98 5 Grundlagen der Windenergienutzung

Abbildung 5.3: Schematische Darstellung einer Horizontalachsen-Windenergieanlage nach [Hau-08]

5.3.1 Komponenten einer WEA

Grundsätzlich besteht eine netzgekoppelte WEA aus dem Turm, den Rotorblättern, der

Rotornabe, ggf. einem Getriebe, dem Generator, dem Fundament sowie dem Netzanschluss. Bei

WEA, die ein Getriebe beinhalten, wird die Drehbewegung des Rotors über ein Getriebe auf

eine höhere Drehzahl transformiert. Vorteil dieser Variante bietet die dadurch entstandene

Verwendungsmöglichkeit standardisierter und damit kostengünstigerer Generatoren. Allerdings

sind die Getriebe fehleranfällig und können somit den Stillstand einer WEA verursachen,

welcher sich wiederum negativ auf die Wirtschaftlichkeit auswirkt. Daher gibt es Tendenzen

zunehmend getriebelose Anlagen zu nutzen, bei denen die speziell für WEA hergestellten

Generatoren direkt mit der Rotordrehzahl betrieben werden. [Kal-06]

Die zukünftige Aufstellung der Windenergieanlagen offshore und die damit verbundenen

ungünstigeren Umweltbedingungen erfordern verschiedene Modifikationen der Anlagentechnik,

um die Anlagen zuverlässiger zu konstruieren und damit teure Wartungs- und Servicearbeiten

reduzieren zu können.

5.3.1.1 Leistungsabgabe einer Windenergieanlage - Leistungskennlinie

Die elektrische Leistungsabgabe einer Windenergieanlage in Abhängigkeit der vorliegenden

Windverhältnisse kann anhand einer Leistungskennlinie berechnet werden (vgl. Abbildung 5.4).

Die Leistungskennlinie impliziert alle wesentlichen Eigenschaften einer Windenergieanlage wie

beispielsweise dem Rotorleistungskennfeld, dem mechanisch-elektrischen Wirkungsgrad oder

5 Grundlagen der Windenergienutzung 99

der Drehzahlführung des Rotors entsprechend der Windhäufigkeitsverteilung und stellt damit

ein vom Hersteller zu garantierendes „Leistungszeugnis“ dar.

Die Leistungskennlinie wird nach der IEC 61400-12 durch die drei wesentlichen Eckpunkte

gekennzeichnet:

• Einschaltwindgeschwindigkeit (vE),

- Nennwindgeschwindigkeit (vN) sowie

- Ausschaltwindgeschwindigkeit (vA).

Übersteigt die Geschwindigkeit des Windes die der Einschaltwindgeschwindigkeit, so beginnt

die Anlage Leistung abzugeben. Ab dieser Windgeschwindigkeit ist die erzeugte Leistung des

Rotors größer als die Summe aller Verluste und Eigenbedarfe innerhalb der Windenergieanlage.

Die Nennwindgeschwindigkeit bezeichnet die Windgeschwindigkeit, bei der die elektrische

Leistungsabgabe der Windenergieanlage die Generatornennleistung erreicht hat.

Die höchste zulässige Windgeschwindigkeit, bis zu der die Windenergieanlage betrieben

werden darf, wird schließlich als Ausschaltwindgeschwindigkeit benannt.

Die in der Leistungskennlinie angegebene Leistung impliziert bereits den Eigenverbrauch der

Windenergieanlage. Sie stellt somit die „Nettoleistung“ dar. Angegeben wird die

Leistungskennlinie für eine Normatmosphäre nach DIN 5450. [Hau-08]

Abbildung 5.4: Leistungskennlinie einer Beispielanlage [Hau-08]

100 5 Grundlagen der Windenergienutzung

5.4 Windparkmodell zur Berechnung der elektrischen

Energiebereitstellung

Der zunehmende Ausbau der Windenergienutzung führt zu einer Verknappung verfügbarer

Flächen. Um das vorhandene Windenergiepotenzial jedoch möglichst maximal erschließen zu

können, wird bzw. wurde die Errichtung von so genannten Windparks vorangetrieben, die sich

durch eine strukturierte Aufstellungsgeometrie einer Vielzahl von Windenergieanlagen

charakterisieren lassen. Nachteil der dichten Aufstellung ist die damit verbundene gegenseitige

Abschattung der Windenergieanlagen untereinander, welche sich in einer verminderten

Energiebereitstellung betroffener, nicht frei angeströmter WEA widerspiegelt. Möchte man nun

die elektrische Energiebereitstellung bzw. die Einspeisefluktuationen eines Windparks

berechnen, so reicht es nicht aus, die auftretenden, veränderlichen Windgeschwindigkeiten mit

den entsprechenden Leistungskennlinien zu multiplizieren. Vielmehr bedarf es einer

zusätzlichen Berücksichtigung des Parkverhaltens.

Im Folgenden werden daher die Strömungsverhältnisse in einem Windpark vorgestellt.

Anschließend erfolgt eine kurze Einführung bzw. Abschätzung der Modelle, die heutzutage zur

Berechnung des Parkverhaltens Anwendung finden.

5.4.1 Strömungsverhältnisse in einem Windpark

Wie bereits erwähnt folgert eine kompakte Aufstellung von Windenergieanlagen eine

gegenseitige Beeinflussung dieser untereinander und hat somit Auswirkungen auf das

Gesamtverhalten eines Windparks. Die Beeinflussung kennzeichnet sich dadurch, dass ein Teil

der Anlagen nicht frei vom Wind angeströmt wird, sondern sich in einer Windströmung

befindet, die bereits durch vorstehende Anlage beeinflusst wurde (vgl. Abbildung 5.5).

5 Grundlagen der Windenergienutzung 101

Abbildung 5.5: Darstellung der Strömungsverhältnisse im Windpark. [EWE-09]

In Abhängigkeit der Windrichtung ergeben sich durch diese „Abschattungseffekte“, die in der

einschlägigen Fachliteratur auch als Nachlaufströmungen oder auch Wakes bezeichnet werden,

Änderungen in der Leistungsabgabe und damit des Jahresenergieertrags. Mit Hilfe der Größe

des „Parkwirkungsgrades“ kann dieser Effekt angegeben werden. Der Parkwirkungsgrad

kennzeichnet das Verhältnis der Leistungsabgabe des Parks zur theoretischen Leistungsabgabe

einer gleichen Anzahl unbeeinflusst angeströmter Windenergieanlagen. [Bey-95]

Zur Ermittlung der Leistungsabgabe und den damit verbundenen Einspeiseschwankungen eines

Windparks reicht es somit nicht mehr aus, nur die Gradienten der tatsächlich auftretenden

Wind- und Fluktuationsverhältnisse zu betrachten. Vielmehr bedarf es der Berücksichtigung der

Interaktionen von Windenergieanlagen untereinander. In den geplanten, großen Offshore-

Windparks mit einer Vielzahl von Windenergieanlagen sorgen sowohl

Windrichtungsänderungen als auch Windgeschwindigkeitsänderungen für Schwankungen in der

Gesamteinspeisung.

Wie man der Leistungskennlinie nach Abbildung 5.4 entnehmen kann, arbeiten WEA ab einer

bestimmten Windgeschwindigkeit im Nennleistungsbereich, der sich über einen weiten Bereich

erstreckt. In diesem Bereich haben geringe Windfluktuationen nur einen geringen Einfluss auf

die Leistungsabgabe, da die WEA zumeist im Nennleistungsbereich verbleiben. Werden WEA

nun aufgrund auftretender Abschattungseffekte mit einer verminderten Windgeschwindigkeit

angeströmt, so gelangen diese in den Bereich der Leistungskennlinie, in dem sie nicht mehr die

Nennleistung bereitstellen können. Wie Abbildung 5.4 zu entnehmen ist, haben geringe

wechselnde Windgeschwindigkeiten in diesem Bereich bereits große Schwankungen in der

Leistungsbereitstellung zur Folge. Wird dieser Effekt einer Einzelanlage auf einen Offshore-

102 5 Grundlagen der Windenergienutzung

Windpark mit einer Vielzahl von WEA übertragen, so verdeutlich dieses die Herausforderungen

hinsichtlich der fluktuierenden elektrischen Leistungsabgabe eines Offshore-Windparks in

Abhängigkeit auftretender Windrichtungs- und Windgeschwindigkeitswechsel.

Das im Folgenden angesprochene grundlegende Modell zur Berechnung der

Leistungsbereitstellung eines Windparks berücksichtigt daher nicht nur wechselnde

Windbedingungen, sondern zudem auftretende Abschattungseffekte der Anlagen untereinander.

5.4.1.1 Modell nach N. O. Jensen

Das Modell nach Jensen zur Berechnung der Nachlaufströmung von Windenergieanlagen ist

eines der weit verbreitetsten. Dieses vergleichsweise einfache Modell beruht auf einem

geometrischen Ansatz kombiniert mit der strömungsmechanischen Massenerhaltungsgleichung.

Abbildung 5.6 zeigt den Modellansatz, welcher auf einer zweidimensionalen Ausbreitung

beruht.

Abbildung 5.6: Darstellung des Wake-Modells nach Jensen [Spl-09]

Der Modellansatz nach Jensen unterscheidet sich von den im Folgenden kurz aufgeführten

Modellen im Wesentlichen dadurch, dass Turbulenzen sowie wechselnde thermische

Schichtungen keine Berücksichtigung finden. Des Weiteren sind nur wenige Parameter zur

Berechnung nötigt, wodurch sich eine relativ geringe Berechnungszeit ergibt.

Das Jensen-Modell basiert auf einer linearen Ausbreitung der Nachlaufströmung, welche durch

die Wake-Ausbreitungskonstante

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

5,0

(5.13)

5 Grundlagen der Windenergienutzung 103

beschrieben werden kann. Die Nabenhöhe wird dabei durch den Parameter zH und die

Rauigkeitslänge durch z0 dargestellt. Die Rauigkeitslänge, als Maß für die Beschaffenheit der

Oberfläche des Erdbodens (respektive der Meeresoberfläche), entspricht dem theoretischen

Abstand über dem Boden, bei dem der Mittelwert der Windgeschwindigkeit noch den Wert Null

aufweist. Je nach Art der Geländeoberfläche werden im europäischen Windatlas entsprechende

Werte für die verschiedenen Rauigkeitsklassen und -längen angegeben. Für die Oberfläche

„Wasser“ kann dort ein Wert von 0,002 m entnommen werden. [Tro-89] [Jen-86]

Die Bestimmung der Ausbreitungskonstanten (Wake Decay Constant), also des k-Parameters,

basiert auf empirischen Untersuchungen. Nach [Sør-08] beläuft sich dieser Parameter offshore

auf 0,04. Dieser Wert bietet hinsichtlich seiner angemessenen Größenordnung in den

betroffenen Fachdisziplinen jedoch oftmals Anlass zur Diskussion, da Zweifel an seiner

Allgemeingültigkeit für die besonderen Bedingungen der zukünftigen, großen Offshore-

Windparks mit einer Vielzahl von WEA besteht. In vielen Untersuchungen wird der k-

Parameter zwar zunächst so angenommen, bedarf jedoch einer messtechnischen Überprüfung

offshore.

Aufgrund getroffener Vereinfachungen erfolgt nach dem Modell nach Jensen eine exakte

Berechnung der Geschwindigkeit der Nachlaufströmung erst ab einer Entfernung von etwa dem

vierfachen Rotordurchmesser bezogen auf die „Wake-verursachende“ WEA. Die resultierende,

geminderte Windgeschwindigkeit v, die auf die nachgelagerte WEA auftrifft, lässt sich mit der

Formel

Uv t*

**2

0⎟

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛+

−−

−= (5.14)

berechnen. Die Größe Ct beschreibt dabei den Schubbeiwert (Thrust Coefficient), der Term

**2

xk das Verhältnis des „Wake-Durchmessers“ zum Rotordurchmesser der verursachenden

WEA. Der Schubbeiwert steht in Abhängigkeit zu der Windgeschwindigkeit. Berechnet wird

dieser mit Hilfe des Rotordurchmessers sowie der Drehzahl der WEA, der Luftdichte und

schließlich der Axialkraft. [Bur-01]

Die Planungen für die ersten Offshore-Windparks haben gezeigt, dass sich ein Abstand der

WEA untereinander in einer Größenordnung von mindestens dem vierfachen Rotordurchmesser

als vorteilhaft erweist. Aus diesem Grund ist die Verwendung des Jensen-Modells

gerechtfertigt.

Neben dem Modell nach N. O. Jensen gibt es noch weitere Modelle zur Berechnung der

Nachlaufströmung. Hierunter fallen u. a. die Modelle nach S. Frandsen, G. C. Larsen oder auch

Ainslie. Diese aufwendigeren Modelle berücksichtigen zwar weitaus mehr Parameter zur

Berechnung des Wake-Einflusses als das Jensen-Modell, erreichen hierdurch aber oftmals nicht

die gewünschte gesteigerte Genauigkeit in den Berechnungsergebnissen. Des Weiteren

104 5 Grundlagen der Windenergienutzung

benötigen diese Modelle im Vergleich zum Jensen-Modell eine weitaus längere

Berechnungszeit. Daher wird heutzutage oftmals der Modellansatz nach Jensen verwendet, da

dieser relativ einfache Modellansatz neben den vergleichsweise kurzen Berechnungszeiten auch

insbesondere offshore zumeist die präziseren Berechnungsergebnisse liefert. [Gil-08a]

5.5 Windprognosen

Um die Versorgungssicherheit gewährleisten zu können, muss, wie bereits in Kapitel 2 erwähnt,

die Stromerzeugung ständig der aktuellen Stromnachfrage angepasst werden. Da die

konventionellen, thermischen Kraftwerke lediglich mit eingeschränkter Variabilität betrieben

werden können, sind Prognosen des Strombedarfs zur frühzeitigen Kraftwerkseinsatzplanung

erforderlich. Vor dem Hintergrund einer vermehrten Stromeinspeisung aus EE und insbesondere

der Windenergie tritt mehr und mehr die Prognose der zu erwarteten Windstromeinspeisung und

damit verbunden der Windgeschwindigkeit (bzw. Windrichtung) in den Fokus der Betrachtung.

Für den Bereich der kurzfristigen Einsatzplanung der Kraftwerke ist diesbezüglich ein

Prognosezeitraum von wenigen Tagen bis wenigen Stunden relevant. Auch die Prognosegüte

und der zu erwartende Prognosefehler sind in diesem Zusammenhang von Interesse. Im

Folgenden werden diesbezüglich zunächst die grundsätzlichen Abläufe bei Windprognosen

erläutert. Dabei liegt der Focus insbesondere auf den höher aufgelösten Daten im Stundenraster.

Ebenso werden Besonderheiten für die potenziellen Standorte der Offshore-

Windenergienutzung näher beleuchtet.

5.5.1 Prognoseverfahren

Eine allgemeine Einteilung von Prognoseverfahren kann hinsichtlich des zeitlichen

Prognosehorizontes erfolgen. Je größer der Prognosehorizont gewählt wird, desto ungenauer

und schwerer wird die Prognose. In der Energieversorgung erstrecken sich die Prognosen meist

über einen Zeitraum von wenigen Stunden bis wenigen Tagen. Begründung findet dieses in der

kurzfristigen Kraftwerkseinsatzplanung. Ebenso lehnen sich Prognosen bis zu einer Dauer von

etwa 48 Std. an den Möglichkeiten kurzfristiger Handelstransaktionen an den Spotmärkten des

Elektrizitätsmarktes an. Da bereits freitags der Handel für das gesamte Wochenende erfolgt,

sind Prognosen von bis zu drei Tagen im Voraus unerlässlich. Eine Betrachtung größerer

Prognosehorizonte soll daher in dieser Arbeit nicht weiter erfolgen. Zwar spielen auch diese für

die Einsatzplanung des Windenergieaufkommens und dem damit verbundenen Ab- bzw.

