PREISATLAS

Institut für Energie- und Umwelttechnik e.V. (IUTA)

PREISATLAS

Ableitung von Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung

Projektträger: Stiftung Industrieforschung

(Forschungsvorhaben Nr. S 511)

Projektnehmer: Institut für Energie- und

Umwelttechnik e.V., Duisburg Abteilung Thermodynamik: Prof. Dr.-Ing. K. Lucas

Dipl.-Ing. M. Gebhardt Dipl.-Ing. H. Kohl

Dr.-Ing. Th. Steinrötter

Duisburg-Rheinhausen, 04.06.2002

IUTA e.V.: Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung i Projektträger: Stiftung Industrieforschung Gliederung:

Teil I: Einführung und Ausblick

Teil II: Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung

Teil III: Anlagen zur Verbesserung der Stromwirtschaft / Erdgasentspannungsanlagen

Teil IV: Anlagen zur Wärmerückgewinnung

Teil V: Anlagen zur Wärmeerzeugung

Teil VI: Anlagen zur Kälteerzeugung

Teil VII: Anlagen zur Wärme- und Kältespeicherung

Die Inhaltsverzeichnisse sowie die Abbildungs- und Tabellenverzeichnisse befinden sich am Anfang eines jeden Teils.

IUTA e.V.: Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung I.1 Projektträger: Stiftung Industrieforschung

Teil I: Einführung und Ausblick Inhalt Teil I: Einführung und Ausblick.................................................................................... 1 1 Einleitung und Zusammenfassung....................................................................... 3 2 Problemstellung und Projektziel........................................................................... 6

2.1 Wissenschaftliche Problemstellung .............................................................. 6 2.2 Projektziel ................................................................................................... 14

3 Kostenfunktionen aus der Literatur .................................................................... 15

3.1 Das Projekt IKARUS................................................................................... 15 3.1.1 Einführung ........................................................................................... 15 3.1.2 Die IKARUS Datenbank ...................................................................... 16 3.1.3 Nutzen der IKARUS-Daten für das Projekt.......................................... 22

3.2 Vorkalkulation im Anlagenbau .................................................................... 22 3.2.1 Kostenkalkulation der Anlagenteile...................................................... 23 3.2.2 Kostenkalkulation der gesamten Anlage ............................................. 27 3.2.3 Beispiel ................................................................................................ 29 3.2.4 Genauigkeit ......................................................................................... 31 3.2.5 Wechselwirkung zwischen dem Kalkulationsschema und den Kostenfunktionen ............................................................................................... 32

3.3 Richtpreisstudie MHKW des Energiereferats der Stadt Frankfurt/Main ...... 33 4 Mathematische Grundlagen............................................................................... 35

4.1 Begriffsdefinitionen ..................................................................................... 35 4.2 Qualitative Beschreibung der genutzten Funktionen .................................. 36

4.2.1 Die lineare Funktion............................................................................. 36 4.2.2 Die polynomische Funktion.................................................................. 37 4.2.3 Die logarithmische Funktion ................................................................ 37 4.2.4 Die exponentielle Funktion .................................................................. 38 4.2.5 Die potenzielle Funktion ...................................................................... 39

4.3 Annäherung von Funktionen....................................................................... 39 4.3.1 Die Methode der kleinsten Quadrate ................................................... 39 4.3.2 Das Bestimmtheitsmaß ....................................................................... 39

5 Ausblick: Erweiterung und Nutzung der Kostenfunktionen in zukünftigen Projekten................................................................................................................... 42

5.1 Software zur Analyse und Optimierung industrieller Energiesysteme......... 42 5.2 Internetbasiertes Serversystem für Kostenfunktionen ................................ 46


Abbildungen: Abb. 2.1: Kosten, Gutschrift und Einsparung .............................................................. 9 Abb. 2.2: Dynamische Kapitalrücklaufzeit und Kapitalwert ....................................... 10 Abb. 2.3: Schaltschema der Kühlung eines Prozesswasserstroms .......................... 13 Abb. 3.1: Struktur der IKARUS-Datenbank ............................................................... 17 Abb. 3.2: Querschnittstechnologien - Gerätegruppen............................................... 19 Abb. 3.3: Querschnittstechnologien - Geräte ............................................................ 20 Abb. 3.4: Querschnittstechnologien - Varianten........................................................ 21 Abb. 3.5: Querschnittstechnologien - Kennwerte ...................................................... 21 Abb. 3.6: Preisindizes nach Kölbel und Schulze ....................................................... 26 Abb. 3.7: Nomogramm zur Kostenkalkulation........................................................... 26 Abb. 3.8: Anlage zur Rückgewinnung von Toluol...................................................... 29 Abb. 3.9: Relativer Fehler der Apparate-Preissumme............................................... 32 Abb. 5.1: Flussschemaeditor..................................................................................... 43 Abb. 5.2: Dateneingabe Kessel................................................................................. 44 Abb. 5.3: Berechnungsschema ................................................................................. 45 Abb. 5.4: Systemkomponenten der Software............................................................ 46 Abb. 5.5: Serversystem für Kostenfunktionen........................................................... 47 Tabellen: Tab. 2.1: Daten des Wärmeübertragers.................................................................... 10 Tab. 3.1: IKARUS - Kostenfunktionen (Beispiel)....................................................... 22 Tab. 3.2: Globalfaktoren............................................................................................ 23 Tab. 3.3: Einheitspreise ............................................................................................ 24 Tab. 3.4: Preisindizes nach Kölbel und Schulze ....................................................... 25 Tab. 3.5: Kapazitätsgrößen und Koordinaten für das Nomogramm.......................... 27 Tab. 3.6: Anlagentypen............................................................................................. 28 Tab. 3.7: Zuschlagfaktoren ....................................................................................... 28 Tab. 3.8: Ergebnisse der Beispielrechnung .............................................................. 30


1 Einleitung und Zusammenfassung Im Jahr 1998 betrug die Umsatzrentabilität der VDMA-Unternehmen ca. 2 % bei einem Energiekostenanteil von 1,3 bis 3,5 %. Die Reduktion der Energiekosten führt damit zu einer nicht zu vernachlässigenden Gewinnsteigerung. Dies zeigt die Bedeutung einer sorgfältigen Planung bei der Errichtung eines neuen bzw. Erneuerung eines bestehenden Energiesystems. Kriterium für die Güte eines Energiesystems ist dabei die im Betrieb eingesetzte Endenergie. Deren Minimierung führt auf eine Minimierung der Kosten und eine möglichst weitgehende Schonung der Ressourcen. Die Entscheidungsfindung, welches Energiesystem die betriebswirtschaftlich günstigste Lösung darstellt, vollzieht sich dabei in zwei Schritten. Im ersten Schritt werden für die zu lösende Aufgabe Lösungsmöglichkeiten erarbeitet und bewertet. Die Bewertung umfasst dabei technische, ökologische und ökonomische Kriterien, wie beispielsweise hohe Betriebssicherheit, geringe jährliche Gesamtkosten und minimale Emissionen. Auf Basis dieser Bewertung werden die sinnvollen Lösungsmöglichkeiten identifiziert. Im zweiten Schritt werden sie einer detaillierten Planung unterzogen. Nach Abschluss dieser Detailplanung kann die Investitionsentscheidung gefällt werden. Gerade im ersten Schritt ist es notwendig, schnell zu belastbaren Zahlen hinsichtlich der Investitionskosten der benötigten Apparate zu gelangen. Hier werden oftmals Richtpreise genutzt. Diese können entweder direkt eingeholt oder durch Auswertung von Literatur ermittelt werden. Beide Methoden der Richtpreisermittlung weisen Schwachstellen auf. Die Anfrage bei den Anbietern ist oft mit einem hohen Zeitaufwand verbunden, da seitens der Anbieter die Personalkapazitäten begrenzt sind und das vorhandene Personal eher bei konkreten Projekten eingesetzt wird. Verschärft wird diese Situation dadurch, dass die neuen Medien – insbesondere das Internet – den Aufwand zur Abfrage eines Richtpreises senken und damit die Anzahl der den Anbietern vorliegenden Richtpreisanfragen in letzter Zeit stark zugenommen hat. Auch die Auswertung relevanter Literatur ist mit Zeitaufwand (Literaturrecherche und –bereitstellung) verbunden. Die zweite Schachstelle ist das Problem, die Kosten einer Anlage definierter Leistung auf Anlagen kleinerer oder größerer Leistung umzurechnen, um den Einfluss der Anlagengröße auf die Wirtschaftlichkeit darzustellen. Mit Kostenfunktionen, die die Bestimmung der Anlagenkosten auf Basis der die Anlage beschreibenden Variablen ermöglicht, sind beide Schwachstellen zu umgehen. Sie kommen dem Planer (und damit dem Kund en des Planers) sowie dem Anbieter einer Anlage zu Gute. Im Rahmen des durchgeführten Workshops wurde seitens der Anbieter die Hoffnung geäußert, dass die vorliegenden Kostenfunktionen eine Entlastung bei der Erstellung von Richtpreisanfragen bewirken. Ein erseits durch Reduktion der eingehenden Richtpreisanfragen und andererseits aber auch dadurch, dass die Anbieter mit Kostenfunktionen Richtpreisanfragen mit weniger Aufwand beantworten können. Neben den genannten Vorteilen erlauben Kostenfunktionen auch die computergestützte Optimierung komplexer Verschaltungen mehrerer energietechnischer Komponenten.


Erarbeitet wurden Kostenfunktionen für verschiedene Anlagen. Es sind dies • Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung, • Anlagen zur Verbesserung der Stromwirtschaft / Erdgasentspannungsanlagen, • Anlagen zur Wärmerückgewinnung, • Anlagen zur Wärmeerzeugung, • Anlagen zur Kälteerzeugung und • Anlagen zur Wärme- und Kältespeicherung. Bei allen betrachteten Anlagen wurden Kosten für die Anlagen bei den Herstellern / Anbietern eingeholt. Dies waren Richtpreisangebote, Preislisten und Arbeitsmaterialien der Anbieter zur Berechnung von Preisen (Kalkulationssoftware). Die so ermittelten Daten bildeten zusammen mit den in der Literatur vorhandenen Ansätzen für Kosten bzw. Kostenfunktionen die Grundlage zur Bestimmung der Kostenfunktionen. Bei allen Anlagen wurde eine so genannte Hauptvariable definiert. Darunter ist die Variable zu verstehen, die die Kapazität bzw. Größe der Anlage bestimmt. Beispiele sind die elektrische Leistung einer Anlage zur Kraft-Wärme-Kopplung, die Fläche eines Wärmeübertragers oder die Nennwärmeleistung eines Wärmeerzeugers. Die Hauptvariable bestimmt somit auch die Kosten für die Anlage. Nun beschreibt eine Variable eine Anlage nie vollständig. Es kommen weitere Variablen hinzu, die die Spezifikation der Anlage vervollständigen. Beispiele hier sind das Material eines Wärmeübertragers oder der Dampfdruck eines Dampferzeugers. Um den Einfluss dieser, den hier als Nebenvariablen bezeichneten, Variablen zu berücksichtigen, wurden verschiedene Wege beschritten: Einführung von Korrekturfaktoren:

Für die Basiskonfiguration einer Anlage wird eine Kostenfunktion in Abhängigkeit von der Hauptvariablen bestimmt. Weiterhin werden Korrekturfaktoren in Abhängigkeit von den Nebenvariablen abgeleitet. Diese beschreiben dann die Kostenänderung der Anlage bei Abweichung der Spezifikation von der Spezifikation gemäß Basiskonfiguration. Dieses Verfahren konnte dann gewählt werden, wenn eine Nebenvariable stetig war. Ein Beispiel ist die Überhitzung des Dampfes gegenüber der Sattdampftemperatur bei einem Heißdampferzeuger.

Festlegung von Typ-Definitionen:

Die Kostenfunktionen in Abhängigkeit von der Hauptvariablen werden für Anlagen verschiedener Spezifikationen abgeleitet. Dieses Verfahren wurde dann gewählt, wenn die Nebenvariable eine diskrete Größe beschreibt, z.B. das Material für einen Wärmeübertrager.

Die im Projekt erhobenen Preise beschreiben die Preissituation in den Jahren 2000 bzw. 2001. Eine Aktualisierung bzw. Fortschreibung der Preise kann auf zwei Wegen geschehen. Die erste Möglichkeit ist die Anpassung der Preise über Preisindizes. Dieses Verfahren ist beispielsweise in der Vorkalkulation im Anlagenbau etabliert. Es zeigte sich, dass z.B. Preise aus dem Jahr 1988 gut mit einem Preisindex in das Jahr 2000 zu überführen waren. Angesetzt wurde der so genannte Kölbel-Schulze-Index. Er beschreibt die Preisentwicklung im Bereich des Anlagenbaus für die Positionen Chemieanlagen insgesamt, Apparate und Maschinen, Rohrleitungen und Armaturen,


Mess- und Regeleinrichtungen, Isolierung und Anstrich, elektrotechnische Ausrüstung, Bauteile sowie Planungskosten. Besser wäre eine stetige Aktualisierung der Preise. Gegenüber der Anpassung mittels Preisindizes ist sie genauer, aber auch mit einem größeren Aufwand verbunden. Zur Begrenzung des Aufwandes ist es denkbar, ein halbautomatisch agierendes Serversystem einzusetzen. Hersteller und Anbieter stellen auf Basis von Spezifikationen bzw. Leistungsverzeichnissen regelmäßig Kostendaten über das Internet zur Verfügung. Diese Daten werden automatisch aufbereitet, durch einen Fachbetreuer geprüft und nach Akzeptierung automatisch in die Kostenfunktionen eingearbeitet. Die Kostenfunktionen stehen dann im Internet zur Verfügung. Ein Projekt zur Errichtung eines internetbasierten Serversystems für Kostenfunktionen wurde vom Lehrstuhl für Technische Thermodynamik der RWTH Aachen und dem IUTA bei der Arbeitsgemeinschaft industrieller Forschungsvereinigungen „Otto von Guericke“ – AiF beantragt und ist inzwischen bewilligt. Grundlage des Serversystems werden die im Rahmen dieses Projekts erarbeiteten Kostenfunktionen bilden. Bei der Gestaltung des Serversystems werden weiterhin die während der Projektbearbeitung gesammelten Erfahrungen eingebracht. Damit werden die Ergebnisse dieses Projekts weiter geführt und genutzt.


2 Problemstellung und Projektziel

2.1 Wissenschaftliche Problemstellung Bei der Planung eines industriellen Energiesystems und seiner Erneuerung (Retrofit) werden Entscheidungen letztlich auf der Grundlage betriebswirtschaftlicher Kriterien getroffen. Dabei vollzieht sich die Entscheidungsfindung erfahrungsgemäß in zwei Schritten: • Im ersten Schritt werden für die zu lösende Aufgabe (hier die Bereitstellung von

Nutzenergie) verschiedene Lösungsmöglichkeiten erarbeitet. Anhand einer technischen und wirtschaftlichen Bewertung wird eine Prioritätenliste aufgestellt, in der die verschiedenen Möglichkeiten und die dazu notwendig durchzuführenden Maßnahmen erfasst werden.

• Im zweiten Schritt werden die sinnvollen Maßnahmen einer detaillierten Planung unterzogen. Berechnungen werden konkretisiert und validiert. Auf Basis der hierbei ermittelten Ergebnisse wird die Investitionsentscheidung gefällt.

Gerade im ersten Schritt stellt sich das Problem, schnell zu belastbaren Zahlenwerten bezüglich der Investitionskosten und der Betriebskosten für eine benötigte Anlage zu gelangen. Um entsprechende Richtpreise zu erlangen, bieten sich zwei Quellen an: • Einholung von Angeboten und • Auswertung von Literaturstellen, in denen Kosten vergleichbarer Anlagen genannt

werden. Beide Methoden weisen zwei Schwachstellen auf. Als erste Schwachstelle ist der Zeitaufwand zu nennen. Werden Angebote eingeholt, kann es einige Zeit dauern, bis der Richtpreis vorliegt. Grund sind die oftmals begrenzten Personalkapazitäten bei den Herstellern bzw. Lieferanten. Das vorhandene Personal wird eher bei konkreten Projekten eingesetzt. Die Auswertung von Literaturstellen erfordert einerseits die Recherche und andererseits die Bereitstellung der Literatur. Als zweite Schwachstelle ist die nur begrenzte Möglichkeit zur Umrechnung der Kosten für Anlagen kleinerer bzw. größerer Leistung zu nennen. Auf Basis von Richtpreisen kann die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung somit nur für eine Anlage definierter Leistung durchgeführt werden. Diese beiden Schwachstellen sollen durch die Ableitung von Kostenfunktionen eliminiert werden. Die Zusammenführung von Richtpreisen in einem "Richtpreisatlas" soll die zügige Ermittlung von Richtpreisen verschiedener Anlagen ermöglichen. Darüber hinaus soll die Darstellung der Kosten als mathematische Funktion erlauben, den Einfluss der Anlagengröße auf die Wirtschaftlichkeit analytisch zu bestimmen und so die wirtschaftlich günstigste Lösung zu ermitteln. Der Einsatz von Kostenfunktionen soll an einem einfachen Beispiel gezeigt werden.


Im Rahmen eines Beratungsauftrags wurde bei einer Firma die Wärmerückgewinnung aus einem heißen Gasstrom analysiert. Der Volumenstrom beläuft sich auf 8.000 m3/h, die Temperatur beträgt 330 °C (tGas,WÜein). Die Wärme dieses Gasstroms wurde bisher an die Umgebung abgegeben. Grundsätzlich kann dieser Gasstrom zur Erwärmung des Rücklaufs der Heizungsanlage (statische Raumheizung, Hallenlufterwärmung, Warmwasserbereitung) genutzt werden. Die Rücklauftemperatur der Heizungsanlage liegt bei 60 °C. In Abhängigkeit von der Temperatur des Gasstroms nach der Wärmerückgewinnung (tGas,WÜaus) kann nun • die rückgewinnbare Wärmeleistung ( WRGQ� ),

• die Temperatur des Vorlaufs, • die logarithmische Temperaturdifferenz des Wärmeübertragers und • die benötigte wärmeübertragende Fläche ( WÜA ) berechnet werden. Die wärmeübertragende Fläche liegt bei einer Abkühlung des Gases auf 150 °C bei

2132mAWÜ = ( kWQWRG 310=� ) und bei einer Abkühlung des Gases auf 65 °C bei 2501mAWÜ = ( kWQWRG 456=� ). Die rückgewinnbare Leistung kann als Funktion der

Fläche des Wärmeübertragers dargestellt werden und ist eine streng monoton steigende Kurve. Die jährliche Gutschrift (G) der Wärmerückgewinnung berechnet sich aus der rückgewinnbaren Leistung, den jährlichen Betriebsstunden (hier 4.000 h/a) und dem Gaspreis (hier 2,5 Pf/kWh):

kWhDMahkWQaDMG WRG /025,0/000.4][]/[ ⋅⋅= � Da die rückgewinnbare Leistung eine Funktion der wärmeübertragenden Fläche ist, ist auch die Gutschrift eine Funktion dieser Variable. Mit der Hilfe von Kostenfunktionen kann die Wärmerückgewinnung nach dem Kriterium der Wirtschaftlichkeit optimiert werden. Für die spezifischen Kosten des Wärmeübertragers wird hier ein linearer Ansatz gewählt1. Aus dem Bericht "Wärmetauscher zur Abwärmenutzung" (Bericht Nr. 8-13 aus dem Projekt "IKARUS", Hrsg.: Forschungszentrum Jülich, November 1994; Datenblatt 10A) können für die spezifischen Kosten eines Gas-Flüssig-Wärmeübertragers (Rohrbündel) folgende Eckpunkte entnommen werden: Fläche bis 100 m2: spezifische Kosten 235 DM/m2 Fläche bis 500 m2: spezifische Kosten 150 DM/m2 Damit können für den Bereich AWÜ = [100, 500] m2 Gleichungen für die spezifischen Kosten

1 Es ist zu beachten, dass die spezifischen Kosten für den Wärmeübertrager sicherlich nicht linear verlaufen. Es ist eher zu vermuten, dass die spezifischen Kosten exponentiell von der Fläche des Wärmeübertragers anhängig sind. Hier soll aber lediglich die Arbeitsweise mit einer Kostenfunktion gezeigt werden, so dass an dieser Stelle eine derart starke Vereinfachung gewählt werden kann.


25,256][2152,0]/[ 22 +⋅−= mAmDMk WÜWÜ

bzw. die Investitionskosten für den Wärmeübertrager

22 ][25,2562152,0][ mAAADMK WÜWÜWÜWÜ =⋅+⋅−= angegeben werden. Der Aufwand für die Montage möge 20 % der Kosten für den Wärmeübertrager betragen. Damit werden die Investitionskosten zu

WÜInv KK ⋅= 2,1 Wird nun ein Annuitätenfaktor berücksichtigt (ANF = 0,149 für 10 a, 8 %) können die jährlichen Investitionskosten berechnet werden (K*Inv = ANF ⋅ KInv). Zur Bestimmung der jährlichen Gesamtkosten werden nun noch die Kosten für Wartung und Instandhaltung (W&I) addiert. Sie werden zu 2 % der Kosten für den Wärmeübertrager angesetzt:

WÜIW KaDMK ⋅= 02,0]/[*&

Die jährlichen Gesamtkosten (K*ges) können somit als Funktion der wärmeüber-tragenden Fläche dargestellt werden2:

)25,2562125,0(02,0)25,2562125,0(149,02,1]/[ 22*WÜWÜWÜWÜges AAAAaDMK ⋅+⋅−⋅+⋅+⋅−⋅⋅=

bzw.

22* ][9425,50042245,0]/[ mAAAaDMK WÜWÜWÜges =⋅+⋅−=

Somit sind die jährliche Gutschrift und die jährlichen Kosten als Funktion der Fläche des Wärmeübertragers bestimmt. Die Differenz der Gutschrift und der Kosten ergibt die jährliche Einsparung (E = G - K*ges). Die Abb. 2.1 zeigt die Verläufe dieser Kurven.

2 Bei Änderung der Ansätze für die Montage, die Annuität und die Wartung ergeben sich andere Koeffizienten.


0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

100 150 200 250 300 350 400 450 500

AWÜ / m2

DM

/a

Gutschrift

Einsparung

Kosten

maximale Einsparungbei ca. 359 m2

Abb. 2.1: Kosten, Gutschrift und Einsparung

Sowohl Gutschrift und Kosten sind streng monoton steigende Kurven und erreichen ihr jeweiliges Maximum bei einer wärmeübertragenden Fläche von AWÜ = 500 m2. Die Einsparung steigt mit der wärmeübertragenden Fläche A WÜ an, bis ein Maximum erreicht wird. Aus Abb. 2.1 kann man dieses Maximum für AWÜ bei etwa 359 m2 ablesen. Danach sinkt die Einsparung mit zunehmender Fläche. Grund sind hier die unterschiedlichen Steigungen der Gutschrift und der Kosten. Die dynamische Kapitalrücklaufzeit (KRZ) kann aus der jährlichen Gutschrift, den Investitionskosten und dem kalkulatorischen Zinssatz i (i = 8%/100 = 0,08) gemäß der Formel

)1log(

log

i

iKG

G

KRZ Inv

+

⋅−

=

in Abhängigkeit von der wärmeübertragenden Fläche berechnet werden. Aus der jährlichen Einsparung, dem Annuitätenfaktor als Kehrwert des Diskontierungssummenfaktor und den Investitionen kann der Kapitalwert berechnet werden:

InvKANF

EC −=0

Abb. 2.2 zeigt die dynamische Kapitalrücklaufzeit und den Kapitalwert als Funktion der wärmeübertragenden Fläche.


1,00

1,25

1,50

1,75

2,00

2,25

2,50

100 150 200 250 300 350 400 450 500

AWÜ / m2

dyn

. Kap

ital

rück

lau

fzei

t / a

120.000

125.000

130.000

135.000

140.000

145.000

150.000

Kap

ital

wer

t / D

M

dyn. Kapital-rücklaufzeit

Kapitalwert

maximalerKapitalwertbei ca. 219 m2

Abb. 2.2: Dynamische Kapitalrücklaufzeit und Kapitalwert

Die dynamische Kapitalrücklaufzeit steigt mit der wärmeübertragenden Fläche, da die Investitionskosten stärker steigen als die Gutschrift. Der maximale Kapitalwert lässt sich aus Abb. 2.2 bei einer wärmeübertragenden Fläche AWÜ von ca. 219 m2 ablesen. Je nach Kriterium • maximale Gutschrift = maximale Leistung des Wärmeübertragers, • maximale Einsparung, • maximaler Kapitalwert oder • minimale Kapitalrücklaufzeit ergibt sich für die Wärmerückgewinnung eine andere Lösung. Die Daten des Wärmeübertragers für diese Fälle zeigt Tab. 2.1. tGas,Wüein tGas,Wüaus QWRG AWÜ KInv K*ges G E KRZ C0

°C °C kW m2 DM DM/a DM/a DM/a a DM 330 65 456 501 90.045 14.920 45.580 30.660 2,24 115.685 330 75 439 359 77.566 12.852 43.860 31.008 1,98 130.498 330 105 387 219 55.105 9.131 38.700 29.569 1,57 143.308 330 150 310 132 36.134 5.987 30.960 24.973 1,27 131.434

Tab. 2.1: Daten des Wärmeübertragers

Welche der Möglichkeiten umgesetzt wird, ist davon abhängig, welches Kriterium in der Firma als prioritär angesehen wird. Eine Firma, die die Liquidität als besonders wichtig erachtet, wird die Lösung mit der minimalen Kapitalrücklaufzeit bevorzugen. Wird die Liquidität nicht so stark gewichtet, ist eher damit zu rechnen, dass die Lösung mit dem maximalen Kapitalwert als günstig eingestuft wird. Das Beispiel zeigt


deutlich, dass die Identifikation der optimalem Lösung - unabhängig von der Wahl des als entscheidend angesehenen Kriteriums - nur dann zu bestimmen ist, wenn die entsprechenden wirtschaftlichen Kennzahlen über einen Wertebereich berechnet werden können. Unabdingbar dafür ist die Existenz mathematischer Kostenfunktionen. Dabei kann es vorteilhaft sein, wenn die eingesetzten Funktionen differenzierbar sind. Der Vorteil des Einsatzes von differenzierbaren Kostenfunktionen liegt hier in der analytischen Bestimmung der optimalen wärmeübertragenden Fläche. Die zur Ermittlung der jährlichen Gutschrift zu berechnende Leistung der Wärmerückgewinnung als Funktion der Hauptvariablen Wärmeübertragerfläche (AWÜ) unter den weiter dargestellten Randbedingungen (Eintrittstemperatur des heißen Gasstroms: 330°C und des Heizungsrücklaufs: 60°C; die Werte für (mcp) für den heißen und den kalten Strom liegen ebenfalls fest) lässt sich über die folgenden Gleichungen ausdrücken:

21 )(

1

)(

)60330()1(

pp

WRG

mcmc

CCQ

−Θ°−°⋅−Θ=�

mit

−⋅⋅=Θ

21 )(

1

)(

1exp

ppWÜ mcmc

Ak

Dieser Ausdruck für die Wärmeleistung wird in die Formel für die Gutschrift (G) und damit in die Formel für die jährliche Einsparung (E) eingesetzt. Damit kann die Einspaung als Funktion der Fläche des Wärmeübertragers geschrieben werden. Setzt man die Ableitung der Zielfunktion (E) nach der Hauptvariablen (AWÜ) gleich null, erhält man die Fläche A WÜ, welche die Bedingung maximaler Einsparung erfüllt. Der mathematische Zusammenhang lautet:

9425,50042245,02

/025,0/000.4

)(

1

)(

)(

)()(

1

)(

1

)60330(2

21

2

21

−⋅⋅+

⋅⋅

−

Θ

Θ⋅

−

⋅°−°⋅=

WÜ

pp

WÜ

WÜpp

WÜ

A

kWhDMah

mcmc

A

Amcmc

CCkdA

dE

Die Fläche des Wärmeübertragers AWÜ, die diese Formel für dE/dAWÜ = 0 löst und somit zur höchsten Einsparung führt, beträgt 353 m² (in Übereinstimmung mit der Ermittlung über Abb. 2.1 unter Berücksichtigung der Ablesegenauigkeit). Der Kapitalwert beinhaltet ebenfalls die Einsparung (E). Auch der maximale Kapitalwert kann somit als Funktion der wärmeübertragenden Fläche geschrieben werden. Auch diese Funktion ist differenzierbar.


)25,2562125,02(2,1/]9425,50042245,02

/025,0/000.4

)(

1

)(

)(

)()(

1

)(

1

)60330([2

21

2

210

+⋅⋅−⋅−−⋅⋅+

⋅⋅

−

Θ

Θ⋅

−

⋅°−°⋅=

WÜWÜ

pp

WÜ

WÜpp

WÜ

AANFA

kWhDMah

mcmc

A

Amcmc

CCkdA

dC

Setzt man diese Ableitung gleich null und ermittelt die Fläche des Wärmeübertragers, welcher das Optimierungsproblem löst (hier: maximaler Kapitalwert), so erhält man in Übereinstimmung mit Abb. 2.2 einen Wert von 217 m². Insbesondere, wenn sich das Problem komplex darstellt und mehrere freie Variablen innerhalb der zu optimierenden Funktion existieren, ist eine Differentiation der Zielfunktion zwingend notwendig. Auch wenn, wie im obigen Falle die Gleichungen nicht nach der Hauptvariablen auflösbar sind, ist es mit den heute an fast allen Ingenieur- und Technikerarbeitsplätzen installierten Iterationswerkzeugen ("Solver") der gebräuchlichen Tabellenkalkulationsprogramme (Excel, Quattro Pro, o.ä.) schnell und einfach möglich, die Lösung zu ermitteln. Die angesprochene Komplexität stellt sich dann ein, wenn bei Maßnahmen zur Energieeinsparung Schaltungen unter Einsatz sehr unterschiedlicher Komponenten entwickelt werden. Zu ihrer wirtschaftlichen Bewertung im Rahmen von computergestützten Parameterstudien werden Kostenfunktionen benötigt. In Abb. 2.3 ist als Beispiel das Schaltbild für die Kühlung eines Prozesswasserstroms gezeigt. Das Prozesswasser soll nach Kühlung und Aufbereitung als Waschwasser verwendet werden. Aufgabe war hier die Dimensionierung der benötigten Apparate, wobei einerseits die Kühlaufgabe gelöst und andererseits die wirtschaftlich günstige Lösung gefunden werden sollte.


Waschwasse r

Prozeßwasser

Aufbere i tung

1

5

7K M

6

2

48

KT 2 KT 1

3

12,5 °C

16 °C

19 °C

W Ü 2

25 °C

W Ü 1

Abb. 2.3: Schaltschema der Kühlung eines Prozesswasserstroms

Hier ist die Temperatur 1 die Variable. Minimal beträgt diese Temperatur 6 °C bei einer Grädigkeit in den Wärmeübertragern von gut 6 °C. Wenn in den Wärmeübertragern eine Grädigkeit von 3 °C zugelassen wird, kann sie aber auch 9,5 °C betragen. Je höher die Temperatur 1 ist, desto • größer sind die Temperaturen 2 und 3, • kleiner sind die Temperaturdifferenzen in den Wärmeübertragern (WÜ) 1 und 2, • größer ist die benötigte Fläche der WÜ 1 und 2 • größer ist die benötigte Leistung im Kühlturm (KT) 1, • kleiner ist die benötigte Leistung der Kältemaschine (KM) und • kleiner ist die benötigte Leistung in KT 2. Mit steigender Temperatur 1 steigen damit die Investitionskosten für die Wärmeübertrager und den Kühlturm 1, während die Kosten für die Kältemaschine und den Kühlturm 2 sinken. Bei einem Beispiel dieser Komplexität ist die Vielzahl der Möglichkeiten nur noch computergestützt zu untersuchen. Dies erfordert insbesondere wieder mathematische Kostenfunktionen für die eingesetzten Komponenten in Abhängigkeit der einschlägigen Variablen. Der Nachteil des üblichen Weges, eine nach heuristischen Gesichtspunkten vernünftige Apparatedimension festzulegen (z. B. Auslegung eines Wärme-übertragers zur maximalen Energieeinsparung), führt im Allgemeinen nicht zum


ökonomischen Optimum (siehe Beispiel). Dieses kann nur mit Hilfe von Funktionen ermittelt werden. Die innerhalb des Projektes zu erstellenden stetig differenzierbaren Kostenfunktionen stellen zudem die notwendige Grundlage einer computergestützen Optimierung komplexerer Verschaltungen mehrerer verschalteter energietechnischer Komponenten dar.

2.2 Projektziel Im Rahmen des beantragten Projektes sollen Kostenfunktionen für typische Komponenten aus dem Bereich der betrieblichen Energiewirtschaft entwickelt werden. Mit ihnen sollen anhand typischer, für die Auslegung einer Anlage notwendiger Parameter die Kosten für die Investition und den Betrieb abzuleiten sein. Damit sind die Kostenfunktionen einerseits ein Tool zur Entscheidungsfindung, ob eine Maßnahme planerisch bzw. in der Umsetzung weiter zu verfolgen ist und andererseits ein Tool zur Optimierung von Energiesystemen. Dabei werden zeit- und kostenaufwendige Kostenrecherchen vermieden. Es werden folgende Anlagen berücksichtigt: • Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung, • Anlagen zur Verbesserung der Stromwirtschaft / Erdgasentspannungsanlagen, • Anlagen zur Wärmerückgewinnung, • Anlagen zur Wärmeerzeugung, • Anlagen zur Kälteerzeugung und • Anlagen zur Wärme- und Kältespeicherung. Apparate zur Nutzung bzw. Umwandlung regenerativer Energien (z.B. Windkraft, Photovoltaik, Solarthermie) werden im Rahmen des Projektes nicht berücksichtigt. Diese Technologien sind bezüglich einer zukünftigen Marktnachfrage und der damit verbundenen Kostenentwicklung im Bereich der Produktion heute noch nicht einschätzbar. Gleiches betrifft auch die Brennstoffzellen als Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung.


3 Kostenfunktionen aus der Literatur An dieser Stelle werden Projekte vorgestellt, aus denen Kostenfunktionen oder Grundlagen für Kostenfunktionen gewonnen werden können. Ihre Einbindung in das Projekt wird erläutert. Einzelne Literaturstellen, die sich auf bestimmte Anlagen bzw. Apparate beziehen sind nicht Gegenstand diesen Kapitels. Sie werden innerhalb der entsprechenden Abschnitte zu den Anlagen bzw. Apparaten behandelt.

3.1 Das Projekt IKARUS

3.1.1 Einführung Im Auftrag des Bundesministerium für Bildung Wissenschaft, Forschung und Technologie (BMBF) wurde das Projekt IKARUS (Instrumente für Klimagas-Reduktionsstrategien) durchgeführt. Mit dem Projekt wurden die Vorraussetzungen geschaffen, Überlegungen zu Strategien zur CO2-Reduzierung im Energiesystem durchzuführen. Dazu wurden die aktuell verfügbaren technischen, wirtschaftlichen und umweltrelevanten Fakten zu heute eingesetzten und in Zukunft einsetzbaren Energietechniken erhoben und systematisch zusammengetragen. Mittels dieser Daten können nun Reduktionsstrategien an Computermodellen durchgerechnet und bewertet werden. Auftragnehmer war das Forschungszentrum Jülich. Diesem oblag auch die Projektleitung. Das Projekt wurde in neun Teilprojekte gegliedert. Für die einzelnen Teilprojekte wurden Koordinatoren benannt: Teilprojekt 1: Modellentwicklung – Optimierungsmodell

Koordinator: Dipl.-Math. J.-F. Hake Forschungszentrum Jülich GmbH, Programmgruppe STE 52425 Jülich

Teilprojekt 2: Datenbank - Konzept und Programmierung

Koordinator: Dipl.-Ing. W. Bahm Fachinformationszentrum Karlsruhe GmbH 76344 Eggenstein-Leopoldshafen

Teilprojekt 3: Primärenergie – Gewinnung fossiler Energieträger im Inland, Außenhandel mit Energieträgern, erneuerbare Energiequellen

Koordinator: Dr. H.-J. Ziesing Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) 14195 Berlin

Teilprojekt 4: Umwandlung – Energieumwandlung, -speicherung, -transport und -verteilung

Koordinator: Prof. Dr. A. Voß Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieverwendung (IER)


Universität Stuttgart 70565 Stuttgart

Teilprojekt 5: Haushalte und Kleinverbraucher – Raumwärme, Haushaltsgeräte, Prozesswärme

Koordinator: Prof. Dr. L. Rouvel Lehrstuhl für Energie- und Kraftwerkstechnik Technische Universität München 80333 München

Teilprojekt 6: Industrie – energieintensive Einzeltechniken, Branchen und Sparten Koordinator: Dr. E. Jochem

Fraunhofer-Institut für Systemtechnik und Innovationsforschung (ISI) 76139 Karlsruhe

Teilprojekt 7: Verkehr – Personen- und Güterverkehr auf der Straße, Schiene, zu Wasser und in der Luft

Koordinator: Dr. H. Waldeyer TÜV Rheinland Sicherheit und Umweltschutz Institut für Energietechnik und Umweltschutz 51105 Köln

Teilprojekt 8: Querschnittstechniken – sektor- und branchenübergreifende Techniken zur Energieumwandlung

Koordinator: Dr.-Ing. W. Mauch Forschungsstelle für Energiewirtschaft (FfE) 80995 München

Teilprojekt 9: Verifikation – Verifikationsmaßnahmen im Rahmen der internationalen Klimakonvention

Koordinator: Dr. G. Stein Forschungszentrum Jülich GmbH, Programmgruppe TFF 52425 Jülich

Neben den genannten Institutionen waren mehr als 50 Unterauftragnehmer in das Projekt integriert. Die Ergebnisse wurden in der IKARUS-Datenbank, die vom Fachinformationszentrum (FIZ) Karlsruhe als PC-gestütztes Informationssystem zu den betrachteten Energietechniken, aber auch zu weiteren Rahmendaten entwickelt wurde, zusammengefasst. Hier finden sich auch (Ansätze zu) Kostenfunktionen für Apparate der rationellen Energietechnik.

3.1.2 Die IKARUS Datenbank IUTA liegt die Datenbank Version 3.1 vor. Gegenüber der ersten kommerziellen Version (September 1997) enthält die Datenbank nicht nur Technikdaten für das Referenzjahr 1989 und die beiden Analysejahre 2005 und 2020 sondern auch Daten für das neue Referenzjahr 1995. In einigen Bereichen (vor allem Querschnittstechniken) sind auch die Daten für 1989 noch enthalten, mit der


Preisbasis 1989. Bezugsjahr für die Kostenangaben anderer Jahre ist – sofern in den Datensätzen nicht anders angegeben – das Jahr 1995. Die Datenbank gliedert sich in die Bereiche Technikdaten, Rahmendaten und Modelldaten.

Abb. 3.1: Struktur der IKARUS-Datenbank

Technikdaten: Technische, wirtschaftliche und umweltbezogene Daten heutiger und zukünftiger einsetzbarer Energietechniken. Hier sind die in den Teilprojekten erarbeiteten Ergebnisse hinterlegt. Von besonderer Bedeutung ist hier der Bereich „Querschnittstechniken“. Hier finden sich die Daten zu einzelnen Techniken bzw. Apparaten. Rahmendaten: Bestandsdaten und Angaben zu zukünftigen Potenzialen der in der Datenbank beschriebenen Techniken. Ferner sind zentrale makroökonomische Daten gespeichert, wie z. B. Brutto-Inlandsprodukt, Angaben zur Bevölkerungsstruktur, Weltmarktrohölpreis. Außerdem sind Daten über die Wohnungs-, Industrie- und Verkehrsstruktur enthalten, einschließlich der daraus abgeleiteten Bedarfsgrößen wie etwa die Verkehrsleistung in Personen- bzw. Tonnenkilometer. Modelldaten: Eine Untermenge der Technikdaten und Rahmendaten wird vom Optimierungsmodell benötigt und geht daher in die "Modelldatenbank" ein, die hier der Vollständigkeit halber mit in das Informationssystem aufgenommen wurde. Eine direkte Schnittstelle zum LP-Modell des Forschungszentrums Jülich besteht nicht. Modellnutzer benötigen daher die zusammen mit dem IKARUS-Modell ausgelieferte zusätzliche Modelldatenbank. In dem Bereich Querschnittstechniken finden sich Kennwerte zu unterschiedlichen Apparaten zur Energieanwendung und –umwandlung. Die hier erfassten Apparate werden sektorunabhängig eingesetzt. Mit ihnen lassen sich die Anwendungsfelder


• Raumwärme • Beleuchtung • Kraftbedarfsdeckung • Prozeßwärme • Abwärmenutzung • Kraft-Wärme-Kopplung

erschließen. Die Technikcharakterisierungen umfassen die Darstellung der wesentlichen technischen, energetischen, wirtschaftlichen und ökologischen Kennwerte. In der Datenbank sind die Daten in die Hauptebenen Gerätegruppe, Geräte und Gerätevarianten untergliedert, analog zu Prozessgruppen, Prozessen und Prozessvarianten im Umwandlungssektor. Die Techniken werden hier jedoch nicht jeweils für viele einzelne Anwendungsfälle beschrieben, sondern bei vielen Größen für ganze Anwendungsbereiche. Dies bedeutet, dass viele Parameter nicht als Einzelwerte, sondern in Form von Kennliniengleichungen mit der Möglichkeit der graphischen Darstellung abgelegt werden. Beschrieben werden die wesentlichen technischen, energetischen, wirtschaftlichen und ökologischen Kennwerte. Die Querschnittstechniken umfassen folgende Gerätegruppen:

• Solarthermie • Wärmepumpen • Konventionelle Wärmeerzeuger • Lichttechnik • Elektrische Antriebe (Motoren und Umrichter) • Ventilatoren • Pumpen • Luftverdichter • Dampf- und Heißwassererzeuger • Prozesswärme-Brenner • Prozesswärme: Öfen • Wärmetauscher • Blockheizkraftwerke • Kältemittelverdichter • Prozesswärme-Trockner

Diese Apparate sind in drei Ebenen gegliedert. Die erste Ebene wird als „Gerätegruppe“ bezeichnet:


Abb. 3.2: Querschnittstechnologien - Gerätegruppen

Hier wird beispielsweise die Gerätegruppe „Wärmetauscher“ ausgewählt. Innerhalb der Gerätegruppe wird nun nach Geräten unterteilt.


Abb. 3.3: Querschnittstechnologien - Geräte

Zu einem Gerät sind unterschiedliche Varianten definiert.


Abb. 3.4: Querschnittstechnologien - Varianten

Auf Ebene des Geräts oder der Varianten können Kennwerte abgerufen werden.

Abb. 3.5: Querschnittstechnologien - Kennwerte

Jeder Kennwert ist mittels Bezeichnung, Art und Dimension definiert. Die Art dient der Kennzeichnung des Kennwerts zu einer Datengruppe. Damit können aus IKARUS Kostenfunktionen für verschiedene Anlagen oder Apparate gewonnen werden. Tab. 3.1 zeigt einige Beispiele.


Kurzbezeichnung W T-PL<N-F-F-4>95 W T-PG<N-F-F-4>95 W T-RB<N-F-F-4>95 W T-RB<N-K-K-4>95

Bauart geschraubter Platten W Ü gelöteter Platten W Ü Rohrbündel W Ü Rohrbündel W Ü

Besonderheiten keine keine keine keine

Primäres Medium flüssig flüssig flüssig flüssig, korrosiv

Eintritt: 0 - 400 °C Eintritt: 0 - 400 °C Eintritt: 0 - 400 °C Eintritt: 0 - 400 °C

Sekundäres Medium flüssig flüssig flüssig flüssig, korrosiv

Variante W armwasser 60 / 10 W armwasser 60 / 10 W armwasser 60 / 10 W armwasser 60 / 10

Heißwasser 110 / 60 Heißwasser 110 / 60 Heißwasser 110 / 60 Heißwasser 110 / 60

Kostenfunktion

Koeff izienten a = 778 989 918 2.621

b = 0,76 0,80 0,80 0,76

Kostenfunktion K = a Ab; K = Kosten in DM, A = Fläche in m

2

Tab. 3.1: IKARUS - Kostenfunktionen (Beispiel)

3.1.3 Nutzen der IKARUS-Daten für das Projekt Aus der IKARUS Datenbank können Kostenfunktionen für diverse Apparate und Anlagen gewonnen werden. Sie liegen entweder auf der Ebene „Gerät“ oder der Ebene „Variante“ vor. Dabei handelt es sich meistens um Polynome zweiten Grades oder um eine Potenzialfunktion. Die in IKARUS enthaltenen Kostenfunktionen werden im Rahmen dieses Projekts mit den eigenen Kostenfunktionen verglichen.

3.2 Vorkalkulation im Anlagenbau Das Problem der Bestimmung von Kosten bzw. Preisen von Apparaten ist natürlich nicht auf energietechnische Anlagen begrenzt. Es tritt immer dann auf, wenn eine Anlage – unabhängig von deren Zweck – geplant wird. Eine der zentralen Fragen innerhalb der Planung betrifft die Abschätzung des zu erwartenden Erfolgs, also Umsatz oder Einsparung durch diese Anlage, und der Vergleich des Erfolgs mit den Kosten der Anlage. Im Anlagenbau umfasst eine Anlage eine Vielzahl einzelner Maschinen und Apparate. Dies sind dann Apparate für den eigentlichen verfahrenstechnischen Zweck dieser Anlage, beispielsweise Apparate für die Mischung, Trennung, Konditionierung von Stoffen, chemische Reaktoren und Behälter für Edukte und Produkte, aber auch Apparate zur Bereitstellung bzw. Abfuhr von Energie, wie z.B. Kessel, Wärmeübertrager und Kühlwerke. Zu den beteiligten Maschinen gehören beispielsweise Pumpen, Turbinen und Kältemaschinen. An dieser Stelle soll das Verfahrensschema der Kosten(vor)kalkulation im Anlagenbau vorgestellt werden. Es ist zu prüfen, inwieweit Kostenfunktionen innerhalb dieses Schema genutzt werden können und ob aus diesem Verfahrensschema Ansätze für Kostenfunktionen zu gewinnen sind. Die Ausführungen dieses Abschnitts basieren auf dem Seminar „Vorkalkulation bei der Projektierung verfahrenstechnischer Anlagen“ (Haus der Technik e.V., Essen, 11.10.2001) bzw. auf der ausgegebenen Tagungsunterlage

Ulrich, Hansjürgen: Wirtschaftliche Planung und Abwicklung verfahrenstechnischer Anlagen, 2. Auflage, Vulkan-Verlag, Essen 1996


3.2.1 Kostenkalkulation der Anlagenteile Grundlage der Kostenkalkulation ist das Verfahrensfließbild und dessen Bilanzierung. Hierdurch werden die einzelnen Anlagenteile, deren kennzeichnende Hauptabmessungen bzw. Kapazitätsgrößen und deren technische Ausführung festgelegt. Für die Anlagenteile werden nun die Kosten bestimmt. Hier bieten sich verschiedene Möglichkeiten an. Für Serienartikel können Preislisten genutzt werden. Diese können bei den Herstellern angefragt werden oder sind bereits im Betrieb vorhanden. Für Bauarbeiten und für verfahrenstechnische Apparate werden die Kosten oftmals über Globalfaktoren abgeschätzt:

XPXbP ⋅⋅= mit: P = Preis b = Bauart- oder Werkstofffaktor X = Globalfaktor (Kapazitätseinheit) PX = Preis pro Kapazitätseinheit (Einheitspreis) Die Berechnung des Preises mit einem Globalfaktor stellt die einfachste Art einer Kostenfunktion dar. Es wird ein linearer Zusammenhang zwischen dem Preis und der Kapazität angesetzt. Dies impliziert einen zumindest bereichsweise konstanten Preis pro Kapazitätseinheit. Beispiele für Globalfaktoren zeigt Tab. 3.2. Anlagenteil Bauart-, Werkstofffaktor beschreibt Globalfaktor X [X] Erdbewegungen mit Abfahren Bodenart, Transportstrecke Bewegtes Volumen m3 Beton Qualität, Schalungsanteil Volumen m3 Baustahl zur Armierung von Beton Ausführung (üblich: ca. 100 kg/m3) Gewicht kg Straße Bauweise, Belag Befestigte Fläche m2 Gebäude Ausführung Umbauter Raum m3 Tanklager Ausführung, Medien Grundfläche m2

Rohrbündel-Wärmeübertrager Ausführung, Werkstoff, Größe Austauschfläche m2

Kolonnen Ausführung, Werkstoff Gewicht kg Füllkörper Typ, Werkstoff, Größe Schüttvolumen m3

Tab. 3.2: Globalfaktoren

Als Globalfaktoren eignen sich Größen, die schnell und leicht aus der Bilanz bzw. der Dimensionierung gewonnen werden können. In Tab. 3.3 sind einige Einheitspreise genannt.


Anlagenteil Bauart, Werkstoff Einheitspreis (PX) Jahr Beton Fundament (B 25) ohne Stahl 400 DM/m3 1992 Behälterwand, Rundbauschalung, ohne Stahl 900 DM/m3 1992 Decken, Stege, Unterzüge mit Schalung 1.200 – 1.300 DM/m3 1992 Rohrbündel Wärmeübertrager Feste Rohrböden, C-Stahl, bis 200 m2 800 – 240 DM/m2 1994

Füllkörper Pallring 50 ∅, Keramik 1.000 DM/m3 1996 Pallring 50 ∅, Metall 1.200 DM/m3 1996 Pallring 50 ∅, Polypropylen 40 DM/m3 1996 Sattel, 50 mm, Keramik 600 DM/m3 1996 Sattel, 50 mm, Polypropylen 400 DM/m3 1996

Tab. 3.3: Einheitspreise

Eine dritte Möglichkeit zur Bestimmung der Kosten besteht in der Auswertung vergleichbarer Preise und Ermittlung der Preisdegression. Hier wird der Zusammenhang zwischen Preis und Kapazität genutzt. Dieser Zusammenhang gehorcht oftmals dem Potenzgesetz:

mXaP ⋅= mit: P = Preis a = Bauart- oder Verfahrensfaktor (beschreibt die konstruktive Ausführung) X = Kapazität m = Degressionskoeffizient Das Verhältnis der Preise zweier technisch gleicher Anlagenteile unterschiedlicher Kapazität wird damit zu:

m

X

X

P

P

=

2

1

2

1

Der Degressionskoeffizient m ist dabei immer kleiner oder gleich eins. Die teuerste Lösung zur Verdoppelung der Kapazität besteht darin, zwei gleiche Anlagenteile mit jeweils der Hälfte der benötigten Kapazität zu installieren. In diesem Fall ist m = 1. Oftmals liegt der Degressionskoeffizient im Bereich 0,6 – 0,7. Einige Zahlenwerte für den Degressionskoeffizienten finden sich in Tab. 3.5. Bauart- oder Verfahrensfaktor und Degressionskoeffizient können aus firmeneigenen Datenbanken, der Literatur und/oder aus Preisdaten für Anlagenteile gewonnen werden. Bei der letztgenannten Möglichkeit werden ausreichend viele Wertepaare Kapazität – Preis benötigt um die Koeffizienten zu gewinnen. Oftmals weichen die mit dieser Formel gewonnenen Preise, insbesondere an der unteren Grenze (kleine Kapazität) und oberen Grenze (große Kapazität), deutlich von den tatsächlichen Preisen ab. Auf diesen Punkt wird im Abschnitt 3.2.4 eingegangen. Werden Einheitspreise für die Globalfaktoren bzw. Bauart- oder Verfahrensfaktor und Degressionskoeffizient aus vorliegenden Preisen ermittelt, so beziehen sich die damit zu berechnenden Preise auf den Zeitraum der Datenermittlung. Preise ändern sich aber mit der Zeit. Zur Berücksichtigung der Preisänderungen können Preisindizes genutzt werden. Es gilt:


00 I

IPP ⋅=

mit: P = aktueller Preis P0 = Preis zur Zeit t0 (früherer Zeitpunkt) I = aktueller Preisindex I0 = Preisindex zur Zeit t0 Sind also der Preis und der Preisindex für einen früheren Zeitpunkt t0 bekannt, so lässt sich daraus bei Kenntnis des aktuellen Preisindex der aktuelle Preis berechnen. Im Anlagenbau werden dazu i.d.R. die Preisindizes nach Kölbel und Schulze genutzt. Dies sind Preisindizes für Chemieanlagen insgesamt, Apparate und Maschinen, Rohrleitungen und Armaturen, Mess- und Regeleinrichtungen, Isolierungen und Anstrich, elektrotechnische Ausrüstung, Bauteile sowie Planung. Zahlenwerte zeigt die Tab. 3.43. Indexbasis ist das Jahr 1995. In 1998 wurde eine neue statistische Abgrenzung vorgenommen, so dass die Werte nur bedingt mit den Vorjahren vergleichbar sind. Weiterhin stützt sich die Preisindizes ab 1998 auf nunmehr 16 Bundesländer.

Jahr Chemie-anlagen

insgesamt

Apparate und

Maschinen

Rohr-leitungen

und Armaturen

Mess- und Regelein-richtungen

Iso-lierungen

und Anstrich

Elektro-technische

Aus-rüstung

Bauteile Planungs-kosten

1988 76,4 79,0 73,9 79,1 74,1 75,8 75,8 74,0 1989 79,2 82,0 77,3 81,8 76,3 78,8 78,4 75,8 1990 83,1 85,8 81,2 85,2 80,5 82,5 83,2 79,0 1991 88,7 89,8 86,2 89,4 85,6 87,0 88,4 90,7 1992 93,1 93,9 91,5 93,9 91,0 91,8 93,0 94,0 1993 96,1 96,1 95,2 98,5 94,5 95,8 96,0 96,6 1994 97,7 97,5 97,4 98,4 96,9 97,7 97,8 98,2 1995 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 1996 101,5 102,7 102,1 101,5 100,9 101,1 100,4 100,0 1997 102,6 104,8 103,5 102,9 101,2 102,6 100,3 99,5 1998 101,7 102,6 103,4 103,7 101,8 102,6 99,3 98,4 1999 101,1 101,0 104,1 104,4 100,6 102,6 98,7 98,0 2000 102,7 104,0 105,3 105,8 101,1 103,9 99,4 98,2

Tab. 3.4: Preisindizes nach Kölbel und Schulze

Den Verlauf der Preisindizes zeigt Abb. 3.6.

3 Verband der Chemischen Industrie e.V.: Chemiewirtschaft in Zahlen 2001, Juni 2001


70

75

80

85

90

95

100

105

110

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

Jahr

Kö

lbel

-Sch

ulz

e-In

dex

Chemieanlagen insgesamt

Apparate und Maschinen

Rohrleitungen und Armaturen

Mess- und Regeleinrichtungen

Isolierungen und Anstrich

Elektrotechnische Ausrüstung

Bauteile

Planungskosten

Abb. 3.6: Preisindizes nach Kölbel und Schulze

Als letzte Möglichkeit zur Ermittlung der Kosten für Anlagenteile sind Nomogramme zu nennen. Abb. 3.7 zeigt ein Nomogramm nach Hoerner mit für Deutschland gültigen Angaben (Preisindex ist auf 1976 zu beziehen). In Tab. 3.5 finden sich Kapazitätsgrößen und Koordinaten verschiedener Anlagenteile für dieses Nomogramm.

7

Degressionsexponent m

5

0,51

1

1

2 00x

y

1

10

52

4

3

2 3 4 5 6

Kapa

zitä

t

12

50

20

8

6

7

200

1009

10

11

500

1.000 15

13

14

0,2 0

50.000

100.000

8

10.000

20.000

1.000

200

100

500

Basi

spre

is [D

M]

2.000

5.000

1.000

500

2

1

10

5

Preisindex

200

100

Tage

spre

is [D

M

5.000

2.000

10.000

20.000

50.000

100.000

Abb. 3.7: Nomogramm zur Kostenkalkulation


Anlagenteil Kapazitätsgröße X x y m Wärmeübertrager, C-Stahl Austauschfläche in m2 4,5 4,7 0,72 Wärmeübertrager, 1.4571 Austauschfläche in m2 5,6 4,8 0,49 Kolonne, C-Stahl Masse (Gewicht) in t 3,7 2,2 0,92 Behälter, C-Stahl Masse (Gewicht) in t 3,7 2,6 0,92 Festbettreaktor, C-Stahl Masse (Gewicht) in t 4,0 1,7 0,84 Raschigringe 50 ∅, Keramik Volumen in m3 3,7 5,5 0,92

Tab. 3.5: Kapazitätsgrößen und Koordinaten für das Nomogramm

Die Arbeit mit dem Nomogramm soll an einem Bespiel erläutert werden. Gesucht wird der Preis für einen Wärmeübertrager aus C-Stahl. In der Bilanzierung bzw. Dimensionierung ist die benötigte Fläche zu 110 m2 bestimmt worden. Ausgehend von diesem Wert auf der Achse „Kapazität“ wird nun eine Gerade gezeichnet, die durch den Punkt x = 4,5 und y = 4,7 (siehe Tab. 3.5) im Koordinatenfeld des Nomogramms verläuft. Der Schnittpunkt dieser Geraden mit der Achse „Basispreis“ ergibt den Preis für das Basisjahr von ca. 33.000 DM. Das Verhältnis der Preisindizes des aktuellen Jahrs und des Basisjahrs betrage 1,8. Ausgehend vom Basispreis wird nun eine Gerade durch die Achse „Preisindex“ gezogen. Der Schnittpunkt mit der Achse „Tagespreis“ ergibt den gesuchten Wert von ca. 60.000 DM.

3.2.2 Kostenkalkulation der gesamten Anlage Auf Basis der mit den genannten Methoden bestimmten Preise für die einzelnen Anlagenteile wird nun der Preis für die gesamte Anlage durch die Zuschlagkalkulation (Kostenfaktor-Methode) bestimmt. Grundlage dieser Methode ist die Summe der Einzelpreise der Anlagenteile bzw. Apparate (Apparate-Preissume, Basispreis). Durch Multiplikation der Apparate-Preissumme mit Zuschlagfaktoren werden die Kosten für die Montage der Apparate, Rohrleitungen, Isolierung und Anstrich, Elektro- und MSR-Einrichtungen, Gebäude und Apparategerüste, Fundamente und Baunebenkosten sowie Einrichtungen für Heizung, Lüftung und Sicherheit bestimmt. Die Summe dieser Positionen ergibt dann die direkten Anlagenkosten. Zu diesen werden nun die Kosten für Planung und Abwicklung sowie Unvorhergesehenes addiert. Ergebnis ist dann das Anlagekapital. Die Zuschlagfaktoren werden für verschiedene Anlagetypen definiert. Die verschiedenen Anlagentypen berücksichtigen die Größe der Anlage und die Struktur der Apparate. Maß für die Anlagengröße ist der mittlere Apparate- und Maschinenwert, der durch Division der Apparate-Preissumme durch die Anzahl der Apparate gewonnen wird. Tab. 3.6 gibt eine Übersicht über die Anlagentypen. In Tab. 3.7 sind die Zuschlagfaktoren für die Anlagentypen aufgeführt. Die genannten Zuschlagfaktoren basieren auf einer Auswertung von 150 bei der Fa. BASF abgerechneten Anlagen und geben den Preisstand für das Jahr 1996 wieder.


Typ A Technikums- und Feinchemieanlagen (mittlerer Apparate- und Maschinenwert ca. 20 TDM)

Heterogene Zusammensetzung der Apparate und Maschinen, überwiegend austenitischer Stahl, geschlossener Bau

Typ B Farb- und Hilfsmittelanlagen (mittlerer Apparate- und Maschinenwert ca. 40 TDM)

Vorwiegend Rührbehälter und Behälter sowie Trockner und Filter, überwiegend C-Stahl, geschlossener Bau

Typ C Kunststoffanlagen (mittlerer Apparate- und Maschinenwert ca. 60 TDM)

Vorwiegend Rührbehälter, einige Behälter, daneben teure Maschinen wie z.B. Extruder, spezielle Pumpen; 60% austenitischer und 40% C-Stahl, geschlossener Bau

Typ D Einstranganlagen (mittlerer Apparate- und Maschinenwert ca. 150 TDM)

Vorwiegend Spaltöfen, Kolonnen, Wärmeübertrager und Verdichter, einige Behälter; 50% austenitischer und 50% C-Stahl, Freiluftanlage

Typ E Große Destillationen (mittlerer Apparate- und Maschinenwert ca. 200 TDM)

Vorwiegend Kolonnen, Wärmeübertrager, Behälter; überwiegend C-Stahl, offenes Apparategerüst, Kolonnen auf Einzelfundamenten

Tab. 3.6: Anlagentypen

lfd.Nr. Position Anlagentyp Mittel- A B C D E wert

Mittlerer Apparate- u. Maschinenwert (TDM) 20 40 60 150 200 45

1 Apparate-Preissumme (Basispreis) 100% 100% 100% 100% 100% 100% 1a Montage von 1 15% 10% 8% 6% 4% 9% 2 Rohrleitungen und Armaturen 42% 33% 28% 20% 18% 31% 2a Montage von 2 77% 54% 43% 27% 22% 50% 3 Isolierung, Anstrich 21% 15% 12% 8% 7% 14% 4 Elektrotechnische Einrichtung 26% 21% 18% 14% 13% 20% 4a Montage von 4 19% 14% 11% 7% 6% 13% 5 Mess- und Regelgeräte mit PLS 95% 62% 53% 34% 30% 58% 5a Montage von 5 16% 11% 9% 6% 5% 10% 6 Gebäude, Apparategerüste 85% 65% 58% 39% 33% 62% 6a Baunebenarbeiten, Fundamente 22% 16% 13% 9% 8% 15% 7 Heizung, Lüftung, Sicherheit 12% 9% 7% 5% 4% 8%

8 Direkte Anlagenkosten 530% 410% 360% 275% 250% 390%

9 Planung und Abwicklung 10 - 25% von 11 10 Unvorhergesehenes bis 10% von 11

11 Anlagekapital, bezogen auf 1 710% 545% 480% 365% 335% 520%

Tab. 3.7: Zuschlagfaktoren

Den Zuschlagfaktoren liegt die Annahme zugrunde, dass alle benötigten Apparate und Maschinen neu beschafft werden müssen. Bei Umbauten, Erweiterungen, Änderungen und Ersatzinvestitionen bestehender Anlagen ist aber ein Teil der benötigten Apparate und Maschinen vorhanden, die in die neue Anlage einzubinden sind (Verrohrung, Bestückung mit MSR-Geräten etc.). In diesem Fall wird als Apparate-Preissumme der fiktive Apparatewert eingesetzt. Dazu werden die Preise aller im Verfahrensfließbild enthaltenen Apparate und Maschinen, inklusive der vorhandenen Maschinen, bestimmt. Damit werden die Kosten für die Nebenpositionen berechnet. Die Summe der Nebenpositionen ergibt dann mit den tatsächlichen Kosten für Apparate und Maschinen, d.h. die Kosten der neu anzuschaffenden Apparate und Maschinen, den Kapitalbedarf der gesamten Anlage.


Werden für einzelne Apparate und Maschinen besonders kostenintensive Sonderausführungen benötigt, so erhöhen deren Kosten den Basispreis und damit die Kosten für die Nebenpositionen überproportional. Für die Berechnung des Basispreises als Grundlage zur Bestimmung der Nebenpositionen werden daher für diese Apparate und Maschinen Normalausführungen angesetzt.

3.2.3 Beispiel Zur Verdeutlichung des Kalkulationsschemas soll ein Beispiel gezeigt werden. Zu kalkulieren ist eine Anlage zur Rückgewinnung von Toluol aus einem Gemisch von Gas und Dampf. Das Schaltschema der Anlage zeigt Abb. 3.8.

Gas / Dampf

WasserLC LC

Toluol

Gas / Dampf

Kondensat

Kolonne mitFüllkörper

Abb. 3.8: Anlage zur Rückgewinnung von Toluol

Das Gemisch aus gasförmigen Stickstoff sowie Wasser- und Toluoldampf tritt mit 80 °C in eine Kolonne ein. Es wird im Gegenstrom mit Kühlwasser über Füllkörper geführt und auf ca. 20 °C gekühlt. Am Kopf der Kolonne verlassen der gasförmige Stickstoff sowie Reste von Wasser- und Toluoldampf die Kolonne. Als Sumpfprodukt wird das Kondensat bestehend aus Wasser und Toluol abgeführt. Das Kondensat gelangt zur Trennung von Wasser und Toluol in einen Phasenscheider. Toluol und Wasser werden dann in Behälter gefördert. Ein Teil des Wassers wird über eine


Pumpe aus dem Wasserbehälter entnommen, in einem Wärmeübertrager gekühlt und als Kühlwasser in der Kolonne eingesetzt. In einem ersten Schritt sind die Kosten der einzelnen Anlagenteile

• Kolonne mit Füllkörpern, • Phasenscheider, • Toluolbehälter, • Wasserbehälter, • Wärmeübertrager und • Pumpe

zu berechnen. Dies geschieht mit Hilfe von Globalfaktoren (vgl. Tab. 3.2 und Tab. 3.3) und Nomogrammen (vgl. Abb. 3.7). Die Kosten der einzelnen Anlagenteile werden jeweils nach beiden Methoden bestimmt und der Mittelwert angesetzt. Die Summe ergibt die Apparate-Preissumme. Sie beträgt 499.000 DM. Damit ergibt sich ein mittlerer Apparate- und Maschinenwert von ca. 83.200 DM. Die Anlage wird dem Anlagentyp D (vgl. Tab. 3.6) zugeordnet. Über die zugehörigen Zuschlagfaktoren (vgl. Tab. 3.7) können nun die Kosten der weiteren Positionen bestimmt werden. Die Ergebnisse zeigt Tab. 3.8. Kolonne mit Füllkörper 14.050 DM Phasenscheider 36.800 DM Toluolbehälter 36.800 DM Wasserbehälter 20.500 DM Wärmeübertrager 382.850 DM Pumpe 8.000 DM Apparate-Preissumme 100% 499.000 DM Montage von 1 6% 29.940 DM Rohrleitungen und Armaturen 20% 99.800 DM Montage von 2 27% 134.730 DM Isolierung, Anstrich 8% 39.920 DM Elektrotechnische Einrichtung 14% 69.860 DM Montage von 4 7% 34.930 DM Mess- und Regelgeräte mit PLS 34% 169.660 DM Montage von 5 6% 29.940 DM Gebäude, Apparategerüste 39% 194.610 DM Baunebenarbeiten, Fundamente 9% 44.910 DM Heizung, Lüftung, Sicherheit 5% 24.950 DM Direkte Anlagekosten 275% 1.372.250 DM

Tab. 3.8: Ergebnisse der Beispielrechnung

Auf die direkten Anlagekosten sind die Kosten für Planung und Abwicklung sowie für Unvorhergesehenes zu addieren. Es ergibt sich ein Anlagekapitalbedarf von ca. 1.800.000 DM.


3.2.4 Genauigkeit Die Genauigkeit der Zuschlagkalkulation wird einerseits von der Genauigkeit der einzelnen Apparate- und Maschinenpreise und andererseits von der Anzahl der Apparate und Maschinen bestimmt. Der Schätzpreis des i-ten Apparates betrage Pi � mi, wobei Pi der Einzelpreis dieses Apparates und mi der absolute Fehler des Schätzpreises sind. Für die Apparate-Preissumme P bei n Anlagenteilen gilt dann (Fehlerfortpflanzungsgesetz):

∑ ∑∑= ==

±=±=n

i

n

iii

n

iii mPmPP

1 1

2

1

)(

Wird der absolute Fehler mi durch den relativen Fehler �i = mi/Pi ersetzt - der Schätzpreis des i-ten Apparates berechnet sich dann zu Pi ⋅ (1 � �i) - wird daraus

⋅±⋅

=⋅±=

∑

∑∑∑ ∑

=

=

== =2

1

1

2

11 1

2)(

1)(n

ii

n

iiin

ii

n

i

n

iiii

P

PPPPP

σσ

Der Ausdruck

∑

=

n

iiP

1

entspricht der tatsächlichen Apparate-Preissumme. Somit

stellt der zweite Summand in der Klammer den relativen Fehler � der Apparate-Preissumme dar.

2

1

1

2)(

⋅=

∑

∑

=

=n

ii

n

iii

P

P σσ

Wird angenommen, dass alle Einzelpreise und Fehler gleich sind (Pi = P0 und �i = �0), berechnet sich der relative Fehler � der Apparate-Preissumme zu:

nPn

Pn

Pn

Pn

P

P

n

ii

n

iii

0

0

00

0

200

2

1

1

2

)()(

σσσσσ =

⋅⋅⋅=

⋅⋅⋅

=

⋅=

∑

∑

=

=

Abb. 3.9 zeigt den relativen Fehler � der Apparate-Preissumme als Funktion der Apparateanzahl n und des relativen Fehlers �0 der Einzelpreise.


0,1%

1,0%

10,0%

100,0%

0 20 40 60 80 100

Anzahl der Apparate und Maschinen n

rela

tive

r F

ehle

r d

er A

pp

arat

e-P

reis

sum

me

σ σσσ

5% 10% 25% 50% 100%

Parameter: relativer Fehler der Einzelpreise σσσσo

Abb. 3.9: Relativer Fehler der Apparate-Preissumme

Selbst wenn die Fehler �i der Einzelpreise groß sind, kann die Apparatepreissumme recht genau bestimmt werden, wenn die Anzahl der Apparate und Maschinen entsprechend hoch ist. Beispielsweise beträgt bei 100 Apparaten und Maschinen der Fehler der Apparate-Preissumme nur 5 % obwohl der Fehler der Einzelpreise bei 50 % liegt. Bei wenigen Apparaten und Maschinen ist eine genaue Bestimmung der Einzelpreise wesentlich bedeutender als bei vielen Apparaten und Maschinen. Da eine Anlage i.a. eine größere Anzahl von Apparaten und Maschinen umfasst, sind Ungenauigkeiten bei den Einzelpreisen akzeptabel. Dies erlaubt die Bestimmung der Kosten der Anlagenteile durch das Potenzgesetz (Preisdegression). Gültig ist dies aber nur, wenn die Fehler �i der Einzelpreise zufallsbedingt sind und keinen systematischen Charakter (z.B. sogenannte Sicherheitszuschläge) aufweisen.

3.2.5 Wechselwirkung zwischen dem Kalkulationsschema und den Kostenfunktionen

Der Nutzen der Kostenfunktionen innerhalb des Kalkulationsschemas ist offensichtlich. Einfache und in ihrer Genauigkeit begrenzte Kostenfunktionen finden sich in diesem Schema bei der Kalkulation der Anlagenteile (Globalfaktoren, Potenzgesetz). Die zu entwickelnden Kostenfunktionen können die genutzten Funktionen ergänzen und/oder ersetzen. Verbunden ist dies mit einem Gewinn an Genauigkeit bei den Preisen der Anlagenteile und damit auch bei den Anlagekosten. Bedeutsam ist dies insbesondere bei Anlagen mit wenigen Anlagenteilen (vgl. Abb. 3.9). Dies zeigt auch ein Blick auf das Beispiel in Abschnitt 3.2.3. Die Anlage besteht aus sechs Anlagenteilen. Der Zugewinn an Genauigkeit bei der Apparate-Preissumme durch die Anzahl der Anlagenteilen ist damit begrenzt. Weiterhin wird die Apparate-Preissumme von den Kosten für den Wärmeübertrager dominiert (er macht ca. 77 % der Apparate-Preissumme aus, vgl. Tab. 3.8). Daran zeigt sich, dass


Kostenfunktionen hoher Genauigkeit für Komponenten der Energietechnik hier ein sinnvolles Anwendungsfeld vorfinden. Wie schon gezeigt, weisen die innerhalb des Kalkulationsschemas verwendeten Kostenfunktionen eine gewisse Ungenauigkeit auf. Vertretbar ist diese bei der Existenz vieler Anlagenteile. Die verwendeten Ansätze linearer Kostenfunktionen (Globalfaktoren) und Kostenfunktionen nach dem Potenzgesetz (Preisdegression) stellen somit einen gewissen Standard dar, der die Kosten mit ausreichender Genauigkeit innerhalb des Kalkulationsschemas beschreibt und eine Vergleichbarkeit von Kostenfunktionen verschiedener Quellen ermöglicht. Das bedeutet für die zu entwickelnden Kostenfunktionen, das diese Ansätze gut sein können aber nicht zwingend angesetzt werden sollen, wenn es genauere Ansätze gibt. Sind aber bezüglich der Genauigkeit eine Kostenfunktion nach dem Potenzgesetz und eine Kostenfunktion mit einer anderen Funktionsvorschrift gleich, so sollte dann das Potenzgesetz Anwendung finden. Von Interesse innerhalb dieses Schemas sind aber zwei Aspekte. Einerseits die Anpassung der zeitabhängigen Kosten mittels Preisindizes. Andererseits die Methodik der Bestimmung von Nebenkosten über Zuschlagsfaktoren. Hier können ggf. neben der Methodik auch ansetzbare Zahlenwerte gewonnen werden. Dies ist später zu prüfen.

3.3 Richtpreisstudie MHKW des Energiereferats der Stadt Frankfurt/Main

Das Energiereferat der Stadt Frankfurt / Main erstellte in 1994/1995 eine erste „Richtpreisübersicht MHKW-Anlagen“. Diese wurde in 1996, 1997, 1999, 2000 und 2001 fortgeschrieben. IUTA liegen die Ausgaben ab 1996 vor. Ermittelt und dargestellt werden Kostenfunktionen für • die spezifischen Investitionskosten gemäß einer vorgegebenen

Modulspezifikation • die Kosten eines Vollwartungsvertrags gemäß VDMA-Vertragsmuster Die Ausgaben bis 2000 wurden vom Energiereferat der Stadt Frankfurt / Main veröffentlicht. Ab der Ausgabe 2000 werden die Daten im Berechnungsprogramm „BHKW-Plan“ des ZSW (Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoffforschung, Stuttgart) genutzt. Die Ausgabe 2001 wurde in Kooperation mit der ASUE (Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V., Kaiserslautern) unter dem Titel „BHKW-Kenndaten 2001“ veröffentlicht. Erfasst werden (Ausgabe 2001): • Erdgas-MHKW: 4,7 – 8.400 kWel • Biogas-MHKW: 13,0 – 7.700 kWel • Heizöl-MHKW: 5,0 – 17.000 kWel • Rapsöl-MHKW: 5,5 – 8.400 kWelDie Kooperation des Energiereferats mit der ASUE wurde dabei seitens der anbietenden Firmen gewünscht. Sie wurden in der Vergangenheit von verschiedenen Institutionen (Energiereferat Frankfurt/Main, ASUE, ZSW, Handbuch „Praxis Kraft-Wärme-Kopplung) um Richtpreise gebeten. Um


den Aufwand zu reduzieren wurde eine Kooperation nahe gelegt4. Aus diesem Grund ist zu erwarten, dass eine Anfrage an die anbietenden Firmen nicht mit Richtpreisen sondern mit dem Verweis auf die Richtpreisstudie beantwortet ist. Daher bildet diese die Grundlage der Kostenfunktionen für Motorheizkraftwerke.

4 Gespräch zwischen Herrn W. Friedel vom Energiereferat der Stadt Frankfurt / Main und Herrn Kohl am 01.06.2001 in Frankfurt.