Zuschalten konventioneller Kraftwerke oder der Planung von beispielsweise Wartungsarbeiten

an Offshore-Windenergieanlagen eine Rolle, jedoch nimmt die Prognosegüte nach [Gie-03] für

Prognosehorizonte, die über fünf bis sieben Tagen hinausgehen, stark ab. Somit liegt der Focus

auf Prognoseverfahren für Prognosehorizonte zwischen drei Stunden und zwei Tagen, da diese

für die operative Einsatzplanung der Kraftwerkskapazitäten am relevantesten sind.

5 Grundlagen der Windenergienutzung 105

Vorhersagen für Zeiträume ab drei bis sechs Stunden werden in der Regel mit Hilfe

numerischer Wettervorhersagen erstellt. Sehr kurzfristige Windprognosen mit bis zu drei

Stunden im Voraus erfolgen zumeist mit rein statistischen Ansätzen, da sich mit diesen für diese

Zeitbereiche die besten Ergebnisse erzielen lassen. Eingangsgrößen für die statistischen Ansätze

sind aktuelle Daten entsprechender Wetterstationen. [Foc-05]

Neben der Einteilung von Prognoseverfahren nach dem zeitlichen Prognosehorizont können

diese auch nach ihrer methodischen Datenbearbeitung unterschieden werden. Nach [Lan-03]

lassen sich die gängigen Prognosemodelle nach verschiedenen Modellelementen klassifizieren,

die jeweils in unterschiedlichem Umfang enthalten sind. Die meisten Modelle arbeiten mit

numerischen Wettervorhersagen als Eingangsdaten. Analog dazu können auch aktuelle Werte

als Vorhersage für die folgenden Stunden angenommen werden, wie es beispielsweise bei der

Basismethode der Persistenz-Prognose gemacht wird. Weitere Modellelemente können einfache

oder erweiterte mathematische Ansätze zur Behandlung der Modellergebnisse, der Einsatz eines

mikro- oder mesoskalierten Modells sowie die Verwendung von Online-Messungen sein.

Abbildung 5.7 zeigt den schematischen Aufbau eines Prognosesystems. Dabei ist anzumerken,

dass nicht alle dort aufgeführten Elemente in einem Prognosemodell enthalten sein müssen.

Online-Daten der

Windstationen Numerische

Wettervorhersagen Parameter des Terrains

und der Windfarmen

Statistischer Ansatz Physikalischer Ansatz

Prognosemodell

Statistische

Nachbehandlung

Vorhersagen

Abbildung 5.7: Aufbau eines Prognosesystems [Has-07]

Nach Abbildung 5.7 gibt es somit drei mögliche Arten von Eingangsdaten für das

Prognosesystem. Die erste Kategorie bilden die „Online-Daten“, die als Regressionsparameter

in die Windprognose eingehen können. Online-Daten können während der vergangenen

Stunden gemessene Windgeschwindigkeiten und Leistungsabgaben relevanter Windparks bzw.

Windenergieanlagen sein. Da solche Daten nicht immer online zur Verfügung stehen, können

diese auch als Offline-Messungen zur nachträglichen Anpassung der Prognosen herangezogen

werden.

106 5 Grundlagen der Windenergienutzung

Die zweite Kategorie umfasst die zumeist extern erstellten, numerischen Wettervorhersagen.

Diese oftmals von nationalen Wetterdiensten wie dem Deutschen Wetterdienst (DWD)

betriebenen Modelle unterliegen einem hohen operationellen Aufwand und erfordern häufig die

Unterstützung durch komplexe EDV-Systeme. In der Regel liefern diese Modelle alle 6 bis

12 Stunden neue Vorhersagen für die kommenden 48 Stunden. Numerische

Wettervorhersagemodelle unterliegen üblicherweise einer räumlichen Auflösung von 5 bis

25 km und erfassen große Gebiete bis hin zu Weltmodellen. Ist das geometrische Raster für den

entsprechenden Anwendungsfall zu grob, bedarf es weiterer, feiner aufgelöster Modelle, in

welchen zudem die örtliche Topographie Berücksichtigung finden kann. [Lan-03]

Angaben zur vorliegen Rauigkeit bilden neben Parametern, die beispielsweise den Windpark

charakterisieren, die dritte Kategorie an Eingangsdaten.

Liegen die Eingangsdaten vor, gibt es zwei grundsätzliche Ansätze zur Ermittlung der

Windleistungsprognose: ein statistischer sowie ein physikalischer Ansatz.

Zu den statistischen Ansätzen gehören beispielsweise erweiterte Regressionsverfahren oder

auch neuronale Netze als Modellansätze. Mit diesen lassen sich aus den numerischen

Wettervorhersagen Leistungsprognosen für einzelne Anlagen oder ganze Regionen erstellen.

Hierbei können zudem Online-Messdaten mit einbezogen werden.

Dem physikalischen Ansatz liegen die physikalischen und technischen Begebenheiten

zugrunde. Unter Verwendung von Strömungsmodellen werden dabei aus den numerischen

Wettervorhersagen die Windgeschwindigkeiten an der Windturbine abgeleitet. Anhand der

Leistungskennlinie kann dann die Leistungsabgabe ermittelt werden.

Der statistische sowie der physikalische Ansatz können auch gemeinsam verwendet werden und

schließen sich nicht gegenseitig aus. Auch [Gie-03] empfiehlt diese Kombination, da dadurch

neben lokalen Luftströmungen auch auf optimierte Informationsauswertungen zurückgegriffen

wird.

In den vergangenen Jahren konnte die Prognosegüte stetig verbessert werden. Auch für die

Zukunft wird hier eine Weiterentwicklung gesehen. Neben der Prognosegüte verstärken sich die

Forschungsanstrengungen auch auf die benachbarten Gebiete der Integration von Windenergie

in die Energieversorgungssysteme. Besonders wichtig ist die Entwicklung von Prognosen,

welche an die besonderen Offshore-Bedingungen angepasst sind. Aufgrund der Größe der

geplanten Offshore-Windparks und dem regional konzentrierten Ausbau werden für ein sicheres

Engpassmanagement im Übertragungsnetz knotenspezifische Vorhersagen für die operative

Netzplanung an Bedeutung gewinnen. Zur Integration der Windenergie in den Energiemarkt

sind zudem weiter verbesserte Kurzzeitprognosen im Bereich weniger Stunden erforderlich.

Hier wird der Intra-Day-Handel zur kurzfristigen Beschaffung von Ausgleichsenergie aufgrund

auftretender Windfluktuationen an Bedeutung gewinnen. [Has-07]

Ein weiteres wichtiges, aktuelles Forschungsgebiet der Windprognoseentwicklung befasst sich

mit einer Abschätzung der Verteilung von Prognosefehlern. Hierdurch erhält man nicht nur die

5 Grundlagen der Windenergienutzung 107

prognostizierte Windgeschwindigkeit bzw. -leistung, sondern zudem eine Abschätzung der

möglichen Fehler. Dieses wiederum birgt Vorteile für Handelsaktivitäten und nicht zuletzt für

die Kraftwerkseinsatzplanung. Nach [Foc-05] treten die größten Prognoseunsicherheiten im

Bereich von etwa 20 bis 80 % der Nennleistung, also dem Bereich des steilen Anstiegs der

Leistungskennlinie (vgl. Abbildung 5.4), von WEA auf. In diesem Bereich haben kleine

Prognosefehler in der Windgeschwindigkeit größere Prognosefehler in der Leistungsabgabe

einer WEA zur Folge. In den horizontalen Abschnitten der Leistungskennlinie einer WEA, also

nahe bei Null oder im Nennleistungsbereich wirken sich dagegen Windprognosefehler kaum

aus. [Has-07]

5.5.2 Prognosefehler

Eine Analyse der Prognosefehler bzw. der Prognosegüte der Windgeschwindigkeit bzw. der

Windstromeinspeisung an Onshore- und Offshore-Standorten wurde bereits in mehreren

Quellen durchgeführt. Insbesondere ist hier das Anemos-Projekt zu nennen. Da in dieser Arbeit

besonders die Offshore-Standorte von Interesse sind, beschränken sich die folgenden

Ausführungen zumeist auf diese Bereiche.

Die Prognosequalität für die Offshore-Windparks erreicht theoretisch die Güte küstennaher,

flacher Standorte. Da bisher jedoch noch kein Offshore-Windpark in deutschen

Hoheitsgewässern errichtet wurde, basieren diese Aussagen zunächst auf Vermutungen, bei

denen die besonderen Offshore-Bedingungen wenig bis keine Berücksichtigung finden. Daher

sind die heutigen Prognosesysteme den besonderen Offshore-Bedingungen anzupassen.

Beispielsweise ist, aufgrund der Wärmespeicherfähigkeit des Wassers, die thermische

Schichtung der Luft anders als unter Onshore-Bedingungen. Zudem ist die Wellenoberfläche

normalerweise sehr glatt, jedoch zeitlich variabel. Die Wasser-Land Grenze folgert veränderte

atmosphärische Strömungen. Auch gewinnen die Abschattungseffekte bei dem flachen

„Gelände“ zunehmend an Bedeutung und ebenso die kompakte Aufstellung der

Windenergieanlagen sowie der einzelnen Windparks. Da auch in anderen Ländern bisher erst

wenige Offshore-Windparks installiert wurden und sich zudem die Anpassung der

Windprognosen an die besonderen Offshore-Bedingungen in der Entwicklung befindet, liegen

bisher nur sehr wenige Aussagen zur Fehlerstatistik vor.

Untersuchungen von [Kar-04] geben für einen Prognosehorizont von 5 bis 40 Stunden einen

mittleren Prognosefehler an, der langsam von 10 bis 15 % ansteigt. Somit sind diese Prognosen

vergleichbar mit denen der Onshore-Standorte. Nach [Tam-06] und [Lan-06] geht man jedoch

davon aus, dass man mit an die besonderen Offshore-Bedingungen angepassten

Prognosemodellen bessere Prognosen als an Onshore-Standorten erzielen kann.

108 5 Grundlagen der Windenergienutzung

5.6 Aktueller Stand der Offshore-Windenergie

Aufgrund einer zunehmenden Verknappung der ausgewiesenen Vorrangflächen für die Nutzung

der Windenergie auf dem Land ist hier ein Ende der Wachstumsphase absehbar. Eine weitere

Steigerung der installierten Nennleistung von Onshore-Windenergieanlagen ist vorrangig auf

das Repowering, dem Ersetzen älterer Anlagen durch leistungsstärkere neue WEA,

zurückzuführen. Vor dem Hintergrund der von der Bundesregierung angestrebten Ausbauziele

für die Erneuerbaren Energien gewinnt die Offshore-Windenergie zunehmend an Bedeutung.

Bedingt durch bessere Windverhältnisse sowie geringere Turbulenzen wird eine um bis zu 40 %

höhere Leistungsbereitstellung verglichen mit Onshore-Anlagen erwartet. Daneben erfahren die

großen Windenergieanlagen im Parkverbund auf See eine wesentlich höhere Akzeptanz als an

Land, da die Anlagen in weiter Entfernung von der Küste errichtet werden, so dass diese für die

Bevölkerung nicht sichtbar sind. [sci-09]

Im Folgenden werden einige Herausforderungen für den Ausbau der Offshore-Windenergie

aufgeführt. Des Weiteren wird die politische Entwicklung im Bereich der Offshore-

Windenergie sowie der „Status Quo“ der Offshore-Projekte in Deutschland aufgezeigt.

5.6.1 Herausforderungen

Die geplanten deutschen Offshore-Windparkstandorte unterscheiden sich stark von denen der

Onshore-Anlagen. Bisher gibt es auch auf internationaler Ebene keine Erfahrungen mit der

Windenergienutzung in Wassertiefen von bis zu 40 m sowie großen Entfernungen von bis zu

200 km zur nächsten Küste. International stehen die Anlagen in maximal 20 m Wassertiefe.

Auch die Küstenentfernungen sind bedeutend geringer, so dass sich für den Offshore-Bereich in

Deutschland nur geringfügig Parallelen ziehen lassen. Die Erschließung der Offshore-

Windenergie birgt daher nicht nur hinsichtlich des Zugangs zu den Offshore-Anlagen sehr hohe

Anforderungen. Auch die eingesetzte Anlagentechnik steht vor neuen Herausforderungen. So

müssen die Anlagen für stärkere Belastungen als an Land ausgelegt werden, um den hohen und

schwankenden Windgeschwindigkeiten sowie schnellen Windrichtungswechseln trotzen zu

können. Daneben erfordert insbesondere die salzhaltige Luft innovative Anlagentechnologien.

Die zu überbrückenden Entfernungen zur Küste, große Wassertiefen sowie die notwendige

Netzanbindung folgern ein drastisch gestiegenes Investitionsvolumen. Um trotz allem ein

Return on Investment zu erzielen, planen die Investoren mit Anlagen der Megawatt-Klasse.