4 Mathematische Grundlagen

4.1 Begriffsdefinitionen Unter Funktionen werden im mathematischen Sinne eindeutige Abbildungen verstanden. Jedem Element x einer Menge X wird genau ein Element y einer Menge Y zugeordnet. Die Menge f der geordneten Paare (x; y) stellt eine Funktion dar. Dabei wird die Menge X als Definitionsbereich und die Menge Y als Wertebereich der Funktion f bezeichnet. Aus der Darstellung einer Funktion muss eindeutig hervorgehen, welche Zahlenpaare (x; y) zur Funktion f gehören. Übliche Darstellungsweisen sind

• die tabellarische Darstellung, • die graphische Darstellung und • die Darstellung durch eine Funktionsgleichung.

Aufgabe innerhalb dieses Projekts wird es sein, aus empirisch ermittelten Zahlenpaaren (x; y) eine Funktionsgleichung zu gewinnen. Die allgemeine Notation für eine Funktionsgleichung lautet:

)(xfy = Es werden Funktionsgleichungen qualitativ vorgegeben und deren Koeffizienten so bestimmt, dass die Funktionsgleichung den gegebenen Wertepaaren möglichst genau entspricht. Ziel ist es, mit Hilfe der Kostenfunktionen Optimierungsprobleme zu lösen. Dies führt auf den Begriff der Ableitung (Differentiation) einer Funktion. Die Ableitung einer Funktion an der Stelle x0 gibt den Anstieg der Tangente und damit den Anstieg der Funktionskurve an dieser Stelle an. Für die Ableitung einer Funktion an der Stelle x 0 wird geschrieben:

)('' 00 xfy = Ist jedem Wert x eine Ableitung zuzuordnen, erhält man die Ableitungsfunktion (erste Ableitung):

)('' xfydx

dy ==

Ist die erste Ableitung differenzierbar, kann die zweite Ableitung der Funktion gewonnen werden:


)(''''2

2

xfydx

yd ==

Erste und zweite Ableitung sind für die Lösung von Optimierungsaufgaben notwendig. Hat eine Funktion hat an der x0 ein Maximum oder Minimum, gilt

0)(' 0 =xf Gilt weiterhin

0)('' 0 <xf , liegt ein Maximum vor. Ein Minimum ist durch

0)('' 0 >xf gekennzeichnet. Der Einsatz der Kostenfunktionen zur Lösung von Optimierungsproblemen erweitert die Bedingung einer möglichst genauen Abbildung der Wertepaare durch die Kostenfunktionen. Die Kostenfunktionen sollten stetig sein, da nur stetige Funktionen zu differenzieren sind.

4.2 Qualitative Beschreibung der genutzten Funktionen Es werden fünf Funktionen definiert, mit denen die Kostenfunktionen entwickelt werden. Es sind dies

• die lineare Funktion, • die polynomische Funktion, • die logarithmische Funktion, • die exponentielle Funktion und • die potenzielle Funktion.

Für diese Funktionen werden nachstehend die Funktionsgleichung sowie deren erste und zweite Ableitung genannt.

4.2.1 Die lineare Funktion

bxmxf +⋅=)(

mxf =)('

0)('' =xf


Die lineare Funktion beschreibt eine Gerade. Die Konstante b entspricht dem Funktionswert an der Stelle x = 0. Ist m > 1, so ist die Funktion streng monoton steigend. Gilt m < 0, so ist die Funktion streng monoton fallend. Für m = 0 ist f(x) = b = konstant.

4.2.2 Die polynomische Funktion Die Gleichung eines Polynoms lautet

in

ii xaxf ∑

==

0

)( .

Der Koeffizient n wird als Grad des Polynoms bezeichnet. Da Polynome hohen Grades zu Schwingungen neigen, werden hier Polynome zweiten Grades betrachtet.

012

2)( axaxaxf ++=

122)(' axaxf +=

22)('' axf = Polynome zweiten Grades beschreiben eine Parabel. Deren Öffnung wird durch den Koeffizienten a2 beschrieben. Ist er positiv, ist die Parabel nach oben geöffnet, bei einem negativen Wert ist die Parabel nach unten geöffnet.

4.2.3 Die logarithmische Funktion Eine allgemeine logarithmische Gleichung kann wie folgt geschrieben werden:

ϕεγα δβ ++⋅⋅= )(log)( xxf

Mit

)ln()(log)(log xex ⋅= ββ

und anderen Umformungen wird daraus

ϕγαγεα β

δβ +⋅⋅++⋅⋅ )ln()(log)ln()(log exe

Mit

)(log ea βα ⋅=


δ=n

γε=b

ϕγα β +⋅⋅= )ln()(log ec

ergibt sich daraus die hier angesetzte logarithmische Gleichung.

cbxaxf n ++⋅= )ln()(

bx

xnaxf

n

n

+⋅⋅=

−1

)('

2

22222

)(

)()()(''

bx

xnxnnbxaxf

n

nnn

+−⋅−⋅+⋅=

−−

4.2.4 Die exponentielle Funktion Eine allgemeine Formulierung der exponentiellen Funktion lautet

εαεαγγ βδδβ +⋅⋅=+⋅= ⋅+⋅ xx eeexf )(

Mit

δα ea ⋅=

β=m

γ=n

ε=c wird daraus

ceaxfnxm +⋅= ⋅)(

1)(' −⋅ ⋅⋅⋅⋅= nxm xnmeaxf

n

−+⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅= −−⋅

xn

xnmxnmeaxf nnxm n 1)('' 11


4.2.5 Die potenzielle Funktion

cxaxf b +⋅=)(

1)(' −⋅⋅= bxbaxf

2)1()('' −⋅−⋅⋅= bxbbaxf

4.3 Annäherung von Funktionen Bei der Überführung gegebener Wertepaare (x; y) in eine Funktion f(x) sind die Koeffizienten der zu Grunde gelegten Funktion so zu bestimmen, dass die Abweichung der gegebenen Werte y vom Funktionswert f(x) möglichst klein ist. Es wird daher ein Maß für die Übereinstimmung von y und f(x) gesucht. Nutzbar sind

• das kleinste Fehlerquadrat (Methode der kleinsten Quadrate) und • das Bestimmtheitsmaß.

4.3.1 Die Methode der kleinsten Quadrate Die Berechnung der Koeffizienten einer Funktion aus n Wertepaaren erfolgt unter der Bedingung

∑=

=−=n

iii MinimumxfyS

1

2))((

Dabei ist die Existenz eines Minimums gesichert, da S � 0 gilt. Bildet die Funktion f(x) die Werte y exakt ab, so gilt yi – f(xi) = 0 für jedes i und damit S = 0.

4.3.2 Das Bestimmtheitsmaß Ein Maß für die lineare Abhängigkeit einer Zufallsvariablen Y von der unabhängigen Variablen X ist der Bravais-Pearson Korrelationskoeffizient. Er ist definiert als:

ysxsxys

xyr ⋅=

Dabei sind:


Kovarianz:

⋅⋅−⋅⋅

−=−⋅−⋅

−= ∑∑

==

n

iii

n

iiixy yxnyx

nyyxx

ns

11 1

1)()(

1

1

mit ∑=

⋅=n

iix

nx

1

1 bzw. ∑

=⋅=

n

iiy

ny

1

1

Standardabweichungen:

−⋅−

= ∑∑

=

=n

i

n

ii

ix n

x

xn

s1

2

12

1

1 bzw.

−⋅−

= ∑∑

=

=n

i

n

ii

iy n

y

yn

s1

2

12

1

1

Das Bestimmtheitsmaß B ist als Quadrat des Bravais-Pearson Korrelations-koeffizienten definiert:

−⋅

−

⋅⋅−⋅

=⋅

==

∑∑

∑∑

∑

=

=

=

=

=

n

y

yn

x

x

yxnyx

ss

srB

n

iin

ii

n

iin

ii

n

iii

yx

xyxy 2

1

1

2

2

1

1

2

2

122

22

Das Bestimmtheitsmaß kann Werte zwischen 0 und 1 annehmen. Es ist ein Maß für linearen Zusammenhang der Variablen x und y. Je stärker die Ausprägung des linearen Zusammenhanges ist, desto größer ist B. Liegt ein linearer Zusammenhang vor, es gilt also y = m ⋅ x + b, dann ist B = 1. Bei der Ermittlung von Kostenfunktionen werden gegebenen x-Werten (xi), z.B. die Flächenwerte eines Wärmeübertragers, als y-Werte deren Kosten zugeordnet (yIst,i). Der Verlauf der Kosten soll mit einer Funktion der Form yFormel,i = f(xi) beschrieben werden. Zur Bewertung der Qualität dieser Funktion wird nun das Bestimmtheitsmaß auf die Funktion yFormel,i = f(yIst,i) angewendet. In der obigen Formel sind die Variablen xi bzw. yi durch yIst,i bzw. yFormel,i zu ersetzen. Im idealen Fall, d.h. die Formel berechnet alle gegebenen y-Werte exakt, gilt yFormel = yIst. Grafisch aufgetragen ergäbe sich dann eine Winkelhalbierende. Das Bestimmtheitsmaß beträgt dann 1. Weicht yFormel von yIst ab, verringert sich die Ausprägung des linearen Zusammenhangs. Das Bestimmtheitsmaß wird kleiner. Je ungenauer die Formel die


gegebenen Werte beschreibt, desto geringer wird der lineare Zusammenhang und desto kleiner wird das Bestimmtheitsmaß.


5 Ausblick: Erweiterung und Nutzung der Kostenfunktionen in zukünftigen Projekten

Die im Rahmen des Projektes entwickelten Kostenfunktionen sollen einerseits bei der Energieberatung, d.h. bei der Entwicklung und Bewertung von Energiesystemen, Verwendung finden und andererseits in weiterführende Forschungs- und Entwicklungstätigkeiten eingebracht. Hintergrund ist neben der Nutzung der Kostenfunktionen auch deren Weiterentwicklung sowie Nutzung des bei der Entwicklung gesammelten Wissens für eine Weiterentwicklung der Kostenfunktionen.

5.1 Software zur Analyse und Optimierung industrieller Energiesysteme

Bei der Arbeitsgemeinschaft Industrieller Forschungsvereinigungen „Otto von Guericke“ – AiF wurde unter der Federführung des Lehrstuhls für Technische Thermodynamik der RWTH Aachen (LTT) ein Projekt mit dem Titel „TOP-Energy – Analyse und Optimierung industrieller Energiesysteme“ beantragt. Projektpartner sind neben dem LTT die Gesellschaft zur Förderung angewandter Informatik e.V. (GFaI) sowie das Institut für Energie- und Umwelttechnik e.V. (IUTA). Projektziel ist die Entwicklung eines Programms zur durchgängigen Analyse, Konzeption, Bewertung und Optimierung industrieller Energiesysteme. Dabei sollen die Vorteile einer EDV-Unterstützung wie Effektivitätssteigerung durch einfache Systemmodellierung und einfache Fortschreibung von Projekten eröffnet werden. Zielgruppe der zu entwickelnden Software sind dabei Mitarbeiter der betrieblichen Energieabteilungen, Fachberater und Ingenieurbüros als Systemanwender sowie das Klientel der Fachberater und der Ingenieurbüros als Nutznießer. Ausgangspunkt der Programmentwicklung sind die Ergebnisse des Projekts „Entscheidungsunterstützungssystem zur energetischen, wirtschaftlichen und ökologischen Gestaltung und Bewertung industrieller Energieanlagen – EUSEBIA“. Diese Projekt wurde von einer Arbeitsgemeinschaft (u.a. LTT und IUTA) und von der Deutschen Bundesstiftung Umwelt gefördert. An dem System „EUSEBIA“ soll hier die prinzipielle Vorgehensweise bei dem Entwurf und der Bewertung eines Energiesystems gezeigt werden. Das Energiesystem wird auf einer grafischen Oberfläche aufgebaut, dem sogenannten Flussschemaeditor (Abb. 5.1). Dabei werden die einzelnen Komponenten aus einer Bauteilbibliothek entnommen.


Abb. 5.1: Flussschemaeditor

Für die einzelnen Module können in entsprechenden Dialogfenstern Parameter gesetzt oder Verknüpfungen mit Datenfeldern eingefügt werden. Dies sind z.B. die Eckdaten des Gastarifs für das Modul „Gastarif“ oder die Verknüpfung des Moduls „Wärmebedarf“ mit dem Lastgang der benötigten Wärme. Eine Seite des Eingabedialogs zur Parametrisierung des Kessel zeigt Abb. 5.2. Nach Eingabe der technischen Daten (Leistungen, Wirkungsgrade, Kennlinien) werden die ökonomischen Kenndaten eingegeben. Es sind dies Angaben zu den Investitions- und Betriebskosten. Hier besteht die Möglichkeit, die Kosten auf Basis hinterlegter Kostenfunktionen zu berechnen.


Abb. 5.2: Dateneingabe Kessel

Sind alle Eingaben getätigt, wird das Energiesystem berechnet, d.h. sein Verhalten wird für einen Zeitraum simuliert. In einer Übersetzereinheit wird das Energiesystem gemäß Flussschemaeditor in ein Gleichungssystem überführt und dem Löser zugeführt. Bei der Simulation wird der hinterlegte Lastgang in äquidistanten Schritten abgetastet, wobei für jeden Lastpunkt die Wärmeleistung der beiden Kessel, deren Feuerungsleistung (mittels der Kesselkennlinien) und der Erdgasbezug bestimmt wird (Abb. 5.3).


0

5 0

1 0 0

1 5 0

2 0 0

2 5 0

0 0 :0 0 0 3 :0 0 0 6 :0 0 0 9 :0 0 1 2 :0 0 1 5 :0 0 1 8 :0 0 2 1 :0 0 0 0 :0 0

Uhrzeit

Wä

rmeb

ed

arf

/ kW

W ärm ebedarf

0

5 0

1 00

1 50

2 00

2 50

0 0:0 0 0 3:0 0 0 6:0 0 0 9:0 0 1 2:0 0 1 5:0 0 1 8:0 0 2 1:0 0

Uhrzeit

Kes

selle

istu

ng

/ k

W Kessel 2

Kessel 1

Kesselleistung

0

5 0

1 00

1 50

2 00

2 50

0 0:0 0 0 3:0 0 0 6:0 0 0 9:0 0 1 2:0 0 1 5:0 0 1 8:0 0 2 1:0 0

Uhrzeit

Kes

selle

istu

ng

/ k

W Kessel 2

Kessel 1

Kesselleistung

5 0 %

6 0 %

7 0 %

8 0 %

9 0 %

1 0 0 %

0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0

Leistung / kW

Wir

kun

gs

gra

d

K essel 1

K essel 2

K esselkennlinien

0

5 0

1 0 0

1 5 0

2 0 0

2 5 0

3 0 0

0 0 :0 0 0 3 :0 0 0 6 :0 0 0 9 :0 0 1 2 :0 0 1 5 :0 0 1 8 :0 0 2 1 :0 0

Uhrzeit

Fe

uer

un

gsl

eis

tun

g /

kW

K essel 2

K essel 1

Feuerungsleistung

5 0 %

6 0 %

7 0 %

8 0 %

9 0 %

1 0 0 %

0 2 0 4 0 6 0 8 0 1 0 0 1 2 0 1 4 0 1 6 0 1 8 0

Leistung / kW

Wir

kun

gs

gra

d

K essel 1

K essel 2

K esselkennlinien

0

5 0

1 0 0

1 5 0

2 0 0

2 5 0

3 0 0

0 0 :0 0 0 3 :0 0 0 6 :0 0 0 9 :0 0 1 2 :0 0 1 5 :0 0 1 8 :0 0 2 1 :0 0

Uhrzeit

Fe

uer

un

gsl

eis

tun

g /

kW

K essel 2

K essel 1

Feuerungsleistung

0

5 0

1 0 0

1 5 0

2 0 0

2 5 0

3 0 0

0 0 :0 0 0 3 :0 0 0 6 :0 0 0 9 :0 0 1 2 :0 0 1 5 :0 0 1 8 :0 0 2 1 :0 0

Uhrzeit

Erd

ga

sbe

zug

/ kW

(B

ren

nw

ert) Gasbezug

0

5 0

1 0 0

1 5 0

2 0 0

2 5 0

3 0 0

0 0 :0 0 0 3 :0 0 0 6 :0 0 0 9 :0 0 1 2 :0 0 1 5 :0 0 1 8 :0 0 2 1 :0 0

Uhrzeit

Erd

ga

sbe

zug

/ kW

(B

ren

nw

ert) Gasbezug

Abb. 5.3: Berechnungsschema

Eins der Ergebnisse der Simulation ist somit der Gasbezug innerhalb des Simulationszeitraum, der über die Daten des Gastarifs in die verbrauchsgebundenen Kosten überführt werden kann. Die Investitions- und Betriebskosten wurden eingegeben bzw. über die Kostenfunktionen bestimmt. Somit liegen die Gesamtkosten für ein Energiesystem vor. In einem Ökonomiemodul werden die einzelnen Modelle miteinander verglichen. Dabei wird ein Modell (i.a. der Ist-Zustand) als Referenzmodell gewählt. Für die anderen Modelle werden nun die ökonomischen Kennzahlen wie beispielsweise Kapitalrücklaufzeit, Interner Zinsfuss oder Kapitalwert berechnet. Die günstigste Lösung ist somit schnell zu bestimmen. Kostenfunktionen stellen damit eine der benötigten Systemkomponenten dar Abb. 5.4).


Benutzeroberfläche

Komponenten-bibliothek

Fluss-Schema-

editor

Kosten-funktionen

Übersetzer-einheit

und Löser

Erstanalyse / Benchmarking

Ökonomiemodul

BerichteDaten

SIMULATOR

Benutzeroberfläche

Komponenten-bibliothek

Fluss-Schema-

editor

Kosten-funktionen

Übersetzer-einheit

und Löser

Erstanalyse / Benchmarking

Ökonomiemodul

BerichteDaten

SIMULATOR

Abb. 5.4: Systemkomponenten der Software

5.2 Internetbasiertes Serversystem für Kostenfunktionen Kosten und damit auch Kostenfunktionen unterliegen, bedingt durch technische Innovation und wechselnden wirtschaftlichen Randbedingungen, immer Änderungen. Diese können über Preisindizes berücksichtigt werden. Besser wäre jedoch eine regelmäßige Pflege der Kostenfunktionen. Dabei kann ein potenzieller Nutzer der Kostenfunktionen wegen des Aufwands diese Pflege nicht selber gewährleisten. Daneben haben Anbieterfirmen an aktuellen Kostenfunktionen Interesse, da diese einerseits eine Arbeitsentlastung bewirken (Richtpreiserstellung) und andererseits die Wahrscheinlichkeit wächst, als Anbieter in Betracht gezogen zu werden. Aus diesen Gründen haben der Lehrstuhl für Technische Thermodynamik der RWTH Aachen (LTT) und das IUTA einen Projektantrag bei der Arbeitsgemeinschaft industrieller Forschungsvereinigungen „Otto von Guericke“ – AiF eingereicht, Ein internetbasiertes Serversystem für Kostenfunktionen aufzubauen. Die Architektur des Serversystems zeigt Abb. 5.5.


Abb. 5.5: Serversystem für Kostenfunktionen

Auf Basis von Spezifikationen bzw. Leistungsverzeichnissen stellen Hersteller und Lieferanten regelmäßig Kostendaten zur Verfügung. Neue Kostendaten werden vom System aufbereitet (Ausreißertests zur Identifikation von Unstimmigkeiten mit bisher vorliegenden Kostendaten). Auf Basis dieser Tests entscheidet der Fachbetreuer über die Akzeptierung der neuen Daten. Werden diese akzeptiert, erfolgt eine Anpassung der Kostenfunktionen (Anpassung der Koeffizienten der Kostenfunktion). Bei technologischen Sprüngen sind die Kostenfunktionen ggf. neu zu formulieren (Änderung der Struktur). Die Kostenfunktionen stehen dem Anwender auf Anfrage zur Verfügung, wobei der Transfer der Kostenfunktionen über ein Exportmodul durchgeführt wird. Die Rahmen dieses Projekts entwickelten Kostenfunktionen und die Erfahrungen zur Entwicklung der Kostenfunktionen sollen dabei im beantragten Projekt genutzt werden.

IUTA e.V.: Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung II.1 Projektträger: Stiftung Industrieforschung

Teil II: Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung Inhalt: Teil II: Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung................................................................. 1 1 Komponenten der Kraft-Wärme-Kopplung........................................................... 6 2 Gesetzliche Bestimmungen ............................................................................... 12 3 Kostenfunktionen für Komponenten der Kraft Wärme Kopplung ....................... 16

3.1 Kostenfunktionen für Komponenten der KWK in der Literatur .................... 16 3.2 Hauptvariablen für Komponenten der Kraft- Wärme- Kopplung ................. 16 3.3 Mathematische Ansätze ............................................................................. 16

4 Gasturbinen ....................................................................................................... 18

4.1 Technikbeschreibung.................................................................................. 19 4.1.1 Gasturbinen-Generator-Satz ............................................................... 19 4.1.2 Anluftsystem........................................................................................ 20 4.1.3 Schallschutzhabe und Turbinenbelüftung............................................ 20 4.1.4 Abgassysteme ..................................................................................... 20 4.1.5 Hilfssysteme ........................................................................................ 21 4.1.6 E- und Leittechnik................................................................................ 21 4.1.7 Brenngasverdichter ............................................................................. 21 4.1.8 Abhitzekessel ...................................................................................... 21 4.1.9 Anzahl der Wellen der Gasturbine....................................................... 22

4.2 Wirkungsgrade / Teillastverhalten............................................................... 23 4.3 Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung................................................. 27 4.4 Kostenfunktionen für Gasturbinen .............................................................. 30

4.4.1 Gasturbinen Kenndaten....................................................................... 30 4.4.2 Datenquelle ......................................................................................... 31 4.4.3 Aufbau der Kostenfunktionen .............................................................. 33

4.5 Kostenfunktion Gasturbine ......................................................................... 36 4.6 Kostenfunktion Brennstoffverdichtung ........................................................ 37 4.7 Kostenfunktion für Abhitzekessel................................................................ 39

4.7.1 Einleitung............................................................................................. 39 4.7.2 Technische Grundlagen ...................................................................... 40 4.7.3 Arten von Abhitzekesseln .................................................................... 42 4.7.4 Kostenfunktionen für Abhitzekessel - Haupt- und Nebenvariablen...... 42 4.7.5 Kostenfunktionen für Sattdampfabhitzekessel..................................... 43 4.7.6 Kostenfunktion für Heißwasserabhitzekessel ...................................... 45

4.8 Mikrogasturbinen ........................................................................................ 45 4.8.1 Technik................................................................................................ 45 4.8.2 Kostenfunktion..................................................................................... 50

4.9 Instandhaltungs- und Wartungskosten ....................................................... 51 5 Verbrennungsmotoren ....................................................................................... 53

5.1 Technikbeschreibung.................................................................................. 54 5.2 Kostenfunktionen für Verbrennungsmotoren .............................................. 59

5.2.1 Kostenfunktionen für Verbrennungsmotoren in der Literatur ............... 59


5.2.2 Datengrundlage................................................................................... 61 5.2.3 Erdgasmaschinen................................................................................ 62 5.2.4 Biogas-Maschinen ............................................................................... 66 5.2.5 Heizölmaschinen ................................................................................. 68 5.2.6 Raps (Pflanzen)öl-Maschinen.............................................................. 69

6 Dampfturbinen ................................................................................................... 71

6.1 Technische Beschreibung des Dampfturbinenprozesses........................... 71 6.2 Kostenfunktionen für Dampfturbinen in der Literatur .................................. 78 6.3 Datengrundlage .......................................................................................... 80 6.4 Ergebnisdarstellung.................................................................................... 80

6.4.1 Gegendruckdampfturbinen .................................................................. 81 6.4.2 Basiskostenfunktion Entnahme-Niederduckdampfturbine ................... 85 6.4.3 Vergleich der Herstellerangaben mit den Literaturwerten.................... 86

7 Dampfmotoren ................................................................................................... 88

7.1 Einleitung.................................................................................................... 88 7.2 Grundlagen der Dampfentspannung........................................................... 89 7.3 Technikbeschreibung.................................................................................. 90

7.3.1 Hubkolbenmaschinen .......................................................................... 90 7.3.2 Schraubenmaschinen.......................................................................... 92

7.4 Kostenfunktionen für Dampfmotoren .......................................................... 93 7.4.1 Hauptvariable für Gasentspannungsanlagen....................................... 93 7.4.2 Mathematische Ansätze ...................................................................... 93 7.4.3 Gütekriterien........................................................................................ 94

7.5 Ergebnisdarstellung.................................................................................... 94 7.5.1 Hubkolbenmotor .................................................................................. 95 7.5.2 Zusammenfassende Ergebnisdiskussion ............................................ 96

8 Literatur.............................................................................................................. 97


Abbildungen: Abb. 1.1: Verteilung des Wärmebedarfs nach Temperaturniveaus, Quelle: FhG-ISI,

1999..................................................................................................................... 9 Abb. 4.1: Schnittbild der Gasturbine THM 1304 von MAN ........................................ 19 Abb. 4.2: Strom-, Wärme-, Brennstoffausbeute der Gasturbinenaggregate bis 10

MWel, [3]............................................................................................................. 23 Abb. 4.3: Teillastverhalten von Ein- und Zweiwellenmaschinen................................ 24 Abb. 4.4: Elektrische Leistung und Brennstoffeinsatz bei Teillastverhalten

[Herstellerangaben Solar] .................................................................................. 25 Abb. 4.5: Strom- und Brennstoffausbeute bei Teillastverhalten [Herstellerangaben

Solar] ................................................................................................................. 25 Abb. 4.6: Klemmleistung als Funktion der Aussentemperatur [Herstellerangaben

Solar] ................................................................................................................. 26 Abb. 4.7: Abgastemperatur als Funktion der Aussentemperatur [Herstellerangaben

Solar] ................................................................................................................. 26 Abb. 4.8: Stromausbeute als Funktion der Aussentemperatur [Herstellerangaben

Solar] ................................................................................................................. 27 Abb. 4.9: Abgasnutzung zur Dampferzeugung mit einem Abhitzekessel und zur

Trocknung.......................................................................................................... 28 Abb. 4.10: Schema des Cheng-Cycle Prozesses [ELIN] .......................................... 29 Abb. 4.11: Richtpreise für Dualbrennstoffsystem...................................................... 35 Abb. 4.12: Wechselkurs des Euro zum US-Dollar..................................................... 36 Abb. 4.13: Kostenfunktion für Gasturbinen ............................................................... 37 Abb. 4.14: Erforderliche Erdgasvordrücke in Abhängigkeit von der elektrischen

Leistung der Gasturbine..................................................................................... 38 Abb. 4.15: Kostenfunktion für Brenngasverdichter (öleingespritzte

Schraubenverdichter)......................................................................................... 39 Abb. 4.16: Abhitzekessel........................................................................................... 40 Abb. 4.17: Rippenrohr eines Abhitzekessels (Werkfoto Balcke-Dürr) ....................... 41 Abb. 4.18: Rippenrohr eines Abhitzekessels (Werkfoto Balcke-Dürr) ....................... 41 Abb. 4.19: Kesselheizfläche eines Abhitzekessels (Werkfoto Balcke-Dürr).............. 42 Abb. 4.20: Basiskostenfunktion Abhitzekessel.......................................................... 44 Abb. 4.21: Kostenfunktion für Heißwasserabhitzekessel .......................................... 45 Abb. 4.22: Schematische Darstellung der Capstone Mikro-Gasturbine .................... 47 Abb. 4.23: Schema einer Gasturbine mit Rekuperator .............................................. 48 Abb. 4.24: Kostenfunktion für Mikro-Gasturbinen ..................................................... 50 Abb. 4.25: Richtpreise für Vollwartungsverrtäge....................................................... 52 Abb. 5.1: Einsatzgebiete von Verbrennungsmotor BHKW ........................................ 54 Abb. 5.2: Verwendete Brennstoffe bei Verbrennungsmotor BHKW .......................... 54 Abb. 5.3: Schema eines BHKW ................................................................................ 56 Abb. 5.4: BHKW mit Bauteilbezeichnung.................................................................. 56 Abb. 5.5: Heizkreis mit modular aufgebauter BHKW Struktur ................................... 57 Abb. 5.6: Strom-, Wärme-, Brennstoffausbeute, [2] .................................................. 58 Abb. 5.7: Stromkennzahl, [2]..................................................................................... 59 Abb. 5.8: Richtpreisangaben IKARUS ...................................................................... 60 Abb. 5.9: Richtpreise "Marktpotentialstudie für BHKW kleinerer Leistung" ............... 61 Abb. 5.10: Richtpreise für Erdgas BHKW-Anlagen, [2] ............................................. 64 Abb. 5.11: Richtpreise für einen Instandhaltungsvertrag, [2]..................................... 65 Abb. 5.12: Richtpreise für Brennwertnutzung, [2]...................................................... 66


Abb. 5.13: Richtpreise für Biogas BHKW-Anlagen, [2].............................................. 67 Abb. 5.14: Richtpreise für die Instandhaltung von Biogas-Anlagen, [2] .................... 68 Abb. 5.15: Richtpreise für Heizöl MHKW-Anlagen, [2] .............................................. 69 Abb. 5.16: Richtpreise für Rapsöl BHKW-Anlagen, [2] ............................................. 70 Abb. 6.1: Einfacher Gegendruckdampfkraftprozess.................................................. 72 Abb. 6.2: Entnahme-Kondensationsanlage............................................................... 73 Abb. 6.3: Dreistufige Dampfturbine von Siemens KWU............................................ 74 Abb. 6.4: Schaufelkränze einer 8 MW Gegendruckturbine, Einwellenbauart ............ 75 Abb. 6.5: Abdampftemperatur ................................................................................... 77 Abb. 6.6: Kosten von Dampfturbinen nach Obernberger und Fichtner ..................... 79 Abb. 6.7: Basiskostenfunktion für Gegendruckdampfturbinen .................................. 82 Abb. 6.8: Einfluss des Gegendruckes auf die Investitionskosten von Dampfturbinen

........................................................................................................................... 82 Abb. 6.9: Einfluss des Frischdampfzustands auf die Investitionskosten von

Gegendruckdampfturbinen ................................................................................ 84 Abb. 6.10: Basiskostenfunktion von Entnahme-Kondensationsanlagen ................... 85 Abb. 6.11: Vergleich der Kosten von Entnahme-Kondensationsanlagen und

Gegendruckanlagen........................................................................................... 86 Abb. 6.12: Vergleich der Herstellerangaben mit den Korrelationen aus der Literatur 87 Abb. 7.1: Querschnitt eines Hubkolben-Dampfmotors (aus [27]) .............................. 91 Abb. 7.2: Kostendaten und Kostenfunktion für die Investition bei

Hubkolbendampfmotoren................................................................................... 95


Tabellen: Tab. 1.1: KWK-Anteile nach Sektoren, Quelle: AGFW-Hauptberichte, VIK-Statistiken

2000..................................................................................................................... 8 Tab. 1.2: KWK-Anlagen im Industrie- und Dienstleistungsssektor, [2] ........................ 8 Tab. 2.1: Gesetze und Bestimmungen für die KWK-Genehmigung.......................... 12 Tab. 2.2: Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von BHKW-Anlagen durch die

Ökosteuer (Quelle: Fördergemeinschaft Blockheizkraftwerke, BHKW-Infozentrum Rastatt (Internet) ............................................................................ 14

Tab. 2.3: Vergütung für eingesetzte Energieträger nach EEG.................................. 14 Tab. 2.4: Förderung nach KWK-Gesetz.................................................................... 15 Tab. 4.1: Cheng-Cycle Turbinen ............................................................................... 29 Tab. 4.2: Gasturbinenkenndaten, [3]......................................................................... 31 Tab. 4.3: Spezifikation der Richtpreisanfrage ........................................................... 32 Tab. 4.4: Richtpreise „Praxis Kraft-Wärme-Kopplung“ [5] ......................................... 33 Tab. 4.5: Mehrkosten verschiedener Generatoren zu 0,4 kV Generatoren............... 34 Tab. 4.6: Mikro-Gasturbinen im Vergleich, [1]........................................................... 50 Tab. 5.1: Positionen der Herstellerbefragung............................................................ 62 Tab. 5.2: Einzuhaltende Emissionen der Erdgas MHKW .......................................... 63 Tab. 5.3: Kostenanteile der einzelnen Komponenten ............................................... 63 Tab. 5.4: Einzuhaltende Emissionen von Biogas BHKW .......................................... 66 Tab. 5.5: Einzuhaltende Emissionen von Heizöl BHKW ........................................... 68


1 Komponenten der Kraft-Wärme-Kopplung Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung zeichnen sich durch die gleichzeitige Erzeugung von mechanischer oder elektrischer Arbeit und Nutzwärme in einer Anlage aus. Gegenüber einer getrennten Erzeugung von Arbeit und Wärme ergibt sich bei der Kraft- Wärme- Kopplung eine deutlich bessere Ausnutzung der Primärenergie. Wegen der begrenzten Speicherbarkeit von elektrischer Energie und Wärme erfordert die gleichzeitige Erzeugung allerdings auch eine synchrone Nutzung, wenn das physikalisch gegebene Nutzugspotential tatsächlich realisiert werden soll. Allerdings wird das technische Potential in vielen praktischen Fällen nicht ausgeschöpft, und zwar aufgrund der unterschiedlichen zeitlichen Strukturen von Strom- und Wärmebedarf. Die im Koppelprozess gleichzeitig anfallenden Energieformen Strom und Wärme werden in der Regel nicht gleichzeitig benötigt [24]. Eine Anlage zur Kraft-Wärme-Kopplung kann zum einen nach dem Wärmebedarf betrieben werden, wobei der erzeugte Strom den zuzukaufenden Strom und damit die Stromrechnung mindert. Alternativ kann die Kraft- Wärme- Kopplung nach dem Strombedarf ausgelegt werden, wobei die Wärmeauskopplung die separate Wärmeerzeugung mindert. Das Spektrum der im Projekt Kostenfunktionen untersuchten Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung umfasst:

• die Dampfturbinen / Dampfmotoren • die Gasturbinen • sowie die Verbrennungsmotoren.

Es werden zunächst in diesem Kapitel die Kriterien der Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung erläutert, die allen gemein sind und die die Auswahlentscheidung für eine der Komponenten beeinflussen. In den folgenden Kapiteln wird dann jeweils die einzelne Komponente technisch beschrieben und die Ergebnisse der Marktanalyse und der mathematischen Modellbildung erläutert. Die Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung werden in einem elektrischen Leistungsbereich von wenigen kW bis über einige hundert MW eingesetzt. Di e KWK wird überall dort eingesetzt, wo teilweise ein zeitgleicher Bedarf an thermischer und mechanischer Energie besteht. Typischerweise finden sich solche Potentiale in verschiedenen Industriezweigen und Dienstleistungsbranchen, die überwiegend für den eigenen Bedarf produzieren, aber auch in der Erzeugung von Nah- und Fernwärme durch öffentliche Versorgungsunternehmen. Zur Bewertung von Kraft- Wärme- Kopplungsanlagen werden im Folgenden verschiedene Kenngrößen verwendet, die hier kurz definiert werden. Anlagen der KWK, also Heizkraftwerke, liefern grundsätzlich zwei energetische Nutzprodukte, nämlich elektrische Energie und Wärme. Es liegt daher nahe, zu ihrer Bewertung einen Gesamtwirkungsgrad, den so genannten „Brennstoffausnutzungsgrad“ zu definieren:


uB

Hel

Hm

QP

⋅

+= ⋅

⋅

ω

Die einzelnen Nutzenergien eines Heizkraftwerkes werden durch spezielle Kennzahlen bewertet. So wird das Verhältnis von elektrischer Leistung zu Nutzwärme bei der Kraft-Wärme-��

⋅=

H

el

Q

Pσ

Das Verhältnis von Nutzwärmestrom zu Brennstoffaufwand wird als Wärmeausbeute � ��et, d.h.

uB

H

Hm

Q

⋅= ⋅

⋅

α

Das Verhältnis von elektrischer Leistung zu Brennstoffaufwand ist schließlich die ��

uB

el

Hm

P

⋅= ⋅β

Um die Bedeutung der Anlagen der Kraft- Wärme- Kopplung für die Industrie zu verdeutlichen werden im Folgenden einige statistische Daten wiedergegeben. In der Industrie sank der Eigenanteil bei der Stromerzeugung von 1990 – 2000 von 74 auf 53 TWh, der Anteil aus KWK-Anlagen blieb dabei aber laut Statistischem Bundesamt nahezu konstant bei ca. 40 TWH . 1999 erzeugten diese Anlagen außerdem 70 TWh an Wärme, das sind 59 % des Wärmebedarfs unter 100 °C [18]. Hier erfolgte die Erzeugung vornehmlich mit Dampfturbinen, die als Gegendruckmaschinen mit einer festen Stromkennzahl oder als Entnahme – Kondensationsmaschinen die mit einem variablen Wärme-Strom-Verhältnis betrieben werden und mit Gasturbinen. Kleinere Anlagen unter 1 MWel sind bei den genannten Zahlen für die Industrie nicht nicht berücksichtigt. Die kleineren KWK Anlagen als BHKW-Anlagen, die vornehmlich im Leistungsbereich unter 1 MWel vorzufinden sind, werden neben der Industrie bevorzugt im Dienstleistungssektor, also zur Versorgung öffentlicher Gebäude, Krankenhäuser, Bürogebäude etc., eingesetzt. 2000 gab es insgesamt ca. 5.500 BHKW-Anlagen mit einer elektrischen Leistung von 2,1 GW auf der Basis von Gas- und Dieselmotoren [2]. Gegen Ende der 90er Jahre stieg vor allem die Anzahl an kleinst BHKW-Anlagen. Eine genaue Erfassung der Strom- und Wärmeerzeugung in diesen KWK-Anlagen ist nicht verfügbar. Die Tab. 1.1 gibt einen Überblick über die Anteile der KWK in der verschiedenen Sektoren.


Erzeugerbereich Stromerzeugung aus KWK

Wärmeerzeugung aus KWK

TWh % TWh % Öffentliche Versorger 28,1 5,4 56,3 57

Industrie 40,5 19 70,2 59 Kleinverbrauch 70,2 2 4 1

Tab. 1.1: KWK-Anteile nach Sektoren, Quelle: AGFW-Hauptberichte, VIK-Statistiken 2000

In Tab. 1.2 sind die statistischen Werte für den Einsatz der Kraft-Wärme-Kopplung im industriellen Bereich und im Dienstleistungsbereich zusammengestellt worden. Entnommen wurden die Daten der IER-Kraftwerks-Bestands-Datenbank, der AGFW-Statistik für 1999 sowie den Daten der ASUE.

Dampfturbine Gegendruck

Dampfturbine Entnahmekond.

Gasturbine Motor BHKW

Anzahl 189 94 113 5.500 Leistung [MWel] 4.391 3.922 1.296 2.100

Tab. 1.2: KWK-Anlagen im Industrie- und Dienstleistungsssektor, [2]

Hieraus wird ersichtlich, dass die Komponenten der Kraft-Wärme-Kopplung einen wichtigen Bestandteil der energietechnischen Anlagen darstellen und somit die Bedeutung der wirtschaftlichen Beschreibung dieser Komponenten mit Hilfe von Kostenfunktionen deutlich wird. Aufgrund der Erfordernisse der klein- und mittelständischen Betriebe wird im folgenden die Leistungsklasse bis ca. 10 MWel untersucht. Größere Anlagen kommen vorzugsweise in der Großindustrie sowie bei den öffentlichen Versorgern zum Einsatz. Diese werden im Rahmen dieser Untersuchung ausgeklammert. Darüber hinaus ist eine Kostenerfassung für diese Anlagen schwierig und nicht allgemeingültig darstellbar, da bei diesen Grössenordnungen jede Komponente der KWK quasi eine Sonderanfertigung darstellt, die auf den jeweiligen Einsatz ausgerichtet und kalkuliert wird. Für die Auswahl der Komponenten der Kraft- Wärme- Kopplung ist der Energiebedarf, insbesondere die zeitliche Struktur des Strom- und Wärmebedarfs ein entscheidendes Kriterium. Auf den Energiebedarf der Industrie wirken sich zukünftig nach [18] verschiedene Einflüsse aus: • Eine erhöhte Energieeffizienz führt zu einer Verminderung des Wärme- und

Strombedarfs. • Das wirtschaftliche Wachstum erhöht den absoluten Energieverbrauch • Brennstoff- und Wärmeanwendungen werden teilweise durch Stromanwendungen

substituiert. In der Summe gehen Schätzungen von einem leichten Rückgang beim Raumwärmebedarf aus, der aber durch einen leicht steigenden Verbrauch an Prozesswärme ausgeglichen wird, so dass der durch KWK abdeckbare Wärmebedarf im Industrie- und Dienstleistungssektor gleich bleiben dürfte. Dagegen ist beim Stromverbrauch eher mit einem steigenden Bedarf zu rechnen.


Für die Auswahl der einzusetzenden Komponente der KWK ist neben der Stromkennzahl auch das Temperaturniveau der auszukoppelnden Wärme ausschlaggebend. In Abb. 1.1 ist die Verteilung des Wärmebedarfs nach Temperaturniveaus für unterschiedliche Branchen dargestellt.

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Industrie und Bergbau (Gesamt)

Maschinenbau

Fahrzeugbau

Gummi- und Kunstoffwaren

Gewinnung Steine Erden, sonst. Bergbau

Ernährung und Tabak

Metallbearbeitung

Papiergewebe

Grundstoffchemie

sonst. Chem. Industrie

NE-Metalle, Gießereien

Verarbeitung von Steinen Erden

Glas Keramik

Metallerzeugung

Raumwärme und Prozesswärme T<100°C Prozesswärme 100<T<400°C Prozesswärme T>400°C

Abb. 1.1: Verteilung des Wärmebedarfs nach Temperaturniveaus, Quelle: FhG-ISI, 1999

Insbesondere im Hinblick auf die Auswahl des geeigneten Krafttyps ist es erforderlich, den Aggregatzustand und das Temperaturniveau des vorgesehenen Wärmeträgermediums zu kennen. Im Folgenden werden kurz die Vor- und Nachteile der einzelnen Komponenten der KWK, die im Projekt Kostenfunktionen behandelt werden, diskutiert. Mit Hilfe von Dampfturbinenanlagen lässt sich die Darbietung von Dampf als Wärmeträgermedium am einfachsten realisieren. Allgemein gilt hier, je höher das erforderliche Wärmetemperaturniveau und damit der Wärmeentnahmedruck ist, desto niedriger wird die Stromkennzahl und damit die Stromausbeute bezogen auf den Frischdampfenergieinhalt. Gasturbinen sind hinsichtlich der Abhängigkeit der Stromkennzahl vom benötigten Temperaturniveau unempfindlich. Hier ist dagegen die Wärmeausbeute umso niedriger, je höher das Temperaturniveau der Wärme gefordert wird. Deshalb ist man hier bestrebt, zusätzlich zu Hochtemperaturverbrauch die Abgabe von Niedertemperatur zu ermöglichen. Bei Heizwassernetzen ist dieses Streben durch möglichst weites Absenken der Rücklauftemperatur gewährleistet. Bei Verbrennungsmotoren wird die Wärme aus mehreren Quellen gewonnen: ca. 70% sind im Kühlwasser und Schmieröl und ca. 30% im Abgas gebunden. Das Temperaturniveau der aus Kühlwasser gewonnenen Wärme liegt im Regelfall bei etwa 70 bis 80 °C. Es gibt auch sog. heißgekühlte Motoren, die mit Kühlwassertemperaturen von etwas über 100 °C arbeiten. Das Abgas eines Verbrennungsmotors hat 400 bis 500 °C und erlaubt damit die Gewinnung von Wärme auf ähnlich hohem Temperaturniveau wie ein


Gasturbinenheizkraftwerk. Allerdings sind bei Standard-BHKW-Modulen Kühlwasserwärmeübertrager und Abgaswärmeübertrager hintereinandergeschaltet. Die Abgabe der Heizwärme erfolgt an Heizwasser, das beide Wärmeübertrager hintereinander durchströmt und dann eine Endtemperatur von ca. 100 °C gestattet. Bei Dampfturbinenanlagen ist fast jeder Brennstoff bis hinzu Abfällen verwendbar. Dampfturbosätze sind für elektrische Leistungen ab 100 kW realisierbar. Die Wärme ist im Bereich zwischen Frischdampftemperatur und Kondensattemperatur verfügbar. Durch Kombination verschiedener Turbinenbauarten (Kapitel 6) lässt sich das Verhältnis von mechanischer und thermischer Leistung in weiten Bereichen wählen. Dampfturbinen-Heizkraftwerke sind bevorzugt für höhere Benutzungsstunden einzusetzen. Gasturbinenkraftwerke sind auf die Brennstoffarten Gas (bevorzugt Erdgas) und Heizöl EL angewiesen. Der elektrische Leistungsbereich beginnt bei 30 kW. Das Temperaturniveau der Wärme ist durch die Abgastemperatur, die zwischen 400 °C und 600 °C liegt begrenzt (Kapitel 4). Durch Zusatzfeuerung in Abhitzekesseln lässt sich allerdings auch die obere Grenze weiter nach oben verschieben. Dies ist insbesondere für Gas-Dampf-Heizkraftwerke (GuD) von Wichtigkeit, wenn die Abwärme der Gasturbinen für den Antrieb von Dampfturbinen genutzt wird. Die Stromkennzahl liegt bei Gasturbinen-Heizkraftwerken wesentlich höher als bei Dampfheizkraftwerken. Daher eignen sich Gasturbinen gut zur Umrüstung von bestehenden Dampfheizkraftwerken bei steigendem Strombedarf und stagnierendem oder sinkenden Wärmebedarf zu Gas- Dampfheizkraftwerken. Verbrennungsmotoren-Heizkraftwerke sind beschränkt auf das untere Leistungs- und weitgehend auch auf das untere Temperaturspektrum des Anwendungsbereiches für KWK, bieten hier aber einige Vorteile (Kapitel 5). Hinsichtlich des Brennstoffes ist hier ebenso wie bei Gasturbinen die Einschränkung auf Brenngase und Heizöl EL gegeben. Verbrennungsmotoren können Sondergase wie Deponiegas, Klärgas, Gichtgas und Grubengas besser verwenden, wenn sie vorher von evtl. Schwefelgehalt weitgehend befreit werden. Größere Dieselmotoren lassen sich Grundsätzlich auch mit Schweröl betreiben, was aber einen zusätzlichen Aufwand bei der Schadstoffreduktion erforderlich macht. Verbrennungsmotoren-Heizkraftwerke haben wie Gasturbinen-Heizkraftwerke eine hohe Stromkennzahl, wobei Dieselmotoren insgesamt am besten abschneiden. Die Regelfähigkeit ist bei Heizkraftwerken mit Verbrennungsmotoren gegeben, weil in der Regel mehrere Motoren parallel geschaltet sind. Die Lastanpassung erfolgt durch Zu- oder Abschaltung der einzelnen BHKW-Module. Die Kraftkomponente der KWK wird in den meisten Fällen über einen Generator in Form von Elektrizität zur Verfügung gestellt. Dort wo es zweckmäßig und technisch vertretbar ist, kann die mechanische Energie auch direkt zum Antrieb von Arbeitsmaschinen genutzt werden. In diesem Fall wird die Investition des Generators eingespart. Typische Beispiele sind die Antriebe von Verdichtern und Wärmepumpen durch Verbrennungsmotoren oder der Direktantrieb großer Pumpen oder Lüfter durch Dampfturbinen. Wesentlich für die Auswahl einer bestimmten Kraft-Wärme-Kopplungstechnologie, sind neben den technischen Daten auch die gesetzlichen Auflagen und die Betriebskosten. Im folgenden Kapitel 2 werden die gesetzlichen Bestimmungen und die für Betriebskosten der KWK-Anlagen wichtigen Gesetze und Vorschriften zusammenfassend dargestellt. Die für die Approximation verwendeten mathematischen Ansätze sind in Kapitel 3 kurz dargestellt. In Kapitel 4 werden die


Gasturbinen, in Kapitel 5 die Verbrennungsmotoren, in Kapitel 6 die Dampfturbinen und in Kapitel 7 die Dampfmotoren behandelt. Diese Kapitel beginnen jeweils mit einer technischen Beschreibung der untersuchten Komponente. Es werden dann im Folgenden die kostenrelevanten Einflüsse erörtert und dann die Ergebnisse der Marktanalyse und die mathematische Modellbildung ausführlich dargestellt.


2 Gesetzliche Bestimmungen Es müssen bei der Realisierung von Anlagen der KWK bestimmte behördliche und gesetzliche Auflagen erfüllt werden. Die Erfüllung von gesetzlichen Auflagen sind für die Kosten der Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung mitbestimmend. Daneben gibt es allerdings auch eine ganze Reihe von Gesetzen, die die KWK fördern und damit die Betriebskosten der Anlagen beeinflussen. Dieses kann die Auswahl für die eine oder andere Technologie beeinflussen. Aus diesem Grunde sind im Folgenden die wichtigsten Behördlichen Vorschriften aufgelistet und die zur Zeit gültigen Gesetze, die diese Technologien begünstigen kurz wiedergegeben. Tab. 2.1 vermittelt einen Überblick über die maßgeblichen Gesetzeswerke und deren Geltungsbereich: Bundesimmissionsschutzgesetz (BimSchG)

Bei der Genehmigung nach BimSchG, welches durch diverse Verordnungen (z. B. 4. BImSchV, 9. BimSchV) und Verwaltungsvorschriften (z. B. TA Luft, TA Lärm) konkretisiert wird, werden die von der geplanten Anlage ausgehenden Emissionen (z. B. Luftverunreinigungen, Lärm, elektromagnetische Felder) hinsichtlich der festgelegten Grenzwerte überprüft. Eine solche Überprüfung erfolgt bei Heizkraftwerken aufgrund der 4. BimSchV im vereinfachten Genehmigungsverfahren erst, wenn bestimmte brennstoffabhängige Leistungsgrößen (1 MWth bei Erdgas und Heizöl) überschritten werden. Die Emissionsanforderung ergeben sich (auch für kleinere Anlagen) aus der TA Luft und deren Anpassung an den Stand der Technik.

Wasserhaushaltsgesetz (WHG)

Beim Einsatz wassergefährdender Stoffe (z. B. Schmier- oder Heizöl) wird auf Grundlage des WHG geprüft, ob mit einer Gefährdung des Grundwassers oder sonstiger Gewässer zu rechnen ist.

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)

Die Versorgung Dritter mit Strom bedarf laut EnWG der Genehmigung durch die zuständige Behörde. Für die umweltverträgliche Energieversorgung durch Nutzung der Kraft-Wärme-Kopplung gibt es zahlreiche Ausnahmen.

Mineralölsteuergesetz (MinöStG)

Das Mineralölsteuergesetz regelt die Besteuerung des Primärenergieträgers. Im Rahmen der Ökologischen Steuerreform bestehen hier für die Kraft-Wärme-Kopplung einige Ausnahmeregelungen.

Verordnung zur Durchführung des Mineralölsteuergesetz (MinöStDV)

Die Gewährung der Mineralölsteuerminderung auf den reduzierten Steuersatz (Heizöl- / Heizgas-Steuersatz) für den BHKW-Betrieb bedarf der Genehmigung des zuständigen Hauptzollamtes.

Landesbauordnung (LBO)

Die Errichtung baulicher Anlagen ist in den Bauordnungen der Länder geregelt. Insbesondere für Anlagenteile, die nicht nach BimSchG zu genehmigen sind, kann ein gesondertes Baugenehmigungsverfahren in Betracht kommen.

Tab. 2.1: Gesetze und Bestimmungen für die KWK-Genehmigung

Im Folgenden werden die Gesetze, die die Kraft-Wärme-Kopplung begünstigen, aufgeführt. Wichtigste Neuerung innerhalb der am 01. April 1999 in Kraft getretenen Ökologischen Steuerreform ist die Stromsteuer, welche im Stromsteuergesetz (StromStG) geregelt wird. Der festgelegte Steuersatz betrug in der ersten Stufe für Strom 1,02 Cent/kWh. Darüber hinaus werden die Steuersätze des Mineralölsteuergesetz (MinÖlStG) um 2,05 Cent/Liter Heizöl und 0,16 Cent/kWh


Erdgas erhoben. Seit Januar 2002 beträgt die Stromsteuer 1,79 Cent/kWh. Sie wird im Januar 2003 nochmals um 0,26 Cent/kWh, also auf 2,05 Cent/kWh, angehoben. Die Gesetze der Ökologischen Steuerreform enthalten zahlreiche Ausnahmeregelungen. So gelten z. B. für das produzierende Gewerbe oder den Betrieb von Nachtspeicherheizungen ermäßigte Stromsteuersätze. Außerdem entfällt für alle Anlagen zur Stromerzeugung die zusätzliche Mineralölsteuer, da sonst eine doppelte Besteuerung dieser Anlagen vorliegen würde. Für KWK-Anlagen gelten weiterhin einige Sonderregelungen, die im folgenden näher erläutert werden. Alle Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ab einem Jahres- bzw. Monatsnutzungsgrad von 70 Prozent werden vollständig von der Mineralölsteuer befreit. Dies bedeutet, dass sowohl die zusätzliche neue Besteuerung als auch die bisher bestehende Mineralölsteuer in Höhe von 0,17 Cent für diese Anlagen entfallen. Die Regelung der Monatsnutzungsdauer gilt ab 01.01.2000 und soll die (stromgeführten) Anlagen, welche im Winter in einer wirklichen Kraft-Wärme-Kopplung betrieben werden, fördern. Diese Anlagen waren bisher durch das Bewertungsraster der Mineralölsteuer-Befreiung gefallen, da der Jahresnutzungsgrad aufgrund der ungekoppelten Strombereitstellung im Sommer unter die notwendige 70%-Grenze fiel. Außerdem werden hocheffiziente GuD-Kondensationskraftwerke mit einem elektrischen Nettowirkungsgrad von mindestens 57,5% von der bestehenden Mineralölsteuer befreit. Diese Förderung hat zum Ziel, Investitionsentscheidungen für diese Kraftwerke in einer Übergangsphase zu erleichtern und gilt deshalb nur für Anlagen, welche zwischen dem 31.12.1999 und dem 31.03.2003 errichtet werden und in Betrieb gehen. Ab dem 01.01.2000 wird der Stromverbrauch aus eigenen Anlagen unter einer Bagatell-Leistungsgrenze von 2 MWel von der Stromsteuer vollständig befreit. Vorher galt dies nur für Anlagen bis zu einer Leistung von 700 kWel. Dabei wird das sogenannte Contracting, also die Übernahme der Strom- und Wärmeversorgung durch einen externen Betreiber, der Eigenerzeugung gleichgestellt. Sofern in den KWK-Anlagen der Strom aus biogenen Treibstoffen (Pflanzenöl, Holz-, Deponie-, Klär-, Biogas) für den Eigenbedarf bereitgestellt wird, ist die entsprechende Anlage bis zu einer elektrischen Leistung von 5 MW von der Stromsteuer befreit. Die Bagatellgrenze bedeutet jeweils, dass Anlagen, die über dieser Leistungsklasse liegen, komplett steuerpflichtig sind. Aufgrund der Befreiung kleiner KWK-Anlagen von der Mineralöl- und Stromsteuer werden diese Anlagen konkurrenzfähiger (Tab. 2.2). Die Angaben in Tab. 2.2 wurden in Cent umgerechnet und zeigen die Gesamtverbesserungen durch die ökologische Steuerreform.


5 kWel-BHKW Erdgas kein prod. Gewerbe

600 kWel- BHKW Erdgas kein prod. Gewerbe

5 MWel-BHKW Erdgas produzierendes Gewerbe (20% Ökosteuer)

Rückgang der Brennstoffkosten

0,77 Cent/kWhel 0,56 Cent/kWhel 0,51 Cent/kWhel

Anstieg der Wärmegutschrift

0,51 Cent/kWhel 0,36 Cent/kWhel 0,05 Cent/kWhel

Stromsteuerbefreiung 1,79 Cent/kWhel 1,79 Cent/kWhel

Gesamtverbesserung 3,07 Cent/kWhel 2,71 Cent/kWhel 0,56 Cent/kWhel

Tab. 2.2: Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von BHKW-Anlagen durch die Ökosteuer (Quelle: Fördergemeinschaft Blockheizkraftwerke, BHKW-Infozentrum Rastatt (Internet)

Ein weiteres Gesetz welches die KWK fördert, ist das „Gesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien. Am 25.01.2000 wurde das „Gesetz für den Vorrang erneuerbarer Energien“ kurz EEG im Bundestag verabschiedet. Das EEG novelliert das Stromeinspeisegesetz (StrEG), welches 1991 eingeführt wurde. Die für die Kraft-Wärme-Kopplung erheblichen Änderungen gegenüber dem StrEG betreffen vor allem die Aufnahme von Grubengas und Biomasse. Im Gegensatz zum Stromeinspeisegesetz, in dem die Vergütungssätze abhängig von einem Prozentsatz des in der Mittelspannungsebene erzielten durchschnittlichen Strompreiserlöses sind, sind im Erneuerbare-Energien-Gesetz absolute Vergütungssätze festgeschrieben. Dadurch soll eine Investitionssicherheit erreicht werden. Teilweise werden die Vergütungssätze degressiv gestaltet, um die erwartete Kostensenkung aufgrund des verstärkten Einsatzes einer Technologie zu berücksichtigen. Die Gewährung der im Gesetz festgelegten Mindestvergütungen werden auf einen Zeitraum von 20 Jahre Anlagenbetrieb beschränkt. In Tab. 2.3 wurden die Vergütungssätze übersichtlich zusammengestellt und in Cent umgerechnet. Vergütung im Jahr 2000 nach EEG Biogas, Klärgas, Deponiegas (bis 500 kWel) 7,67 Cent/kWhel Grubengas (bis 500 kWel) 7,67 Cent/kWhel Biomasse (bis 500 kWel) 10,23 Cent/kWhel

Tab. 2.3: Vergütung für eingesetzte Energieträger nach EEG

Für die Kraft-Wärme-Kopplung sind insbesondere die Bestimmungen hinsichtlich der Stromerzeugung aus Deponie-, Gruben-, und Klärgas sowie aus Biomasse interessant. Für Strom aus Deponie-, Gruben- und Klärgas beträgt die Vergütung mindestens 7,67 Cent pro Kilowattstunde. Bei Anlagen mit einer elektrischen Gesamtleistung von über 500 kWel wird der Anteil des eingespeisten Stroms, der dem Verhältnis von 500 kW zur tatsächlichen Leistung der Anlage entspricht, mit diesem hohen Vergütungssatz entlohnt. Dies bedeutet, dass bei einer 1 MWel- Anlage, die Hälfte (500 kW / 1.000 kW) des bereitgestellten Stroms mit 7,67 Cent/kWh vergütet wird. Der restliche Strom erhält eine Vergütung von mindestens 6,65 Cent/kWh. Die Vergütungssätze liegen damit deutlich über den bisherigen


Einspeisevergütungen nach dem StrEG. Bei der Verstromung von Biomasse wird eine Vergütung von 10,23 Cent/kWh für Anlagen bis zu einer Leistungsgröße von 500 kWel , von 9,2 Cent/kWh bei darüber hinaus gehende Anlagengrößen bis 5 MWel und von 8,7 Cent/kWh bei darüber hinausreichende Anlagengrößen bis 20 MWel gewährt. Die Vergütungssätze für Neuanlagen werden jährlich um 1 % gesenkt. Dies bedeutet, dass z.B. eine 400 kWel-Anlage, welche im Jahre 2004 installiert wird, eine Vergütung von rund 9,92 Cent/kWh erhält. Am 25. Januar 2002 wurde im Deutschen Bundestag das „Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK-Gesetz) verabschiedet. Ziel des Gesetzes ist der befristete Schutz und die Modernisierung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen sowie der Ausbau der Stromerzeugung in kleinen KWK-Anlagen. Unter das Gesetz fallen alle Anlagen auf Basis von fossilen Brennstoffen inkl. Abfall und Biomasse. Die Liste der aufgezählten KWK-Technologien umfasst alle Arten der Dampfturbinen- und Gasturbinen-Anlagen sowie Verbrennungsmotoren. KWK-Strom, der nach dem Erneuerbaren – Energien – Gesetz vergütet wird, fällt nicht in den Anwendungsbereich des KWK-Gesetzes. Eine Doppelförderung wird somit ausgeschlossen. Nach dem Gesetz werden „kleine Anlagen“ als Anlagen bis zu 2 MWel definiert. Es besteht nach dem Gesetz für kleine KWK-Anlagen, die nach dem 1. April 2002 in Dauerbetrieb genommen werden ein Anspruch auf Zahlung eines Zuschlages für ins Netz eingespeisten Strom. Die Höhe und die Dauer des Zuschlages für den in das öffentliche Netz eingespeisten Strom ist in Abhängigkeit von der jeweiligen KWK-Kategorie unterschiedlich. Für Neuanlagen sind die Vergütungen in Tab. 2.4 näher erläutert. 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Neue kleine KWK-Anlagen (inbetriebnahme nach 01.04.2002)

2,56 2,56 2,4 2,4 2,25 2,25 2,10 2,10 1,94

Neue kleine KWK-Anlagen bis 50 kWel (Inbetriebnahme zwischen 01.04.2002 und 31.12.2005)

5,11 �-Cent für einen Zeitraum von 10 Jahren ab Aufnahme des Dauerbetriebes der Anlage

Tab. 2.4: Förderung nach KWK-Gesetz


3 Kostenfunktionen für Komponenten der Kraft Wärme Kopplung

In diesem Kapitel werden die mathematischen Ansätze vorgestellt, die für alle untersuchten Komponenten der Kraft-Wärme-Kopplung verwendet wurden.

3.1 Kostenfunktionen für Komponenten der KWK in der Literatur Während für die Gasturbinen und Dampfturbinen in der uns zugänglichen Literatur kaum verwertbare Angaben zu den Investitionskosten gemacht werden, gibt es für die Verbrennungsmotoren eine ganze Reihe von Kostendaten und Richtpreisuntersuchungen. Für dieses Projekt werden die Richtpreise der Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V. (ASUE) und des Energiereferats der Stadt Frankfurt verwendet, die jährlich eine aktualisierte Ausgabe einer Richtpreisuntersuchung veröffentlichen. Verglichen werden diese Daten mit den Angaben die Ikarus zu den Verbrennungsmotoren macht. Die spärlichen in der Literatur gefundenen Kostendaten zu den Dampf- bzw. Gasturbinen werden in den jeweiligen Kapiteln wiedergegeben und vergleichend mit den eigenen Erhebungen bewertet.

3.2 Hauptvariablen für Komponenten der Kraft- Wärme- Kopplung Von den Herstellern der Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung, das heißt den Dampfturbinen, den Gasturbinen und den Verbrennungsmotoren wird immer die elektrische Leistung der Komponente angegeben. Daneben werden für die verschiedenen Komponenten noch eine Vielzahl anderer Angaben gemacht. Bei den Gasturbinen ist es u.a. der Brenngasdruck, die Abgastemperatur sowie der Abgasmassenstrom. Bei den Dampfturbinen sind es die Frischdampfparameter, die Abdampfparameter und der Dampfmassenstrom. Die Angaben bei den Verbrennungsmotoren beziehen sich in der Regel neben der elektrischen Leistung noch auf die thermische Leistung. Aus Gründen der Vergleichbarkeit der verschiedenen Komponenten wird im Rahmen dieser Untersuchung für alle Komponenten der Kraft-Wärme-Kopplung die elektrische Leistung als Hauptvariable der Kostenfunktionen verwendet. Das macht auch für alle Anwendungen Sinn. Die Hilfsvariablen für die verschiedenen Komponenten der Kraft- Wärme- Kopplung unterscheiden sich und werden jeweils in dem Kapitel, in dem die Ergebnisse der Komponenten erläutert werden dargestellt. Der Preis wird bei allen Komponenten spezifisch als �� !� �� !� ��

verschiedener Anlagen.

3.3 Mathematische Ansätze Die durch eine Marktanalyse ermittelten Daten für Investitionskosten der Komponenten der KWK bilden die Basis für die zu entwickelnden Kostenfunktionen. Die Daten werden im ersten Schritt durch verschiedene mathematischen Funktionen


angenähert, deren Koeffizienten durch Ausgleichsrechnungen ermittelt werden. Dabei werden folgende Ansätze untersucht: Linear: linellinsisB bPaK +⋅=a

Polynom: polelpolelpolBasis cPbPaK +⋅+⋅= 2

Potenziell: potb

elpotBasis cPaK pot +⋅=

Exponentiell: exp)(

exp

expexp deaK

celPb

Basis +⋅= ⋅

Logarithmisch: lnlnln )ln( ln dcPaK belBasis ++⋅=

Die Kostenfunktionen zur Beschreibung der gesamten Investitionskosten setzen sich dann aus der o.g. Basisfunktion zusammen, die anschließend teilweise und falls es sinnvoll ist mit Korrekturfaktoren multipliziert wird, welche den Einfluss von Nebengrößen, wie z.B. den Abdampfdruck bei Gegendruckdampfkraftanlagen, auf die Investitionskosten berücksichtigt. In den Kapiteln der verschiedenen Komponenten werden die Ansätze der Kostenfunktionen und die Ergebnisse der Marktanalyse dargestellt. Verglichen werden die Ergebnisse jeweils mit den in der Literatur gefundenen Angaben.


4 Gasturbinen Stationäre Industriegasturbinen haben in den letzten Jahren zunehmend an Bedeutung gewonnen. Sie stellen einen wichtigen Bestandteil der energietechnischen Anlagen in Industriebetrieben dar. Aus diesem Grunde ist wirtschaftliche Beschreibung dieser Komponenten der rationellen Energieerzeugung von großer Bedeutung. Ihr Anwendungsfeld erstreckt sich auf folgende Einsatzbereiche: • Verbrauchernahe dezentrale Heizkraftwerke • Kraft-Wärme-Kopplung in kleinen und mittelständischen Betrieben • Vorschalt-Gasturbine als Ergänzung vorhandener Kraft-Wärme-Kopplungs-

Anlagen Entscheidend für den Einsatz der Gasturbinen als Komponente der rationellen Energienutzung ist die Nutzung in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und Gas-Dampf-Anlagen (GUD). Dabei ergeben sich die nachstehenden Einsatzkriterien: • In KWK-Anlagen werden die Abgase der Gasturbine zur Warmwasser- oder

Dampfbereitung in einem Abhitzekessel herangezogen, in Gas-Dampf-Anlagen auch zur Dampferzeugung mit dem Ziel, die Energie über eine nachgeschaltete Dampfturbine zu nutzen. Mit Abgastemperaturen bis 600 °C ist es möglich, Frischdampf von 100 bar und 500 °C zu erzeugen. Mit einer Nachverbrennung der Gasturbineabgase können die Dampfparameter auf im Dampfkraftwerksbau übliche Werte angehoben werden.

• Wenn nicht die maximale Stromausbeute oder die Realisierung einer bestimmten Stromkennzahl im Vordergrund steht sondern vielmehr eine bestimmte, auf den jeweiligen Spezialfall abgestimmte Kombination von Strom, Prozessdampf und Warmwasser das Auslegungskriterium für die Anlage ist, können Gasturbinenanlagen sehr flexibel an den jeweiligen Bedarf angepasst werden.

• Gasturbinenanlagen genügen oft ohne weitere Maßnahmen den Kriterien der TA-Luft. Mit nachgeschalteter Abgasreinigung werden die behördlichen Vo rgaben oft weit unterschritten.

• Es zeichnet sich daneben eine Tendenz zu kleineren und Kleinst-Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen ab, da diese in der Regel ihren Strom in die Niederspannungsnetze der Endverbraucher einspeisen können und somit keine Netzkosten verursachen. Für Mikrogasturbinen, die im Leistungsbereich zwischen 30 und 200 kWel zur Zeit die Markteinführung in Deutschland erleben, könnten sich mit diesem Trend Chancen eröffnen.

Neben den reinen Preisinformationen in Form von Kostenfunktionen, werden hier technische Grundlagen und Einsatzmöglichkeiten der Gasturbinentechnik diskutiert.


4.1 Technikbeschreibung Eine Gasturbinenanlage besteht aus einer Reihe unterschiedlicher Teilsysteme. Je nach Größe und Einsatzzweck kommt einzelnen davon unterschiedliche Bedeutung zu. Ein Schnittbild einer Gasturbine zeigt Abb. 4.1.

Abb. 4.1: Schnittbild der Gasturbine THM 1304 von MAN

Eine sinnvolle Gliederung einer Industriegasturbinenanlage in wesentliche Anlagenteile sieht nach [13] wie folgt aus: • Gasturbinen-Generator-Satz • Anluftsystem • Schallschutzhaube und Turbinenbelüftung • Abgassystem • Hilfssysteme • E- und Leittechnik • Brenngasverdichter • Abhitzekessel

4.1.1 Gasturbinen-Generator-Satz Der Gasturbinen-Generator-Satz besteht aus der Kombination Gasturbine, Generator und in einigen Fällen auch aus einem Getriebe. Bei vielen der Industriegasturbinen wird diese Kombination in Modulbauweise mit luftfahrtabgeleiteten Gasturbinen


angeboten. Die Komponente Gasturbine setzt sich üblicherweise aus zwei Gruppen zusammen: • Einem Verdichter, dessen Geometrie über verstellbare Vorleitschaufeln an

wechselnde Volumenströme angepasst werden kann, einer Ringbrennkammer zur emissionsarmen Verbrennung und einer Hochdruckturbine, die den Leistungsbedarf des Verdichters deckt.

• Einer Niederdruckgasturbine, die als Arbeitsturbine dient Weiterentwicklungen im Gasturbinen – Generator Satz der letzten Jahre haben dazu geführt, dass heute in den meisten Leistungsklassen so genannte Dry-Low-NOx Brenner verfügbar sind, also Brenner, die durch Verbrennung im optimalen Temperaturfenster in der Lage sind, die Emissionen von Stickoxiden auch ohne aufwändige Reinigungsmethoden gering zu halten. Zugleich ist es möglich, den CO-Ausstoß auf Werte im zulässigen Rahmen zu begrenzen. Damit ist ein weiterer Schritt zur Minderung der Betriebskosten und zur Vereinfachung des behördlichen Genemigungsverfahrens getan. Eine andere Methode, den Stickoxidausstoß gering zu halten, ist die Wassereinspritzung in die Brennkammer. Dies ist wegen der damit verbundenen Erhöhung des Massenstromes bei bestimmten Betriebsbedingungen auch zugleich mit einer Steigerung der elektrischen Leistung der Turbine verbunden.

4.1.2 Anluftsystem Das Anluftsystem hat die Aufgabe, die Verbrennungsluft thermisch aufzubereiten und mechanisch zu filtern, so dass sie gefahrlos und ohne wesentliche Druckverluste der Turbine zugeführt werden kann. Es ist so auszulegen, dass es unzulässige Schallemissionen unterbindet.

4.1.3 Schallschutzhabe und Turbinenbelüftung Kleinere Anlagen werden bereits vom Turbinenlieferanten in Modulbauweise mit integrierter Schallschutzhaube geliefert. Bei größeren Einheiten ist die Fertigung der Schallschutzhaube, der neben der Isolationsfunktion für die Schallemission der Turbine auch die Aufgabe der Turbinenkühlung zukommt, eine Spezialaufgabe.

4.1.4 Abgassysteme Abgassysteme arbeiten bei hohen Temperaturen, teilweise jenseits von 600 °C, und sind hohen Strömungsgeschwindigkeiten, hohen Druckbelastungen und hohen Temperaturänderungsgeschwindigkeiten ausgesetzt. Das Abgassystem umfasst folgende Komponenten: • Rauchgaskanäle • Rauchgasklappen • Schalldämpfer • Kamine


4.1.5 Hilfssysteme Wenngleich Turbosatz, Anluft- und Abgaswege Funktion und Leistungsfähigkeit der Gesamtanlage im Wesentlichen bestimmen, stellen auch die Hilfssysteme einen bedeutenden Bestandteil der Gesamtanlage dar. Dazu zählen: • Brennstoffversorgung für Gas- oder Öl mit Lagerbehälter,

Brennstoffentladestationen, Ölpump- und Gasreduzierstation • Schmierölsystem • Turbinenrahmenkühlung • Kühlwasserversorgung mit Primär- und Sekundärkühlwasserkreisläufen • Brandschutzanlagen

4.1.6 E- und Leittechnik Die Hauptelemente einer Gasturbinenleittechnik sind: • Hauptsteuereinheit für Ablaufsteuerung, Darstellung, Bedienungs- und

Überwachungsfunktion • Turbinenregelsystem • Datenerfassungs- und Ausgabegerät Des weiteren sind Steuerschränke für Generator und Synchronisierung notwendig. Ein Generatorschutzsystem, eine Vibrationsüberwachung und eine Gasleckage-überwachung ist vorzusehen.

4.1.7 Brenngasverdichter Gasturbinen benötigen zum Betrieb einen Gasvordruck, der durch den Gasversorger oftmals nicht in ausreichender Höhe bereitgestellt werden kann. Für Verdichtungsenddrücke bis 30 bar und Ansaugvolumenströme bis 5.000 m3/h hat sich aufgrund seiner Regelbarkeit und der großen Zuverlässigkeit der öleingespritzte Schraubenverdichter durchgesetzt. Unabhängig von stark schwankenden Saugdrücken (Druckbereich 1bis 16 bar) und Teillastbetrieb von Gasturbinen ist ein konstanter Verdichtungsenddruck realisierbar.

4.1.8 Abhitzekessel Abhitzekessel werden eingesetzt, um die anfallende Abgasenthalpie zur Erzeugung von Heißwasser oder Dampf zu nutzen. Abhitzekessel ohne Zusatzfeuerung kommen zum Einsatz, wenn die thermische Leistung der Turbinenabgase ausreicht, den geforderten Wärmebedarf zu decken. Zur Erzeugung von Satt- oder Heißdampf wird dem Abhitzekessel ein Speisewasservorwärmer nachgeschaltet. Bei den üblichen Speisewassertemperaturen von 103°C und Speisewassererwärmung bis auf die Verdampfungstemperatur kann das Abgas prozessbedingt nur bis auf ca. 140 – 150 °C abgekühlt werden. Eine Wirkungsgradsteigerung durch weitere


Wärmeauskopplung mittels Einsatz von weiteren Abgaswärmeübertragern, z.B. zur Erzeugung von Heißwasser nach DIN 4751/2 ist sinnvoll und erprobt. Die Kesselleistung von Abhitzekesseln kann durch Zufeuerung gesteigert werden. Dies geschieht z.B. durch den Einbau von Kanalbrennern. Dazu wird vor dem Rauchrohrkessel der Kanalbrenner und eine isolierte Brennkammer angeordnet. Gegenüber ungefeuerten Abhitzekesseln ist eine Leistungssteigerung auf den 2,5 fachen Wert möglich. Die Brennstoffversorgung der Kanalbrenner erfolgt üblicherweise durch Erdgas. Besteht demgegenüber die Forderung, die Zusatzfeuerung mit Heizöl EL und Erdgas zu betreiben, kommen Kessel in Flammrohr-Rauchrohr-Ausführung zum Einsatz. Brenner und Flammrohr werden speziell an den Bedarfsfall angepasst. Die Ausführungen entsprechen den Dreizugkesseln.

4.1.9 Anzahl der Wellen der Gasturbine Ein wesentliches Unterscheidungskriterium der Gasturbinenanlagen ist die Ein- oder Zweiwellenausführung. Beide Ausführungsvarianten besitzen Vor- und Nachteile, die die Einsatzart und auch die Kosten der Gasturbinen beeinflussen. Wenn Verdichterantrieb- und Nutzleistungsturbine mechanisch getrennt sind, spricht man von einer „Zweiwellen“-Turbine. Die Auswirkungen auf das Betriebsverhalten sind wie folgt: • Bei der Einwellenturbine laufen Verdichter, Turbine und Antrieb immer mit

gleicher Drehzahl; wird eine Senkung der Antriebsdrehzahl notwendig, sinken damit auch Luftdurchsatz und Druckverhältnis des Verdichters und damit Antriebsleistung und –drehmoment. Wird die Abtriebsdrehzahl wie bei Generatorantrieb konstant gehalten, bleibt auch der Luftdurchsatz konstant. Daher können durch Änderungen der Brennstoffzufuhr zur Brennkammer starke Schwankungen der Abtriebsleistung besonders schnell ausgeregelt werden, ohne dass die Drehzahl des Rotors verändert zu werden braucht.