Deutsche Windenergieanlagenhersteller haben auf diese Anforderungen reagiert und bereits

Anlagen im Bereich der 5-Megawatt-Klasse produziert, die aktuell unter Offshore-Bedingungen

getestet werden. Die nachfolgende Abbildung 5.8 verdeutlicht die enorme Entwicklung von

Windenergieanlagen von 1985 bis 2005. [Bun-08a]

5 Grundlagen der Windenergienutzung 109

Abbildung 5.8: Leistungssteigerung von Windenergieanlagen - Entwicklung von 1980 bis 2005 [All-08]

Auch die Anbindung der Offshore-Windparks an das deutsche Energieversorgungsnetz erfordert

einen besonderen Aufwand. Zur Übertragung des erzeugten Stroms müssen laut einer Studie der

Deutschen Energie-Agentur (kurz DENA) zusätzliche Übertragungskapazitäten bereitgestellt

werden. So beziffern in dieser Studie Vertreter der Windbranche als auch Kraftwerks- und

Netzbetreiber den erforderlichen Ausbau des Höchstspannungsnetzes auf 850 km bis zum

Jahr 2015, falls eine verzögerte Offshore-Entwicklung verhindert werden soll. In einem zweiten

Teil der Netzstudie werden die Anforderungen an das Netz für den Zeitraum nach 2015

untersucht. [Deu-08b]

5.6.2 Politische Entwicklungen

5.6.2.1 Offshore-Strategie der Bundesregierung

Der Beginn der Offshore-Entwicklung ist in das Jahr 1997 zu legen. In diesem Jahr wurden die

ersten grundlegenden, genehmigungsrechtlichen Voraussetzungen geschaffen, woraufhin im

Jahr 1999 der erste Antrag für die Errichtung eines Offshore-Windparks beim Bundesamt für

Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) eingegangen ist. Im anschließenden Jahr 2000 wurden

mit Inkrafttreten der ersten Fassung des EEG zum ersten Mal definierte Vergütungen für die

Offshore-Windenergie dokumentiert. Des Weiteren veröffentlichte die Bundesregierung im

Jahr 2002 ein Strategiepapier zur Windenergienutzung auf See mit folgenden strategischen

Eckpunkten [Deu-08a]:

• stufenweiser Ausbau, unter Berücksichtigung wirtschaftlicher und ökologischer

Verträglichkeit

110 5 Grundlagen der Windenergienutzung

• Steigerung des Windenergieanteils an der gesamten, deutschen Stromerzeugung, mit einer

möglichen installierten Leistung von 25.000 bis 30.000 MW im Offshore-Bereich bis 2025

bzw. 2030

• Festlegung geeigneter Gebiete zur Aufstellung von Windparks innerhalb und außerhalb der

Ausschließlichen Wirtschaftzone (AWZ)

In der ersten Novelle des EEG im Jahre 2004 wurden die Anreize zum Ausbau der Offshore-

Windenergie nach den Zielen des Strategiepapiers weiter berücksichtigt. Im Jahr 2003 wird in

der Nordsee, 45 km nördlich von Borkum, die vom Bundesministeriums für Umwelt,

Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) geförderte Forschungsplattform Fino I in Betrieb

genommen. Mit dieser sollen Erkenntnisse über meteorologische sowie ozeanographische Daten

wie Windverhältnisse, Seegang, Materialbeständigkeit der Anlagen und weitere technische

Parameter ermittelt werden. Die gesammelten Daten dienen bei der Planung der Auslegung

sowie dem Betrieb zukünftiger Offshore-Windparks. In den Jahren 2007 bzw. 2008 folgen die

beiden Forschungsplattformen Fino II und Fino III in der Ostsee in der Nähe von Rügen bzw. in

der Nordsee etwa 80 km nordwestlich von Sylt. [Sti-09] [Fin-09] [Bun-09b]

Im Rahmen der Weiterentwicklung der Offshore-Strategie werden die

Übertragungsnetzbetreiber durch das im Oktober 2006 verabschiedete

Infrastrukturbeschleunigungsgesetz verpflichtet, bis zum Jahr 2015 alle Offshore-Windparks,

deren Baubeginn vor 2011 datiert, ans Netz anzuschließen und die damit verbundenen Kosten

zu übernehmen. Für die Investoren resultiert aus dieser Regelung eine deutliche finanzielle

Entlastung. Allerdings bietet diese Regelung derzeit keine Planungs- und Investitionssicherheit

für Offshore-Windparks, deren Baubeginn nach 2011 angestrebt wird. [Ene-09a]

Ergebnisse und Erfahrungen wird in Zukunft auch der erste deutsche Offshore-Windpark, Alpha

Ventus, liefern, mit dessen Bau 45 km vor der Insel Borkum in 30 m Wassertiefe im Jahr 2009

abgeschlossen wurde. Hier werden weltweit erstmalig zwölf 5-MW-Anlagen mit

unterschiedlichen Fundamenttypen in der Ausschließlichen Wirtschaftszone eingesetzt.

Langfristig, also in einigen Jahren, wird das Testfeld wertvolle Informationen für die Planung

sowie den Betrieb zukünftiger Offshore-Windparks liefern. [Wag-08]

Mit der zweiten Novelle des EEG, welche im Januar 2009 in Kraft getreten ist, werden die

Ausbauziele der Offshore-Windenergie weiter verfolgt. Konkret werden nach dem EEG

Offshore-Anlagen vergütet, welche außerhalb von Naturschutzgebieten errichtet werden.

5.6.3 Status Quo der deutschen Offshore-Projekte

Langwierige Genehmigungsverfahren und hohe Umweltauflagen haben dazu beigetragen, dass

sich trotz ambitionierter Ziele der Bundesregierung hinsichtlich der Errichtung von Offshore-

Windenergieanlagen der Ausbau sowie die Integration der Offshore-Windenergie deutlich

verzögern.

5 Grundlagen der Windenergienutzung 111

Gegenwärtig hat das BSH 17 Offshore-Windparks in der AWZ und zwei in der 12-Seemeilen-

Zone der Nordsee genehmigt. In der Ostsee sind es hingegen drei Offshore-Windparks in der

AWZ und zwei in der 12-Seemeilen-Zone. Diese 24 Projekte befinden sich in der ersten

Planungs- bzw. Bauphase. Um das Ziel der Bundesregierung - 20.000 bis 25.000 MW Offshore-

Windenergie bis 2030 zu installieren - zu erreichen, bedarf es weitaus mehrerer Windparks.

Weitere 46 Windparks in der Nordsee und 6 in der Ostsee sind geplant. Diese Projekte befinden

sich derzeit im Genehmigungsverfahren beim BSH. [den-09]

5.7 Verwendetes Windparkmodell

Zur Untersuchung der Fragestellung, inwieweit Biogasanlagen in Kombination mit schnell

regelbaren Mikrogasturbinen die Differenzen zwischen prognostizierter sowie tatsächlicher

elektrischer Leistungsbereitstellung eines Offshore-Windparks reduzieren können, war es

zunächst erforderlich, die entsprechende elektrische Leistungsbereitstellung zu ermitteln. Diese

Ermittlung basierte auf einem Windparkmodell, in welchem Wind- und Wetterdaten, die

Windparkgeometrie sowie die gemessene Leistungscharakteristik als Eingangsparameter

dienen.

Warum ein Windpark und nicht einzelne Windenergieanlagen betrachtet wurden, soll im

Rahmen dieses Kapitels beantwortet werden. Ebenso werden die Parkkonfiguration sowie

relevante Parameter näher erläutert.

5.7.1 Einzelanlage vs. Offshore-Windpark

Allgemein bezeichnet der Begriff „Windpark“ eine räumlich und organisatorisch verbundene

Ansammlung von Windenergieanlagen. Dabei werden die WEA zwar über eine interne

Verkabelung und eine gemeinsame Übergabestation mit dem Netz verbunden, laufen jedoch

autonom im Netzparallelbetrieb. Des Weiteren kann die gesamte Infrastruktur konzentriert

werden, wodurch sich nicht nur unter maritimen Bedingungen die Kosten im Vergleich zu

Einzelanlagen deutlich reduzieren lassen. Erwähnenswert sind in diesem Zusammenhang

beispielsweise Wartungsarbeiten, die konzentriert an mehreren Anlagen durchgeführt werden

können und sich somit große Fahrtstrecken und -zeiten und damit Kosten für Techniker

vermeiden lassen.

Die Errichtung von Offshore-WEA in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone der

Nord- und Ostsee erfordert einen, im Vergleich zur Onshore-Windenergienutzung, wesentlich

höheren, finanziellen Aufwand. Dieser resultiert aus den örtlichen Gegebenheiten

(Wassertiefen) sowie Entfernungen für den Netzanschluss von oftmals mehr als 100 km.

Gegenüber den an Land errichteten Windparks mit relativ einfachen Fundamenten erfordern die

speziellen Gründungskonstruktionen zur Errichtung einer Windkraftanlage auf hoher See hohe

Investitionen. Auch bedingen Wartungsmaßnahmen eine enorme finanzielle Belastung. Diesen

außergewöhnlichen, ökonomischen Herausforderungen kann man lediglich mit möglichst

112 5 Grundlagen der Windenergienutzung

geringen spezifischen Kosten sowie hohen Energieerträgen begegnen. Projektierer von

Offshore-Windparks streben daher einen maximalen Energieertrag an, welcher wiederum aus

einer möglichst großen, installierten Windparkgesamtleistung resultiert. Die für die Installation

der WEA in Frage kommenden ausgewiesenen Vorranggebiete werden daher mit möglichst

vielen und leistungsstarken WEA bestückt, wobei der Gesamtenergieertrag dieser Windparks

das ausschlaggebende Kriterium darstellt. Gegenwärtig maximal zu genehmigende sowie

realisierende Projektgrößen belaufen sich auf etwa 80 WEA mit jeweils 5 bis 6 MW-

Nennleistung. Dabei werden Genehmigungen für die Errichtung dieser Offshore-Windparks

vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie erteilt.

Neben der Installation und Wartung von Offshore-WEA stellt insbesondere die Netzanbindung

Windanlagen- und Netzbetreiber vor neue Herausforderungen. Um diese enormen, nicht nur

finanziellen Belastungen möglichst zu minimieren, erweist sich eine Parkanordnung mit einem

Netzanschluss für den gesamten Park als äußerst vorteilhaft. Um in diesem Zusammenhang den

Ausbau der Offshore-Windenergie weiter voranzutreiben, trat am 17.12.2006 das

Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz in Kraft. In diesem werden nach §17 Abs. 2a des

EnWG die nächstgelegenen Netzbetreiber zur Netzanbindung aller Offshore-Windparks

verpflichtet, deren Baubeginn bis Ende 2015 erfolgt. Dabei müssen die Netzbetreiber die

Verbindung vom Umspannwerk auf See bis zum technisch und wirtschaftlich günstigsten

Netzanschlusspunkt realisieren und zudem die Kosten für die Netzanbindung übernehmen.

Neben den monetären Gründen, die auf einen Zusammenschluss mehrerer WEA zu einem

Windpark abzielen, sprechen auch technische dafür. So vereinfacht sich die Betriebsführung für

einen Windpark im Gegensatz zu vielen Einzelanlagen, da dieser für den Netzbetreiber als ein

großes (verteiltes) Kraftwerk angesehen und entsprechend behandelt werden kann. Jedoch

schließt die zentrale Regelung des Windparks eine separate Steuerung der Einzelanlagen nicht

aus.

5.7.2 Windparkkonfiguration / Parameterauswahl

Zur Berechnung der Differenz zwischen prognostizierter sowie tatsächlicher elektrischer

Leistungsbereitstellung eines Offshore-Windparks, wurde im Rahmen dieser Arbeit ein

Windpark bestehend aus 77 WEA betrachtet. Die Aufstellungsgeometrie ist der folgenden

Abbildung 5.9 zu entnehmen.

5 Grundlagen der Windenergienutzung 113

Abbildung 5.9: Aufstellungsgeometrie des betrachteten Offshore-Windparks

Durch die bereits genannten, speziellen Anforderungen küstenferner Offshore-Projekte gepaart

mit hohen Investitions- sowie Betriebskosten, bedarf es eines möglichst großen Energieertrages.

Folglich geht der Trend zu immer größeren Offshore-WEA. Heutzutage bieten verschiedene

Hersteller bereits Multimegawatt-Anlagen mit bis zu 5-MW-Nennleistung an. Daneben

befinden sich technisch realisierbare Anlagen in einer Leistungsklasse von bis zu 8 MW schon

teilweise in der Entwicklung. Leistungen darüber hinaus sind Gegenstand aktueller europäischer

Forschungsaktivitäten. [EWE-08]

Im Rahmen dieser Arbeit wurden Multimegawatt-Anlagen der Firma REpower Systems AG mit

der Handelsbezeichnung „5M“ ausgewählt. Diese Anlagen gehören zurzeit zu den weltweit

größten Windenergieanlagen, die sich für einen Offshore-Einsatz qualifizieren. Die REpower

5M kennzeichnet eine Nennleistung von 5 MW sowie einen Rotordurchmesser von 126 m. Die

Nabenhöhe beläuft sich auf 92 m. Die Abbildung 5.10 zeigt die gemessene Leistungskennlinie

einer einzelnen 5M-Anlage. Wie man der Abbildung entnehmen kann, gewährt dieser

Anlagentyp einen Nennleistungsbetrieb für Windgeschwindigkeiten von bis zu 30 ms-1. Auch

andere, für den Offshore-Einsatz konzipierte WEA weisen diese Charakteristik auf. Durch

diesen im Vergleich zu Onshore-WEA ausgedehnten Nennleistungsbereich sollen abrupte

Leistungseinbrüche aufgrund von Sturmabschaltungen weitestgehend vermieden werden.

114 5 Grundlagen der Windenergienutzung

Abbildung 5.10: Leistungskennlinie einer REpower5M - in Anlehnung an [Her-07]

Die Leistungskennlinie charakterisiert eine Einzellanlage und impliziert dabei keine

Windparkeffekte. Insbesondere die Nachlaufströmung bedarf einer gesonderten Betrachtung.

Die kompakte Aufstellung von Windenergieanlagen in einem Windpark kann zu einer

gegenseitigen Beeinflussung der Anlagen führen. Dabei wird ein Teil der Anlagen nicht mehr

frei vom Wind angeströmt, sondern einer von vorstehenden Anlagen beeinflussten

Windströmung ausgesetzt (vgl. Abbildung 5.11).

5 Grundlagen der Windenergienutzung 115

Windenergieanlage

Wind

Abbildung 5.11: Schematische Darstellung der Strömungsverhältnisse in einem Windpark [Ben-96]

Die verminderte Leistungsabgabe durch diesen als Nachlaufströmung oder Wake bezeichneten

Effekt steht in Abhängigkeit von der Windrichtung sowie der unbeeinflussten, auf den Park

auftreffende Windgeschwindigkeit. Folglich reduziert sich auch der so genannte

„Parkwirkungsgrad“, welcher wiederum nach [Alb-97] als das Verhältnis der momentanen

Leistungsabgabe eines Windparks zur theoretischen Leistungsabgabe einer gleichen Anzahl von

unbeeinflusst angeströmten Anlagen definiert ist. [Bey-95]

Um die gegenseitigen Beeinflussungen der WEA untereinander durch die erwähnten

Abschattungseffekte mit zu berücksichtigten, finden heutzutage diverse Modelle Verwendung.

Wie bereits in Kapitel 5.4.1.1 aufgeführt, bietet von diesen Modellen vor allem das Jensen-

Modell den besten Kompromiss zwischen einer möglichst realistischen Abbildung des Wake-

Effektes sowie einer akzeptablen Rechenzeit. Daher basiert auch im Rahmen dieser Arbeit die

Berechnung der elektrischen Leistungsbereitstellung eines Offshore-Windparks auf dem Jensen-

Modell.

5.7.3 Parameterauswahl

Im Folgenden werden die wichtigsten Parameter vorgestellt, die für das Windparkmodell

verwendet wurden.

116 5 Grundlagen der Windenergienutzung

Einer der wichtigsten Parameter ist der Abstand der WEA untereinander. Bei der Wahl dieses

Parameters gilt es einen Kompromiss zu finden zwischen einer möglichst geringen Reduzierung

in der Leistungsabgabe des Offshore-Windparks in Folge des Wake-Effektes sowie einer

möglichst guten Flächenausnutzung hinsichtlich der Anlagenanzahl und damit des

Gesamtenergieertrages.

Im Rahmen dieser Arbeit liegen daher die Abstände zwischen den WEA in horizontaler sowie

vertikaler Richtung in einer Größenordnung des 4,8-fachen Rotordurchmessers. Diese

Größenordnung gilt unter Offshore-Bedingungen als ein guter Kompromiss zwischen der

Reduzierung des Wake-Effektes und einem möglichst hohen Gesamtenergieertrags.

Wie bereits erwähnt beträgt die Nabenhöhe der betrachteten WEA 92 m. Die verwendeten

Messdaten der Windrichtungen sowie Windgeschwindigkeiten liegen für eine Höhe von 90 m

vor. Diese Differenz erfordert die Berücksichtigung der Windgeschwindigkeitszunahme mit der

Höhe. Im Rahmen dieser Arbeit wurde dafür der in Kapitel 5.2.4 bereits erläuterte Potenzansatz

nach Hellmann verwendet. Für den in dieser Formel genannten Hellmann-Exponenten α wurde

der Wert 0,14 eingesetzt. Dieser Wert kann auch der IEC 61400-3 für den Offshore-Bereich

entnommen werden.