• Bei einer Zweiwellenturbine ist die Abtriebsdrehzahl unabhängig von der Drehzahl des Verdichters mit seiner Antriebsturbine. Wird eine niedrigere Abtriebsdrehzahl erforderlich, so können Verdichter mit Antriebsturbine ihre Drehzahl beibehalten und somit der freien Nutzleistungsturbine eine konstant bleibende Druckgasleistung zur Verfügung stellen. Dadurch nimmt mit fallender Drehzahl die Abtriebsleistung zunächst nur schwach ab, und das Drehmoment steigt stark an. Jeder Leistungsänderung entspricht aber sowohl eine Änderung der Brennstoffmenge als auch der Drehzahl vom Verdichter mit seiner Antriebsturbine; er läuft bei Leerlauf mit niedrigster und bei Volllast mit höchster Drehzahl mit entsprechend gleichsinnig verändertem Luftdurchsatz und Druckverhältnis. Dadurch können kurzzeitige Leistungsspitzen oberhalb der Höchstleistung elastisch aufgefangen werden. Hohe Leistungssprünge führen aber zu stärkeren Schwankungen der Abtriebsdrehzahl und sind nur bis zu einer bestimmten Größe möglich, ohne vorgeschriebene Drehzahlgrenzen zu über- oder unterschreiten, da bei Leistungssprüngen nicht nur die Brennstoffmenge geändert werden muss, sondern sich auch die Drehzahl des Verdichters mit seiner Antriebsturbine ändert.


4.2 Wirkungsgrade / Teillastverhalten In dem elektrischen Leistungsbereich bis zu 8 MW, der für die mittelständische Industrie Relevanz hat, sind typische Wirkungsgrade (bei 15 °C Aussentemperatur) in Abb. 4.2 wiedergegeben.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000

elektrische Leistung / kW

Str

om

-, W

ärm

e-, B

ren

nst

off

ausb

eute

BrennstoffausbeuteWärmeausbeuteStromausbeuteAusgleichskurve BrennstoffausbeuteAusgleichskurve WärmeausbeuteAusgleichskurve Stromausbeute

Abb. 4.2: Strom-, Wärme-, Brennstoffausbeute der Gasturbinenaggregate bis 10 MWel, [3]

Die höchsten Wirkungsgrade erreichen die Gasturbinen bei Nennlast- oder Volllastbetrieb. Mit abnehmender Last fallen die Wirkungsgrade, wobei Ein- und Zweiwellenmaschinen unterschiedliche Wirkungsgradverläufe aufweisen: Zweiwellenmaschinen haben, bedingt durch mögliche unterschiedliche Drehzahlen zwischen Verdichter und Nutzleistungsturbine, eine etwas geringere Wirkungsgradeinbuße, vgl. Abb. 4.3.


Teillastverhalten von Ein- und Zweiwellengasturbinen

0

20

40

60

80

100

120

20 30 40 50 60 70 80 90 100

Last [%]

real

ativ

e S

tro

mau

sbeu

te [

Tei

l/Vo

ll]

Abb. 4.3: Teillastverhalten von Ein- und Zweiwellenmaschinen

Insgesamt ist die Gasturbine damit eine Maschine, die sich aufgrund ihrer Leistungscharakteristik am besten für den Grundlastbetrieb eignet. Damit sie im Lastpunkt hoher Wirkungsgrade läuft bzw. eine hohe Stromerzeugung erreicht, sollte sie entsprechend ausgelegt bzw. eingesetzt werden. Die nachfolgenden Diagramme verdeutlichen beispielhaft das Teillastverhalten von Gasturbinen unter Normbedingungen (15 °C Außentemperatur). Das Teillastverhalten streut bei den einzelnen Ein- bzw. Zweiwellenmaschinen sehr wenig, so dass die Abbildungen, die jeweils exemplarisch für eine Turbine gelten, übertragbar sind.


Elektrische Leistung und Brennstoffeinsatz bei Teillastverhalten

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Teillast [%]

el. L

eist

un

g /

Bre

nn

sto

ffei

nsa

tz [

kW]

elektrische Leistung Brennstoffeinsatz

Abb. 4.4: Elektrische Leistung und Brennstoffeinsatz bei Teillastverhalten [Herstellerangaben Solar]

Stromausbeute und Brennstoffausbeute bei Teillastverhalten

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Teillast [%]

Str

om

- / B

ren

nst

off

ausb

eute

[%

]

Stromausbeute Brennstoffausbeute

Abb. 4.5: Strom- und Brennstoffausbeute bei Teillastverhalten [Herstellerangaben Solar]

Die Ansauglufttemperatur, also zumeist die Aussentemperatur, hat, aufgrund der wechselnden Dichte, eine entscheidende Auswirkung auf die Kenndaten der Gasturbine. Als Richtwert gilt: 0,6 % Leistungsabfall pro Kelvin. Für die Gasturbinenaggregate sind alle Kenngrößen auf Normbezugsbedingungen nach DIN


4341 bezogen. Die Zusammenhänge mit der Aussentemperatur sind exemplarisch in den nachfolgenden Diagrammen dargestellt.

Klemmleistung als Funktion der Aussentemperatur

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35

Aussentemperatur [°C]

Kle

mm

leis

tun

g [

kW]

Abb. 4.6: Klemmleistung als Funktion der Aussentemperatur [Herstellerangaben Solar]

Abgastemperatur als Funktion der Aussentemperatur

520

530

540

550

560

570

580

590

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35


Ab

gas

tem

per

atu

r [°

C]

Abb. 4.7: Abgastemperatur als Funktion der Aussentemperatur [Herstellerangaben Solar]


Stromausbeute als Funktion der Aussentemperatur

26,5

27

27,5

28

28,5

29

29,5

30

30,5

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20 25 30 35


Str

om

ausb

eute

[%]

Abb. 4.8: Stromausbeute als Funktion der Aussentemperatur [Herstellerangaben Solar]

4.3 Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung Gasturbinen sind Verbrennungskraftmaschinen, die in einem kontinuierlichen Prozess chemische Brennstoffenergie und innere Energie des Abgases in Bewegungsenergie einer Welle umwandeln. Die Energie des Abgases, die ein Temperaturniveau von 450 – 600°C hat, kann in unterschiedlicher Weise genutzt werden, z.B. • Zur Erzeugung von Frischdampf für nachgeschaltete Dampfturbinenprozesse, • von Prozessdampf für die Produktion, • von Heiß- oder Warmwasser für Fern- und Nahwärmenetze. Zu den weiteren positiven technisch nutzbaren Eigenschaften gehören, dass die Abgase noch einen hohen Sauerstoffgehalt haben, so dass die Turbine einem Dampfkessel vorgeschaltet werden kann. Durch Nachverbrennung von Brennstoff mit den Abgasen als vorgewärmte Verbrennungsluft, erreicht man eine erhebliche Steigerung der Wärmeleistung ohne zusätzliche Abgasverluste. Außerdem erlaubt die Qualität der Abgase bei Erdgasbetrieb die direkte Verwendung für Trocknungsprozesse. Weil sich die gesamte thermodynamisch notwendige Abwärme nahezu vollständig im Abgas befindet – Schmierölwärme und Strahlungsverluste sind unbedeutend -, kann je nach Abkühlungstemperatur der Abgase ein hoher Brennstoffnutzungsgrad erreicht werden. Dieser beträgt bei einer Abkühlung der Abgase auf 100 °C ca. 86-87 %.


Abb. 4.9: Abgasnutzung zur Dampferzeugung mit einem Abhitzekessel und zur Trocknung

Die weitestgehende Ausnutzung der Abgaswärme ist beim Einsatz in Trockenprozessen möglich, da in diesen Fällen ein Temperaturgefälle von 500°C bis auf 60 °C oder niedriger ausgenutzt werden kann. Damit lassen sich Gesamtnutzungsgrade des in der Gasturbine eingesetzten Brennstoffes um 90% erreichen. Für die Wärmeausnutzung sind keine zusätzlichen Wärmeübertrager erforderlich. Das Abgas kann direkt anstelle von warmer Luft in die Trockenkammer eingeleitet werden. Dabei muss allerdings die Verträglichkeit der Abgase mit dem zu trocknenden Gut gegeben sein. Gute Voraussetzungen für einen Gasturbineneinsatz sind dann gegeben, wenn kontinuierliche Trocknungsprozesse vorliegen und außerdem der erzeugte Strom im eigenen Betrieb verwendet werden kann [5]. Die häufigste Technologie der Kraft-Wärme-Kopplung mit Gasturbinen ist die Heizwasser- und Dampferzeugung. Abhitzekessel werden zur Ausnutzung von thermischer Energie, die in Form von Enthalpie in Abgasen von Gasturbinen, Verbrennungsmotoren, Schmelzöfen oder anderen technologischen Anlagen anfällt, angewendet. Sie erwärmen Wasser oder erzeugen Wasserdampf. Es kann auch beides in einem Abhitzekessel durchgeführt werden. Im Gegensatz zur Nutzung der Abgase für die Heizwassererzeugung ist bei der Prozesswärmebereitstellung meist eine sehr gute Jahresauslastung gegeben. Allerdings ist auch in diesem Fall die Rücklauftemperatur entscheidend für die Wärme- und Brennstoffausnutzung. Bei hohen Rücklauftemperaturen ist es sinnvoll, weitere Verbrauchsstufen (Warmwasserversorgung oder Trocknung) nachzuschalten, um eine hohe Brennstoffausnutzung zu erreichen. Eine weitere Variante der Kraft-Wärme-Kopplung mit Gasturbinen ist der Cheng Cycle Prozess. Der Cheng-Prozess ist ein thermischer Kreisprozess, welcher den Gasturbinenprozess und den Dampfturbinenprozess in einer Maschine vereinigt. Die Abgase einer gas- oder ölbefeuerten Gasturbine werden bei diesem Prozess in


einem nachgeschalteten Dampferzeuger thermisch genutzt. Durch kontrollierte Injektion von so erzeugtem überhitzten Dampf in die Gasturbinenbrennkammer und Turbine kann durch den veränderten Massendurchsatz eine Leistungssteigerung der Turbine von mehr als 50 % erzielt werden. Unabhängig davon kann durch eine Zusatzfeuerung des Abhitzekessels auch die Prozess- bzw. Heizdampfmenge in weiten Grenzen variiert werden. In dem untersuchten Leistungsbereich bis zu 10 MWel sind zur Zeit folgende Cheng-Cycle Turbinen auf dem deutschen Markt verfügbar (Tab. 4.1): Vertriebspartner Typ elektrische Leistung Feuerungsleistung Kawasaki M1A – 13CC CC bis zu 2.420 kW 8.292 kW Allison 501 KH5 Cheng Cycle bis zu 6.300 kW 15.900 kW

Tab. 4.1: Cheng-Cycle Turbinen

Die Schaltung des Cheng-Cycle basiert auf einem offenen Gasturbinenprozess. In erster Linie ist der Cheng-Cycle ein Prozess zur Strom- bzw. Dampferzeugung, der aus einem Verdichter, der Brennkammer (BK) und einer Turbine (GT) besteht. An die Turbine ist ein Generator (G) gekoppelt, der elektrischen Strom erzeugt. Im Verdichter wird Umgebungsluft auf etwa 14 bar verdichtet. In der Brennkammer wird das Gemisch aus komprimierter Luft und Brennstoff Erdgas bei Luftüberschuss verbrannt, wobei sich eine Brennkammeraustrittstemperatur von etwa 1.000 °C einstellt. In der Turbine wird das Abgas wieder auf Umgebungsdruck entspannt. Die Turbine treibt Verdichter und Generator an. Die entspannten Abgase (Temperatur etwa 500 °C) der Gasturbine werden in einer Cheng-Cycle-Anlage über einen Abhitzekessel mit Zusatzfeuerung thermisch genutzt. Ein dem Abhitzekessel nachgeschalteter Rauchgaskondensator (RGK) ermöglicht eine zusätzliche Wärmerückgewinnung. Die hier gewonnene Niedertemperaturwärme kann vor allem zur Gebäudeheizung genutzt werden.

Abb. 4.10: Schema des Cheng-Cycle Prozesses [ELIN]

Der im Abhitzedampferzeuger erzeugte Wasserdampf steht als Prozessdampf prinzipiell für betriebliche Anwendungen oder zur Beheizung von Gebäuden zur Verfügung. Er kann jedoch auch - im Gegensatz zu herkömmlichen Gasturbinenprozessen mit Abwärmenutzung - in die Brennkammer eingeleitet


werden. Dies führt zu einem Leistungsanstieg des Prozesses, da sich der Abgasdurchsatz in der Turbine bei nahezu gleichbleibender Verdichterleistung erhöht (diese Technologie wird auch zur Bereitstellung von Leistungsspitzen in modernen Düsenjets verwandt). Der entscheidende Vorteil dieses Prinzips liegt darin, dass die Verdichtung des eingespritzten Dampf in der flüssigen Phase, also vor der Verdampfung im Abhitzedampferzeuger vonstatten geht. Die Dampfproduktion der Anlage kann bei Bedarf durch eine Zusatzfeuerung gesteigert werden. Der Vorteil einer Cheng-Cycle-Anlage liegt neben dem im Vergleich zum herkömmlichen offenen Gasturbinenprozeß verbesserten Wirkungsgrad in den Variationsmöglichkeiten des Energieangebotes. Es kann saisonbedingt oder auf Grund von Stoßzeiten innerhalb eines Industriebetriebes zu Schwankungen des thermischen oder elektrischen Energiebedarfs kommen. Diese können dadurch kompensiert werden, dass man den Massenstrom des in die Brennkammer eingespritzten Dampfes variiert oder die Menge des produzierten Prozessdampfes über die Zusatzfeuerung verändert. Die Strom- bzw. Wärmeerzeugung kann so in einem weiten Bereich den Anforderungen des Betriebes angepasst werden.

4.4 Kostenfunktionen für Gasturbinen

4.4.1 Gasturbinen Kenndaten Die Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e.V. (ASUE) hat mit Stand September 1999 die Broschüre „Gasturbinen Kenndaten“ herausgegeben. Darin werden die derzeit bekannten, in Deutschland vertriebenen Gasturbinen mit ihren Kenndaten und den entsprechenden Vertriebspartnern aufgeführt. Einen Auszug der entsprechenden Daten ist in Tab. 4.2 wiedergegeben.


Nr. Firma / Typ Pel QNutz Qf tAbgas pErdgas β α ω σ kW kW kW °C bar

1 Allied Signal IE831-800 515 1.440 2.460 499 14 20,93% 58,54% 79,47% 0,358

2 Kawasaki KA 123 651 1.943 3.294 505 13 19,76% 58,99% 78,75% 0,335

3 Turbomeca Makila TI 1.100 2.192 4.080 505 14 26,96% 53,73% 80,69% 0,502

4 Solar Saturn 20 1.204 2.660 4.908 514 11 24,53% 54,20% 78,73% 0,453

5 Kawasaki KA 1134 1.293 2.988 5.405 490 13 23,92% 55,28% 79,20% 0,433

6 Dresser Rand KG2 - 3C 1.450 6.165 9.314 575 8 15,57% 66,19% 81,76% 0,235

7 Kawasaki KA 1334 1.505 3.411 6.053 523 13 24,86% 56,35% 81,22% 0,441

8 Dresser Rand KG2 - 3E 1.835 6.809 10.778 553 9 17,03% 63,17% 80,20% 0,269

9 NuovePignone PGT 2 2.000 4.585 8.000 525 21 25,00% 57,31% 82,31% 0,436

10 Kawasaki KA 2334 2.035 4.461 8.252 563 14 24,66% 54,06% 78,72% 0,456

11 Turbomeca Eurodyn 2.500 4.402 7.800 480 25 32,05% 56,44% 88,49% 0,568

12 ABB GT 5 2.690 5.465 9.752 445 18 27,58% 56,04% 83,62% 0,492

13 Allison 501 KB 3 2.735 6.205 10.818 574 12 25,28% 57,36% 82,64% 0,441

14 Allied Signal TF 40 2.895 6.306 11.329 585 13 25,55% 55,66% 81,22% 0,459

15 Kawasaki KT 1334 2.948 6.805 12.150 522 13 24,26% 56,01% 80,27% 0,433

16 Solar Centaur 40 3.515 6.208 12.608 442 14 27,88% 49,24% 77,12% 0,566

17 Allison 501 KB5 3.856 7.620 13.829 577 18 27,88% 55,10% 82,99% 0,506

18 General Electric LM 500 3.985 7.101 13.428 544 25 29,68% 52,88% 82,56% 0,561

19 EGT Typhoon 4.2 4.210 7.337 14.074 516 17 29,91% 52,13% 82,04% 0,574

20 Solar Cebtaur 50 4.345 7.693 14.869 507 15 29,22% 51,74% 80,96% 0,565

21 EGT Typhoon 4.9 4.905 8.270 16.020 520 17 30,62% 51,62% 82,24% 0,593

22 Solar Taurus 60 4.947 8.253 16.350 487 16 30,26% 50,48% 80,73% 0,599

23 Allison 501 KB 7 5.000 9.044 16.683 540 20 29,97% 54,21% 84,18% 0,553

24 Nuovo Pignone PGT 5M 5.220 10.677 19.405 523 18 26,90% 55,02% 81,92% 0,489

25 Nuovo Pignone PGT 5B 5.220 10.677 21.220 531 17 24,60% 50,32% 74,92% 0,489

26 Allison 571 KA 5.428 9.603 17.780 580 19 30,53% 54,01% 84,54% 0,565

27 ABB GT M7 5.750 10.031 19.550 555 18 29,41% 51,31% 80,72% 0,573

28 Mitsubishi MF 61 6.030 10.897 20.840 494 20 28,93% 52,29% 81,22% 0,553

29 EGT Tornado 6.245 10.559 20.618 481 22 30,29% 51,21% 81,50% 0,591

30 Solar Taurus 70 6.300 9.874 20.122 488 20 31,31% 49,07% 80,38% 0,638

31 Allison 572 KB9 6.363 10.286 19.887 530 25 32,00% 51,72% 83,72% 0,619

32 EGT Tempest 7.500 12.460 24.120 531 17 31,09% 51,66% 82,75% 0,602

33 Allison 572 KB11 7.800 12.211 24.177 504 25 32,26% 50,51% 82,77% 0,639

34 MAN GHH THM 1304 8.772 18.544 33.067 508 20 26,53% 56,08% 82,61% 0,473

35 MAN GHH THM 1304 D 8.947 18.545 33.067 508 20 27,06% 56,08% 83,14% 0,482

36 Solar Mars 90 9.286 14.184 29.344 470 23 31,65% 48,34% 79,98% 0,655

37 Nuovo Pignone PGT 10 10.220 16.101 32.652 484 20 31,30% 49,31% 80,61% 0,635

Tab. 4.2: Gasturbinenkenndaten, [3]

4.4.2 Datenquelle Im Rahmen einer deutschlandweiten Richtpreisanfrage wurden die Anbieter von Gasturbinen gebeten, Richtpreise für ihre Produktpalette abzugeben. Die Richtpreise sollten die im folgenden Schema dargestellten Positionen enthalten.


Pos. 1 Gasturbinen Modul Turbine, Getriebe, Generator, Kupplung, Grundrahmen Pos. 2 Brennstoffversorgung Kraftstoffspezifikationen ohne Brenngasverdichter Pos. 3 Schmierölsystem Inkl. Vorratsbehälter und Schmierölkühlung Pos. 4 Wassereinspritzsystem Senkung der Stickoxidemissionen Pos. 5 Startsystem Pos. 6 Schutzsysteme Schallschutzhaube (75 dB(A)), Gaswarnanlage,

Brandmeldeanlage, Feuerlöschanlage Pos. 7 Verbrennungsluftsystem Inkl. Filter für Verbrennungsluft Pos. 8 Kühlluftsystem Ventilatoren für die Zu- und Abluft Pos. 9 Steuersystem Steuerung Turbine und Generator (SPS), Hilfsantrieb,

Batterieanlage Pos. 10 Inbetriebnahme Lieferung, Probebetrieb und Abnahme

Tab. 4.3: Spezifikation der Richtpreisanfrage

Zusätzlich zu den vorgenannten Spezifikationen wurden Richtpreisanfragen nach zusätzlichen Spezifikationen gestellt. Hierbei ist das Brenngasverdichtersystem, ein Dualstoffbrennsystem sowie ein geeigneter Abhitzekessel zu nennen. Des Weiteren wurden die Kosten für einen Vollwartungsvertrag erfragt. Die Gasturbinenvertreiber bestätigten, dass die in Tab. 4.2 aufgeführten Gasturbinentypen in Deutschland durch sie vertrieben werden. Die Gespräche mit den Verantwortlichen der verschiedenen Firmen ergaben, dass die vorgenannte Aufstellung der vertriebenen Gasturbinentypen auch im Jahr 2001 Gültigkeit besitzt. Danach ist davon auszugehen, dass zur Zeit in Deutschland im Leistungsbereich zwischen 500 kW und 10.000 kW zwischen 37 und 40 Gasturbinenaggregate vertrieben werden. Dazu kommen noch zwei Aggregate mit der Technik des Cheng-Cycle. Die im Anhang aufgeführten Firmen haben für das Projekt „Kostenfunkti onen“ für die von ihnen vertriebenen Gasturbinen Richtpreise angegeben. Hierbei haben sie auch Angaben zu den Kosten für Dualstoffbrennsysteme und Wartungsverträge gemacht. Die Richtpreise für die erforderliche Brenngasverdichtung sowie die Abhitzekessel wurden von den Gasturbinenvertreibern nicht angegeben. Da jedes Projekt eine kundenspezifische Individuallösung darstellt, werden bei konkreten Projekten die entsprechende Brenngasverdichtung sowie der Abhitzekessel von den Herstellerfirmen zugekauft. Im Rahmen des Projektes wurden die uns bekannten Hersteller von Brenngasverdichtungssystemen (siehe Anbieterverzeichnis) sowie die Hersteller von Abhitzekesseln gebeten Richtpreise für ihre Produkte anzugeben. Hierbei wurden nur die Produkte berücksichtigt, die zu den Gasturbinen in den angegebenen Leistungsbereich von 500 kWel – 10.000 kWel passen. Die entsprechenden Daten von den Gasturbinenvertreibern, den Brenngas-verdichterherstellern sowie den Abhitzekesselherstellern wurden ausgewertet. Hierbei wurde besonderer Wert auf die Analyse der Einflussfaktoren der Kosten gelegt. Die Ausarbeitung „Praxis Kraft-Wärme-Kopplung [5]“ gibt mit Stand 1998 auch Richtpreise für Gasturbinen bzw. Gasturbinenbestandteile, aufgeteilt nach Leistungsklassen, wieder. Es wird sowohl der Gesamtpreis als auch der spezifische Preis pro kW angegeben. Die Angaben sind der Tab. 4.4 zu entnehmen. Dies sind die einzigen Preisangaben, die in der offenen, uns zugänglichen Literatur für Gasturbinen gefunden wurden.


Pos. Elektr. Leistung MW 1,0 - 1,5 3,5 - 5,5 8,0 - 10,0

1 GT, Generator TDM 1.000 - 1.500 3.000 - 5.000 7.000 - 10.000 2a AHK, HW 150 °C TDM 250 - 300 500 - 600 2.500 - 3.000 2b AHK, ND 10 bar TDM 400 - 500 1.100 - 1.300 3.000 - 4.000 2c AHK, HD 80 bar TDM 600 - 700 2.000 - 2.800 4.000 - 5.000 3 Brennstoffversorgung TDM 100 - 160 200 - 300 350 - 500 4 Wasseraufbereitung TDM 100 - 160 200 - 300 350 - 500 5 MSR-Technik TDM 400 - 550 700 - 1.000 1.000 - 1.300 6 Gebäude, Fundamente TDM 250 - 300 500 - 600 700 - 1.000 7 Schornstein (40 m) TDM 80 - 120 150 - 200 200 - 300 8 Sonstiges TDM 280 - 350 600 - 800 800 - 1.100

Summe (1, 2b, 3-8) TDM 2.610 - 3.640 6.450 - 9.500 13.400 - 18.700

Summe (1, 2b, 5) TDM 1.800 - 2.550 4.800 - 7.300 11.000 - 15.300

1 GT, Generator DM/kW 1.000 - 1.000 857 - 909 875 - 1.000 2a AHK, HW 150 °C DM/kW 250 - 200 143 - 109 313 - 300 2b AHK, ND 10 bar DM/kW 400 - 333 314 - 236 375 - 400 2c AHK, HD 80 bar DM/kW 600 - 467 571 - 509 500 - 500 3 Brennstoffversorgung DM/kW 100 - 107 57 - 55 44 - 50 4 Wasseraufbereitung DM/kW 100 - 107 57 - 55 44 - 50 5 MSR-Technik DM/kW 400 - 367 200 - 182 125 - 130 6 Gebäude, Fundamente DM/kW 250 - 200 143 - 109 88 - 100 7 Schornstein (40 m) DM/kW 80 - 80 43 - 36 25 - 30 8 Sonstiges DM/kW 280 - 233 171 - 145 100 - 110

Summe (1, 2b, 3-8) DM/KW 2.610 - 2.427 1.843 - 1.727 1.675 - 1.870

Summe (1, 2b, 5) DM/kW 1.800 - 1.700 1.371 - 1.327 1.375 - 1.530

9 Wartung und Instandhaltung Pf/kWhel 1,0 - 1,2 0,8 - 1,2 1,0 - 1,3

Abkürzungen:

AHK = Abhitzekessel GT = Gasturbine

HW = Heißwasser; ND = Niederdruck Dampf; HD = Hochdruckdampf

Tab. 4.4: Richtpreise „Praxis Kraft-Wärme-Kopplung“ [5]

4.4.3 Aufbau der Kostenfunktionen Die Sichtung der Unterlagen von bereits realisierten Gasturbinenprojekten und die Nachfrage bei den Gasturbinenvertriebspartnern ergab, dass die Industriekunden individuell auf sie zugeschnittene Lösungen erwarten. Die Spezifikationen unterscheiden sich vor allem in: • der Art des eingesetzten Brennstoffs, z.B. Erdgas, Flüssiggas, Klärgas,

Grubengas, Erdölbegleitgas, Heizöl • der Art der Nutzung der Abgasenthalpie • der Generatorspannung • dem Gasverdichtungssystem


• der Art des Betriebes z.B. Inselbetrieb • den räumliche Gegebenheiten Aufgrund der vielfältigen Einsatzbedingungen ist es sinnvoll, die Kostenfunktionen für die Gasturbinenanlagen modular aufzubauen. Auf der Basis der von den Gasturbinenvertreibern, Brenngasverdichterherstellern sowie Abhitzekessel-herstellern gestellten Richtpreisangeboten werden im Folgenden Kostenfunktionen für die Komponenten: • Gasturbinenmodul (gemäß vorgegebener Spezifikation) • Brennstoffverdichtungssystem • Abhitzekessel erstellt. Dieser modulare Aufbau gibt auch die gängige Praxis bei der Projektierung eines Gasturbinenprojektes wieder. Entsprechend der vom Kunden gewünschten Spezifikationen werden die notwendigen Komponenten, wie z.B. die Brenngasverdichtung oder der Abhitzekessel, bei den entsprechenden Herstellerfirmen, in aller Regel durch den Gasturbinenvertreiber oder „Packager“, bestellt. Die Kostenfunktionen resultieren aus den Richtpreisangeboten der Gasturbinenanbieter, der Anbieter für Gasverdichtungssysteme sowie der Anbieter von Abhitzekesseln. Aufgrund des modularen Aufbaus ergibt sich die Kostenfunktion für die komplette Gasturbinenanlage zu:

selAbhitzekesgverdichtunBrennstoffGeneratorGasturbinenanlageGasturbine KKFKKK ++⋅+= )$

�()(

Die Hauptvariable bei der Kostenfunktion der Gasturbinen ist die elektrische Nennleistung (nach der Definition der DIN 4341) der Turbine. Sie ist das Maß für die Auswahl der Turbine (siehe Tab. 4.2). Die gewählte Turbine benötigt einen Brenngasvordruck, der wiederum die Größe des Brenngasverdichtungssystems bestimmt. Wenn die Nutzung des Abgases der Turbine feststeht, bestimmen die Daten des Abgases der gewählten Turbine, insbesondere der Abgasmassenstrom und die Abgastemperatur, die Größe des erforderlichen Abhitzekessels. Einen Einfluss auf die Kosten von Gasturbinenaggregaten haben weiterhin die benötigten Generatoren. Es werden standardmäßig für die kleineren Aggregate, das heißt bis zu elektrischen Leistungen von 4 MW, Generatoren für Mittel- und Niederspannungen (0,4 kV und 6,3 kV) eingesetzt. Bei den größeren Aggregaten kommen vorwiegend 11 kV Generatoren zum Einsatz. Die Kostenunterschiede sind erheblich. Als Richtgröße gilt (Tab. 4.5): Mehrkosten eines 6,3 kV Generators (KGenerator) 60.000 � Mehrkosten eines 11 kV Generators,(KGenerator) 100.000 �

Tab. 4.5: Mehrkosten verschiedener Generatoren zu 0,4 kV Generatoren

Gasturbinen, die mit einem Zweistoffsystem ausgerüstet sind, können während des Betriebs automatisch bei Absinken des Erdgasvordrucks auf einen Notbetrieb mit Heizöl EL umgeschaltet werden. Das Heizöl muss dazu permanent mit dem


erforderlichen Betriebsdruck bereitgestellt werden. Beim Start mit Heizöl wird je nach Gasturbine Druckluft von ca. 6 – 7 bar(ü) benötigt. Das Flüssigbrennstoff-System besteht aus folgenden Komponenten: • Druckerhöhungspumpe, elektrisch angetriebene Zahnradpumpe für den

notwendigen Vordruck • Vorfilter • Haupt-Brennstoffpumpe, angetrieben über die Hilfsantriebswelle der Turbine • Feinfilter • Brennstoff-Regelung für Beschleunigung während des Starts und

Leistungsregelung während des Betriebs • Brennerringleitung mit 12 auf dem Umfang der Ringbrennkammer verteilten

Brennerdüsen Die Kosten für ein Dualbrennstoffsystem liegen je nach Größe der Gasturbine zwischen 60.000� - 150.000 �� "�� #�� #��

Zusammenhang zwischen den Kosten des Dualbrennstoffsystems und der elektrischen Leistung der Gasturbine angenommen werden.

Richtpreise für Dualbrennstoffsystem

K = -0,0057 Pel + 65,714

0

10

20

30

40

50

60

70

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

kWel

��

Abb. 4.11: Richtpreise für Dualbrennstoffsystem

Die zu berücksichtigende Kostenfunktion lautet:

GasturbineeltoffDualbrenns PK ,0057,0714,65 ⋅−=

Da die Gasturbinen und Gasturbinenaggregate vorwiegend in den USA gefertigt werden, ist der Wechselkurs zwischen US Dollar ($) und Euro (�$ ��

vernachlässigendes Kriterium für die Kosten von Gasturbinen. Für die Bildung der Kostenfunktionen ist von einem mittleren Wechselkurs von ��% & '�( ��


worden. Gebildet wurde dieses Mittel aus dem Durchschnittswert des Jahres 2001 (siehe Abb. 4.12).

Abb. 4.12: Wechselkurs des Euro zum US-Dollar

Sollten sich größere Kursschwankungen zu diesem Wert ergeben, so ist bei den Kostenfunktionen der Faktor

AKF

9,0)

$

�( = AK: Aktueller Wechselkurs

zu berücksichtigen.

4.5 Kostenfunktion Gasturbine Die Kostenfunktion für die Gasturbine ergibt sich aus den Richtpreisen der Gasturbinenvertriebspartner. Es handelt sich dabei um die Investitionskosten für die Gasturbinen nach vorgenannten Spezifikationen. Die Hauptvariable der Kostenfunktion für die Industriegasturbinen stellt die elektrische Leistung der Turbine dar. Wegen der geringen Zahl der auf dem deutschen Markt angebotenen Gasturbinen (siehe Tab. 4.2) steht für eine bestimmte elektrische Leistung nur ein bestimmtes Fabrikat zur Verfügung. Daher wurde bei der Kostenfunktion Gasturbine auf weitere Hilfsvariablen verzichtet.


Richtpreise Gasturbinen(Einstoffbrennsystem ohne Abhitzekessel und

Brennstoffverdichtungssystem)

K = 4207,6 Pel-0,2826

R2 = 0,8296

0100

200

300400

500

600700

800

900

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

kW

��

Abb. 4.13: Kostenfunktion für Gasturbinen

Die zu berücksichtigende Kostenfunktion für die Gasturbine lautet:

2826,0,6,207.4 −⋅= GasturbineelGasturbine PK

4.6 Kostenfunktion Brennstoffverdichtung Bei der Erstellung der Kostenfunktion für die Brenngasverdichtungssysteme ist zu beachten, dass die verschiedenen Gasturbinen verschiedene Erdgasvordrücke erfordern. Abb. 4.14 zeigt das Spektrum der verschiedenen Erdgasvordrücke in Abhängigkeit von der elektrischen Leistung der Gasturbine.


Gasturbinen - Erdgasvordrücke

0

5

10

15

20

25

30

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000

Leistung [kW]

Erd

gas

dru

ck [

bar

]

Abb. 4.14: Erforderliche Erdgasvordrücke in Abhängigkeit von der elektrischen Leistung der Gasturbine

Die Hersteller der Gasverdichtungsanlagen beziehen ihre Richtpreise auf die Kupplungsleistung der Gasverdichter. Die Kostenfunktion für die Brenngasverdichtung soll sich aber auf die elektrische Leistung der Gasturbine beziehen. Aus diesem Grund war eine Umrechnung auf die Variable elektrische Leistung erforderlich. Die erforderliche Kupplungsleistung des Brenngasverdichters kann überschlägig wie folgt ermittelt werden:

pVPKupplung ∆⋅=⋅

mit: PKupplung Kupplungsleistung [kW]

⋅

V Gasvolumenstrom [Nm3/h] )� zu erzeugende Druckdifferenz [bar] Die Daten für den notwendigen Verdichterdruck wurden aus den Datenblättern der Gasturbinen oder aus Tab. 4.2 entnommen. Der erforderliche Erdgasvolumenstrom wurde mit der angegebenen Feuerungsleistung berechnet. Bei diesem Vorgehen ergibt sich für jede Gasturbine eine entsprechende Kupplungsleistung des Gasverdichters. Als Investitionsgröße können nach Angaben der verschiedenen Hersteller [VPT, IKS] für die Gasverdichtung ca. 2.000 � *� �� +� ��

berechneter Kupplungsleistung der Verdichteranlage kalkuliert werden. Als Druck wurde hierbei der Druck der Ausgleichskurve in Abb. 4.14 . In Abb. 4.15 sind die Richtpreise für Brenngasverdichtungssysteme wiedergegeben.


Richtpreise für Brenngasverdichter für Gasturbinen

KBrennstoffverdichtung = 32,083 Pel, Gasturbine0,1826

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000kWel/Gasturbine

��

Abb. 4.15: Kostenfunktion für Brenngasverdichter (öleingespritzte Schraubenverdichter)

Die zu berücksichtigende Kostenfunktion für die Brennstoffverdichtung lautet:

1826,0,083,32 GasturbineelgverdichtunBrennstoff PK ⋅=

Die spezifischen Kosten steigen mit größerer elektrischer Leistung der Gasturbine. Das hat seinen Grund in dem steigenden Brennstoffverdichterdruck.

4.7 Kostenfunktion für Abhitzekessel

4.7.1 Einleitung Abhitzekessel werden zur Ausnutzung von thermischer Energie, die in Form von Enthalpie in Abgasen von Gasturbinen, Verbrennungsmotoren, Schmelzöfen oder anderen technologischen Anlagen anfällt, angewendet. Sie erwärmen Wasser oder erzeugen Dampf. Es kann auch beides in einem Abhitzekessel durchgeführt werden. Der Aufbau eines Abhitzekessels entspricht je nach Leistung und Energieträger dem eines Heizkessels, eines Grosswasserraumkessels oder eines Wasserrohrkessels ohne Strahlungsteil. Die technische Beschreibung sowie die gesetzlichen Bestimmungen entsprechen denen der herkömmlichen Komponenten zur Wärme- und Dampferzeugung und können dem Teil V „Anlagen zur Wärmeerzeugung“ entnommen werden.


Ein Abhitzekessel kann vom Abgas horizontal, vertikal oder, wenn es die Platzverhältnisse erfordern, auch teils horizontal und teils vertikal durchströmt werden. Zur Erweiterung des Einsatzbereiches einer Energieversorgungsanlage kann der Abhitzekessel mit einer Zusatzfeuerung ausgerüstet sein. Es werden im Folgenden speziell die Abhitzekessel behandelt, die den Gasturbinen nachgeschaltet werden können. In den Kapiteln 4.7.2 und 4.7.3 werden die Abhitzekessel technisch beschrieben. Die Kapitel 4.7.4 bis 4.7.6 behandeln die Datengrundlage sowie die Ergebnisse der Marktanalyse in Form von Kostenfunktionen.

4.7.2 Technische Grundlagen Für die kombinierte Wärme- und Stromproduktion werden im Industriebereich vermehrt Gasturbinen eingesetzt. Als Brennstoff für solche Anlagen eignet sich, wie vorher beschrieben, Erdgas und Heizöl hervorragend. Diese Gasturbinen erreichen elektrische Wirkungsgrade von ca. 30%. Mit der Turbinenabgaswärme wird in einem Abhitzekessel Dampf erzeugt und einem Produktionsprozess in Form von Prozessdampf zugeführt. In sogenannten Kombi-Anlagen (auch GuD-Anlagen genannt) kann der mit Abhitzekesseln erzeugte Dampf zusätzlich zum Antrieb einer Dampfturbine genutzt werden. Durch eine Zusatzfeuerung kann der Brennstoffnutzungsgrad der Kombination von Gasturbine und Abhitzekessel verbessert werden, wenn dadurch Dampf mit einem Temperaturniveau erzeugt wird, der produktionsbedingt abgenommen wird. Gasturbinen besitzen staubarme bzw. unproblematische Abgase. Daher ist auch der Einsatz von nachgeschalteten Abhitzekesseln technisch sehr einfach zu realisieren. Abhitzekessel werden für eine Dampferzeugung bis maximal 150 t/h eingesetzt. Bei Betriebsdrücken bis 80 bar kommen Wasserrohrkessel zum Einsatz. Bis zu Drücken von 30 bar (in Spezialfällen bis 65 bar) werden vorwiegend Großwasserraumkessel (Rauchrohrkessel) eingesetzt. Die nachfolgende Abb. 4.16 zeigt einen Abhitzekessel.

Abb. 4.16: Abhitzekessel

Die Güte des Abhitzekessels stellt eine sehr wichtige Einflussgröße für die Gesamtoptimierung eines Kraft-Wärme-Kopplungs Systems mit Gasturbinen dar. Abhitzekessel bestehen im wesentlichen aus Bündeln von Rippenrohren. Diese


Systeme erzeugen einen Druckverlust. Ein einprozentiger Druckverlust im Abhitzekessel erzeugt einen Verlust von circa 0,8 % an Gasturbinenleistung. Für solche, einer Gasturbine nachgeschalteten Abhitzekessel, wird folglich ein niedriger Druckverlust im Kessel angestrebt. Der Betrieb von verschmutzungsarmen Abhitzekesseln gestattet den Einsatz von optimierten Rippenrohren mit hohem Wärmeübertragungsvermögen und niedrigem Druckverlust. In den folgenden Abbildungen sind die Rippenrohre von Abhitzekesseln dargestellt.

Abb. 4.17: Rippenrohr eines Abhitzekessels (Werkfoto Balcke-Dürr)

Abb. 4.18: Rippenrohr eines Abhitzekessels (Werkfoto Balcke-Dürr)


Abb. 4.19: Kesselheizfläche eines Abhitzekessels (Werkfoto Balcke-Dürr)

Die zusätzlichen Wärmeübertragerflächen auf der Außenseite der Abhitzekessel tragen dabei dem geringeren Wärmeübergangsvermögen von Gasen Rechnung.

4.7.3 Arten von Abhitzekesseln Es werden Abhitzekessel zur Heißwassererzeugung von denen zur Dampferzeugung unterschieden. In der Regel benötigt der Betreiber ganz spezielle Dampfdrücke für seine Produktionsprozesse oder möchte das heiße Gasturbinenabgas durch Kopplung mit einem Dampfkraftprozess nutzen. Zur Erweiterung z.B. des Einsatzbereiches einer Energieversorgungsanlage kann der Abhitzekessel mit einer Zusatzfeuerung ausgerüstet sein. Der in den Abgasen von Gasturbinen enthaltene Sauerstoff ist gewöhnlich zur Nachverbrennung ausreichend. Zusätzliche Frischluft kann zur Leistungssteigerung oder zum autonomen Betrieb des Abhitzekessels verwendet werden. Es werden auch Abhitzekessel, die Dampf und Heißwasser liefern, mit zwei Zusatzfeuerungen ausgeführt. Mit der ersten Zusatzfeuerung wird die Leistung generell erhöht, so dass der Abhitzekessel mehr Dampf und Heißwasser bereitstellen kann. Die zweite Zusatzfeuerung nach dem Dampferzeugerteil dient nur zur Erhöhung der Heizwärmeerzeugung und kann einen zusätzlichen Spitzenkessel ersetzen. Da die Zusatzfeuerungen je nach gewünschten Heißwasser- oder Dampfparametern speziell ausgelegt sein müssen, ist eine kostenmäßige Erfassung im Rahmen dieses Projektes nicht möglich.

4.7.4 Kostenfunktionen für Abhitzekessel - Haupt- und Nebenvariablen Die Kosten werden, wegen des modularen Aufbaus der Gasturbinenaggregate, auf die elektrische Leistung der Gasturbine bezogen und in ��el angegeben. Somit bildet die elektrische Leistung der Gasturbine die Hauptvariable für die Kostenfunktionen der Abhitzekessel. Üblichweise werden von Herstellerseite die Wärmeleistung des Abhitzekessels in Verbindung mit der Temperatur des heißen Abgases für die Richtpreise zu Grunde gelegt. Diese Daten wurden umgerechnet. Das heißt, dass der für jede Gasturbine angegeben Abgasmassenstrom mit seiner


vom Hersteller angegebenen Abgastemperatur die Basis für die Auslegung des Abhitzekessels bildet. Daneben ist natürlich das Endprodukt, das der Abhitzekessel liefert (Heißwasser, Dampf mit seinen Parametern Druck und Temperatur) von entscheidender Bedeutung für die Wahl des notwendigen Kessels. Im Folgenden werden die entwickelten Kostenfunktionen für die Abhitzekessel dargestellt und mit den Herstellerangaben vergleichend bewertet. Es wird eine Basisfunktion aufgestellt, die die Kosten der Abhitzekessel für die Dampferzeugung abbildet. Die Variation des Dampfdruckes wird über die Variable fD berücksichtigt. Daneben wird eine Kostenfunktion aufgestellt, die die Kosten der Abhitzekessel für die Heisswassererzeugung beschreibt. Ferner wird der o.g. Korrekturfaktor gezeigt und diskutiert. In allen Diagrammen werden die Kostendaten, die auf Herstellerangaben basieren und die Basis für die Kostenfunktionen bilden, als Symbole dargestellt. Dagegen werden die Verläufe der Kostenfunktionen mit durchgezogenen Linien gezeigt. Die Kostenfunktion für die Abhitzekessel lautet wie folgt.

DBasisselAbhitzekes fKK ⋅=

4.7.5 Kostenfunktionen für Sattdampfabhitzekessel Bei den Sattdampfabhitzekesseln wird im folgenden der Druckeinfluss berücksichtigt. Daneben ist eine Unterteilung in Abhitzekessel mit und ohne Zusatzfeuerung notwendig. Die Zusatzfeuerung wird allerdings im Rahmen dieses Projektes nicht berücksichtigt. Es wird sowohl eine Basiskostenfunktion für die Großwasserraumabhitzekessel wie auch für die Wasserrohrabhitzekessel dargestellt. Die Großwasserraumabhitzekessel kommen vorwiegend bei kleinen thermischen Leistungen und Betriebsdrücken bis 30 bar zum Einsatz. Bei großen thermischen Leistungen oder Betriebsdrücken über 30 bar sind die teureren Wasserrohrkessel notwendig. In Abb. 4.20 sind die Korrelationen für beide Abhitzekesseltypen dargestellt.


KBasis (Großwasserraumabhitzekessel) = 993,02 Pel-0,2388

KBasis (Wasserrohrabhitzekessel) = 1.211 Pel-0,216

0

50

100

150

200

250

300

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

kWel

��

Hersteller Großwasserraumabhitzekessel 10 bar

Hersteller Wasserrohrabhitzekessel 10 bar

Korrelation Großwasserraumabhitzekessel

Korrelation Wasserrohrabhitzekessel

Abb. 4.20: Basiskostenfunktion Abhitzekessel

Die Investitionskosten für die Sattdampfabhitzekessel in der Basiskonfiguration (ohne Zusatzfeuerung, Betriebsüberdruck 10 bar) lassen sich mit folgenden Formeln beschreiben.

2388,0)( 02,993 −⋅= elekesselraumabhitzGroßwasserBasis PK

216,0

)( 211.1 −⋅= elselabhitzekesWasserrohrBasis PK

Um die Gesamtinvestitionskosten eines Abhitzekessels zu erhalten, muss die jeweilige Kostenfunktion für die Basiskonfiguration mit dem Korrekturfaktor für den Druckeinfluss multipliziert werden. Dieser Einfluss wird im Folgenden beschrieben. Der Druckeinfluss ist sowohl für den Großwasserraumkessel als auch für den Wasserrohrkessel zu berücksichtigen. Der Korrekturfaktor fD berechnet sich nach

−⋅+=0

0143,00,1p

ppfD , mit p0 = 10 bar Überdruck

Gültigkeitsbereich:

für die Großwasserraumabhitzekessel 10 bar < p < 30 bar für die Wasserrohrkessel p > 10 bar


4.7.6 Kostenfunktion für Heißwasserabhitzekessel Die Kostenfunktion für Abhitzekessel, die der ausschließlichen Heißwasser-erzeugung dienen, ist in Abb. 4.21 dargestellt.

KHeißwasserabhitzekessel = 2472,4 Pel-0,4357

0

20

40

60

80

100

120

140

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

kWel

��

Hersteller Heißwasserabhitzekessel (150 °C)

Korrelation Heißwasserabhitzekessel (150°C)

Abb. 4.21: Kostenfunktion für Heißwasserabhitzekessel

Die Kostenfunktion hat die Form

4357,04,472.2 −⋅= elselabhitzekesHeißwasser PK

Diese Abhitzekessel sind aus konstruktiven Gründen wesentlich preiswerter als die Abhitzekessel, die der Dampferzeugung dienen.

4.8 Mikrogasturbinen Es sind zur Zeit Mikro-Gasturbinen der Firmen Capstone, Bowman und Turbec kommerziell verfügbar.

4.8.1 Technik Basis für die Entwicklung der Mikroturbinen ist die Turboladertechnologie und die Entwicklung in der Luftfahrtindustrie. So wird - ähnlich wie bei den Hilfsantrieben in Flugzeugen – der Strom über einen schnelllaufenden Permanent-Generator erzeugt, der ohne Zwischenschaltung eines mechanischen Getriebes auf derselben Welle angebracht ist. In Mikroturbinen der Hersteller Capstone und Bowman werden Luftlager verwendet, so dass auf den Einsatz von Schmierstoffen vollständig verzichtet werden kann, was die Wartungskosten einer solchen Mikroturbine senkt.


Bei den anderen Herstellern werden ölgeschmierte Lager eingesetzt. Die findet seine Begründung in den größeren Leistungen der Maschinen. Die Mikrogasturbinen sind meist als Hoch- und Niederdruckversion erhältlich. Die Hochdruckversion kann direkt an ein Gasnetz mit einem Druck von mindestens 3,8 bis 6 bar angeschlossen werden. Für die Niedrigdruckversion, die einen Brenngaskompressor beinhaltet, wird von einigen Herstel lern ein Gasdruck von 0,33 bar gefordert [1]. Prinzipiell können die Mikroturbinenanlagen mit Erdgas, Heizöl, Flü ssiggas, Klärgas, Grubengas und Erdölbegleitgas betrieben werden. Für unterschiedliche Brennstoffe sind Änderungen an der Brennkammer und an den Brennstoffdüsen erforderlich. Nicht alle Hersteller haben bis zum heutigen Zeitpunkt die Turbinen auf die unterschiedlichen Gase angepasst. Von Capstone stehen für die meisten Brennstoffe Maschinen zur Verfügung. Bei einer Drehzahl von etwa 96.000 U/min wird ein hochfrequenter Wechselstrom mit einer Frequenz von 1.600 Hz erzeugt. Die Leistungselektronik richtet diesen Strom gleich und liefert dann einen Wechselstrom mit einer Frequenz von 50 Hz und einer Spannung von 400 V. Aufgrund dieses „elektronischen Getriebes“ benötigt die Mikroturbine keine „mechanische“ Synchronisationseinrichtung. Zum Start der Turbine dient der Generator als Motor, der die Turbine zunächst auf eine bestimmte Startdrehzahl antreibt. Er erhält seine Energie im Netzparallelbetri eb aus dem Stromnetz, im Inselbetrieb von den Akkus. Nach der Zündung übernimmt der Generator die Last. Abb. 4.22 zeigt den Weg der Verbrennungsluft in der Mikroturbine am Beispiel der Capstone - Turbine. Die Verbrennungsluft tritt über den Generator (1) in die Mikroturbine ein und kühlt diesen dabei. Eine Wirkungsgradverschlechterung wird in Kauf genommen um die preisgünstige Luftkühlung zu realisieren. Anschließend wird die Luft im Radialverdichter (2) auf etwa 4 barü komprimiert. Im Rekuperator (3) wird sie durch die heißen Verbrennungsgase vorgewärmt. In der Brennkammer (4) kommt das verdichtete Brenngas hinzu und wird gezündet. Die heißen Verbrennungsgase werden in der Turbine (5) entspannt und treiben so Verdichter und Generator an. Nachdem die Abgase einen Teil ihrer Wärmeenergie im Rekuperator (6) abgegeben haben verlassen sie die Mikroturbine (7).


Abb. 4.22: Schematische Darstellung der Capstone Mikro-Gasturbine

Bei herkömmlichen Industriegasturbinen erfolgt die Leistungsregelung über die zugeführte Gasmenge und das erzeugte Moment, der Generator hinter dem Getriebe wird mit einer konstanten Drehzahl bedient. Im Gegensatz hierzu ermöglicht das elektronische Getriebe bei der Mikrogasturbine eine Leistungsregelung über die Drehzahl. Aus diesem Grund weist die Mikroturbine im Teillastverhalten auch nur geringe Wirkungsgradverluste auf, da die thermodynamisch wichtige Austrittstemperatur aus der Brennkammer und somit Eintrittstemperatur in die Arbeitsturbine in weiten Lastbereichen konstant gehalten werden kann. Der relative Wirkungsgrad stellt dabei das Verhältnis von Teillast- zu Volllastwirkungsgrad dar. Aufgrund der Möglichkeit, die Leistung der Turbine über die Drehzahl zu regeln, kann der Massenstrom geregelt und damit die Brennkammertemperatur über weite Lastbereiche im thermodynamisch optimalen Auslegungspunkt gehalten werden. Dies erklärt die höheren relativen Wirkungsgrade im Teillastbereich. Die Emissionen der Mikroturbinen sind extrem gering, da sie im Gegensatz zu den Industriegasturbinen mit höheren Luftüberschüssen (λ -Werte ca. 3,5 bzw. 8,5) und relativ niedrigen Brennkammerdrücken betrieben werden. Dadurch werden die Brennkammertemperaturen abgesenkt und diese geringeren Verbrennungstemperaturen (800 bis 900 °C) bewirken geringere NOx-Emissionen, die selbst von konventionellen Gasturbinen mit modernen NOx-armen Brennkammern nicht erreicht werden. Da die Brennkammern, im Vergleich zur Turbinenleistung groß sind, ist auch ein sicherer Ausbrand des Brennstoffs gegeben. Aufgrund der Umdrehungszahlen von ca. 96.000 bis 116.000 U/min wird kein niedrigfrequenter Schall erzeugt. Die Abwärme der Mikro-Gasturbinen ist auf einem hohen Temperaturniveau (270 – 280°C) verfügbar. Die Wärme wird nur über die Abgase transportiert und nicht auf mehreren, unterschiedlichen Niveaus (Abgas, Kühlwasser, Öl) verteilt, wie bei Kolbenmaschinen. Damit ist es gegenüber diesen Motorheizkraftwerken technisch


einfacher die anfallende Wärme zu nutzen. Hiermit kann auf Grund des Temperaturniveaus Dampf, Warmwasser und Kälte erzeugt werden. Durch den Einsatz von speziellen Abgaswärmeübertragern, so genannten Rekuperatoren, konnte der elektrische Wirkungsgrad bei den Mikroturbinen von durchschnittlich 15 % auf 25-28 % gesteigert werden. In diesen Rekuperatoren wird die Verbrennungsluft nach dem Verdichter vorgewärmt. Hocheffiziente Abgas-Rekuperatoren mit Wirkungsgraden von ca. 90 % ermöglichen geringe Brennkammerdrücke und somit geringe Verdichtungsverhältnisse der Radialverdichter. Hierdurch sinken die Anforderungen an die Druckfestigkeit wesentlicher Bauteile.

Abb. 4.23: Schema einer Gasturbine mit Rekuperator

Einen großen Einfluss auf den Wirkungsgrad bei Gasturbinen hat die Lufteintrittstemperatur. Da mit zunehmender Temperatur das spezifische Volumen der Luft und damit auch der Ansaugvolumenstrom steigt, nimmt der thermische Wirkungsgrad ab. Um Leistung, Wirkungsgrad und spezifischen Wärmeverbrauch von Gasturbinen vergleichen zu können, wurden mit der Internationalen Norm ISO 2314 folgende Standardbedingungen festgelegt: Ansaugluft am Eintritt in den Verdichter:

Totaldruck 1,013 bar Temperatur 15 °C Relative Feuchtigkeit 60 %

Abgas am Austritt aus der Turbine:

Statischer Druck 1,013 bar Die folgende Tab. 4.6 wurde der ASUE – Schriftenreihe „Gasturbinen“ entnommen.


Nr. Hersteller/

Produkt Technik Besonderes Investitions-

kosten Vertriebs-partner

1 Capstone Turbine Corperation

��T 28-60/80L für Gaseingangsdruck > 20 mbar (ü) 28 kWel/65 kWth

Brennstoffeinsatz: 112 kW β = 25 % � = 83 % 96.000 U/min Abm.: L x B x H (mm) 2.600 x 800 x 1.900 ��T 28-60/80H für Gaseingangsdruck > 3,8 bar (ü) 30kWel/65 kWth Brennstoffeinsatz: 112 kW β = 27 % � = 85 % 96.000 U/min Abm.: L x B x H (mm) 2.600 x 800 x 1.900 ��T 60-60/80H für Gaseingangsdruck > 5,2 bar (ü) 60 kWel/120 kWth Brennstoffeinsatz: 215 kW β = 27 % � = 85 % 96.000 U/min.

Sehr geringe Emissionen NOx<20 mg/Nm3 Bei 15 % Rest-O2 CO < 40 mg/Nm3 Bei 15 % Rest-O2 Verbrennungsluftvorwärmung über integrierten Rekuperator. Interner, schmierölfreier Brenngasverdichter serienmäßig für p > 20 mbar(ü) optional ohne Verdichter für p > 3,8 bar externer Brenngasverdichter optional für p > 20 mbar(ü)

1.750,- €/kW 1.500,- €/kW 1.200 €/kW

G.A.S. Energie-technik GmbH

2 Elliot Energy Systems Bowman Power Systems

TG 45 Gasvordruck 6,5 bar, optional für > 50 mbar 45–48 kWel / 80–255 kWth

Brennstoffeinsatz: 200 – 320 kW β = 16,8 – 22,5 % � = bis 85 % 116.000 U/min Abm.: L x B x H (mm) 2.000 x 800 x 1.600 TG 60 Gasvordruck 6,5 bar, optional für > 50 mbar 62–68 kWel / 102–313 kWth

Brennstoffeinsatz: 258 - 439 kW β = 15,5 – 24 % � = bis 85 % 105.000 U/min Abm.: L x B x H (mm) 2.300 x 800 x 1.600 TG 80 Gasvordruck 6,5 bar, 80-85 kWel / 150-420 kWth

β = 16 – 24 %

Sehr geringe NOx- und CO-Emissionen Permanentmagnet-Generator Ein-Wellen-Konstruktion Ausschließlich Dauerbetrieb Luftvorwärmung über Rekuperator mit stufenlosem Bypass Brenngasverdichter optional Luftvorwärmung über Rekuperator mit sufenlosem Bypass

1.200 €/kW 1.250,- €/kW 1.100,- €/kW

Gasturbo GmbH


T = bis 85 % 68.000 U/min Abm.: L x B x H (mm) 3.100 x 880 x 1.950

3 Turbec T 100 CHP Gasvordruck 6 – 9,5 bar, Optional > 25 mbar 100 kWel/152 kWth Brennstoffeinsatz: 333 kW β = 30 % T = ca. 76 % 70.000 U/min. Abm. : L x B x H (mm) 2.900 x 840 x 1.900

Sehr geringe NOx- und CO-Emissionen Permanentmagnet-Generator Ein-Wellen-Konstruktion ca. 1.000 Starts/Jahr Netzparallel- und Spitzenlastbetrieb, konstante Luftvorwärmung über Rekuperator Brenngasverdichter optional

995,- €/kW ABB Energieysteme GmbH

Tab. 4.6: Mikro-Gasturbinen im Vergleich, [1]

4.8.2 Kostenfunktion In der Abb. 4.24 ist die Kostenfunktion für Mikro-Gasturbinen auf der Basis der Herstellerangaben wiedergegeben. Diese Daten stimmen gut mit den von der ASUE ermittelten Daten überein.

Richtpreise Mikro-Gasturbinen inkl. Brenngasverdichter

K = 4886,7 Pel-0,3463

R2 = 0,9742

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

kW

��

Abb. 4.24: Kostenfunktion für Mikro-Gasturbinen


Die zu berücksichtigende Kostenfunktion für die Mikro-Gasturbinen lautet:

3463,0,7,886.4 −⋅= GasturbineelneMikroturbi PK

Es ist zu erwarten, dass die Investitionskosten der Turbinen, nach einer erfolgreichen Markteinführung in Deutschland, in Zukunft sinken werden. Der Wegfall von Kühleinrichtungen, beziehungsweise die Nutzung sehr kleiner Einheiten, wirken sich positiv auf die Investitionskosten, Gewicht und Abmessungen aus. Die aufwändige elektrische Frequenzumwandlungseinheit dagegen beeinflusst die Investitionskosten negativ. Neben diesem Bauteil ist der Rekuperator noch überproportional an den Investitionskosten beteiligt, da er aus teuren, schwer zu verarbeitenden Materialien gefertigt werden muss. Steht kein Mitteldruckgasnetz zur Verfügung, werden die Investitions- und Wartungskosten auch durch den zusätzlich erforderlichen Brenngasverdichter beeinflusst. Mikrogasturbinen haben im Vergleich zu Kolbenmotoren ein wesentlich leichteres Gehäuse und sind deshalb circa. 20 % kleiner und erheblich leichter als die konventionelle Stromerzeugungsanlagen. Den größten Gewichtsanteil der Anlagen mit Leistungen < 50 kW teilen sich Turbine und elektronische Steuer- und Umrichtungseinheit mit ca. 50/50. Bei größeren Leistungen überwiegt das Gewicht der elektronischen Einrichtungen.

4.9 Instandhaltungs- und Wartungskosten Die Aussagen der Gasturbinenvertreiber über die Richtpreise für Wartung und Instandhaltung von Gasturbinen sind nicht einheitlich. Generell kann festgehalten werden, dass die Preise für Instandhaltungsverträge „verhandelbar“ sind. Dennoch werden die Richtpreise als Anhaltspunkt hier dargestellt. Instandhaltungsverträge (auch Vollwartungsverträge) beinhalten alle • Wartungs-, • Reparaturarbeiten, • Ersatzteile und • Betriebsstoffe Die für die Gasturbinenanlage benötigt werden. Eine so genannte Generalüberholung ist, bedingt durch die Dauer der Verträge von 10 Jahren ebenfalls enthalten. Die Kostenfunktion für die Instandhaltungsverträge ist in Abb. 4.25 dargestellt.


Richtpreise für Vollwartungverträge

k = 6,52 Pel-0,287 [Ct / kWh]

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

kWel

Ct

/ kW

h

Abb. 4.25: Richtpreise für Vollwartungsverrtäge

Die zu berücksichtigende Kostenfunktion für Vollwartungsverträge für Gasturbinen lautet:

287,0,52,6 −⋅= GasturbineelgsvertragVollwartun Pk


5 Verbrennungsmotoren Ein Motor-Heiz-Kraft-Werk (MHKW) ist eine besondere Form einer Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlage. Das Kernstück ist ein für den stationären Betrieb ausgerüsteter Motor, der einen Generator antreibt und dessen Abwärme zu Heizzwecken genutzt wird. Seit Anfang der 80er Jahre hat die Zahl der MHKW rasch zugenommen. Ende 2000 waren in Deutschland ca. 5.500 Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von zusammen etwa 2.300 Megawatt in Betrieb (Ergebnis einer Erhebung von ASUE und VDEW). Gezählt wurden Motoren im Leistungsbereich zwischen 10 Kilowatt und mehr als 10.000 Kilowatt elektrisch. Dazu kommen nochmals etwa 3.000 Anlagen mit einer Leistung unter 10 kWel. In den letzten Jahren ist das Angebot von Aggregaten im Leistungsbereich zwischen 5 und 100 kWel erweitert worden. Diese Anlagen werden als kompakte, mit einer Schallschutzhaube ausgerüstete Module anschlussfertig ausgeliefert. Sie können aufgrund ihrer standardisierten Ausführung und der ausgereiften Technik kostengünstig und schnell in vorhandene Heizungen integriert werden. MHKW-Module im Leistungsbereich bis 30 kWel werden im Folgenden als Klein-MHKW bezeichnet. Die Stromausbeute liegt, je nach Verbrennungsprinzip der Motoren, zwischen 28 und 42%. Die Brennstoffausnutzung liegt bei 80 bis 90%. Aufgrund ihrer kompakten – häufig in Modulform angebotenen – Bauweise können Motorheizkraftwerke unterschiedlichsten Bedarfsfällen angepasst werden. Zu den typischen MHKW-Einsatzgebieten zählen Betriebe und Einrichtungen, in denen die Gleichzeitigkeit von Strom- und Wärmenachfrage die weitgehende Eigennutzung der vom MHKW abgegebenen Energien gewährleistet. Abb. 5.1 zeigt die typischen Einsatzgebiete von MHKW anlagen [21]. In Abb. 5.2 ist die prozentuale Verteilung der verwendeten Brennstoffe dargestellt.


��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

Einsatzgebiete von Verbrennungsmotor BHKW

Kläranlagen10%Deponien

6%

Industrie und Gewerbe

25%

Sonstige 21%

Wohngebäude10%

Hallen- / Schwimmbäder

8%

Krankenhäuser6%

Öffentliche Gebäude

14%

Abb. 5.1: Einsatzgebiete von Verbrennungsmotor BHKW

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

Verwendete Brennstoffe

Klärgas2%

Deponigas7%

sonstige Gasarten

1%

Heizöl11%

Brennstoff Kombination

25%

Erdgas54%

Abb. 5.2: Verwendete Brennstoffe bei Verbrennungsmotor BHKW

5.1 Technikbeschreibung Die folgende Technikbeschreibung für die Verbrennungsmotoren wurde vorwiegend der aufgeführten Fachliteratur, insbesondere aber [25] entnommen. Verbrennungs-


kraftmaschinen wandeln Brennstoffenergie in mechanische Energie, die an der Welle der Maschine zum Antrieb von Arbeitsmaschinen, hier in der Regel von Elektrogeneratoren, zur Verfügung steht. Thermodynamisch sind die Verbrennungs-kraftmaschinen, die bei Blockheizkraftwerken eingesetzt werden, Verbrennungs-motoren und Gasturbinen, weitgehend ähnlich. Die beiden Maschinen unterscheiden sich jedoch grundsätzlich dadurch, dass die drei Komponenten einer Gasturbine, Verdichter, Brennkammer und Turbine, kontinuierlich durchströmt werden und somit alle Teilprozesse an unterschiedlichen Orten gleichzeitig ablaufen, während im Verbrennungsmotor Verdichtung, Verbrennung und Expansion diskontinuierlich hintereinander und an demselben Ort im abgeschlossenen Zylinderraum unter Wirkung des sich hin- und herbewegenden Kolbens erfolgen. Bei den Brennverfahren für stationäre Verbrennungsmotoren kann grundsätzlich zwischen den Dieselmotoren und den Gasmotoren unterschieden werden. Die Dieselmotoren können weiter in direkteinspritzende Maschinen und in Kammermaschinen unterteilt werden. Bei den Gasmotoren unterscheidet man zwischen den Ottomotoren und den Zündstrahlmotoren (Diesel-Gas-Motoren). Dieselmotoren für stationäre Energieanlagen arbeiten vorwiegend mit direkter Einspritzung d.h. der Brennstoff wird wie bei Nutzfahrzeugdieselmotoren direkt in den Brennraum in die durch den Kolben hochverdichtete Luft eingespritzt. Infolge der hohen Temperatur der komprimierten Luft zündet ein Teil des Brennstoffs an verschiedenen Orten nahezu gleichzeitig von selbst. Von den so entstehenden Flammen wird der gesamte Brennraum erfasst. Noch während der Verbrennung wird weiterer Brennstoff eingespritzt, wodurch sich der Verbrennungsablauf in gewissen Grenzen steuern lässt. Angestrebt wird eine Verbrennung bei konstantem Druck, um die mechanische Belastung des Kurbeltriebs nicht unzulässig hoch zu treiben. Infolge des hohen Verdichtungsverhältnisses mit Werten um 12 bis 17 treten schon allein durch die Kompression sehr hohe Drücke auf. Gasmotoren arbeiten entweder nach dem Ottoverfahren oder nach dem Zündstrahlverfahren. Bei beiden Verfahren wird ein Gemisch aus der Luft und Brenngas angesaugt und verdichtet. Beim Ottoverfahren erfolgt die Zündung durch den Funkenüberschlag zwischen den Elektroden einer Zündkerze, d.h. durch eine ortsfeste, räumlich begrenzte Zündquelle. Beim Gas-Zündstrahlverfahren wird die Verbrennung des Brenngas/Luft-Gemisches durch eine geringe Menge Dieselkraftstoffes – Zündöl genannt – eingeleitet, die unter hohem Druck in den Brennraum eingespritzt wird und sich selbst entzündet. Der Anteil des Zündöls an der insgesamt zugeführten Brennstoffenergie beträgt etwa 5 %. Die Hauptbestandteile der MHKW-Module sind der Verbrennungsmotor, der Kühlwasserwärmeübertrager, der Abgaswärmeübertrager und der Generator. Das umlaufende Heizungswasser wird zunächst im Kühlwasserwärmeübertrager auf etwa 80 °C vorgewärmt und anschließend im Abgaswärmeübertrager auf höhere Temperaturen, maximal etwa 110 °C, nachgewärmt. Dabei können die Abgastemperaturen von 400 – 600 °C je nach Motortyp bis auf 120 °C (Gasmotor) bzw. auf 180 °C (Dieselmotor) ausgekühlt werden. Das so erwärmte Wasser wird in der Regel für Heizzwecke verwendet, kann jedoch auch für andere Aufgaben wie Trocknung, Dampferzeugung, Lufterwärmung, Antrieb von Absorptions-kältemaschinen u.a. eingesetzt werden. Die elektrische Anbindung erfolgt üblicherweise niederspannungsseitig ans 0,4 kV-Netz. Abhängig von der gewählten elektrischen Betriebsweise kommen Asynchron- (Netzparallelbetrieb) oder


Synchrongeneratoren (Inselbetrieb) zum Einsatz, die direkt mit dem Motor gekoppelt werden. Üblich ist die anschlussfertige Kompaktbauweise mit eingebauten Wärmeübertragern und Zubehör für automatischen Betrieb. Wegen des hohen Geräuschpegels der Motoren – ca. 90 – 100 dB(A) sind immer besondere Schallschutzmaßnahmen erforderlich. Abb. 5.3 zeigt das Schema eines Motor-BHKW und Abb. 5.4 zeigt ein Foto eines BHKW mit der Benennung der zugehörigen Teile dargestellt.

Abb. 5.3: Schema eines BHKW

Abb. 5.4: BHKW mit Bauteilbezeichnung

Wärmeübertrager für Schmieröl undMotorkühlwasser

Abgaswärmeübertrager

Abgaswärmeübertrager

Kühlwasserwärmeübertrager hinter dem Ausgleichsgefäß


In Abb. 5.5 sind schematisch drei Motorische BHKW dargestellt, die in einen Heizkreis mit Spitzenlastkessel eingebunden sind. Der Modulare Aufbau ist bei BHKW´s üblich um für die einzelnen Motoren eine möglichst große Vollast-betriebsstundenzahl zu erreichen.

Abb. 5.5: Heizkreis mit modular aufgebauter BHKW Struktur

Der Dieselmotor deckt den gesamten Leistungsbereich ab und erreicht hohe Mitteldrücke und hohe Wirkungsgrade. Zündstrahlmotoren werden in einem Leistungsbereich zwischen etwa 1 und 8 MWel angeboten und erreichen ebenfalls hohe Mitteldrücke und Wirkungsgrade. Die Gas-Ottomotoren decken einen Leistungsbereich bis etwa 3 MWel ab. Ihre Mitteldrücke und Wirkungsgrade sind bedingt durch das ottomotorische Brennverfahren geringer als beim Zündstrahl- und Dieselmotor. Damit das Arbeitsmedium nach Durchlaufen des Wärmekraftprozesses als Abgas an die Umgebung abgeführt werden kann, muss sichergestellt sein, dass keine unzulässig hohen Schadstoffemissionen auftreten. Wenn durch innermotorische Maßnahmen die Zielvorgaben nicht erreicht werden, muss eine

Kühlwasserwärme-übertrager


Abgasnachbehandlung hinter der Maschine erfolgen. Bei der, hier zugrundegelegten, Richtpreisanfrage der ASUE und des Energiereferates der Stadt Frankfurt wurden auf Basis einer detaillierten Spezifikation nur Richtpreise für Erdgas, Biogas, Heizöl - und Pflanzenölanfragen angefragt, die die Abgasgrenzwerte des Entwurfs für die TA Luft 2002 einhalten. Dadurch schränkt sich das Spektrum der Maschinen ein und die Anlagenkosten liegen aufgrund der Abgasnachbehandlung oder erforderlichen Drosselung der Motoren höher als die von Maschinen, die auf der Grundlage der derzeitigen gesetzlichen Vorschriften ausgelegt sind. Die entscheidenden Vorteile von motorischen BHKW gegenüber anderen Energieumwandlungsanlagen ist der außerordentlich hohe Brennstoffaus-nutzungsgrad. Abb. 5.6 zeigt eine Auswertung der Herstellerangaben über Strom- und Wärmeausbeute. Es wird deutlich, dass unabhängig von der Modulleistung die Brennstoffausbeute bei ca. 87 % liegt. Die restlichen ca. 13 % verteilen sich auf Abgas- und Strahlverluste des Motors. Die Größe des Moduls ist allerdings von entscheidender Bedeutung für das Verhältnis von Strom- und Wärmeausbeute. Bei konstanter Brennstoffausbeute nimmt die Stromausbeute mit steigender Modulgröße zu. Während man bei kleinen Modulen ca. 30 % Strom und 60 % Wärme erhält, sind bei den großen Modulen (> 2.500 kW) bis zu 42 % elektrische Energie erreichbar.

Brennstoff-, Strom- und Wärmeausbeute

0

20

40

60

80

100

120

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

kW

%

Herstellerdaten Stromausbeute Herstellerdaten WärmeausbeuteHerstellerdaten Brennstoffausbeute Ausgleichskurve StromausbeuteAusgleichskurve Wärmeausbeute Ausgleichskurve Brennstoffausbeute

Abb. 5.6: Strom-, Wärme-, Brennstoffausbeute, [2]

Eine wichtige Kenngröße eines BHKW ist die Stromkennzahl. Sie gibt das Verhältnis der erzeugten elektrischen zur thermischen Energie an. Die Angabe der Stromkennzahl ist nur dann sinnvoll, wenn die thermische Energie genutzt wird, was insbesondere bei Klär- und Deponieanlagen nicht der Fall ist. Die Stromkennzahl der betrachteten Module ist in Abb. 5.7 dargestellt. Entsprechend den in Abb. 5.6 gezeigten Verläufen der Strom- und Wärmeausbeute ergibt sich ein Anstieg der Stromkennzahl von 0,4 bis über 1 bei großen Modulen. Da in den meisten Anwendungsfällen die elektrische Leistung im Vordergrund steht, ist es sinnvoll, bei der Auslegung einer BHKW-Anlage im Rahmen der Möglichkeiten große Module vorzusehen.


Stromkennzahl

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

kW

Str

om

ken

nza

hl

Abb. 5.7: Stromkennzahl, [2]

Bezüglich des Energieverlustes durch Strahlung kann man sagen, dass die Strahlungsverluste etwa 4 bis 10 % der elektrischen Leistung betragen. Geht man von einem Anteil der elektrischen Energie in Höhe von 35 % der zugeführten Brennstoffenergie aus, so ergibt sich ein Strahlungsverlust in Höhe von 1,5 bis 3,5 % der zugeführten Brennstoffenergie. Auch die Generatorverluste verändern sich in Abhängigkeit mit der elektrischen Modulleistung. Im unteren Leistungsbereich werden Wirkungsgrade zwischen 93 und 95 % erreicht. Mit zunehmender Leistung des Moduls nähern sich die Generatorwirkungsgrade asymptotisch an Werte zwischen 96 und 97 % an.

5.2 Kostenfunktionen für Verbrennungsmotoren Dieses Kapitel beginnt mit einer Darstellung der gefundenen Preisangaben in der Literatur. Darauf folgt eine Erläuterung der Datengrundlage und die Darstellung der Kostenfunktionen, die auf den „BHKW-Kenndaten 2001“ beruhen.