Da die mit dem Windparkmodell berechneten Leistungswerte von verschiedenen Parametern

abhängig sind, können u.a. folgende Parameter eine gewisse Unschärfe in den

Berechnungsergebnissen hervorrufen:

• Modellunschärfen

• Einflüsse der thermischen Schichtung

• Verschmutzung der Rotorblätter

• Zeitliche Mittelung der Messwerte

• Böencharakteristik

• etc.

Eine umfassende Unschärfebetrachtung kann letztendlich erst erfolgen, sobald der erste

Windpark in der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone unter entsprechenden Offshore-

Bedingungen errichtet wurde.

6 Auswertung: Windprognosen und reale

Windstromeinspeisung

Wie bereits im Kapitel „Prognosen“ erwähnt, sind Windprognosen mit unvermeidbaren

Unschärfen gepaart. Folglich kann zur Kraftwerkseinsatzplanung die Anmeldung der Fahrpläne

für die Windparks (WP) lediglich auf einer Abschätzung, eben der „Prognose“ der elektrischen

Leistungsbereitstellung für diese Parks fußen. Betrachtetet man ferner die von der Europäischen

Union sowie der Bundesrepublik Deutschland auferlegten Ziele für den Ausbau der

Erneuerbaren Energien, so weisen diese u. a. einen hohen Anteil an Windenergie auf. Möchte

man den heutigen, hohen Grad an Versorgungssicherheit auch zukünftig wahren, müssen

hinsichtlich der Windenergienutzung die Prognosen weiter verbessert werden. Ebenso bedarf es

Alternativen, die im Falle auftretender Differenzen zwischen der prognostizierten sowie

tatsächlichen elektrischen Energiebereitstellung einer WEA bzw. eines Windparks zum Einsatz

kommen.

Um die tatsächliche, elektrische Energiebereitstellung der Prognosen der elektrischen

Energiebereitstellung eines Offshore-Windparks anzunähern, wird im Folgenden die sich

bietende Möglichkeit der kombinierten elektrischen Leistungsbereitstellung von Offshore-

Windparks und schnell regelbaren, biogasbetriebenen Mikrogasturbinen untersucht. Das

speicherfähige Biogas kann als einer der wenigen Energieträger unter den Erneuerbaren

Energien nicht nur heute schon bedarfsabhängig elektrische Energie bereitstellen, sondern, mit

zunehmendem Anteil der Erneuerbaren Energien am gesamten Kraftwerkspark, eine wichtige

Funktion im Rahmen der Bereitstellung von Systemdienstleistungen wie insbesondere der von

Regelenergie übernehmen.

Um eine Aussage treffen zu können, inwieweit Biogas die Aufgabe des Ausgleichs von

Einspeisedifferenzen zukünftiger Offshore-Windparks wahrnehmen kann, müssen die

Charakteristika der Prognoseabweichungen erarbeitet werden. Hierzu wurde ein Zeitraum

betrachtet, der sich vom September des ersten Jahres bis zum Januar des folgenden Jahres

erstreckt. In dieser Zeitspanne treten, verglichen mit den übrigen Monaten eines Jahres, nicht

nur besonders hohe Windgeschwindigkeiten auf, es kommt zudem verstärkt zu

Windgeschwindigkeits- und Windrichtungswechseln. Diese starken, einen stochastischen

Charakter aufweisenden Fluktuationen erschweren die genauen Prognosen der

Windparkleistung.

Zur gewünschten Einhaltung der elektrischen Einspeiseprognosen müssen

Prognoseabweichungen von den biogasbetriebenen MGT nachgefahren werden. Für die

Untersuchung der auftretenden Differenzen zwischen prognostizierter sowie tatsächlicher

Windstromeinspeisung bietet der ausgewählte Zeitraum besonders hohe Anforderungen an die

Ausgleichsvorgänge. Für die Untersuchung der Möglichkeiten und Grenzen des

118 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

Kombinationspotenzials von Biogasanlagen mit Offshore-Windparks kann dieser Zeitraum

somit als prädestiniert angesehen werden.

6.1 Prognoseabweichungen in der Windparkleistung

Die Berechnung der prognostizierten Windparkleistung erfolgte anhand vorliegender

Prognosedaten für die Windrichtungen und -geschwindigkeiten. Mit diesen Werten sowie mit

Hilfe des erstellten Windparkkennfeldes (Kapitel 5.7.2) konnten Leistungsprognosen für die

folgenden zwölf Stunden errechnet werden. Auch die Ermittlung der tatsächlichen

Leistungsbereitstellung des betrachteten Windparks erfolgte über das Windparkkennfeld.

Hierbei wurden real gemessene Windrichtungen und -geschwindigkeiten von einem

potenziellen Offshore-Windparkstandort verwendet.

Nach der Berechnung der elektrischen Windparkleistung für die prognostizierten und

tatsächlichen Werte wurden die prognostizierten Leistungen mit den gemessenen verglichen.

Als Resultat konnten die auftretenden Prognoseabweichungen ermittelt werden. Abbildung 6.1

veranschaulicht diese Prognoseabweichungen aufgetragen über den Untersuchungszeitraum. In

der Abbildung treten sowohl positive als auch negative Abweichungen mit deutlichen

variierenden Dimensionen auf. Sehr vereinzelt erreichen die Prognoseabweichungen sogar

Werte im Bereich der installierten Windparkleistung von 385 MW.

Untersuchungszeitraum

-400000

-300000

-200000

-100000

100000

200000

300000

400000

elektrische Leistung [kW

]

Abbildung 6.1: Differenzen zwischen der prognostizierten sowie disponiblen elektrischen

Energiebereitstellung des betrachteten Windparks

Die Abbildung 6.2 veranschaulicht noch einmal die auftretenden Prognoseabweichungen

beispielhaft für einen ausgewählten Monat. Aufgrund der größeren zeitlichen Auflösung lassen

sich die Größenordnungen auftretender Prognoseabweichungen deutlicher erkennen.

6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung 119

Untersuchungszeitraum

-400000

-300000

-200000

-100000

100000

200000

300000

400000

elektrische Leistung [kW

]

Abbildung 6.2: Differenzen zwischen der prognostizierten sowie disponiblen elektrischen

Energiebereitstellung des betrachteten Windparks für einen ausgewählten Monat

Für die Dimensionierung und Einsatzplanung der biogasbetriebenen MGT sowie zur

Abschätzung des Biogasbedarfs ist es nun von Interesse, mit welchen Häufigkeiten die

jeweiligen Klassen der Differenzen auftreten. Eine Antwort auf diese Fragestellung liefert die

Abbildung 6.3. In dieser sind die normierten, absoluten Häufigkeiten der Differenzen zwischen

der prognostizierten sowie der gemessenen elektrischen Leistung eines 385-MW-Offshore-

Windparks dargestellt.

-400000 -200000 0 200000 40000

elektrische Leistung [kW]

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

normierte absolute Häufigkeit

Abbildung 6.3: Normierte absolute Häufigkeit der Prognosedifferenzen

120 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

Die Abbildung 6.3 zeigt auf den ersten Blick eine annähernd gleiche Verteilung zwischen den

positiven und negativen Leistungsdifferenzen. Ebenso erkennt man, dass ein Großteil der

Differenzen (etwa 34 %) Null ist. In diesem Fall stimmt folglich die prognostizierte elektrische

Leistungsbereitstellung des betrachteten Offshore-Windparks mit der tatsächlichen überein. Da

eine Differenz von Null keine weiteren Maßnahmen erfordert, wird dieses in den folgenden

Untersuchungen nicht weiter mit berücksichtigt.

Das Verhältnis zwischen einer Über- zu einer Unterschätzung für die prognostizierte,

elektrische Leistungsbereitstellung hält sich in etwa die Waage. Betrachtet man die Verteilung

jedoch etwas genauer, so erkennt man, dass die Häufigkeiten auf der negativen Seite größer sind

als die auf der positiven. Diese Tatsache ist für das Ziel des Angleichens von realer

Leistungsbereitstellung an die prognostizierte und damit für die Einsatzplanung der

biogasbetriebenen MGT von Vorteil. Um zu ergründen warum dieses so ist, wird im Folgenden

zunächst die Bedeutung des negativen sowie positiven Achsenabschnittes näher erläutert.

Die „negative Seite“ der Abszisse kennzeichnet den Bereich, in dem eine Unterschätzung der

elektrischen Leistungsbereitstellung vorliegt, die Prognose somit geringer als die tatsächliche,

elektrische Leistungsbereitstellung ist. Ein Angleichen der realen Leistungsbereitstellung an die

Prognose und damit die Einhaltung des angemeldeten Windparkfahrplans lässt sich in diesem

Bereich relativ einfach realisieren. Mehr bereitgestellte Leistung, als es die Prognose

vorausgesagt hatte, bietet die Möglichkeit, einen Ausgleich durch das Herunterregeln der

bereitgestellten, elektrischen Leistung der Windenergieanlagen zu bewirken. In diesem

Zusammenhang bieten Windenergieanlagen den großen Vorteil, dass sie große

Leistungsgradienten realisieren können. So sind sie im Stande innerhalb von wenigen Sekunden

aus dem Nennleistungsbereich in den Stillstand zu fahren. Für das Angleichen der

Leistungsabgabe an die jeweilige Prognose genügen oftmals geringere Leistungssprünge aus.

Daher ist hier mit noch geringeren Zeiten zu rechnen. Dieser extrem schnellen

Regelungsgeschwindigkeit kann heutzutage weitestgehend kein konventionelles Kraftwerk

folgen. Somit bietet das Herunterregeln der WEA nicht nur die einfachste, sondern auch die

schnellste und damit sicherste Möglichkeit die angemeldeten Fahrpläne im Falle einer

Überschreitung des Prognosewertes einzuhalten und damit die Systemstabilität sicherzustellen.

Bei der Einhaltung der angemeldeten Fahrpläne sind natürlich nicht nur ökonomische

Gesichtspunkte von Interesse. Auch die ökologischen Auswirkungen rücken mehr und mehr in

den Fokus. So zieht beispielsweise der Teillastbetrieb eines konventionellen Kraftwerkes einen

verminderten Wirkungsgrad nach sich, der wiederum verbunden mit einem höheren Bedarf an

Energieträgern in Form von Brennstoffen (wie beispielsweise Kohle oder Gas) pro erzeugter

kWh ist. Da WEA keinen Brennstoffbedarf o.ä. aufweisen, stellt das Herunterregeln der

Windenergieanlagen auch diesbezüglich die offensichtlich einfachste und vorteilhafteste

Variante zur Einhaltung der angemeldeten Fahrpläne dar.

Konträr zum negativen Abszissenabschnitt kennzeichnet die „positive Seite“ der Abbildung 6.3

den Bereich, in dem eine Überschätzung der elektrischen Leistungsbereitstellung vorliegt, die

6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung 121

Prognose die gemessene Leistungsbereitstellung übertrifft. Ein Angleichen der realen

Leistungsbereitstellung an die Prognosewerte kann in diesem Bereich nur durch den Einsatz

zusätzlicher Kraftwerkskapazitäten erfolgen. Hieraus wird ersichtlich, dass für die

Einsatzplanung von biogasbetriebenen MGT der positive Bereich von Interesse ist.

Die weiteren Untersuchungen, der durch zusätzliche Kraftwerke wie Biogasanlagen

bereitzustellenden Leistung, beschränken sich somit auf die positive Seite der Abszisse aus

Abbildung 6.3.

6.2 Von biogasbetriebenen MGT nachzufahrende Differenzen

Die Differenzen, die für einen vollständigen Ausgleich zwischen der prognostizierten sowie der

tatsächlichen Windparkleistung von den biogasbetriebenen MGT nachzufahren sind, zeigt die

Abbildung 6.4.

Untersuchungszeitraum

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

elektrische Leistung [kW

]

Abbildung 6.4: Darstellung der Differenzen, welche durch das Herunterregeln der WEA nicht

auszugleichen sind

In dieser Abbildung sind bereits die negativen Differenzen ausgeblendet worden, welche durch

das Herunterregeln der Windenergieanlagen ausgeglichen werden können. Der Bedarf an

elektrischer Ausgleichsleistung beläuft sich nicht nur verstärkt in den kleineren

Leistungsbereichen, es treten vielmehr auch vereinzelt einige extreme Peaks auf.

In der Abbildung 6.4 ist der gesamte Untersuchungszeitraum dargestellt. Durch eine zeitliche

Entzerrung der aufgetragenen Werte können die auftretenden positiven Differenzen deutlich

detaillierter dargestellt werden. Das Verhältnis zwischen eher selten auftretenden großen

Differenzen und den häufigen Differenzen im Bereich kleinerer Leistungen tritt hervor.

122 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

ein Monat

80000

160000

240000

320000

400000

elektrische Leistung [kW

]

Abbildung 6.5: Positive Differenzen des ausgewählten Monats des Untersuchungszeitraums

Für die Dimensionierung der benötigten, installierten MGT-Leistung ist es von Interesse, wie

häufig die verschiedenen Differenzen auftreten. Die Darstellung der Häufigkeitsverteilung der

positiven Differenzen des gesamten Untersuchungszeitraumes aus Abbildung 6.6 zeigt, dass

bereits eine installierte MGT-Leistung von 9 % der installierten Windparkleistung (bei dem

betrachteten 385.000 kW Windpark wären dieses 34.650 kW) ausreicht, um etwa 50 % der

auftretenden, positiven Differenzen abzudecken. Möchte man 75 % der Differenzen

ausgleichen, so wird eine installierte MGT-Leistung von 20 % der installierten

Windparkleistung (77.000 kW) benötigt, bei 90 % Ausgleich sind es etwa 36 % (138.600 kW),

bei 95 % gut 50 % (192.500 kW). Bei einem Ausgleichswunsch von 99,3 % der

Prognoseabweichungen sind bereits 75% (288.750 kW) an installierter MGT-Leistung bezogen

auf die installierte Windparkleistung nötig. Für den Ausgleich aller Differenzen zwischen den

prognostizierten und den tatsächlich auftretenden Windparkleistungen eines 385-MW-

Windparks wird eine installierte MGT-Leistung von in nahezu gleicher Größenordnung

benötigt. Da der elektrische Leistungsbedarf in dieser Größenordnung jedoch nur äußerst selten

auftritt, macht es nicht nur unter ökonomischen Gesichtspunkten wenig Sinn, die installierte

MGT-Leistung für diesen Bedarf zu dimensionieren.

6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung 123

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00

normierte elektrische Windparkleistung

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

normierte absolute Häufigkeit

Abbildung 6.6: Häufigkeitsverteilung der positiven Differenzen des gesamten Untersuchungszeitraumes

Die Darstellung verdeutlicht, dass der Einsatz von MGT zum Ausgleich von

Prognoseabweichungen vor allem im unteren Bereich der Leistungsdifferenzen eine interessante

Alternative darstellt. Mit steigendem Grad des Ausgleichs sollten weitere Alternativen mit in

Betracht gezogen werden, da mit steigenden installierten Leistungen die durchschnittlichen

Einsatzzeiten der MGT deutlich sinken und somit die Stromgestehungskosten enorm ansteigen

würden.