5.2.1 Kostenfunktionen für Verbrennungsmotoren in der Literatur Die Daten, die in dieser Ausarbeitung Verwendung finden, entstammen der Richtpreisübersicht „BHKW-Kenndaten“. Sie wurden von dem Energiereferat der Stadt Frankfurt am Main und der ASUE veröffentlicht. Beide Beteiligte hatten vormals eigene Richtpreisübersichten herausgegeben. Erstmals wurden diese mit den „BHKW-Kenndaten 2001“ zusammengeführt. Diese Kenndaten stellen die kompletteste in der Literatur verfügbare Richtpreisübersicht von MHKW´s dar. Daneben gibt es allerdings noch eine Vielzahl anderer Preisuntersuchungen zu diesem Thema in der Literatur. Auf zwei Untersuchungen soll im Folgenden näher


eingegangen werden. Es handelt sich dabei um „IKARUS – Teilprojekt 8 Verbrennungsmotoren“ und um die „Marktpotentialstudie für BHKW-Anlagen kleiner Leistung im Thyssengas-Liefergebiet“. Die Richtpreisangaben gemäß IKARUS sind in Abb. 5.8 wiedergegeben. Die motorischen BHKW sind hier nach dem Brennstoff klassifiziert worden. Es handelt sich dabei um:

• Erdgas MHKW • Klärgas MHKW • Propangas MHKW • Heizöl MHKW

Daten Ikarus

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000

kWel

��

ErdgasKlärgasPropangasHeizöl

Abb. 5.8: Richtpreisangaben IKARUS

Bei der Marktpotentialstudie für MHKW-Anlagen kleiner Leistung im Thyssengas-Liefergebiet wurden klein MHKW in einem elektrischen Leistungsbereich von 5 – 50 kWel betrachtet. Die Abb. 5.9 gibt die Richtpreise, die auf Herstellerangaben basieren, wieder. Hierbei wird keine Aussage getroffen, welcher Brennstoff bei den angegebenen MHKW´s verwendet wurde.


Richtpreise Klein-BHKW

0

500

1000

1500

2000

2500

0 10 20 30 40 50 60

kW

��

Abb. 5.9: Richtpreise "Marktpotentialstudie für BHKW kleinerer Leistung"

5.2.2 Datengrundlage In dieser Ausarbeitung werden die Daten des Frankfurter Energiereferates und der ASUE verwendet, die eine entsprechende Richtpreisübersicht mit dem Titel „BHKW -Kenndaten 2001“ herausgegeben haben. In dieser Ausgabe wurde die „MHKW-Richtpreisübersicht“ des Energiereferates der Stadt Frankfurt mit der ASUE-Broschüre „BHKW-Kenndaten zusammengeführt. An der vorgenannten Richtpreisanfrage haben sich 33 Hersteller bzw. Packager mit insgesamt 335 Modul-Angeboten beteiligt. Bei der Richtpreisanfrage wurden auf Basis einer detaillierten Spezifikation nur Richtpreise für Erdgas, Biogas, Heizöl- und Rapsölanlagen angefragt, die die Abgasgrenzwerte des Entwurfs für die TA Luft 2002 einhalten. Die MHKW´s werden in vier verschiedene Maschinentypen eingeteilt:

• Erdgasmaschinen, • Biogasmaschine, • Heizölmaschinen, • und Paps(Pflanzenöl) Maschinen.

Entsprechend dieser Vorgabe werden die Ergebnisse hier wiedergegeben. Es wurden durch die ASUE/Energiereferat Richtpreise bei den verschiedenen Herstellern angefragt, die die im folgenden Schema dargestellten Positionen enthalten sollten:


Pos. 1 KWK-Modul Motor mit Generator mit allen notwendigen Sicherheitseinrichtungen und Überwachungen sowie MSR-Einrichtungen, schall- und vibrationsgedämpft. Komplett montierte und verrohrte Kühlölwasserwärmeübertrager, Abgaswärmeübertrager, Vor- und Nachschalldämpfer, Kühlwasserpumpe und Gasregelstrecke, Startvorrichtungen, Leistungsregelung des Moduls (Regelbarkeit im Tellastbereich angeben)

Pos. 1a bei Asynchron-generatoren

Mehrkosten für variable Blindstromkompensationseinrichtungen

Pos. 1b Schalldämpfung Schalldämmhaube, Schallschutzkabine …zur Absenkung des Schalldruckpegels auf min. 75 dB(A) in 1 m Entfernung

Pos. 1c Katalysator Kosten für Katalysator (bei SCR inkl. Betriebskosten) zur Einhaltung der geforderten Abgasgrenzwerte sowie erwartete Katalysatorstandzeiten

Pos. 2 Schmierölver- und Entsorgung

Inkl. Vorratsbehälter, Pumpen, und automatischer Nachfülleinrichtungen

Pos. 3 Schaltschrank Für Netz- und Parallelbetrieb, inkl. Steuerung und Überwachung Pos. 4 Be- und

Entlüftung Falls erforderlich kompl. Lüftungsanlage inkl. Ventilatoren, Mauerdurchbrüche und 15 m Lüftungskanal

Pos. 5 Fernüber-wachung

Inkl. Montage (spezifikation des Herstellers/Selbstwählmodem oder gleichwertig)

Pos. 6 Transport und Montage

Transport, Einbringung und Aufstellung des Moduls frei Baustelle. Montage der Schmierölversorgung. Komplette Verkabelung des Models mit dem Schaltschrank.

Pos. 7 Inbetriebnahme Inbetriebnahme, Probebetrieb und Abnahme Pos. 8 Generalüber-

holung Die Kosten für Generalüberholung bzw. Austauschmotor mit Angabe der bis dahin zu erwartenden kumulierten Modullaufzeit

Pos. 9 ND-Dampf-nutzung

Mehrkosten für zusätzliche Einrichtungen zur Dampfproduktion (Abkühlung Abgas auf 140 °C)

Pos. 10 Brennwert-nutzung

Mehrkosten für zusätzliche Abgaswärmeübertrager und dann ggf. erforderliches seperates Abgassystem unter Angabe des zu erwartenden Wirkungsgrades bei einer Heizkreisauslegung von 70 / 50 °C

Tab. 5.1: Positionen der Herstellerbefragung

5.2.3 Erdgasmaschinen Die angebotenen Richtpreise wurden gemäß der verlangten Spezifikation bewertet. Bei denjenigen Anbietern, die auf Kostenpositionen verzichtet hatten, wurde dort ein mit einer Kostenfunktion berechneter Preis eingesetzt. Bei Maschinen, die mit Emissionswerten oberhalb der geforderten Grenzwerte angeboten wurden, wurden die Zusatzkosten für eine verbesserte Abgasreinigung auf den Preis aufgeschlagen. In Pos. 5 (Fernüberwachung) wurden unterschiedliche Kosten erhoben, die nicht abhängig von der installierten Modulleistung sind. Da hierfür keine einheitliche Spezifikation vorliegt, wurde diese Position bei der Preisermittlung nicht berücksichtigt. Bei Anbietern, die Pos. 5 bereits im Modulpreis anbieten, wurde eine Gutschrift in Höhe der mittleren Kosten für die Fernüberwachung berücksichtigt. Insgesamt liegen der Auswertung Angebote von 207 BHKW-Modulen von 33 Anbietern zugrunde. Folgende Emissionswerte sollten von den Anbietern eingehalten werden (Tab. 5.2):


Tab. 5.2: Einzuhaltende Emissionen der Erdgas MHKW

Generell sind die angebotenen Richtpreise als eine Preisindikation zu verstehen. Bei einer realen Ausschreibung können deutliche Kostenreduzierungen erwartet werden. Die folgende Tab. 5.3 gibt, auf Basis der Kostenfunktionen, einen Überblick der Kostenanteile der einzelnen Komponenten der Anlage an den Gesamtkosten.

Tab. 5.3: Kostenanteile der einzelnen Komponenten

Die spezifischen Richtpreise und die Kostenfunktion für die Erdgas-MHKW-Anlagen sind in Abb. 5.10 dargestellt.

Maschinenleistung < 30 kWel > 30 kWel

NOx 350 mg/Nm3 250 mg/Nm3 CO 650 mg/Nm3 300 mg/Nm3 Staub 20 mg/Nm3 20 mg/Nm3

Elektrische Leistung in kW

<=50 <=100 <=250 <=500 <=1.000 <=2.000

Pos 1 KWK Modul 57 % 64 % 71 % 75 % 78 % 81 % Pos 1b Schalldämmung 8 % 7 % 5 % 4 % 4 % 3 % Pos 1c Katalysator 4 % 4 % 3 % 3 % 3 % 2 % Pos 2 Schmierölver-

und Entsorgung 3 % 3 % 2 % 2 % 2 % 2 %

Pos 3 Schaltschrank 17 % 13 % 10 % 8 % 7 % 5 % Pos 4 Be- und Entlüftung 5 % 3 % 3 % 2 % 3 % 3 % Pos 6 Transport und

Montage 3 % 3 % 3 % 3 % 2 % 2 %

Pos 7 Inbetriebnahme, Probebetrieb und Abnahme

3 % 3 % 3 % 2 % 2 % 2 %


Abb. 5.10: Richtpreise für Erdgas BHKW-Anlagen, [2]

Die Ausgleichsfunktion hat die Form:

3875,05,783.5 −⋅= elErdgas PK

Von der Fachgemeinschaft Kraftmaschinen des VDMA wurden eine Spezifikation und ein Vertragsmuster für Wartungs- und Instandhaltungsverträge für BHKW entwickelt. An diesem Arbeitskreis sind die Hersteller, die im VDMA organisiert sind beteiligt. Der Ausarbeitung „BHKW-Kenndaten“ liegen die Spezifikationen für den VDMA-Instandhaltungsvertrag zugrunde. Dieser Instandhaltungsvertrag (auch Vollwartungsvertrag genannt) beinhaltet alle Wartungs-, Reparaturarbeiten, Ersatzteile, Betriebsstoffe (außer Brennstoff), die für die BHKW-Anlage benötigt werden. Eine sogenannte Generalüberholung ist, ist bedingt durch die Dauer des Vertrages von in der Regel 10 Jahren, ebenfalls enthalten. Dieser Vertrag entspricht weitestgehend einer bezahlten Garantieleistung. Die folgende Auswertung basiert auf 142 Angeboten in einem Leistungsbereich von 5 – 2.000 kW elektrischer Leistung. Generell sind Preise für Instandhaltungsverträge „verhandelbar“ und hängen damit von der Position des Käufer/Verkäufers ab. Die Ausgleichsfunktion für einen Instandhaltungsvertrag sind in Abb. 5.11 dargestellt.


Abb. 5.11: Richtpreise für einen Instandhaltungsvertrag, [2]

Die Kostenfunktion des Instandhaltungsvertrages lautet:

[ ]kWhCtPk elstung/ErdgaInstandhal /4452,5 2613,0−⋅=

Den Kosten für die Brennwertnutzung steht eine Steigerung des thermischen Wirkungsgrades gegenüber. Je nach Auslegung und Temperaturniveau der Heizungsanlage liegt diese Erhöhung zwischen 5 und 15 %. Für die Kostendarstellung wurden 39 Angebote von BHKW-Anlagen zwischen 5,5 und 1.200 kW elektrischer Leistung ausgewertet. Die Kostenfunktion für die Brennwertnutzung ist in Abb. 5.12 dargestellt.


Abb. 5.12: Richtpreise für Brennwertnutzung, [2]


4867,002,399 −⋅= elutzungBrennwertn PK

Mit Brennwertnutzung kann bei KWK-Anlagen maximale Energieeffizienz und optimale Wirtschaftlichkeit erreicht werden. Dies gilt besonders in Zeiten hoher Brennstoffpreise. Eine neue Entwicklung ist die „Hochtemperatur“-Brennwertnutzung, bei der es durch einen Absorptions/Wärmetransformationsprozess möglich wird, Brennwertnutzung mit einer Temperaturauskopplung von über 90 °C zu erreichen. Die Kosten hierfür wurden nicht erfasst. Sie liegen jedoch deutlich höher und sind erst bei Anlagen über 300 kWel, bei denen aufgrund des Temperaturniveaus im Heizkreis eine konventionelle Brennwertnutzung nicht möglich ist, wirtschaftlich.

5.2.4 Biogas-Maschinen Die Vorgehensweise für die Preiserhebung wurde bereits für die Erdgas-Maschinen beschrieben. Die Änderung gegenüber den Erdgasmaschinen liegt im Wesentlichen in den Abgaswerten. Folgende Emissionswerte sollten von den angebotenen BHKW eingehalten werden (Tab. 5.4): NOx 500 mg/Nm3 CO 650 mg/Nm3 Staub 20 mg/Nm3

Tab. 5.4: Einzuhaltende Emissionen von Biogas BHKW


Insgesamt liegen der Auswertung Angebote von 95 MHKW-Modulen von 16 Anbietern zugrunde. Gegenüber den Erdgasmaschinen vom gleichen Anbieter ergeben sich kaum Kostenunterschiede. Dadurch, dass die Biogas-Anlagen in der Regel ohne Katalysator betrieben werden können (Magerbetrieb garantiert Emissionen nach TA Luft) entfallen auch die diesbezüglichen Kosten. Die spezifischen Richtpreise und die Kostenfunktion für die Biogas-MHKW-Anlagen ist in Abb. 5.13 dargestellt.

Abb. 5.13: Richtpreise für Biogas BHKW-Anlagen, [2]


359,04,558.5 −⋅= elBiogas PK

Die Auswertung des Instandhaltungsvertrages für Biogas-BHKW-Anlagen basiert auf 94 Angeboten in einem Leistungsbereich von 20 – 7.700 kW elektrischer Leistung (Abb. 5.14).


Abb. 5.14: Richtpreise für die Instandhaltung von Biogas-Anlagen, [2]

2416,0

/tan 6915,5 −⋅= elBiogasdhaltungIns Pk

5.2.5 Heizölmaschinen Die Vorgehensweise wurde bereits erläutert. Auch bei den Heizölmaschinen sollten nur solche Maschinen angeboten werden, die die Grenzwerte der geplanten TA-Luft einhalten können. Folgende Abgasgrenzwerte (bezogen auf 5 % O2 im Abgas) sollten eingehalten werden (Tab. 5.5): Maschinenleistung < 30 kWel < 500kWel < 5.000 kWel > 5.000 kWel NOx 2.500 mg/Nm3

2.000 mg/Nm3 1.000 mg/Nm3 500 mg/Nm3 CO 650 mg/Nm3 300 mg/Nm3 300 mg/Nm3 300 mg/Nm3 Staub 20 mg/Nm3 20 mg/Nm3 20 mg/Nm3 20 mg/Nm3

Tab. 5.5: Einzuhaltende Emissionen von Heizöl BHKW

Aufgrund dieser strengen Abgasgrenzwerte basiert die Auswertung nur auf einer verhältnismäßig geringen Anzahl von 41 BHKW-Modulen von 7 Anbietern in einem Leistungsspektrum von 5.000 – 17.000 kW elektrischer Leistung. Viele dieser Heizöl-BHKW-Anlagen können problemlos oder nur mit geringfügigen Umbauten mit Rapsmethylester (RME) betrieben werden. RME ist strenggenommen kein regenerativer Brennstoff. Im EEG gibt es jedoch eine Übergangsregelung die es erlaubt, den Strom aus Anlagen, die bis zum 21.06.2004 gebaut werden, mit der Einspeisevergütung nach EEG zu vergüten (10,23 Ct/kWhel). Generell liegt der elektrische Wirkungsgrad der Heizöl- etwas über dem von Erdgasmaschinen. Dies


liegt in erster Linie an dem thermodynamisch günstigeren Dieselprozess. Problematisch ist aber oft die Nutzung der Abgaswärme, so dass einige Hersteller weitestgehend darauf verzichten. Dieser „Verlust“ macht den Vorteil eines hohen elektrischen Wirkungsgrades wieder zunichte. Die angebotenen Richtpreise wurden gemäß der verlangten Spezifikation bewertet. Bei allen Maschinen wurden – wenn vom Hersteller keine Emissionswerte angegeben waren, oder die Emissionswerte über den geforderten Werten lagen – auf Basis einer Preisfunktion die Kosten für einen SCR-Kat kalkuliert und auf den angebotenen Preis aufgeschlagen. Für Pos 5. wurden unterschiedliche Kosten erhoben, die nicht abhängig von der installierten Modulleistung sind. Da hierfür keine einheitliche Spezifikation vorliegt, wurde diese Position bei der Preisermittlung nicht berücksichtigt. Die Ausgleichsfunktion für die Heizöl BHKW-Anlagen ist in Abb. 5.15 dargestellt.

Abb. 5.15: Richtpreise für Heizöl MHKW-Anlagen, [2]

5.2.6 Raps (Pflanzen)öl-Maschinen Für die Pflanzenölmaschinen gelten die gleichen Abgasrichtwerte wie für die Heizölmaschinen. Im Gegensatz zum so genannten Biodiesel (Rapsmethylester (RME)), der mehr oder weniger problemlos auch in „normalen“ Heizölmaschinen eingesetzt werden kann, stellt Rapsöl an den Motor besondere Anforderungen. Deshalb gibt es auch nur wenige Anbieter, die in der Lage sind, eine ausgereifte Motorentechnik zu liefern. Insgesamt liegen der Auswertung Angebote von 19 MHKW-Modulen von 4 Anbietern in einem Leistungsspektrum von 5,5 – 8.400 kW elektrischer Leistung zugrunde. Der elektrische Wirkungsgrad der Rapsöl- ist mit dem der Heizölmaschinen vergleichbar und liegt etwas über dem von Erdgasmaschinen. Dies liegt an dem thermodynamisch günstigeren Dieselprozess.


Die Richtpreise für Rapsöl BHKW-Anlagen mit der zugehörigen Ausgleichsfunktion sind in Abb. 5.16 dargestellt.

Abb. 5.16: Richtpreise für Rapsöl BHKW-Anlagen, [2]


1459,05,028.3 −⋅= elRapsöl PK

Genauere Informationen über technische Details der einzelnen MHKW sind in der Broschüre „BHKW-Kenndaten 2001“ aufgelistet. Diese Broschüre ist kostenlos bei der ASUE oder dem Frankfurter Energiereferat erhältlich.


6 Dampfturbinen Ein Teil der in Industriebetrieben benötigten Elektroenergie wird heute und auch in absehbarer Zeit durch die Nutzung des Dampfkraftprozesses mit Dampfturbinen auf vorwiegend fossiler Brennstoffbasis erzeugt. Eine Ursache dessen ist die Möglichkeit, alle Brennstoffe, also auch feste Brennstoffe wie Kohle oder Biomasse für den Dampfkraftprozess verwenden zu können. Da Erdöl und Erdgas häufiger da eingesetzt wird wo feste Brennstoffe keine Verwendung finden, wie z.B. in Gasturbinen oder Verbrennungsmotoren, werden für Dampfkraftanlagen häufiger feste Brennstoffe als Energieträger eingesetzt. Gerade Biomasse Dampfkraftanlagen erfreuen sich in der letzten Zeit, durch öffentliche Förderungen (Kapitel 2) hervorgerufen, einer wachsenden Beliebtheit. Die typischen und auch häufigsten Einsatzgebiete für industrielle Dampfturbinenanlagen sind in der Papier- und Zellstoffindustrie sowie in der chemischen Industrie. Neben den Betrieben, die ein komplettes Dampfheizkraftwerk inklusive Dampferzeugung aufbauen, gibt es Industriebetriebe, die überschüssigen Dampf nutzen möchten und sich der Dampfturbine als Möglichkeit der Eigenstromerzeugung bedienen. Dampfturbinenanlagen stellen bis heute im industriellen Bereich die meist eingesetzte Komponente der Kraft-Wärme-Kopplung dar. Es waren laut IER-Kraftwerks-Bestands-Datenbank (Basis Jahr 2000) 283 Dampfturbinen in der Industrie im Einsatz. Davon waren 189 Gegendruckdampfturbinen und 94 Entnahmekondensationsturbinen. Diese Dampfturbinen hatte zusammen eine Leistung von 8.313 MWel. Demgegenüber steht im industriellen Sektor eine Leistung von 3.396 MWel, die von Gasturbinen und Verbrennungsmotoren geliefert wurden. Hieraus wird ersichtlich, dass die Dampfturbinen einen sehr wichtigen Bestandteil der Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung darstellen und somit die Bedeutung der wirtschaftlichen Beschreibung dieser Komponente mit Hilfe von Kostenfunktionen deutlich wird. Im nachfolgenden Kapitel 6.1 wird der Dampfturbinenprozess und die Dampfturbine technisch beschrieben. Im Anschluss werden die Ergebnisse der Literaturrecherche in Kapitel 6.2 wiedergegeben. Dann folgt mit Kapitel 6.3 die Darstellung der Datengrundlage, auf der diese Untersuchung beruht. Im Kapitel 6.4 werden die Ergebnisse der Analyse ausführlich dargestellt und diskutiert.

6.1 Technische Beschreibung des Dampfturbinenprozesses Bei dem Dampfturbinenprozess handelt es sich um einen Kreisprozess. Es läuft hierbei ein stationär strömendes Fluid um, so dass sich seine Zustandsgrössen an jedem Ort mit der Zeit nicht ändern. Das stationäre Fluid strömt durch hintereinandergeschaltete Systeme. Bei der einfachen Dampfkraftanlage sind dies der Dampferzeuger, die Turbine, der Kondensator und die Speisewasserpumpe. Wird der Dampfkraftprozess ausschließlich zur Stromerzeugung betrieben, d.h. seine abzugebende Wärme wird über einen Kondensator an die Umgebung abgegeben, so spricht man von einem Kondensationskraftwerk. Bei dem einfachen Kondensationskraftwerk wird Wasser mittels einer Kesselspeisewasserpumpe auf einen hohen Druck gebracht und im Kessel vorgewärmt, verdampft und überhitzt.


Der hochgespannte Dampf wird in einer Turbine mit Niederdruckstufe entspannt und anschließend im Kondensator verflüssigt. Durch Kraft-Wärme-Kopplung wird aus dem Kondensationskraftwerk ein Heizkraftwerk auf der Basis des Dampfkraftprozesses. Das einfachste Verfahrensschema zur Realisierung der Kraft-Wärme-Kopplung mit Dampfturbinenanlagen ergibt sich durch eine Gegendruckschaltung, vgl. Abb. 6.1. Hierbei wird bei einem Druck, der der Temperatur des gewünschten Sattdampfes entspricht, der Dampf aus der Turbine entlassen und zur Produktion von Prozess- oder Heizwärme genutzt. Der Unterschied zum einfachen Dampfkraftprozess (Kondensationskraftwerk) besteht in der höheren Kondensationstemperatur des Dampfes. Die Primärenergieausnutzung ist nun wesentlich besser, da nur noch die Kesselverluste, der Eigenbedarf der Anlage und Wärmeübertragungsverluste als Verluste angesehen werden müssen. In Abb. 6.1 wird der einfache Gegendruckprozess dargestellt. Es wird in Dampfkesseln (2 - 3) Hochdruckdampf erzeugt, der in Gegendruckdampfturbinen (3 – 4) entspannt wird. Die Energie aus diesen Kraftmaschinen dient dem direkten Antrieb von Maschinen oder wird mittels Generatoren in Strom umgewandelt. Der entspannte Dampf (4 – 1), der die Turbine verlässt, wird durch Wärmeübertragung als Prozesswärme oder als Heizwärme benutzt. Neben den Gegendruckturbinen existieren auch industrielle Anwendungsfälle von Entnahme–Kondensationsturbinen. Ein Schema eines Dampfkraftprozesses auf Basis einer Entnahme-Kondensationsturbine ist in Abb. 6.2 dargestellt. Das Niederdruckteil der Turbine und der Kondensator (5 – 6) werden je nach Prozessdampfbedarf beaufschlagt. Der abgekühlte Dampf wird in den Kessel zurückgeführt. In diesem Fall sinkt die gewonnene elektrische Leistung mit zunehmenden Prozessdampfstrom (4). Der Kondensator muss so ausgelegt sein, dass die gesamte Heizdampfmenge aufgenommen werden kann, wenn produktionsbedingt kein Dampf abgenommen werden kann.

Abb. 6.1: Einfacher Gegendruckdampfkraftprozess


Abb. 6.2: Entnahme-Kondensationsanlage

Exergetisch günstiger und damit auch für den Brennstoffverbrauch vorteilhaft ist es, mit Hilfe des Brennstoffs einen Energieträger mit hoher Exergie zu erzeugen also Dampf mit hohen Parametern, und diesen dann zur Gewinnung von mechanischer Energie bis zu einem Niveau zu entspannen, bei dem die Temperatur der abzuführenden Wärme gerade das zur Wärmeversorgung erforderliche Niveau hat. Dieser Vorgang kann auch stufenweise erfolgen, d. h. es wird Dampf bei verschiedenen Druckstufen entnommen. Man hat damit die Möglichkeit, Dampfnetze mit verschiedenen Drücken zu versorgen und Heizwasser mehrstufig aufzuwärmen. In einer Gegendruck- oder Entnahmegegendruckanlage wird der gesamte Dampf zur Wärmeversorgung verwendet. Diese Anlagen nutzen den Effekt der Brennstoffeinsparung durch Kraft-Wärme-Kopplung maximal. Wird der Dampf nicht bis zu einem möglichen Kondensatordruck pK expandiert, sondern nur bis zu einem darüberliegenden Gegendruck pG, so verringert sich allerdings die spezifische Kreisprozessarbeit. Beeinflußt wird diese Leistungsminderung neben dem Niveau der Wärmeauskopplung noch wesentlich von den Frischdampfparametern und liegt zwischen 15 und 50 %. Im unteren Bereich liegen Heizkraftwerke mit hohen Frischdampfparametern und niedrigem Niveau der Wärmeauskopplung. Wesentlich darüber liegen Industriekraftwerke mit hohen Gegendrücken. Gegendruck- und Entnahmegegendruckanlagen haben ein von der Auslegung abhängiges nahezu konstantes Verhältnis von Elektroenergie- und Wärmeabgabe. Durch Verbindung mit dem Netz eines öffentlichen Stromversorgers kann ein Ausgleich geschaffen werden, wenn der Elektroenergiebedarf eines Unternehmens mit der Erzeugung nicht übereinstimmt. In diesem Fall kann die Anlage nach dem Wärmebedarf gefahren werden. Eine weitere Möglichkeit zur Anpassung von Bedarf und Erzeugung ist die Nutzung von Wärmespeichern. Damit kann in Spitzenzeiten des Strombedarfs mehr


Elektroenergie erzeugt werden, als an die Wärmeabgabe gebunden ist. Erhöhte Elektroenergieerzeugung ist möglich, wenn die Turbine mit einem Kondensationsteil ausgestattet wird und erhöhte Wärmeabgabe, wenn Frischdampf entnommen wird. Dampfkraftanlagen, die sich in weiten Bereichen an unabhängig voneinander veränderlichen Strom- und Wärmebedarf anpassen lassen, erhält man, wenn Komponenten der getrennten Erzeugung überlagert werden. Bei sehr unterschiedlichen Lastanforderungen ist es aus ökonomischen Gründen üblich, nur für die Grundlast eine Dampfkraftanlage zu installieren und den Spitzenbedarf durch Spitzenkessel bzw. Strombezug durch den Versorger bereitzustellen. Die Dampfturbine stellt das „Herzstück“ eines Dampfturbinenprozesses dar. Das Turbinenschaufelrad besteht aus einer Vielzahl von Schaufelrädern (siehe Abb. 6.3), zwischen denen starre Leiträder für die optimale Lenkung des Dampfstrahls sorgen. Die Schaufeln der Lauf- und Leiträder werden zum Ausgang der Turbine hin immer größer, weil sich der Dampf mit abnehmendem Druck stark ausdehnt. Bei Größeren Turbinen lässt man aber den Dampf nicht nur durch eine einzige Turbine strömen, sondern koppelt mehrere Turbinenteile hintereinander (Hochdruck-, Mitteldruck-, Niederdruckturbine). Die Abmessungen der Turbinen entsprechen dabei der Volumenzunahme des Dampfes mit abnehmenden Druck. Das heißt, sie werden immer größer.

Abb. 6.3: Dreistufige Dampfturbine von Siemens KWU

Anhand Abb. 6.3 soll das verdeutlicht werden. Es handelt sich dabei zwar um eine große Dampfturbine von Siemens, die für die mittelständischen, industriellen Anwendungen kaum in Frage kommen wird, aber der Schnitt verdeutlicht gut den prinzipiellen Aufbau einer Turbine mit mehreren Stufen. Die Verschiedenen Druckstufen unterscheiden sich nicht nur in der Größe der Schaufelkränze sondern auch in der Form der Schaufeln, die für den jeweiligen Druck eine optimierte Form


aufweisen. Bei den kleineren Turbinen ist häufig das Hoch- und Mitteldruckteil auf einer Welle vorzufinden (Curtisstufe). Handelt es sich um eine Entnahmeturbine, so findet die Dampfentnahme häufig zwischen der Mitteldruck und der nachgeschalteten Niederdruckturbine statt. Es ist aber genauso möglich, dass die Dampfentnahme zwischen der Hochdruck und Mitteldruckturbine vorgenommen wird. Es kann in diesem Fall eine Niederdruckturbine nachgeschaltet werden, es kann aber auch genauso bis zu einem bestimmten Gegendruck (Entnahmegegendruckturbine) entspannt werden. Die Kombinationen aus Hochdruckturbine, Mitteldruckturbine und Niederdruckturbine sowie etwaiger Entnahme sind vielfältig und werden in der Praxis auf den Bedarfsfall angepasst. Hier bieten die Hersteller häufig Turbinenstufen in Modulbauweise an, die beliebig zusammengestellt werden können. Abb. 6.4 zeigt die Schaufelkränze einer 8 MWel Dampfturbine in Einwellenbauart.

Abb. 6.4: Schaufelkränze einer 8 MW Gegendruckturbine, Einwellenbauart

Da es sich bei den im industriellen Bereich eingesetzten Dampfturbinen zum grösseren Teil um Gegendruckturbinen handelt, soll hier der Einfluss der Höhe des Gegendruckes auf die abgegebene elektrische Leistung und die thermische Leistung diskutiert werden. Die Wahl des entsprechenden Gegendruckes ist, wie später dargestellt, kostenrelevant. Bei gleichen Frischdampfparametern und gleichem Dampfmassenstrom, ist die Turbine mit dem höheren Gegendruck preiswerter als die Turbine mit dem niedrigeren Gegendruck, weil sie weniger Schaufelkränze benötigt. Andererseits ist bei der Turbine mit dem höheren Gegendruck die elektrische Leistung geringer und die thermische Leistung größer. Bei den, in den relevanten Leistungsbereich, eingesetzten Turbinen handelt es sich, wie vorher ausgeführt vielfach um einfache, einstufige Turbinen. Unter der Annahme typischer Frischdampfparameter von tFD = 450 °C und pFD = 60 bar wird im folgenden eine Vergleichsrechnung durchgeführt. Der Dampfmassenstrom soll bei den verschiedenen Gegendruckvarianten konstant sein. Es soll vereinfachend angenommen werden, dass nach der Entspannung der Dampfgehalt x = 1 beträgt. In


der Praxis wird er zwischen x = 0,95 und x = 1 liegen, da eine zu große Restfeuchte zu einer Zerstörung der letzten Schaufelkränze durch Erosion führt. Es werden im folgenden die Drücke 1bar, 3 bar, 8 bar und 12 bar verglichen. Die folgende Vergleichsrechnung wird exemplarisch für die Drücke 1 bar und 8 bar durchgeführt. Nachfolgend sind die Ergebnisse für die anderen Drücke wiedergegeben.

( ) barSTbarbarbarel hhmP 1,1,2111, η⋅−⋅=⋅

( ) barSTbarbarbarel hhmP 8,8,2188, η⋅−⋅=⋅

mit: Dampfmassenstrom: barbar mm 81

⋅⋅=

Turbinenwirkungsgrad: ,ST,1bar & ,ST,8bar

( )( )bar

bar

barel

barel

hh

hh

P

P

8,21

1,21

8,

1,

−−

=

die Dampftafel liefert für den Überhitzten Dampf h1(450°C, 60 bar) = 3.301,8 kJ/kg. Für den Sättigungszustand folgt nach Dampftafel: h2,1bar = 2.675,5 kJ/kg h2,8bar = 2.769,1 kJ/kg daraus berechnet sich das Verhältnis zu:

176,11,769.28,301.3

5,675.28,301.3

8,

1, =−

−=

kg

kJ

kg

kJkg

kJ

kg

kJ

P

P

barel

barel

Das bedeutet, dass bei gleichen Frischdampfparametern und gleichem Dampfmassenstrom die Turbine mit einem 1 bar Gegendruck eine 17,6 % höhere elektrische Leistung liefert, als die Turbine mit einem Gegendruck von 8 bar. Die gesamten Ergebnisse sind im Folgenden dargestellt:

086,13,

1, =barel

barel

P

P

176,18,

1, =barel

barel

P

P

211,112,

1, =barel

barel

P

P

Betrachtet man nun bei den verschiedenen Varianten die auskoppelbare Wärme, so wird die thermische Leistung und das Temperaturniveau mit steigendem Gegendruck


höher. Das Temperaturniveau des Abdampfes ist, physikalisch vorgegeben, eine Funktion des Gegendruckes (Abb. 6.5). Der Zusammenhang zwischen Druck und Temperatur ist in Abb. 6.5 dargestellt. Die Daten wurden der Dampftafel entnommen.

Dampftemperatur nach der Entspannung in einer Gegendruckturbine (nach Dampftafel)

80

100

120

140

160

180

200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Druck [bar]

Tem

per

atu

r [°

C]

Abb. 6.5: Abdampftemperatur

Dieser Zusammenhang ist bei der Auswahl einer entsprechenden Gegendruckturbine für die Kraft-Wärme-Kopplung von entscheidender Bedeutung. Die Temperatur der benötigten Prozess- oder Heizwärme bedingt möglicherweise die Wahl des entsprechenden Gegendruckes der Turbine bei Einsatz in der KWK. Dampfturbinen kleinerer Leistung gibt es nach Aussagen der Hersteller in einem Bereich von: Elektrische Leistung: 200 – 10.000 kW Frischdampfdruck: bis 130 bar Frischdampftemperatur: bis 530 °C Abdampfdruck: 0,05 – 18 bar Drehzahl: bis 22.500 min-1 Diese Dampfturbinen sind heute bei einigen Herstellern weitgehend standardisiert und nach dem Baukastenprinzip aufgebaut. Viele dieser Turbinen sind einstufig (Curtisstufe). Die Curtisstufe erlaubt nur den Betrieb zwischen zwei Dampfdrücken. In der Praxis werden bei manchen Anwendungsfällen verschiedene Zwischendrücke benötigt. Außerdem ist in manchen Fällen eine Kondensationsstufe erforderlich. Die technische Grenze des Druckverhältnisses einstufiger Turbinen beträgt 100, d.h. z.B. kann ein Druck von 30 bar auf 0,3 bar abgebaut werden. Um größere Druckgefälle abbauen zu können, werden mehrere Turbinen in Reihe geschaltet. Mit der Anordnung mehrerer einstufiger Turbinen können Betriebspunkte flexibler realisiert werden, als bei kleineren mehrstufigen Dampfturbinen. Der Modulare Aufbau der Turbinen erlaubt es den Herstellern ihre Turbinen in einem bestimmten Gegendruckbereich anzubieten. Zum Beispiel sind manche Dampfturbinentypen in einem Bereich von 1 bar bis 12 bar Gegendruck lieferbar. Parallelschaltung mehrerer


einstufiger Turbinen wird nur angewandt, wenn bei hohen Dampfvolumina die Schluckfähigkeit eines Laufrades überschritten wird. Die Erreichbare Stromausbeute einfacher Dampfkraftprozesse mit Kleindampfturbinen liegen bei bis zu 15 %. Bei Kraft-Wärme-Kopplung liegt die Brennstoffausbeute bei 80 – 90 %. Die Gründe für das Absinken der Stromausbeute von Dampfturbinenanlagen kleinerer Leistungen im Vergleich zu großen Dampfturbinen sind einmal die geringen Durchsatzvolumina sowie der Wegfall der Speisewasservorwärmung und der mehrfachen Dampfüberhitzung aus wirtschaftlichen Gründen. Bei Dampfturbinen gelten die Bestimmungen in Anlehnung an die TRD, da zumeist die Dampfturbine in Kombination mit dem Dampfkessel in Form eines Heizkraftwerkes gegeben ist. Ein Betrieb der Dampfturbine ohne Beaufsichtigung – in der Praxis auch als BoB-Betrieb bezeichnet - nach TRD 604 ist in der Regel nicht empfehlenswert, weil damit die Anlage nur im Störungsfall geschützt wird. Ausfälle aber nicht durch rechtzeitigen Eingriff vermieden werden. Durch die A bschaltung der Anlage im Störungsfall wird die Dampf- und Stromversorgung bis zum Ende des Anfahrvorgangs eingeschränkt oder unterbrochen. Bei Kleineren Anlagen ist in der Regel ein Betrieb mit eingeschränkter Beaufsichtigung (jeweils max. zwei Stunden beaufsichtigungsfreier Betrieb) nach TRD 602 möglich, so dass zum Betrieb eine Person je Schicht ausreicht. Bei größeren Anlagen werden jedoch in der Regel zwei Personen je Schicht vorgesehen [5].

6.2 Kostenfunktionen für Dampfturbinen in der Literatur Die Literaturrecherche ergab eine ganze Reihe Quellen, die die Wirtschaftlichkeit von Dampfturbinenanlagen betrachteten. Die meisten dieser Quellen befassten sich allerdings mit den Betriebskosten der Anlagen. Auf die Investitionskosten entfallen nach [10] ca. 20 % der Kosten einer Dampfturbinenanlage, während die Betriebskosten im laufe der Nutzungsdauer ca. 80 % ausmachen. Es werden nach [18] in der Praxis eine ganze Reihe Parameter bei der erfolgreichen Umsetzung eines Dampfturbinenprojektes berücksichtigt. Bei der Auswahl einer industriellen Dampfturbinenanlagen müssen Faktoren wie Investitionskosten, Wirtschaftlichkeit, Umweltschutz, Brennstoffverfügbarkeit, gesetzlich vorgeschriebene Grenzwerte und die Nachfrage nach Strom und Wärme mitberücksichtigt werden. Die Investitionskosten für Dampfturbinen sind, in dem für die mittelständischen Betriebe interessanten Leistungsbereich bis 10 MWel, in der nicht geschützten uns zugänglichen Literatur, kaum vorzufinden. Die Literatur- und Internetrecherche ergab nur zwei Quellen, die die Investitionen beziffern. Bei der einen Quelle handelt es sich um Obernberger Ingwald, 2000: Thermische Nutzung fester biogener Brennstoffe und bei der anderen Quelle um Fichtner, 1998. Genaue Angaben zu den Typen der Dampfturbine wurden bei beiden Quellen nicht gemacht. Es wird lediglich ausgeführt, dass es sich dabei um Dampfturbinen einschliesslich Steuerung und Generator handelt. Die Investitionskosten wurden bei Obernberger in Schilling angegeben und wurden in Euro umgerechnet. Abb. 6.6 gibt die dort angegebenen spezifischen Investitionskosten von Gegendruckdampfturbinen wieder.