Zu berücksichtigen ist bei diesen Erkenntnissen zudem, dass sich die Untersuchungen auf einen

Zeitraum von September des ersten Jahres bis zum Januar des folgenden Jahres erstrecken.

Dieser Zeitraum wird in der einschlägigen Literatur bekanntlich auch als „Starkwindphase“

eines Jahres deklariert. In der übrigen Zeit ist demnach eher mit verminderten

Windgeschwindigkeiten sowie Windrichtungswechseln zu rechnen, weshalb folglich der Bedarf

an Ausgleichsenergie tendenziell abnimmt. In den Sommermonaten liegen häufig stabile

Wetterlagen vor. Dadurch verbessert sich die Prognosegüte enorm. [Hau-08]

6.2.1 Leistungsinkremente

Neben den auftretenden Differenzen zwischen der prognostizierten sowie tatsächlichen

elektrischen Windparkleistung, welche die Dimensionierung der installierten MGT-Leistung

maßgeblich beeinflussen, bedarf es einer näheren Betrachtung der auftretenden

Leistungsinkremente. Nur durch die Untersuchung der auftretenden Leistungsinkremente lässt

sich letztendlich eine Aussage generieren, ob die geforderten

Leistungsänderungsgeschwindigkeiten auch von den biogasbetriebenen MGT erbracht werden

können. Es lässt sich folglich ableiten, ob MGT die gewünschten Lastsprünge je Zeitintervall

nachfahren können und somit diesen Anforderungen genügen. Neben der benötigten,

124 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

installierten MGT-Leistung stellen die Leistungsinkremente die zweite, begrenzende Größe

hinsichtlich der Auslegung eines MGT-Kraftwerkparks dar.

Bedingt durch die normgerechten Windmessungen beziehen sich die Leistungsinkremente für

die Einsatzplanung der biogasbetriebenen MGT auf 10-Minuten-Intervalle. MGT müssen somit

in der Lage sein, die angeforderten Inkremente innerhalb von 10 Minuten zu bedienen. Für

diese sehr kurzfristigen Leistungsanforderungen und die starken Lastwechsel stellen die MGT

aufgrund ihrer schnellen Lastwechseleigenschaften eine sehr interessante Möglichkeit dar. Um

beurteilen zu können, ob die MGT die Lastwechsel in der gewünschten Zeit erbringen können,

wurden zunächst die auftretenden Leistungsinkremente für die 10-Minuten-Intervalle berechnet.

In dieser Berechnung wurden wiederum die negativen Differenzen vernachlässigt, da diese, wie

bereits erwähnt, für die Einsatzplanung der MGT unrelevant sind.

Um eine fundierte Aussage hinsichtlich des vollständigen Ausgleichs der

Prognoseabweichungen durch biogasbetriebene MGT ableiten zu können, wurden die

normierten Häufigkeiten der Leistungsinkremente, welche durch die MGT nachgefahren

werden müssen, in Abbildung 6.7 dargestellt.

0.00 0.25 0.50 0.75 1.00

auf Windparkleistung normierte Klassen der Leistungsinkremente

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

normierte Häufigkeiten

Abbildung 6.7: Normierte Häufigkeiten der Leistungsinkremente

Der Abbildung 6.7 ist zu entnehmen, dass mehr als 80 % der Leistungsinkremente geringer als

eine Leistungsänderungsgeschwindigkeit von 4 % der installierten Windparkleistung je 10-

Minuten-Intervall sind. Knapp 75 % der Leistungsinkremente sind sogar kleiner als 1,3 % der

installierten WP-Leistung je 10-Minuten. Im Falle des betrachteten 385-MW-Windparks

entspricht dieses einer Leistungsänderung von etwa 5.000 kW innerhalb eines 10-Minuten-

Intervalls. Mit steigendem Anteil an gewünschter Abdeckung auftretender Inkrementensprünge

durch MGT steigt auch die benötigte installierte MGT-Leistung deutlich an. Verfolgt man das

Ziel 90 % der Inkremente nachzufahren, so müssen noch lediglich Leistungsinkremente in einer

6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung 125

Größenordnung von 13 % bezogen auf die installierte Windparkleistung bedient werden. Bei

95 % sind es bereits 25 % der installierten WP-Leistung, bei 98,8 % werden bereits 50 % der

Windparkleistung benötigt. Sollen 99,9 % der auftretenden Inkremente nachgefahren werden, so

bedarf es innerhalb von 10 Minuten gar einer Leistung von 85,6 % der installierten Offshore-

Windparkleistung.

Als Resümee lässt sich festhalten, dass, bezogen auf die installierte Windparkleistung,

vorwiegend vergleichsweise geringe Leistungsinkremente auftreten. Allerdings bestehen auch

vereinzelt große Leistungsbedarfe, die sich, wird ein 100 %-Ausgleich durch MGT angestrebt,

stark der installierten Leistung des betrachteten Offshore-Windparks nähern.

6.2.2 Bereitstellung der benötigten Biogasmenge / Zeitlicher

Biogasbedarf/-abruf

Die bisherigen Untersuchungen verfolgten primär das Ziel, eine angemessene Dimensionierung

der erforderlichen Mikrogasturbinengesamtleistung zu erlangen. Die installierte Leistung der

Mikrogasturbinen ist für den gewünschten Ausgleich der Differenzen zwischen prognostizierter

sowie disponibler, elektrischer Leistungsbereitstellung eines Offshore-Windparks eine der

relevantesten Größen. Auch unter ökonomischen Gesichtspunkten hat diese Größe einen

entscheidenden Einfluss auf die Gesamtkosten dieser Art der Ausgleichsenergiebereitstellung.

Die installierte MGT-Leistung ist jedoch nicht die einzige Größe, die hinsichtlich der

Ausgleichsenergiebereitstellung Berücksichtigung finden muss. Neben ihr ist die zum Betrieb

der Mikrogasturbinen benötigte Biogasmenge und damit die erforderliche Größe und Anzahl

der Biogasanlagen zur Biogasproduktion ein entscheidendes Kriterium. Aus dem Biogasbedarf

lässt sich zudem die erforderliche Rohstoffmenge sowie der damit einhergehende Flächenbedarf

zum Anbau der eingesetzten Substrate (Energiepflanzen) ableiten. Auch eine Abschätzung

erforderlicher Kapazitäten zur Zwischenspeicherung des Biogases kann folglich getroffen

werden. Nur eine Speicherung des produzierten Biogases kann die Abweichung zwischen

konstanter Produktion und schwankendem Bedarf kompensieren.

Eine entscheidende Größe stellt also die zum Betrieb der MGT benötigte Biogasmenge dar. Bei

dieser gilt es einen Kompromiss zu finden zwischen der, bedingt durch die komplexen

Prozessbedingungen, konstanten Biogasproduktion in den Biogasanlagen sowie dem

bedarfsabhängigen Abruf des Biogases durch die nachzufahrenden, windbedingten

Leistungsinkremente. Um aus der benötigten Biogasmenge die dafür notwendigen Größen

sowie Anzahl an Biogasanlagen bestimmen zu können, werden nicht nur die

Auftrittshäufigkeiten der Leistungsinkremente sondern zudem die Pausenzeiten zwischen dem

Abruf des Biogases untersucht.

Lediglich in 25,6 % aller Fälle treten Differenzen zwischen prognostizierter sowie tatsächlicher

Windparkleistung ungleich Null auf. Null bedeutet in diesem Fall, dass entweder keine

Differenzen zwischen der disponiblen und der prognostizierten Windparkleistung vorliegen, die

prognostizierten Werte somit zutreffen, oder aber die auftretenden Differenzen durch das

126 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

Herunterregeln der WEA ausgeglichen werden können. Somit kann in 74,4 % der Zeit des

Untersuchungszeitraumes das Biogas zum Befüllen der Speicher eingesetzt werden.

Demzufolge kommt es in lediglich 25,6 % des betrachteten Zeitraums zu einem Abruf von

Biogas. Wie groß der Biogasbedarf in dieser Zeit ist, resultiert wiederum aus der benötigten,

elektrischen Leistungsanforderung. Diese bestimmt die erforderliche Anzahl an MGT sowie den

Leistungsbereich, in dem die jeweiligen MGT betrieben werden. Insbesondere zur Deckung

wechselnder Energiebedarfe über die betrachteten 10-Minuten-Intervalle müssen die

Anfahrprozesse der MGT mit berücksichtigt werden. So werden zur Deckung eines bestimmten

Energiebedarfs innerhalb eines 10-Minuten-Intervalls mehr MGT benötigt, wenn diese den

Anfahrprozess durchlaufen müssen, als wenn die MGT unter Volllast betrieben werden können.

Können die MGT aufgrund eines gleich bleibenden Energiebedarfs konstant betrieben werden,

so läuft in dem MGT-Parkmodell lediglich die letzte, zur Bedarfsabdeckung noch benötigte

MGT ggf. im Teillastbetrieb. Ein Mehrverbrauch von Biogas durch den aus dem Teillastbetrieb

resultierenden, schlechteren Wirkungsgrad beschränkt sich in diesem Fall auf diese eine

Turbine.

Für die Dimensionierung der Gasspeicher muss neben den Einsatzzeiten und Betriebsbereichen

der MGT zudem bekannt sein, wie groß der zeitliche Anteil der drei folgenden Varianten ist:

• Die gesamte, aktuell produzierte Biogasmenge wird komplett verstromt. Der

Gasspeicherinhalt ändert sich nicht.

• Der aktuelle Biogasbedarf übersteigt die konstante Biogasproduktion. Es erfolgt ein

zusätzlicher Biogasabruf aus dem Gasspeicher. Der Gasspeicherinhalt wird geringer.

• Der aktuelle Biogasbedarf ist geringer als die konstante Biogasproduktion. Nicht

abgerufenes Biogas wird in den Gasspeicher eingespeist. Der Speicherinhalt erhöht sich.

Die Speicherdimensionierung resultiert somit aus der installierten und abgerufenen Leistung der

MGT sowie der Anzahl und Größe der Biogasanlagen.

6.3 Szenarioanalyse

Im Rahmen der drei im Folgenden vorgestellten Szenarien werden verschiedene Ziele

hinsichtlich eines gewünschten Ausgleichs von Differenzen zwischen der prognostizierten

sowie der tatsächlichen elektrischen Leistungsbereitstellung eines Offshore-Windparks verfolgt.

Im ersten Szenario wird eine installierte elektrische MGT-Leistung von 50.000 kW

angenommen, im zweiten Szenario 100.000 kW und im dritten 150.000 kW. Für diese drei für

einen Ausgleich von Prognoseabweichungen zur Verfügung stehenden installierten MGT-

Leistungen sollen aus den Einsatzzeiten sowie dem jeweiligen MGT-Gesamtleistungsabruf der

benötigte Biogasbedarf sowie die erforderliche Anzahl an Biogasanlagen abgeleitet werden. Des

Weiteren erfolgt eine Abschätzung hinsichtlich des benötigten Flächenbedarfs zum Anbau der

6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung 127

Energiepflanzen. Auch sollen Aussagen zu der Ausnutzungsdauer in Volllaststunden der MGT

abgeleitet werden.

6.3.1 Szenario I - 50.000 kW

Im Rahmen dieses Szenarios wird eine installierte elektrische MGT-Leistung von 50.000 kW

angenommen. Bezogen auf den betrachteten Offshore-Windpark entspricht diese Leistung

knapp 13 % der installierten Windparkleistung. Durch die gewählte Dimensionierung des MGT-

Anlagenparks, welcher 1.667 Mikrogasturbinen vom Typ Capstone C30 umfasst, lassen sich

bereits etwa 64 % der positiven Differenzen zwischen prognostizierter sowie tatsächlicher

Windparkleistung ausgleichen (vgl. Abbildung 6.8).

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

elektrische Leistung [kW]

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

normierte absolute Häufigkeit

Abbildung 6.8: Häufigkeitsverteilung der positiven Differenzen des gesamten Untersuchungszeitraumes

In der Abbildung 6.9 sind die auftretenden Differenzen zwischen der prognostizierten sowie der

tatsächlichen Windparkleistung des betrachteten Offshore-Windparks für einen Tag dargestellt.

Man erkennt in dieser Abbildung mehrere markante Bereiche.

128 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

ein Tag

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

elektrische Leistung [kW

]

Bereich IIIBereich IIBereich I

Abbildung 6.9: Szenario I: nachzufahrende Differenzen und bereitgestellte MGT-Leistung an einem Tag

des Untersuchungszeitraumes

Den angestrebten Optimalfall zeigt der Bereich III aus Abbildung 6.9. In diesem Bereich

können alle auftretenden Differenzen zwischen der prognostizierten sowie der tatsächlichen

Windparkleistung durch den Einsatz biogasbetriebener MGT ausgeglichen werden. Die

auftretenden Differenzen sind in diesem Bereich kleiner oder gleich der installierten

Mikrogasturbinenleistung.

Den zweiten markanten Bereich zeigt der Bereich II der Abbildung 6.9. In diesem können die

auftretenden Differenzen nicht vollständig ausgeglichen werden. Zwar gibt es auch Zeiträume,

in denen eine vollständige Kompensation der Differenzen erfolgt, jedoch übersteigen die

Differenzen in mehreren Abschnitten die Größenordnung der installierten Leistung der

Mikrogasturbinen für dieses Szenario. Daneben charakterisieren verhältnismäßig starke

Fluktuationen den Bereich II aus Abbildung 6.9. Die MGT sind permanenten Lastwechseln

unterworfen und müssen ständig hoch- und heruntergeregelt bzw. neue MGT hinzu- oder

abgeschaltet werden. Auch im angesprochenen Bereich III der Abbildung 6.9 treten

Lastwechsel auf. Im Gegensatz zum Bereich II der Abbildung 6.9 muss im Bereich III jedoch

lediglich ein Teil der sich im Betrieb befindlichen MGT geregelt werden. Etwa die Hälfte der

eingesetzten MGT kann nahezu konstant im Nennleistungsbereich laufen, da die Differenzen

zwischen der prognostizierten sowie der tatsächlichen Windparkleistung diesen Bedarf nur

vereinzelt unterschreiten. Folglich können die MGT im Bereich III der Abbildung 6.9

ökonomisch sowie ökologisch günstiger agieren. Dahingegen bedarf es aufgrund der großen

Leistungsinkremente im Bereich II der Abbildung 6.9 zumeist der Regelung aller eingesetzten

MGT.

Den dritten, markanten Bereich zeigt der Bereich I aus Abbildung 6.9. In diesem sind

vornehmlich entweder die auftretenden Differenzen relativ konstant und im Bereich der

installierten Leistung der MGT oder sie übersteigen die installierte MGT-Leistung für einen

6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung 129

längeren, zusammenhängenden Zeitraum. Hierdurch können die eingesetzten MGT sehr

konstant im Nennleistungsbereich betrieben werden, was wiederum unter ökologischen sowie

ökonomischen Gesichtspunkten anzustreben ist. Lediglich die letzte, zur Deckung der

angeforderten MGT-Leistung eingesetzte MGT befindet sich ggf. im Teillastbetrieb. Folglich

beläuft sich der Wirkungsgrad für den gesamten MGT-Park in diesem Abschnitt auf nahezu

dem maximal erreichbaren Wirkungsgrad.

Neben den markanten Bereichen sind in der Abbildung 6.9 die Charakteristika der

sdifferenz

Anfahrvorgänge ersichtlich. Sehr deutlich werden diese beispielsweise bei dem zweiten Anstieg

der nachzufahrenden Differenzen. Man erkennt zunächst eine steigende Diskrepanz zwischen

dem steilen Anstieg der nachzufahrenden Differenzen sowie der verzögert ansteigenden,

bereitgestellten MGT-Leistung, bis diese schließlich den (konstanten) Nennleistungsbereich

erreicht. Diese anfangs zunehmende Diskrepanz begründet sich mit der Anfahr- und

Stabilisierungsphase, welche die still stehenden MGT zunächst durchlaufen müssen.

Die Anzahl der eingesetzten MGT resultiert aus der nachzufahrenden Leistung

zwischen der prognostizierten sowie der tatsächlichen Windparkleistung. Innerhalb der 10-

Minuten-Intervalle wird ein Gleichgewicht zwischen der benötigten sowie der durch die MGT

bereitgestellten, elektrischen Arbeit angestrebt. Da es während der Anlaufphase zu einem

Arbeitsdefizit seitens der aus dem Stillstand neu anlaufenden MGT kommt, wird zur Einhaltung

des Arbeitsgleichgewichtes eine größere Anzahl an neu anfahrenden MGT erforderlich. Die

Leistungsanforderungen erreichen die MGT näherungsweise gleichzeitig, wodurch diese nahezu

parallel anlaufen. Da nun alle neu anlaufenden MGT zunächst den Anfahr- und

Stabilisierungsprozess durchlaufen müssen, entsteht das in Abbildung 6.9 ersichtliche Defizit

zwischen benötigter sowie bereitgestellter Leistung zu Beginn einer Leistungsanforderung. Mit

steigender Differenz in der Leistungsanforderung zwischen zwei aufeinander folgenden 10-

Minuten-Intervallen wird diese Diskrepanz anschaulicher. Lediglich die bereits im

Teillastbereich oder unter Nulllast betriebenen MGT können ihre Leistungsabgabe wesentlich

schneller variieren und somit zur Reduzierung der Diskrepanz zwischen Leistungsanforderung

und -bereitstellung zu Beginn des nachfolgenden 10-Minuten-Intervalls beitragen.

Die auftretenden Differenzen zwischen der prognostizierten sowie der tatsächlichen elektrischen

Leistungsbereitstellung des betrachteten Offshore-Windparks fluktuieren oftmals sehr stark

zwischen zwei aufeinander folgenden 10-Minuten-Intervallen. Folglich muss ein Großteil der

eingesetzten MGT innerhalb der zwei aufeinander folgenden 10-Minuten-Intervalle an- bzw.

heruntergefahren werden. Ein konstanter MGT-Betrieb im Nennleistungsbereich über einen

längeren, zusammenhängenden Zeitraum tritt eher selten auf. Die Kraftwerkseinsatzplanung für

die biogasbetriebenen MGT muss folglich eine intelligente Auswahl treffen, wann welche MGT

konstant im Nennleistungsbereich arbeiten, welche MGT geregelt werden und welche still

stehen sollen. Insbesondere die ökonomischen Kriterien sind hierbei entscheidend, da aus einer

ständigen Regelung zu einer erhöhten thermischen Materialbelastung resultiert.

130 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

Zusammenfassend lässt sich für das Szenario I festhalten, dass die MGT zwar vielen

Lastwechseln unterworfen sind, es jedoch auch mehrere Zeiträume gibt, in denen die

nachzufahrenden Differenzen die installierte MGT-Leistung überschreiten und folglich die

MGT konstant im Nennleistungsbereich arbeiten können.

Neben den Anforderungen, welche an die MGT gestellt werden, steht die Bereitstellung des

benötigten Biogasbedarfs im Fokus der Untersuchung. Hierbei wird das Ziel verfolgt, die

Differenzen zwischen der prognostizierten sowie der tatsächlichen elektrischen

Leistungsbereitstellung eines Offshore-Windparks möglichst nahe dem Einspeisepunkt in das

Stromnetz zu kompensieren. Ziel ist es negative Auswirkungen auf das Stromnetz aufgrund der

fluktuierenden Stromeinspeisung zu vermeiden sowie den Abruf der teuren Regelenergie zu

minimieren. Da die landwirtschaftlich geprägten Küstenregionen Deutschlands große Potenziale

zum Anbau der zur Biogasproduktion benötigten Energiepflanzen bieten, wird im Folgenden

davon ausgegangen, dass die Biogasanlagen zu 90 % mit nachwachsenden Rohstoffen gefüttert

werden. Die restlichen 10 % werden als Gülle in den Fermenter eingebracht. An dieser Stelle

wurden auf NaWaRo basierende Biogasanlagen gewählt, da diese zurzeit auch in der Praxis

größere Steigerungsraten aufweisen als auf Gülle basierende, neue Biogasanlagen. Zudem sind

sie unabhängiger vom Viehbestand, wodurch wiederum zusätzliche Potenziale leicht durch eine

Ausweitung des Flächenbedarfs zum Anbau der benötigten Substrate erschlossen werden

können.

Das entscheidende Gütekriterium des produzierten Biogases ist dessen Methangehalt. Dieser ist

vom verwendeten Substrat abhängig. Wechselnde Umweltbedingungen wie klimatische

Verhältnisse, Niederschläge, Temperatur, Boden, Vegetationszeit oder auch die

Sonneneinstrahlung beeinflussen die Qualität der Pflanzen und damit die Methanerträge im

erzeugten Biogas. Heutzutage wird in Biogasanlagen, welche nachwachsende Rohstoffe

verwenden, zumeist Maissilage vergoren. Auch dieses Szenario berücksichtigt Maissilage als

eingesetztes Substrat. Der Methangehalt von Maissilage beläuft sich auf etwa 50 bis 55 Vol-%.

Neben der Maissilage muss auch der Methangehalt der verwendeten Gülle Berücksichtigung

finden. Auch dieser unterliegt Schwankungen in Abhängigkeit der Tierart, des Futters sowie

weiteren Parametern. Beispielsweise wird für Rindergülle, welche in Deutschland mit rund

67 % den größten Anteil am Energiepotenzial von Wirtschaftsdünger aufweist, in der

einschlägigen Literatur ein Methananteil von etwa 60 Vol-% angegeben. [Fac-06a]

Mit diesen Werten errechnet sich in diesem Szenario für das erzeugte Biogas ein

durchschnittlicher Heizwert von rund 5,4 kWhm-3. Damit ergibt sich ein über den gesamten

Untersuchungszeitraum gemittelter Biogasbedarf von 5.064 m3h-1.

Die vorhandenen, landwirtschaftlichen Betriebsstrukturen der deutschen Küstenregionen prägen

die Annahmen, dass dort zukünftig überwiegend größere Biogasanlagen errichtet werden. Bei

kleineren Anlagen fallen wesentlich höhere, spezifische Kosten an. Allerdings sollte eine

Biogasanlage auch nicht zu groß werden, da sonst der logistische Aufwand insbesondere für den

Transport der Substrate stark ansteigt. Zur Gewährleistung eines wirtschaftlich rentablen

6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung 131

Betriebs von Biogasanlagen auf NaWaRo-Basis sollten daher die Transportentfernungen der

Substrate die Dimension von rund 15 km nicht übersteigen. Demzufolge werden zur

Berechnung der benötigten Anzahl an Biogasanlagen für die Bereitstellung der zum Betrieb der

MGT erforderlichen Biogasmenge Biogasanlagen mit einem Biogasoutput von 250 m3h-1

betrachtet. Diese Biogasmenge entspricht in etwa einer elektrischen (Dauer-) Leistung von

0,5 MW. [Fac-06a]

Zur Berechnung der erforderlichen Anzahl an Biogasanlagen zur Erzeugung des benötigten

Biogasbedarfs müssen die Ausnutzungsdauern der Biogasanlagen mit berücksichtigt werden.

Heutzutage belaufen sich die Betriebszeiten von neueren Biogasanlagen oftmals auf mehr als

8.000 h pro Jahr. Damit steigt die Verfügbarkeit von Biogasanlagen auf weit über 90 %. Um

jedoch eine möglichst realistische und allgemeingültige Abschätzung über den

Biogasanlagenbedarf zu erzielen, werden im Rahmen dieser Arbeit die Betriebszeiten relativ

konservativ auf 8.000 h pro Jahr festgelegt. Mit diesem Wert berechnet sich die benötigte

Anzahl an Biogasanlagen mit einem Biogasoutput von 250 m3h-1 auf 23 Anlagen zur

Biogasbedarfsdeckung.

Laut [Fac-06a] erfordert die Beschickung einer 250 m3h-1 Biogasanlage mit einem NaWaRo-

Anteil von 90 % den Einsatz von 36 Tonnen NaWaRo pro Tag. Ebenso werden pro Tag etwa

4 Tonnen Gülle benötigt. Bei der Ermittlung dieser Werte wurde zudem der

Eigenenergieverbrauch des Biogas-Erzeugungs-Prozesses mit berücksichtigt, indem die

Biogasproduktion auf 280 m3h-1 erhöht wurde. Damit wird der Eigenenergieverbrauch mit 12 %

angenommen. In der Praxis schwankt dieser Wert im Bereich von etwa 10 bis 15 %. Zur

Bereitstellung der benötigten Substrate für eine Biogasanlage wird damit eine Fläche von rund

290 ha Ackerland sowie 80 Großvieheinheiten erforderlich. Rechnet man diese Angaben auf die

benötigten 23 Biogasanlagen hoch, so bedarf die Biogasproduktion eine Fläche von 6.670 ha

Ackerland sowie 1.840 Großvieheinheiten.

6.3.2 Szenario II - 100.000 kW

Im Gegensatz zum ersten Szenario wird in diesem die installierte elektrische MGT-Leistung

von 50.000 kW auf 100.000 kW erhöht. Stellt man diese Leistung wiederum in Beziehung zu

der installierten des betrachteten Offshore-Windparks, so entspricht diese knapp 26 % der

installierten Windparkleistung. Durch diese Dimensionierung des MGT-Anlagenparks, welcher

in diesem Fall 3.334 MGT vom Typ Capstone C30 umfasst, lassen sich mit gut einem Viertel

der installierten Windparkleistung bereits mehr als 83 % aller auftretenden Differenzen

zwischen prognostizierter sowie tatsächlicher Windparkleistung ausgleichen (vgl.

Abbildung 6.10).

132 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

elektrische Leistung [kW]

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

normierte absolute Häufigkeit

Abbildung 6.10: Häufigkeitsverteilung der positiven Differenzen des gesamten Untersuchungszeitraumes

Abbildung 6.11 zeigt wiederum die auftretenden Differenzen zwischen der prognostizierten

sowie der tatsächlichen Windparkleistung des betrachteten Offshore-Windparks über einen Tag.

ein Tag

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

elektrische Leistung [kW

]

Bereich IIIBereich IIBereich I

Abbildung 6.11: Szenario II: nachzufahrende Differenzen und bereitgestellte MGT-Leistung an einem

Tag des Untersuchungszeitraumes

Der Bereich III aus Abbildung 6.11 entspricht dem des ersten Szenarios. Die zusätzlich

installierte MGT-Leistung hat auf diesen Bereich keine weiteren Auswirkungen, da der

angestrebte Optimalfall zuvor bereits erreicht wurde. Weiterhin können alle auftretenden

Differenzen zwischen der prognostizierten sowie der tatsächlichen Windparkleistung durch den

6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung 133

Einsatz biogasbetriebener MGT ausgeglichen werden, da die auftretenden Differenzen in

diesem Bereich kleiner oder gleich der installierten Mikrogasturbinenleistung sind.

Der Bereich II der Abbildung 6.11 weist im Gegensatz zum ersten Szenario einige Unterschiede

auf. Konnten im ersten Szenario die auftretenden Differenzen lediglich partiell ausgeglichen

werden, so sind es in diesem Szenario bereits nahezu alle auftretenden Differenzen. Lediglich in

einem kleinen Bereich kommt es, aufgrund der Anfahrvorgänge der eingesetzten MGT,

weiterhin zu einer geringen Diskrepanz. Im ersten Szenario kennzeichnete den Bereich II, dass

die stark fluktuierenden Differenzen in mehreren Abschnitten die Größenordnung der

installierten MGT-Leistung übertrafen. Der gesamte MGT-Park konnte zumindest zeitweise im

ökonomisch sowie ökologisch anzustrebenden Nennleistungsbereich arbeiten. Dadurch, dass in

diesem Szenario im Bereich II der Abbildung 6.11 nahezu alle Differenzen nachgefahren

werden können, sind die zusätzlichen MGT einem ständigen Regelungsprozess unterworfen.

Das permanente Zu- bzw. Abschalten der zusätzlichen MGT führt zu wesentlich höheren

Materialbeanspruchungen und hat damit steigende Stromgestehungskosten zur Folge. Ebenso

verringert sich der Gesamtwirkungsgrad des MGT-Parks.

Auch die Reduzierung der Differenzen im Bereich I der Abbildung 6.11 führt zu einem

geringeren Gesamtwirkungsgrad. Um den großen Fluktuationen der auftretenden Differenzen

zwischen der prognostizierten sowie tatsächlichen elektrischen Leistungsbereitstellung des

betrachteten Offshore-Windparks zu folgen, müssen, analog zum Bereich II, auch hier die

zusätzlichen MGT geregelt werden. Ein konstanter Betrieb des gesamten MGT-Parks im

Nennleistungsbereich über einen längeren, zusammenhängenden Zeitraum tritt im zweiten

Szenario im Vergleich zum ersten wesentlich seltener auf. Lediglich in den Bereichen, in denen

die auftretenden Differenzen die installierte MGT-Leistung übersteigen, können alle MGT

konstant im Nennleistungsbereich laufen. Verglichen mit der Abbildung 6.11 des ersten

Szenarios ist die Zeit dieser unter ökologischen sowie ökonomischen Gesichtspunkten

anzustrebenden Betriebsweise jedoch stark vermindert. In Anlehnung an das erste Szenario

kann auch hier ein Teil der vorhandenen MGT sehr konstant im Nennleistungsbereich betrieben

werden, für den Fall, dass die installierte MGT-Leistung die auftretenden Differenzen für einen

längeren, zusammenhängenden Zeitraum übertrifft. Wiederum befindet sich ggf. die letzte, zur

Deckung der angeforderten MGT-Leistung benötigte MGT, im Teillastbetrieb. Der zeitliche

Anteil still stehender MGT hat sich zum ersten Szenario jedoch erhöht.

Die Charakteristika der Anfahrvorgänge sind in diesem Szenario nicht mehr so stark ausgeprägt

wie noch im ersten Szenario. Lediglich in den Bereichen, in denen die Differenzen die

installierte MGT-Leistung übertreffen oder die Differenzen in die Größenordnung der maximal

abrufbaren MGT-Leistung gelangen, werden die Anfahrvorgänge deutlich. Begründen lässt sich

dieses damit, dass in diesen Fällen keine weiteren MGT zur kurzfristigen Bereitstellung der

erforderlichen elektrischen Arbeit innerhalb der 10-Minuten-Intervalle herangezogen werden

können.

134 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

Zusammenfassend lässt sich für das Szenario II festhalten, dass die zusätzlich zum ersten

Szenario eingesetzten MGT häufigen An- und Abfahrprozessen unterworfen sind. Die

Zeiträume, in denen die nachzufahrenden Differenzen die installierte MGT-Leistung

überschreiten und folglich nahezu alle eingesetzten MGT konstant im Nennleistungsbereich

betrieben werden, haben sich merklich reduziert. Der Wirkungsgrad des gesamten MGT-Parks

ist im Vergleich zum ersten Szenario gesunken.

Für die Berechnung des benötigten Biogasbedarfs mit einem Heizwert von rund 5,4 kWhm-3

werden die im ersten Szenario getroffenen Annahmen beibehalten. Wiederum werden die

Biogasanlagen zu 90 % mit NaWaRo und zu 10 % mit Gülle gefüttert. Gemittelt über den

gesamten Untersuchungszeitraum beläuft sich damit der benötigte Biogasbedarf auf

7.321 m3h-1.

Unter Berücksichtigung der Betriebszeit von 8.000 h pro Jahr errechnet sich die erforderliche

Anzahl an Biogasanlagen mit einem Biogasoutput von 250 m3h-1 auf 33 Anlagen zur

Biogasbedarfsdeckung.

Wird der Eigenenergieverbrauch wiederum mit 12 % angenommen, so benötigt die

Beschickung der Biogasanlagen eine Ackerfläche von 9.570 ha zum Anbau der

Energiepflanzen. Ebenso werden 2.640 Großvieheinheiten zur Bereitstellung der benötigten

Gülle erforderlich.

6.3.3 Szenario III - 150.000 kW

Im dritten Szenario wird die zur Verfügung stehende installierte elektrische MGT-Leistung

weiter erhöht. Es stehen nun 5.000 Capstone C30 MGT mit einer Gesamtleistung von

150.000 kW bereit, die zum Ausgleichen der positiven Abweichungen zwischen

prognostizierter sowie tatsächlicher Offshore-Windparkleistung Einsatz finden können. Die

installierte MGT-Leistung beläuft sich in diesem Szenario auf knapp 39 % bezogen auf die

installierte Offshore-Windparkleistung. Der Anteil der Differenzen, die mit diesem MGT-

Anlagenpark ausgeglichen werden können, erreicht etwa 92 %.

6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung 135

0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000

elektrische Leistung [kW]

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

normierte absolute Häufigkeit

Abbildung 6.12: Häufigkeitsverteilung der positiven Differenzen des gesamten Untersuchungszeitraumes

In der Abbildung 6.13 werden, analog zu den beiden vorangegangenen Szenarien, die

auftretenden Differenzen zwischen der prognostizierten sowie der tatsächlichen

Windparkleistung des betrachteten Offshore-Windparks sowie die bereitgestellte MGT-Leistung

über einen Tag dargestellt.

ein Tag

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

elektrische Leistung [kW

]

Bereich IIIBereich IIBereich I

Abbildung 6.13: Szenario III: nachzufahrende Differenzen und bereitgestellte MGT-Leistung an einem

Tag des Untersuchungszeitraumes

Analog zu den Ausführungen des zweiten Szenarios, entspricht auch hier der Bereich III aus

Abbildung 6.13 dem aus Szenario I. Weiterhin hat die zusätzlich installierte MGT-Leistung

keinen Einfluss auf diesen Bereich, da der angestrebte Optimalfall mit der installierten MGT-

136 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

Leistung aus Szenario I bereits erreicht wurde. Somit können weiterhin alle auftretenden

Differenzen zwischen der prognostizierten sowie der tatsächlichen Windparkleistung durch den

Einsatz biogasbetriebener MGT ausgeglichen werden, da die auftretenden Differenzen in

diesem Bereich kleiner oder gleich der installierten Mikrogasturbinenleistung sind.

Im Bereich II der Abbildung 6.13 gibt es, verglichen mit der Abbildung 6.13 des zweiten

Szenarios, lediglich eine kleine Änderung. Im zweiten Szenario war die installierte MGT-

Leistung bereits ausreichend, um nahezu alle auftretenden Differenzen auszuregeln. Lediglich

ein kleiner Bereich wurde nicht bedient, so dass in diesem die Anfahrvorgänge der MGT

ersichtlich wurden. Aufgrund der in diesem Szenario zusätzlich installierten MGT-Leistung ist

dieser Unterschied in der Abbildung 6.13 nicht mehr ersichtlich. In Anlehnung an das zweite

Szenario sind auch in diesem die eingesetzten MGT einem permanenten Regelungsprozess

unterworfen. Die in diesem Szenario zusätzlich verfügbare MGT-Leistung kommt in dem

Bereich II und III der Abbildung 6.13 nahezu gar nicht zum Einsatz. Trotzdem müssen die

Kosten für diese MGT mit in die Stromgestehungskosten einbezogen werden, wodurch diese

weiter ansteigen. Auch sind die zusätzlichen MGT in die Kraftwerkseinsatzplanung

einzubeziehen. Dabei müssen nicht nur alle MGT eine annähernd gleiche

Materialbeanspruchung erleiden, sondern zudem auch die Prozesse des An- und Abfahrens

Berücksichtigung finden. Insbesondere in dem stark fluktuierenden Bereich II ist eine

Kraftwerkseinsatzplanung wünschenswert, die diese Vorgänge beiordnet.

Im Bereich I der Abbildung 6.13 lassen sich die Differenzen zwischen der prognostizierten

sowie tatsächlichen Leistungsbereitstellung des betrachteten Offshore-Windparks durch die

zusätzlich installierte MGT-Leistung weiter reduzieren. Bedingt durch die großen Fluktuationen

der auftretenden Differenzen werden, im Falle eines Abrufs, die zusätzlichen MGT jedoch

geregelt. Ein konstanter Betrieb des gesamten MGT-Parks im Nennleistungsbereich über einen

längeren, zusammenhängenden Zeitraum ist in diesem Szenario nahezu nicht mehr vorhanden.

In Anbetracht des ersten sowie zweiten Szenarios reduziert sich damit die unter ökologischen

sowie ökonomischen Gesichtspunkten anzustrebende Betriebsweise mit zunehmender

installierter MGT-Leistung. Die Betriebsweise der in diesem Szenario zusätzlich verfügbaren

MGT führt ebenso einen geringeren Gesamtwirkungsgrad verglichen mit den beiden

vorangegangenen Szenarien.

Die Charakteristika der Anfahrvorgänge von MGT sind in diesem Szenario lediglich in den

Bereichen ersichtlich, in denen die Differenzen die installierte MGT-Leistung übertreffen oder

die Differenzen in die Größenordnung der maximal abrufbaren MGT-Leistung gelangen. In der

meisten Zeit übersteigt jedoch die installierte MGT-Leistung die auftretenden Differenzen.

Folglich kann auch bei größeren Fluktuationen eine Vielzahl von zusätzlichen MGT

herangezogen werden, um die benötigte elektrische Arbeit innerhalb eines 10-Minuten-

Intervalls bereitzustellen. Ebenso lassen sich Anfahrvorgänge weiter reduzieren.

Zusammenfassend lässt sich für das Szenario III festhalten, dass die zusätzlich zum zweiten

Szenario verfügbaren MGT zumeist ungenutzt bleiben. Im Falle eines Einsatzes sind diese

6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung 137

zudem häufigen An- und Abfahrprozessen unterworfen. Zeiträume, in denen die

nachzufahrenden Differenzen die installierte MGT-Leistung überschreiten und folglich nahezu

alle eingesetzten MGT konstant im Nennleistungsbereich betrieben werden können, sind

lediglich sporadisch vorhanden.

Die Berechnung des benötigten Biogasbedarfs beruht weiterhin auf den im ersten Szenario

getroffenen Annahmen. Das erzeugte Biogas weist einen Heizwert von 5,4 kWhm-3 auf und die

Biogasanlagen werden zu 90 % mit NaWaRo und zu 10 % mit Gülle gefüttert. Damit beläuft

sich, gemittelt über den gesamten Untersuchungszeitraum, der Biogasbedarf auf 8.405 m3h-1.

Unter Berücksichtigung der Betriebszeit von 8.000 h pro Jahr errechnet sich die erforderliche

Anzahl an Biogasanlagen mit einem Biogasoutput von 250 m3h-1 auf 37 Anlagen zur

Biogasbedarfsdeckung.

Wird der Eigenenergieverbrauch wiederum mit 12 % angenommen, so erfordert die

Beschickung der Biogasanlagen einer Ackerfläche von 10.730 ha zum Anbau der

Energiepflanzen. Ebenso werden 2.960 Großvieheinheiten zur Bereitstellung der benötigten

Gülle erforderlich.

138 6 Auswertung: Windprognosen und reale Windstromeinspeisung

7 Fazit und Ausblick

Ein weltweit steigender Energiebedarf gepaart mit der Verknappung fossiler Ressourcen

verlangt einen grundlegenden Strukturwandel des gesamten Energieversorgungssystems.

Zudem stellt der antropogene Klimawandel die Menschheit vor immense, zukunftweisende

Herausforderungen und macht den Einsatz umweltschonender, regenerativer Energieträger

unerlässlich. Die deutsche Bundesregierung verfolgt daher das Ziel, den Anteil der

Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung bis zum Jahr 2020 auf mindestens 30 %

auszubauen und anschließend stetig zu erhöhen.

Möchte man den heutigen, hohen Grad an Versorgungssicherheit auch zukünftig wahren,

verlangt ein zunehmender Anteil Erneuerbarer Energien am gesamten deutschen

Kraftwerkspark einen Paradigmenwechsel im Stromsektor. Insbesondere die fluktuierenden

Einspeiser wie die Photovoltaik als auch die Windenergienutzung mittels Windenergieanlagen

bergen in diesem Zusammenhang signifikante Herausforderungen.

Nach dem EEG sind die Netzbetreiber zur vollständigen Abnahme des mit Erneuerbare-

Energien-Anlagen erzeugten Stroms verpflichtet. Das EEG wurde aus technologiepolitischen

Gründen eingeführt, um die EE konkurrenzfähig zu machen. Diese Förderung der Erneuerbaren

Energien ist auch in naher Zukunft unerlässlich. Jedoch muss das EEG auch, mit zunehmendem

Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromversorgung, dem Strukturwandel des

Energieversorgungssystems Rechnung tragen. Ein erster Ansatz wurde bereits mit dem

Systemdienstleistungsbonus vollzogen, nach dem die Betreiber von Windenergieanlagen für die

Bereitstellungen von Systemdienstleistungen einen zusätzlichen Ertrag generieren können.

Unter den Erneuerbaren Energien weist heutzutage die Windenergienutzung den größten Anteil

an der deutschen Stromerzeugung auf. Perspektivisch, vor dem Hintergrund der Erschließung

der Windenergiepotenziale in den deutschen Hoheitsgebieten der Nord- und Ostsee, wird sich

dieser Anteil weiter erhöhen und damit die Windenergie eine der großen Säulen des

zukünftigen, elektrischen Energieversorgungssystems bilden. Der Implementierung dieser

Energieform in bestehende und vor allem zukunftsfähige Energieversorgungsstrukturen kommt

aus diesem Grund eine besondere Bedeutung zu.

Die elektrische Energiebereitstellung mittels Windenergieanlagen ist im entscheidenden Maße

von der nicht zu beeinflussenden Größe „Windgeschwindigkeit“ abhängig. Die

Windgeschwindigkeit verfügt über einem stochastischen Charakter und ist nur sehr schwer zu

prognostizieren. Auch wenn Institute wie beispielsweise der Deutsche Wetterdienst jahrelange

Erfahrungen in der Vorhersage von Wind- und Wetterverhältnissen aufweisen, sind Prognosen

von Windgeschwindigkeiten immer mit gewissen Unsicherheiten verbunden. Trotz der

auftretenden Differenzen zwischen der prognostizierten sowie der tatsächlichen elektrischen

140 7 Fazit und Ausblick

Energiebereitstellung von WEA müssten die WEA adäquat in die Kraftwerkseinsatzplanung

implementiert werden können, um die Versorgungssicherheit perspektivisch nicht zu gefährden.

In diesem Zusammenhang wird oftmals die Kombination von WEA und Biogasanlagen

genannt. Die auftretenden Fluktuationen der Windenergieanlagen sollen demnach durch die

Verwertung des speicherbaren Energieträgers Biogas kompensiert werden. Untersuchungen im

Rahmen dieser Arbeit haben jedoch verdeutlicht, dass eine vollständige

Fluktuationskompensation der Windstromeinspeisung durch den Einsatz von Biogas nicht nur

vor dem Hintergrund der Erschließung von bis zu 25 GW an Offshore-Windenergie in den

deutschen Hoheitsgebieten der Nord- und Ostsee als unrealistisch anzusehen ist. Es konnte

gezeigt werden, dass bereits ein angestrebter Fluktuationsausgleich für einen 400-MW-

Offshore-Windpark enorme Anforderungen an die vorgehaltene, installierte Kraftwerksleistung

stellt. Die im Rahmen diese Arbeit durchgeführten Berechnungen der Windstromeinspeisung

auf Basis real gemessener Windgeschwindigkeits- sowie Windrichtungsdatensätze haben

ergeben, dass die Einspeisefluktuationen zwischen zwei benachbarten 10-Minuten-Intervallen

durchaus im Bereich der installierten Windparknennleistung liegen können. Ein Ausgleich

dieser Größenordnung unter Einsatz von biogasbetriebenen, schnell regelbaren Gasturbinen

erscheint als nicht realistisch.

Hinsichtlich der aufgeführten Werte sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass der

Untersuchungszeitraum durch verstärkt auftretende Windgeschwindigkeits- sowie

Windrichtungswechsel gekennzeichnet ist. Des Weiteren fanden im Rahmen dieser Arbeit

natürliche Ausgleichseffekte von räumlich verteilten Offshore-Windparks keine

Berücksichtigung, durch die eine Verstetigung der Windstromeinspeisung erfolgt. Hinsichtlich

dieser Punkte ist im Jahresmittel mit eher verringerten Prognosedifferenzen zu rechnen. Eine

vollständige Angleichung der Prognose an die tatsächliche elektrische Energiebereitstellung

wird unter Berücksichtigung natürlicher Ausgleichseffekte dennoch nicht erreicht.

Obwohl Biogasanlagen keine vollständige Fluktuationskompensation leisten können, ist die

Möglichkeit eines bedarfsabhängigen Biogasabrufs in Kombination mit WEA sehr interessant.

Mit zunehmendem Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung wird es mehr und

mehr unerlässlich, dass sich die Erneuerbaren Energien an den Systemdienstleistungen

beteiligen und damit zum Erhalt der Versorgungssicherheit beitragen. Insbesondere

biogasbetriebene, schnell regelbare Mikrogasturbinen können zur Einhaltung des vom

Windpark angemeldeten Fahrplans beitragen und damit die Kraftwerkseinsatzplanung

unterstützen sowie den Bedarf an Regelenergie verringern. Damit werden nicht nur die

ökonomischen sowie systemrelevanten Aspekte bedient. Die annähernd CO2-neutrale

elektrische Energiebereitstellung auf Basis der Biogasnutzung trägt ebenso den zunehmend an

Priorität gewinnenden, ökologischen Anforderungen Rechnung.

Zur Konkretisierung der Potenzialabschätzung inwieweit Biogasanlagen eine Einhaltung der

angemeldeten Fahrpläne von zukünftigen Offshore-Windparks unterstützen können, wurde im

Rahmen dieser Arbeit zunächst die prognostizierte elektrische Energiebereitstellung eines

7 Fazit und Ausblick 141

zukünftigen Offshore-Windparks für einen Prognosehorizont von 12 Stunden berechnet. Des

Weiteren erfolgte die Ermittlung der tatsächlichen elektrischen Energiebereitstellung desselben

Windparks. Hierbei musste nicht auf imaginäre Datensätze zurückgegriffen werden. Stattdessen

konnte das Windparkmodell auf real gemessene Windrichtungs- sowie

Windgeschwindigkeitsdaten auf Nabenhöhe eines potenziellen Offshore-Windparkstandortes

zurückgreifen.

Die Auswertung der Gegenüberstellung von prognostizierter zu tatsächlicher elektrischer

Energiebereitstellung des betrachteten Offshore-Windparks hat gezeigt, dass Prognoseüber-

sowie Unterschreitungen nahezu gleichverteilt vorliegen. Zudem wurde in etwa einem Drittel

des Untersuchungszeitraums die prognostizierte elektrische Energiebereitstellung eingehalten.

In dem Drittel, in dem die tatsächliche elektrische Energiebereitstellung die Prognosen

übersteigt, können die angemeldeten Fahrpläne durch das Herunterregeln der Leistungsabgabe

der WEA eingehalten werden. Lediglich für das letzte, verbleibende Drittel wird überhaupt erst

ein Abruf von zusätzlicher Leistungsreserve erforderlich.

Eine Auswertung der Differenzen des letzten Drittels hat ergeben, dass bereits eine Leistung

von 9 % der installierten Windparkleistung ausreicht, um 50 % dieser Differenzen

auszugleichen. Zusammen mit den ersten beiden Dritteln lassen sich insgesamt etwa 83 % aller

angemeldeten Fahrpläne einhalten. Für den Ausgleich von 75 % aller auftretenden Differenzen

des letzten Drittels wird eine installierte MGT-Leistung von 20 % bezogen auf die installierte

Windparkleistung benötigt. Insgesamt können so etwa 92 % der Fahrplanmeldungen

eingehalten werden.

Hinsichtlich der Dimensionierung der installierten MGT-Leistung gilt es einen Kompromiss zu

finden. Zum einen sollen möglichst alle auftretenden Prognosedifferenzen ausgeglichen werden.

Wie die Auswertungen dieser Arbeit gezeigt haben, ist dafür eine installierte MGT-Leistung in

der Größenordnung der installierten Windparkleistung erforderlich. Ein Abruf der kompletten,

vorgehaltenen MGT-Leistung erfolgt jedoch äußerst selten. Daher gilt es zu überlegen ob für

diese Extremsituationen andere Alternativen wirtschaftlicher wären. Exemplarisch sei an dieser

Stelle die Möglichkeit des Lastabwurfs genannt. Perspektivisch, auch vor dem Hintergrund der

zurzeit durch die Politik geschaffenen, fördernden Rahmenbedingungen für die Verbreitung der

Elektromobilität, verspricht die Verwendung von Wechselakkus eine durchaus interessante

Option zur Bewältigung von Prognosedifferenzen. So ließe sich die Windparkeinspeisung, die

die Prognosen übertreffen würde, in den Akkus zwischenspeichern und zu Zeiten einer

Unterschreitung der prognostizierten Windstromeinspeisung wieder abrufen.

Dem angestrebten Ausgleich aller Prognoseabweichungen steht eine möglichst lange und

konstante Betriebszeit der MGT gegenüber. Die Untersuchungen haben gezeigt, dass 80 % der

MGT-Einsatzzeiten kleiner oder gleich siebzig Minuten sind. Etwa 70 % der MGT-

Einsatzzeiten sind sogar kürzer oder gleich vierzig Minuten. Diese Werte verdeutlichen, dass

die MGT relativ kurze Einsatzzeiten aufweisen und damit häufigen An- und Abfahrprozessen

unterworfen sind. Häufige Lastwechsel folgern starke Materialbeanspruchungen und resultieren

142 7 Fazit und Ausblick

in frühzeitigen Materialermüdungen verglichen mit einem kontinuierlichen Betrieb der

Turbinen.

Diese vorliegende Diskrepanz zwischen einem vollständigen Ausgleich von

Prognoseabweichungen sowie einem kontinuierlichen MGT-Betrieb gilt es für den jeweiligen

Einsatzfall genau abzuwägen. Auch ist zu überlegen, ob nicht das EEG, welches bisher

ausschließlich die maximale elektrische Energiebereitstellung der Erneuerbaren Energien

fördert, einer entsprechenden Modifizierung zu unterwerfen ist. Bislang trägt dieses Gesetz

lediglich mit dem Systemdienstleistungsbonus für WEA dem Erhalt der Versorgungssicherheit

Rechnung. Unter der Voraussetzung des mit den Zielen der EU sowie der Bundesregierung

konformen voranschreitenden Ausbaus der Erneuerbaren Energien, sind finanzielle Anreize für

die Bereitstellung von Systemdienstleistungen sowie der Sicherung der Versorgungssicherheit

unabdingbar, da dieser vergleichsweise kostenintensive Prozess für eine elektrische

Energieversorgung basierend auf EE unerlässlich ist. Eine ökonomische Unterstützung sollte

neben der installierten Leistung auch den Ausbau der erforderlichen Strukturen wie die

Errichtung und Vorhaltung von (Gas-) Speicherkapazitäten an zentralen und dezentralen

Standorten sowie einen fortschreitenden Ausbau des Gasnetzes zur verstärkten Aufnahme und

Transport von Bio(erd)gaskapazitäten fördern.

Ebenso besteht weiterer Forschungsbedarf für die mit dem Ausbau der Windenergienutzung

enorm an Priorität gewinnende Verbesserung der Windprognosen. Windprognosen zielen

heutzutage eher ungenügend auf die zukünftigen Standorte der Offshore-Windparks ab.

Spezielle Prognosen für diese Standorte gilt es zu entwickeln. Auch sind die Prognosen durch

Messungen an den interessierenden Standorten weiter zu kalibrieren, um die Prognosegüte

deutlich zu erhöhen. Die in der Folge verminderten Differenzen zwischen der prognostizierten

sowie der tatsächlichen Windstromeinspeisung würden die Kraftwerkseinsatzplanung für die

Windenergieanlagen simplifizieren. Zur Einhaltung der angemeldeten Fahrpläne wäre dann eine

geringere Ausgleichsleistung erforderlich. Mit der gleichen Anzahl an MGT sowie

Biogasanlagen im Verglich zu heute könnte folglich ein viel größerer Anteil an Differenzen

ausgeregelt werden.

Aufgrund der Größe der geplanten Offshore-Windparks und dem regional konzentrierten

Ausbau werden für ein sicheres Engpassmanagement im Übertragungsnetz knotenspezifische

Vorhersagen für die operative Netzplanung an Bedeutung gewinnen. Eine Verbesserung der

Prognosen sollte auf verschiedene Zeitbereiche abzielen.

Die Integration der Windenergie in den Energiemarkt verlangt nach verbesserten

Kurzzeitprognosen. In diesem Zusammenhang wird der Intra-Day-Handel zur kurzfristigen

Beschaffung von Ausgleichsenergie aufgrund auftretender Windfluktuationen weiter an

Bedeutung gewinnen. Für diesen Markt sind genaue Prognosen im Bereich weniger Stunden

erforderlich.

Neben dem Ausgleich der Prognoseabweichungen von Offshore-Windparks bietet sich die

Biogasnutzung für die bedarfsabhängige, verbraucherorientierte Energiebereitstellung an. So

7 Fazit und Ausblick 143

kann in Starkwindphasen, also in Zeiten, zu denen mit hoher Wahrscheinlichkeit ein Betrieb der

WEA im Nennleistungsbereich vorhergesagt werden kann, mit biogasbetriebenen MGT

zusätzlich weiterer Strombedarf anderer Verbraucher gedeckt werden. Auch in dem anderen

Extrem, dem Vorliegen einer längeren Windflaute, kann das Biogas entsprechend Verwendung

finden.

Neben einer adäquaten Dimensionierung der MGT sowie der Biogasanlagen gilt es daher in

einer möglichen aufbauenden Arbeit, die Auslegung der notwendigen Speichereinheiten zu

untersuchen und damit die Diskrepanz zwischen Biogasproduktion und -verwertung zu

bedienen.

Weiteres Potenzial für nachfolgende Arbeiten bietet der Sachverhalt, dass in dieser Arbeit der

Blickwinkel primär auf der technischen Machbarkeit der Kompensation eines Teils der von den

Offshore-Windparks verursachten Fluktuationen durch die Kombination dieser Parks mit

Mikrogasturbinen lag. Dazu wurde (zunächst) davon ausgegangen, dass die eingespeiste

Leistung in der Bilanz gleichwertig und unabhängig von der Spannungsebene der Einspeisung

ist. Für die Weiterentwicklung des bestehenden Energieversorgungssystems zu einem

zukunftsfähigen und intelligenten System – einem sogenannten Smart Grid – kommt jedoch der

wesentliche Aspekt neu hinzu, dass die Spannungsebenen eben ungleich sind. Die dynamischen

Eigenschaften des Netzes erschweren folglich die reale Situation. Die Leistungseinspeisung

muss zukünftig in Abhängigkeit des Einspeiseortes, der Netztopologie, der Netzverluste, der Art

der Lasten usw. bewertet werden. Eine Untersuchung dieser Sachverhalte bietet folglich

Potenzial für aufbauende Arbeiten.

Bei der im Rahmen dieser Arbeit durchgeführten Zusammenschaltung mehrerer

Mikrogasturbinen zu einem Park wurde im Rahmen der Modellannahmen ein uniformes

Verhalten mehrerer Anlagen simuliert. In der Praxis weisen die Netze, in die die Mikroturbinen

integriert werden, jedoch ein anderes Verhalten auf. Viele Netze verändern sich durch die

Integration dezentraler Einspeiser mit Wechselrichtern und werden zunehmend

schwingungsfähig; die Netze „entdämpfen“ sich. Als Folge lassen sich vermehrt (sehr)

niederfrequente Oszillationen in den Netzen messen. Diese niederfrequenten Oszillationen

regen wiederum die Mikroturbinen an, so dass es zu einem Schwingen der Turbinen kommt.

Um diesem Schwingen entgegenzuwirken und die Oszillationen zu dämpfen bedarf es, ähnlich

wie bei klassischen Kraftwerken im Verbundbetrieb, übergelagerter Regelungen. In der

klassischen Kraftwerkstechnik nennt man diese Geräte Pendeldämpfungseinrichtungen bzw.

Power System Stabilizer (PSS). In den zukünftigen Energieversorgungsnetzen mit einer

zunehmenden Anzahl an dezentralen Einspeisern gewinnt dieser Sachverhalt zunehmend an

Bedeutung. Eine Beantwortung der Fragestellungen, die auf die zusätzlichen, übergeordneten

Dämpfungsregler sowie eine Anpassung der jetzt verwendeten Regelparameter abzielen, macht

umfangreiche Studien unerlässlich. Eine nähere Analyse dieser Abhängigkeiten hätte den

Umfang dieser Arbeit deutlich überschritten, bietet jedoch Potenzial für aufbauende Arbeiten.

144 7 Fazit und Ausblick

Der Ausbau der Erneuerbaren Energien und hierbei vor allem der fluktuierenden Einspeiser hat

nicht nur mengenmäßig Konsequenzen auf die Stromerzeugung aus konventionellen

Energieträgern. Er bedeutet auch eine Abkehr von der aktuellen Architektur des

Stromversorgungssystems. Die Einteilung in Grund-, Mittel- und Spitzenlast wird hinfällig.

Mehr und mehr wird ein elektrisches Energieversorgungssystem entstehen, das auf lediglich

zwei Pfeilern beruht. Zum einen sind dieses die fluktuierenden Erzeuger, deren Anteil in den

letzten Jahren bereits stark angestiegen ist und mit dem Ausbau der Offshore-Windenergie

sowie der Photovoltaik weiter wächst. Zum anderen sind es die an die fluktuierenden Einspeiser

angepassten, schnell regelbaren Kraftwerke, zu denen bisher die konventionellen Kraftwerke

zählen, perspektivisch jedoch auch die Erneuerbaren Energien einen wachsenden Anteil haben

(müssen). Sollen die fluktuierenden Erneuerbaren Energien ihren Platz im

Stromversorgungssystem finden, müssen für diesen Paradigmenwechsel alle

Systemkomponenten an die neue Situation angepasst werden. Auch verlangt dieser

grundlegende Wandel des Stromsektors geeignete politische sowie marktwirtschaftliche

Instrumente. In diesem Zusammenhang bietet das Bilanzkreissystem eine hervorragende

Grundlage für die Umsetzung der notwendigen Maßnahmen. Eine angemessene Modifizierung

dieses Systems sowie eine gesetzliche Verankerung des Paradigmenwechsels im

Energiewirtschaftsgesetz würden die Schaffung geeigneter Marktmechanismen weiter

vorantreiben. Die Erneuerbaren Energien können diese notwendigen Anpassungen des

elektrischen Energieversorgungssystems alleine nicht erreichen.

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9 Anhang

9.1 Perfomance-Daten einer Capstone C30 Mikrogasturbine

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

0,80

0,85

0,90

0,95

0,55 0,60 0,65 0,70 0,75 0,80 0,85 0,90 0,95 1,00

Leistungsverhältnis

Umgebungsdruck[bar]

1,00

Leistungsverhältnis

Abbildung 8.1: Leistungsverhältnis über Umgebungsdruck (Das Leistungsverhältnis ist die Leistung bei

Standarddruck bezogen auf die Leistung bei aktuellem Umgebungsdruck) [Cap-06]

164 9 Anhang

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00

MechanischesDrehmoment(Nm)

Brennstoffstrom(p.u.)

3,00

Abbildung 8.2: Mechanisches Drehmoment über Brennstoffstrom [Cap-06]

9 Anhang 165

Tabelle 8.1: Performance-Daten der Capstone C30 Mikrogasturbine [Cap-06]

Leistung Wirkungsgrad Abgastemperatur Abgasmassenstrom Brennstoffstrom

[kW] [%] [°C] [kg/s] [kJ/s]

2,00 8,80 201,83 0,11 22,83

3,00 11,50 196,82 0,12 26,08

4,00 13,60 200,16 0,13 29,31

5,00 15,20 203,50 0,14 32,82

6,00 16,60 207,39 0,15 36,05

7,00 17,70 210,72 0,16 39,56

8,00 18,80 213,50 0,17 42,49

9,00 19,80 216,28 0,17 45,42

10,00 20,60 219,06 0,18 48,65

11,00 21,20 222,40 0,19 51,87

12,00 21,80 225,74 0,20 55,09

13,00 22,30 228,52 0,20 58,32

14,00 22,80 231,30 0,21 61,25

15,00 23,20 234,63 0,21 64,47

16,00 23,60 237,41 0,22 67,70

17,00 24,00 240,19 0,23 70,92

18,00 24,30 242,42 0,24 74,14

19,00 24,60 245,20 0,24 77,07

20,00 24,90 247,98 0,24 80,30

21,00 25,10 250,76 0,25 83,81

22,00 25,30 253,54 0,26 87,04

23,00 25,40 256,32 0,26 90,26

24,00 25,60 259,10 0,27 93,78

25,00 25,70 261,88 0,28 97,29

26,00 25,80 265,21 0,29 100,81

27,00 25,80 267,99 0,29 104,62

28,00 25,90 270,22 0,29 107,84

29,00 26,00 273,00 0,30 111,65

30,00 26,00 276,33 0,31 115,46