Richtpreise in der Literatur

KObernberger = 5.577,8 Pel-0,3389

KFichtner = 5.575,6 Pel-0,3722

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

kWel

��

Daten Obernberger Ingwald

Daten FICHTNER

Korrelation Obernberger Ingwald

Korrelation FICHTNER

Abb. 6.6: Kosten von Dampfturbinen nach Obernberger und Fichtner

Die aus den in der Literatur gefunden Daten aufgestellten Korrelationen lauten:

3389,08,577.5 −⋅= elrObernberge PK

3722,06,575.5 −⋅= elFichtner PK Diese Korrelationen werden am Ende des Kapitels 6.4 mit unseren, aus den Herstellerangaben ermittelten, Kostenfunktionen verglichen und bewertet. Neben der Literatur wurden auch Herstellerunterlagen im Hinblick auf die kostenrelevanten Aspekte eines Dampfturbinenprojektes ausgewertet. Die Sichtung der Unterlagen von bereits realisierten Dampfturbinenprojekten und die Nachfrage bei den Dampfturbinenvertreibern ergab, dass die Industriekunden individuell auf sie zugeschnittene Lösungen erwarten. Gemäß den Wünschen der Kunden wird für jedes Projekt die Dampfturbine berechnet und neu Zusammengestellt. Das Baukastenprinzip erlaubt dabei den Herstellern größtmögliche Flexibilität. Die Spezifikationen der Kunden unterscheiden sich vor allem in folgenden Punkten: • dem Strom- und Wärmebedarf (Temperaturniveau des Wärmebedarfs) • der Art der einzusetzenden Turbine Kondensationsturbine, Gegendruckturbine,

Entnahmeturbine etc. • der Generatorspannung • der Art der Dampferzeugung (Ist der Frischdampf schon vorhanden oder soll eine

Dampferzeugung berücksichtigt werden)


6.3 Datengrundlage Für das Teilprojekt „Kostenfunktionen von Dampfturbinen“ wird ausschließlich das reine Turbinenaggregat betrachtet. Die Komponenten der Dampferzeugung und die Kondensationseinheit sowie die Wärmeauskopplung werden nicht berücksichtigt. Das würde zum einen den Rahmen dieser Ausarbeitung sprengen. Andererseits wurden die Dampferzeuger schon in einem anderen Teilbereich der Kostenfunktionen behandelt, und hierbei wurde auf die schlechte Datengrundlage im Bereich der größeren Dampferzeuger verwiesen. Es wird also davon ausgegangen, dass eine entsprechende Dampferzeugung schon vorhanden ist. Mit einer deutschlandweiten Richtpreisanfrage an die Anbieter von Dampfturbinenanlagen wurden diese gebeten, Richtpreise für ihre Produktpalette abzugeben. Die Hersteller gaben uns Richtpreise für einige Dampfturbinenvarianten. Dadurch, dass die Investitionskosten jeder Dampfturbine für verschiedene Frischdampfparameter und Gegendrücke oder etwaige Entnahme einzeln kalkuliert werden müssen, haben sie uns nur für einen Teilbereich ihrer möglichen Dampfturbinenvarianten die Richtpreise zur Verfügung gestellt. Aufgrund der Herstellervielzahl ergeben sich daraus allerdings aussagefähige Korrelationen.

6.4 Ergebnisdarstellung Im Folgenden werden die entwickelten Kostenfunktionen für die Gegendruckdampfturbine und die Entnahme-Kondensationsturbine dargestellt, mit den Herstellerangaben verglichen und bewertet. Bei der Gegendruckturbine wird eine Basisfunktion aufgestellt, die die Investitionskosten bei dem kleinsten hier betrachteten Gegendruck von 1 bar beschreibt. Die Generatorspannung soll bei den Turbinen, die durch die Basisfunktion beschrieben werden, 6,3 kV betragen. Die Mehrkosten von Generatoren, die bei höheren Spannungen Einspeisen und die Minderkosten bei niedrigeren Einspeisungen werden über die Konstante KG berücksichtigt. Bei der Entnahme-Kondensationsturbine wird der bei Industrieanwendungen üblich Druck von 0,1 bar für die Basisfunktion verwendet. Als Hauptvariable wird in den Gleichungen die elektr ische Leistung der Dampfturbine Pel in kW verwendet. Die Variation der Frischdampfparameter und ein höher Gegendruck als Abdampfdruck werden über die Korrekturfaktoren fFtp und fGp

berücksichtigt. Bei der Entnahme-Kondensationsanlage wird der Korrekturfaktur des Entnahmedruckes fEp betrachtet. Die entwickelten Kostenfunktionen der Dampfturbinenaggregate umfassen die Dampfturbine einschließlich notwendiger Schmiereinrichtungen, der Regelung und der gesetzlich vorgeschriebenen Sicherheitseinrichtungen sowie den Generator und das Gehäuse. Also eine komplette, betriebsfähige Dampfturbineneinheit inklusive Lieferung, Montage und Inbetriebnahme. Für alle hier berücksichtigten Dampfturbinen zeigte die Approximation der Daten, dass die Investitionen der Basisdampfturbinenkonfigurationen mit guter Genauigkeit durch den potenziellen Funktionsansatz wiedergegeben wird. Im Folgenden werden für die Gegendruckturbinen und die Entnahme-Kondensationsturbinen die aus den Herstellerdaten entwickelten Basiskostenfunktionen zusammen mit den jeweiligen Herstellerangaben dargestellt und vergleichend bewertet. Ferner werden die o.g. Korrekturfaktoren gezeigt und diskutiert. In allen Diagrammen werden die


Kostendaten, die auf Herstellerangaben basieren und die Basis für die Kostenfunktionen bilden, als Symbole dargestellt. Dagegen werden die Verläufe der Kostenfunktionen mit durchgezogenen Linien gezeigt. Dabei stimmen die Farben der Funktionsverläufe mit denen der entsprechenden Kostendaten überein. Die Kosten werden spezifisch angegeben, das heißt, sie werden auf die elektrische Leistung bezogen (��$� � �� !� �� eren Vergleichbarkeit der Ergebnisse.

6.4.1 Gegendruckdampfturbinen Die hergeleiteten Basiskostenfunktionen für die Gegendruckdampfturbinen sind in Kapitel 6.4.1.1 zusammengefasst. Der Einfluss des Gegendruckes sowie dessen rechnerische Berücksichtigung wird in Kapitel 6.4.1.2 diskutiert. Die Korrekturfaktoren für die Frischdampfparameter Druck und Temperatur werden in Kapitel 6.4.1.3 behandelt. In Kapitel 6.4.1.4 wird der Einfluss der Generatorspannung auf die Investitionskosten erörtert. Die Kostenfunktion für die Gegendruckdampfturbinen nimmt die folgende Gestalt an:

GBasisFtpGpnedampfturbiGegendruck KKffK +⋅⋅=

6.4.1.1 Basiskostenfunktion Die Basiskostenfunktion für die Gegendruckdampfturbine wurde für die Frischdampfparameter 60 bar und 450 °C sowie einem Abdampfgegendruck von 1 bar ermittelt. Es wurden gerade diese Frischdampfparameter gewählt, da hierfür die meisten Daten vorlagen. Der Verlauf der Funktion wird in Abb. 6.7 dargestellt. Die Funktion lautet:

3713,09,485.7 −⋅= elBasis PK Gültigkeitsbereich: 500 kW < Pel < 9.000 kW


KBasis = 7.485,9 Pel-0,3713

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000kWel

��

Hersteller

Korrelation Gegendruckdampfturbinen

Abb. 6.7: Basiskostenfunktion für Gegendruckdampfturbinen

6.4.1.2 Korrektur Gegendruck Bei gleicher elektrischer Leistung ist eine Turbine mit einem höheren Gegendruck teurer, da sie für einen höheren Dampfmassenstrom ausgelegt werden muss. Die Turbine mit dem höheren Gegendruck hat allerdings auch eine größere thermische Leistung. Das Temperaturniveau der auskoppelbaren Wärme ist höher. Abb. 6.8 zeigt die Verläufe der Kostenfunktionen für die Gegendrücke 1 bar, 3 bar und 8 bar.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

kWel

��

Hersteller 1 bar

Hersteller 3 bar

Hersteller 8 bar

Korrelation 1 bar

Korrelation 3 bar

Korrelation 8 bar

Abb. 6.8: Einfluss des Gegendruckes auf die Investitionskosten von Dampfturbinen


Für die Gegendruckturbinen mit 3 bar und für die Gegendruckturbinen mit 8 bar Gegendruck ergeben sich verschiedene Korrekturfaktoren. Die Korrekturfaktoren berechnen sich fGp zu:

11, =barGpf Gültigkeitsbereich: 500 kW < Pel < 9.000 kW

0096,03, 973,0 elbarGp Pf ⋅= Gültigkeitsbereich: 500 kW < Pel < 9.000 kW

0063,08, 054,1 elbarGp Pf ⋅= Gültigkeitsbereich: 500 kW < Pel < 9.000 kW

6.4.1.3 Korrektur des Frischdampfzustandes Generell gilt die Aussage, dass bei höheren Frischdampfparametern, die Dampfturbinen, vorausgesetzt es wird auf den gleichen Druck entspannt, teurer werden. Der Grund dafür ist, dass zusätzliche Schaufelkränze erforderlich sind. Das bedeutet auf der anderen Seite aber auch, dass die Turbinen eine grössere elektrische Leistung erzeugen können. Wird die elektrische Leistung als Ausgangspunkt für die Berechnungen verwendet, so sind die Turbinen mit höheren Frischdampfparametern preiswerter. Der Grund liegt auch hierbei in dem, bei gleicher elektrischer Leistung, niedrigeren Dampfmassenstrom der eine kleiner dimensionierte Turbine zur Folge hat. Bei höheren Frischdampfparametern wird also der Korrekturfaktor fFtp kleiner. Es konnte im Rahmen dieses Projektes keine allgemeingültige Kostenbeziehung mit den Hilfsvariablen Frischdampfdruck- und Frischdampftemperatur hergeleitet werden, da dafür die Datenlage für die zahlreichen möglichen Frischdampfparameter zu gering ist. Es wurden aber für verschiedene Frischdampfparameter die Investitionskosten erfasst und daraus die Korrekturfaktoren fFtp bestimmt. Die Korrelationen in Abb. 6.9 können aber auch als Anhaltspunkt für andere Frischdampfparameter dienen. Bei den ausgewerteten Frischdampfparametern handelt es sich um: Dampfdaten: 24 bar, 350 °C 60 bar, 450 °C 80 bar, 500 °C


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

kWel

��

Daten (24 bar, 350 °C)



Korrelation (24 bar, 350 °C)



Abb. 6.9: Einfluss des Frischdampfzustands auf die Investitionskosten von Gegendruckdampfturbinen

Die Korrekturfaktoren berechnen sich zu:

1577,0)350,24( 451,0 elCbarFtp Pf ⋅=° Gültigkeitsbereich: 500 kW < Pel < 1.500 kW

1)450,60( =°CbarFtpf Gültigkeitsbereich: 500 kW < Pel < 9.000 kW

0175,0)500,80( 732,0 elCbarFtp Pf ⋅=° Gültigkeitsbereich: 1.500 kW < Pel < 9.000 kW

6.4.1.4 Korrektur der Generatorspannung Einen Einfluss auf die Kosten von Gasturbinenaggregaten haben die benötigten Generatoren. Es werden standardmäßig für die kleineren Aggregate, das heißt bis zu elektrischen Leistungen von 4 MW, Generatoren für Mittel- und Niederspannungen (0,4 kV und 6,3 kV) eingesetzt. Bei den größeren Aggregaten kommen vorwiegend 11 kV Generatoren zum Einsatz. Die Kostenunterschiede sind erheblich. Als Richtgröße gilt nach [Alstom Power]: 0,4 kV Generatoren: KG= - 60.000 � 11 kV Generatoren: KG = 40.000 � Bei dem Einsatz eines Niederspannungstransformators reduzieren sich die mit der Kostenfunktion berechneten Investitionskosten um 60.000 �� -�� ..

kV Generators erhöht die Investitionskosten um 40.000 �� /��

dem untersuchten Leistungsbereich von bis zu 10 MWel Konstanten, die unabhängig von der Größe der Dampfturbine sind.


6.4.2 Basiskostenfunktion Entnahme-Niederduckdampfturbine Bei der Entnahme-Niederdruckturbine wird ein Teil des Dampfmassenstromes vor der Niederdruckstufe entnommen. Der verbleibende Dampf wird bis zu einem Kondensationsdruck entspannt. Gegenüber der einfachen Gegendruckturbine sind die Kosten, bei gleichen Frischdampfparametern, durch den Mehraufwand für die Dampfentnahme und die Niederdruckstufe höher. Das bedeutet auf der anderen Seite aber auch, dass die Turbinen eine grössere elektrische Leistung erzeugen können. Die Basiskostenfunktion für die Entnahme Niederdruckdampfturbine wurde für die Frischdampfparameter 60 bar und 450 °C sowie einem Kondensationsdruck von 0,1 bar ermittelt. Es wurden gerade diese Frischdampfparameter gewählt, da hierfür die meisten Daten vorlagen. Der Verlauf der Funktion wird in Abb. 6.10 dargestellt. Die Funktion lautet:

4218,0120.13 −− ⋅= elEKBasis PK Gültigkeitsbereich: 500 kW < Pel < 9.000 kW

KEntnahme-Niederdruck = 13.120 Pel-0,4218

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

kWel

��

Entnahme-Niederdruck Hersteller

Korrelation Entnahme Niederdruck

Abb. 6.10: Basiskostenfunktion von Entnahme-Kondensationsanlagen

Es ist zu berücksichtigen, dass für die Entnahme-Kondensationsturbinen eine entsprechende Kondensatoreinheit notwendig ist. Diese Einheit muss so ausgelegt sein, dass sie den kompletten Dampfmassenstrom aufnehmen kann. Das ist vorzusehen für den Fall, in dem produktionsbedingt kein Dampf abgenommen werden kann. Da für die Kostenfunktion der Entnahme-Kondensationsanlagen die gleichen Frischdampfparameter verwendet wurden, wie für die Basisfunktion der Gegendruckdampfturbinen, ist hier ein Vergleich mit diesen Werten möglich. Der Vergleich ist in Abb. 6.11 dargestellt.


0

50

100

150

200

250

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000kWel

��

Differenz Entnahme-Kond. - Gegendruck

Korrelation

Abb. 6.11: Vergleich der Kosten von Entnahme-Kondensationsanlagen und Gegendruckanlagen

Es zeigt sich das für kleinere elektrische Leistungen die Entnahme-Kondensationsturbine deutlich höhere spezifische Investitionskosten aufweist als die Gegendruckturbine. Das liegt in der aufwendigeren Technik für die Dampfentnahme und die Niederdruckturbine begründet. Bei größeren Leistungen gleicht sich dieser Unterschied immer mehr an, so das die Turbinen gleicher elektrischer Leistung ab ca. 7 MW in etwa gleich hohe Investitionskosten verursachen. Der Vorteil der Entnahme-Kondensationsturbine ist, dass Dampf, falls das produktionsbedingt gewünscht ist, bei höheren Temperaturniveaus entnommen werden kann.

6.4.3 Vergleich der Herstellerangaben mit den Literaturwerten Im Folgenden werden die Herstellerangaben mit den Literaturwerten (Kapitel 6.2) verglichen. In Abb. 6.12 werden die Herstellerangaben als „Punkte“ und die Literaturwerte als „Quadrate“ wiedergegeben.


Vergleich der Herstellerangaben mit den Literaturwerten

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

kWel

€/kW

Daten Obernberger IngwaldDaten FICHTNERHersteller 1 bar (FD 60bar,450 °C)Hersteller 3 bar (FD 60 bar, 450 °C)Hersteller 8 bar (FD 60 bar, 450 °C)Hersteller 1 bar (FD 24 bar, 350 °C)Hersteller 1 bar (FD 80 bar, 500 °C)Korrelation IngwaldKorrelatin Fichtner

Abb. 6.12: Vergleich der Herstellerangaben mit den Korrelationen aus der Literatur

Es zeigt sich, dass in den unteren Leistungsbereichen für Gegendruckturbinen, die Literaturwerte niedriger sind, als die Herstellerangaben. Da allerdings bei den Literaturwerten keine Angaben zum Frischdampfzustand und dem Gegendruck gemacht wurde, ist eine Beurteilung dieser Daten sehr schwierig. Unsere Korrelationen stellen damit, im Gegensatz zur Literatur, durch die definierten Zustände eine genauere Beschreibung der Investitionskosten dar. Bei hohen Frischdampfparametern und niedrigen Gegendrücken (rote Punkte in Abb. 6.12) liegen die Herstellerangaben im Bereich der in der Literatur gefundenen Werte. Aufgrund der Vielzahl der möglichen Dampfzustände, Entnahmeparametern und Gegendrücken konnte in dieser Ausarbeitung nur ein kleines Spektrum der möglichen Varianten betrachtet werden. Mit Hilfe der Kostenfunktionen wird dieses Spektrum erweitert. Für völlig andere Parameter, als die hier verwendeten, liefern die dargestellten Kostenfunktionen einen guten Ansatz für Überschlagsrechnungen.


7 Dampfmotoren

7.1 Einleitung Für die Wandlung der Druck- und Wärmeenergien von Dampfströmen in mechanische bzw. elektrische Energie können neben Dampfturbinen auch Dampfmotoren eingesetzt werden. Sie haben im Vergleich zu den Turbinen ihren Haupteinsatzbereich bei kleinen Dampfmassenströmen und bei häufigem Teillastbetrieb. Die Einsatzmöglichkeit von Dampfmotoren ist einerseits im Rahmen der Kraft-Wärme-Kopplung bei der Verwertung von Abwärme, Schwachgasen, Biomassen sowie Abfällen zur Erzeugung mechanischer bzw. elektrischer Energie zu sehen. Andererseits kommen sie zur Nutzung von Druckgefällen zwischen Kesselanlagen und Verbrauchern zum Einsatz, sodass eine Energierückgewinnung aus Dampfströmen möglich ist. So gibt es z.B. in vielen Unternehmen mehrere Dampfschienen, die mit unterschiedlichen Drücken betrieben werden. In der Regel wird der benötigte Gesamtdampfmassenstrom in einer Kesselanlage beim größten erforderlichen Dampfdruck bereitgestellt. Der Gesamtdampfstrom wird anschließend in Teilströme auf die verschiedenen Dampfschienen aufgeteilt, wobei diese vor ihrer Nutzung auf niedrigere Drücke entspannt werden müssen. In der Vergangenheit wurde diese Entspannung häufig über die verlustreiche Drosselung durchgeführt. Im Rahmen der rationellen Energieverwendung können für die Entspannung dieser Dampfströme bei geeigneten Betriebsgrößen, wie Druckverhältnis, Dampf-massenstrom und Jahresbetriebsstunden, Dampfmotoren zum Einsatz kommen, welche zum Antrieb von Arbeitsmaschinen oder Generatoren verwendet werden können. Im Rahmen der hier dokumentierten Untersuchung wird eine Kostenfunktion zur Beschreibung der Investition von Dampfmotoren, die zur Umwandlung der Druck- und Wärmeenergie von Dampfströmen in elektrische Energie zum Einsatz kommen, entwickelt und diskutiert. Im folgenden Kapitel 7.2 werden die Grundlagen der Entspannung von Dampfströmen in Kraftmaschinen kurz zusammengefasst. Daraus werden die die Investitionskosten bestimmenden Hauptvariablen von Dampfmotoren genannt. Im Kapitel 7.3 werden die möglichen Bauarten von Dampfmotoren, die für die Dampfentspannung eingesetzt werden können, vorgestellt. Aus den Daten für die Investitionskosten von Dampfmotoren, die durch eine Herstellerbefragung ermittelt wurden, wird die Kostenfunktion abgeleitet. Die für die Approximation verwendeten mathematischen Ansätze sowie die mathematischen Gütekriterien, die zur Bewertung und Auswahl der entwickelten Funktionen herangezogen werden, sind in Kapitel 7.4 dargestellt. Die Ergebnisdarstellung hinsichtlich der Investitionskosten folgt in Kapitel 7.5 für die Bauart Hubkolbenmaschine.


7.2 Grundlagen der Dampfentspannung Dampfströme unter Druck sind in vielen Bereichen der Technik zu finden. Sie beinhalten Druck- und Wärmeenergien, die diesen durch technische Vorleistungen zu einem früheren Zeitpunkt zugeführt wurden. Bei der Verwertung von Abwärme bzw. ortsgebundenen Brennstoffen mit geringen Heizwerten zur Bereitstellung elektrischer Energie wird Dampf in Kesselanlagen erzeugt. Anschließend wird dessen Energieinhalt in Kraftmaschinen teilweise in elektrische Energie gewandelt. Im Rahmen verschiedener Produktionsprozesse werden Dampfströme unterschiedlichen Druckes verwendet, sodass die Entspannung von Teil-dampfströmen auf die verschiedenen Druckniveaus notwendig wird. Für die vorab beschriebenen Aufgaben können Dampfmotoren grundsätzlich eingesetzt werden. Im Falle der Verwertung von Abwärme bzw. Brennstoffen stehen Dampfmotoren in Konkurrenz zu Dampfturbinen. Erstere haben ihre Vorteile bei kleinen Dampfmassenströmen und häufigem Teillastbetrieb. Die Nutzung von Druckgefällen innerhalb von Dampfnetzen durch Kraftmaschinen dient als Maßnahme zur Energierückgewinnung, wobei Dampfmotoren aufgrund der geringen Dampfmassenströme und Druckverhältnisse fast immer Vorteile gegenüber Dampfturbinen besitzen. Durch diese Maßnahme ist eine Teilerhaltung der den Dampfströmen in einem vorangegangenen Verfahrensschritt zugeführten Exergie möglich. Die so erzeugte mechanische Energie kann sowohl zum Antrieb von Arbeitsmaschinen als auch eines Generators zur Erzeugung elektrischer Energie eingesetzt werden. Die in einem Dampfmotor (DM) aus einem Dampfstrom gewinnbare mechanische Energie PM,DM berechnet sich bei der adiabaten Expansion und Vernachlässigung der kinetischen und potentiellen Energien nach:

( ) .)hh(mhhmPP 1S2DM,iDampfDM,m12DampfDM,miDM,mDM,M −⋅η⋅⋅η=−⋅⋅η=⋅η= ��

Darin sind ηm,DM der mechanische Wirkungsgrad des Dampfmotors (DM), Pi die innere Leistung des Motors, Dampfm� der Dampfmassenstrom, ηi,DM der innere

Wirkungsgrad des Dampfmotors, h2 die spezifische Enthalpie des Dampfes am Austritt der Maschine, h1 die spezifische Enthalpie des Dampfes am Eintritt sowie h2S die spezifische Enthalpie des Dampfes am Austritt der Maschine bei isentroper Expansion. Die maximal in mechanische Energie wandelbare Leistung eines Dampfmotors (ohne Berücksichtigung der kinetischen und potentiellen Energien und bei adiabater Expansion) wird durch den Dampfmassenstrom und die bei gegebenem Eintrittszustand des Dampfes und abbaubarem Druckverhältnis zur Verfügung stehende isentrope Enthalpiedifferenz des Dampfes bestimmt. Auf Grund von verschiedenen Verlusten im Motor, die z.B. durch die innere Reibung des Dampfes, den Ladungswechsel sowie die Triebwerksreibung auftreten, kann dagegen nur eine geringere mechanische Leistung durch den Motor bereitgestellt werden, die durch den Dampfmassenstrom, den mechanischen Wirkungsgrad und der sich einstellenden Enthalpiedifferenz (h2-h1) zu beschreiben ist. Die mechanische Leistung eines Dampfmotors wird somit im Wesentlichen vom verfügbaren Druckverhältnis, vom gegebenen Eintrittszustand des Dampfes sowie


vom vorhandenen Dampfmassenstrom bestimmt. Diese drei Betriebsparameter bestimmen hauptsächlich die Größe eines Dampfmotors (Arbeitsvolumen und Stufenanzahl) und stellen damit die Hauptgrößen zur Bestimmung der Investitionskosten dar. Idealerweise sollte demnach eine Kostenfunktion zur Beschreibung der Investitionskosten von Dampfmotoren diese Parameter als unabhängige Variablen nutzen. Dampfmotoren werden im Wesentlichen zur Bereitstellung elektrischer Energie eingesetzt. Zur rechnerischen Bestimmung der aus einem Dampfstrom bereitzustellenden elektrischen Leistung muss die mechanische Leistung mit dem Generatorwirkungsgrad ηGen multipliziert werden. Damit ergibt sich die elektrische Bruttoleistung:

DM,MGenel PP ⋅η= .

7.3 Technikbeschreibung Für die arbeitsleistende Entspannung von Wasserdampf in Dampfmotoren werden bis dato in der Praxis ausschließlich Hubkolbenmotoren angewendet, die im Folgenden beschrieben werden. Eine denkbare Alternative stellen die Schraubenmaschinen dar. Dieser Maschinentyp ist bisher nur im universitären Bereich als Forschungsobjekt zu finden. Der Aufbau und die Funktionsweise von Schraubenmaschinen, die als Kraftmaschinen einsetzbar sind, soll trotzdem an dieser Stelle kurz erläutert werden, da zukünftig eine Anwendung dieses Maschinentyps bei der Entspannung von Wasserdampf oder anderen Gasarten durchaus vorstellbar ist.

7.3.1 Hubkolbenmaschinen Die Hubkolbenmaschine wird als Dampfmotor in Deutschland nur von einem Hersteller [26] gebaut und vertrieben. Dabei handelt es sich um eine Kreuzkopf-Maschine mit doppelt wirkendem Kolben. Sie ist für den Einsatz in kleinen und mittleren Dampfkraftanlagen (bis 2.000 kWel) aber auch zur Nutzung von Druckgefällen in Dampfnetzen konzipiert. Der Motor kann sowohl für den Gegendruck- als auch Kondensationsbetrieb ausgeführt werden. Des Weiteren ist eine Zwischenentnahme möglich. Durch das realisierte Baukastenprinzip ist einerseits die optimale Anpassung des Motors an die lokalen Betriebsgrößen möglich. Andererseits erlaubt es bei veränderten Prozessparametern die nachträgliche Leistungssteigerung des Motors am Aufstellungsort. Der Dampfmotor kann mit maximal sechs Zylindern ausgerüstet werden, die sowohl ein- als auch mehrstufig geschaltet sein können. Den Querschnitt des Dampfmotors zeigt Abb. 7.1. Auf der rechten Seite des Querschnitts ist der Kurbeltrieb des Motors zu erkennen, der aus Kurbelwelle, Pleuel, Kreuzkopf, Kolbenstange und doppelt wirkendem Kolben aufgebaut ist. Auf der linken Seite der Abbildung ist die Steuereinheit zu erkennen. Sie ist aus einer hohlen


Steuerwelle, die gegenläufig zur Kurbelwelle mit gleicher Drehzahl rotiert, einem losen und einem festen Exzenter je Zylinder, einem Kreuzkopf und einer daran befestigten Schieberstange zusammengesetzt. Am oberen Ende der Schieberstange ist der Kolbenschieber befestigt, der sich im Dampfmaschinenbau bewährt hat und die Befüllung und Entladung der beiden Arbeitsräume pro Zylinder steuert.

Abb. 7.1: Querschnitt eines Hubkolben-Dampfmotors (aus [27])

In den beiden Arbeitsräumen der Zylinder wird der unter Druck stehende Dampf entspannt, sodass seine Druck- und Wärmeenergie teilweise in mechanische Energie gewandelt wird, die über den Kurbeltrieb an die Kurbelwelle der Maschine weitergeleitet wird. Letztere ist mit einem Schwungrad und einer direkten elastischen Kupplung verbunden, sodass die Motoren sowohl zum direkten Antrieb von Arbeitsmaschinen als auch zum Antrieb von Generatoren zwecks Bereitstellung elektrischer Energie verwendet werden können. Der Ladungswechsel der Motoren wird von der Steuerwelle gesteuert. Sie ist je Zylinder mit einem festen und losen Exzenter ausgerüstet. Ersterer bestimmt bei einer Mehrzylindermaschine die Reihenfolge, in der die Arbeitszylinder mit Gas beaufschlagt werden. Der lose Exzenter, der sich auf einer Kreisbahn um den festen Exzenter bewegt, übernimmt mit Hilfe eines Schieberpleuels, einer Schieberstange sowie des Kolbenschiebers die Steuerung des Gasein- und -austritts in den jeweiligen Zylinder ober- und unterhalb seines Arbeitskolbens.


Die Vorteile der Hubkolbenmaschine sind der hohe Gütegrad der Maschine sowie ihr gutes Teillastverhalten auf Grund einer Füllungsregelung bei variierenden Dampfdurchsätzen. Das Regelsystem der Hubkolben-Dampfmotoren kann auf verschiedene Regelgrößen, wie z.B. Ab- und Zudampfdruck, Temperatur, Leistung und Drehzahl, eingestellt werden.

7.3.2 Schraubenmaschinen Schraubenmaschinen, die sich im unteren Leistungsbereich als Verdichter etabliert haben, können bei umgekehrter Durchströmung prinzipiell auch motorisch genutzt werden. Sie gehören in die Gruppe der mehrwelligen Rotationsverdrängermaschinen und sind aus einem Haupt- und Nebenläufer, die sich in einem Gehäuse drehen, aufgebaut. Die Verzahnungen der beiden Läufer greifen ineinander, wobei der Arbeitsraum der Schraubenmaschine durch den Zahnlückenraum der beiden Rotoren und dem Gehäuse gebildet wird. Beim Schraubenmotor wandert dieser Zahnlückenraum axial in Durchströmungsrichtung durch das Gehäuse und vergrößert sich dabei kontinuierlich. Der Dampf strömt durch eine Gehäuseöffnung in den dahinterliegenden Profillückenraum ein. Dieser dreht sich stetig weiter, sodass der Füllvorgang beendet ist wenn der Lückenraum vollständig vom Einlassquerschnitt getrennt ist. Die Expansion des Dampfes treibt die Rotoren an bis sich die Rotorzahnköpfe den Auslassquerschnitt des Gehäuses überfahren. Bei weiterer Drehung der Rotoren überschneidet der mit Dampf gefüllte Profillückenraum den Auslassquerschnitt des Gehäuses, sodass der Dampf nach erfolgter Expansion aus diesem verdrängt wird. In Abhängigkeit der Zähnezahl des Hauptrotors kann das vorab beschriebene Arbeitsspiel mehrmals pro Umdrehung erfolgen. Auf Grund des robusten Aufbaus der Schraubenmotoren ist auch die Expansion des Dampfes bis weit ins Nassdampfgebiet möglich, was einen Vorteil im Vergleich zu kleinen Dampfturbinen gleicher Leistung darstellt. Basierend auf den technischen Voraussetzungen dieses Maschinentypes ist der Einsatz als Dampfmotor im unteren Leistungsbereich also grundsätzlich möglich. Bis dato gibt es allerdings noch keine Schraubenmotoranlage in der Praxis. Sie befinden sich derzeit in der Erprobungsphase. So wird an der Universität Dortmund eine Schraubenmotoranlage zwecks Dampfentspannung zu Versuchszwecken im Rahmen einer Demonstrationsanlage betrieben [28]. Dort wird ein Teil der Abgaswärme von drei gasbetriebenen Blockheizkraftwerken in einem Abhitzekessel zur Dampferzeugung genutzt. Der Dampf wird anschließend in einem Schraubenmotor, bei dem es sich um eine einstufige, trockenlaufende, gleitgelagerte Schraubenmaschine handelt und die über ein externes Untersetzungsgetriebe mit einem Generator (Pel= 110 kW) gekoppelt ist, entspannt. Dadurch kann ein Teil der eingesetzten Abwärme in elektrische Energie gewandelt werden. Der Abdampf des Schraubenmotors wird im nachgeschalteten Wärmeübertrager kondensiert und die anfallende Wärme ins universitätseigene Fernwärmenetz eingespeist. Nach [28] zeigen die bisherigen Betriebserfahrungen, dass der dampfbetriebene Schraubenmotor zuverlässig arbeitet. Durch eine Weiterentwicklung der Schraubenmotorsteuerung sind noch Potenziale hinsichtlich einer Wirkungsgradsteigerung – insbesondere im Teillastbereich – vorhanden, die derzeit an der Universität Dortmund erschlossen werden. Damit können nach [28] ähnlich hohe Maschinenwirkungsgrade erreicht werden, wie sie von Turbinen in höherem Leistungsbereich bekannt sind, sodass sich zukünftig Schraubenmotoren durchaus


in der Praxis durchsetzen und sich als Alternative zum Hubkolben-Dampfmotor etablieren könnten. Auf Grund fehlender Anlagen kann im weiteren Verlauf dieser Ausführungen keine Kostenfunktion für Schraubenmotoren erstellt werden. Trotzdem ist die Behandlung dieses Maschinentyps im Rahmen dieses Kapitels sinnvoll, da zukünftig mit Schraubenmotoren, wie bereits ausgeführt, im Bereich der Dampf- und Gasentspannung durchaus zu rechnen ist.

7.4 Kostenfunktionen für Dampfmotoren Einleitend wird die Wahl der unabhängigen Hauptvariable von Dampfmotoren, die in den Kostenfunktionen verwendet wird, erläutert. Danach werden die für die herzuleitende Kostenfunktion verwendeten mathematischen Ansätze dargelegt. Abschließend werden diejenigen Kriterien genannt, die für die Beurteilung der Güte der Approximation herangezogen werden.

7.4.1 Hauptvariable für Gasentspannungsanlagen In Kapitel 7.2 wurden die drei Betriebsparameter Druckverhältnis, Eintrittszustand und Dampfmassenstrom als kostenbestimmend erkannt. Da eine große Zahl von Kombinationen dieser drei Betriebsparameter vorstellbar ist, gestaltet sich eine derartige funktionale Beschreibung der Investitionskosten schwierig. Aus diesem Grund und der Tatsache, dass Dampfmotoren häufig zur Stromgestehung eingesetzt werden, soll vereinfachend die Kostenfunktion in Abhängigkeit der elektrischen Bruttoleistung aufgestellt werden. Dabei umfassen die Kostendaten den finanziellen Aufwand für die Einheit aus Dampfmotor, Steuer- und Regelung, Generator und Schaltschrank.

7.4.2 Mathematische Ansätze Die durch eine Marktanalyse ermittelten Daten für Investitionskosten bilden die Basis für die zu entwickelnde Kostenfunktion. Die Daten werden im ersten Schritt durch verschiedene mathematische Funktionen angenähert, deren Koeffizienten durch Ausgleichsrechnungen ermittelt werden. Dabei werden folgende Ansätze untersucht:

Linear: linlinBasis bQaK +⋅= ,

Polynom: polpol2

polBasis cQbQaK +⋅+⋅= ,

Potenziell: potb

potBasis cQaK pot +⋅= ,

Exponentiell: ( )exp

QbexpBasis deaK

expcexp +⋅= ⋅ ,


Logarithmisch: ( ) lnlnb

lnBasis dcQlnaK ln ++⋅= .

Die Kostendaten von Dampfmotoren der Bauart Hubkolbenmaschine werden durch die oben stehenden Funktionsansätze angenähert.

7.4.3 Gütekriterien Die Kostendaten des Herstellers der Hubkolben-Dampfmotoren werden durch Ausgleichsrechnungen mit den o.g. funktionalen Ansätzen angenähert. Dabei wird die Methode der kleinsten Fehlerquadrate angewendet. Bei dieser Methode werden die Parameter der funktionalen Ansätze derart berechnet, dass die Abstandsquadratsumme, die sich aus den Datenpunkten und den zugehörigen Funktionswerten ergibt, minimiert wird. Es werden somit für jede zu entwickelnde Kostenfunktion fünf Ausgleichsrechnungen durchgeführt, wodurch fünf Abstandsquadratsummen generiert werden. Der Ansatz, der die kleinste Abstandsquadratsumme ergibt, stellt dann in der Regel die beste Approximation der Messwerte dar. Bei großen Beträgen der Mess- und Funktionswerte, wie sie bei den Investitionskosten von Dampfmotoren durchaus vorkommen, kann die Abstandsquadratsumme trotz Minimierung sehr große Werte annehmen, wodurch die Anschaulichkeit dieses Gütekriteriums verloren geht. Aus vorgenanntem Grund wird als zusätzliches Kriterium das Bestimmtheitsmass verwendet. Es ist ein Kriterium für den linearen Zusammenhang zweier Variablen x und y. Je näher die Abhängigkeit der beiden Variablen dem linearen Zusammenhang kommt, desto größer wird der Wert des Bestimmtheitsmasses, wobei es den Maximalwert 1 erreichen kann. Dieser Wert bedeutet, dass die beiden Variablen x und y durch einen linearen funktionalen Zusammenhang dargestellt werden können. Im Rahmen der Entwicklung der Kostenfunktionen wird das Bestimmtheitsmass auf die benutzten Kostendaten sowie die zugehörigen Funktionswerte der Kostenfunktionen angewendet. Im Idealfall nimmt es den Wert 1 an, sodass in diesem Fall die Kostenfunktion jeden Wert der zugehörigen Kostendaten exakt wiedergibt. Damit ist eine anschaulichere Darstellung der Approximationsgüte möglich. Durch die Verwendung des Bestimmtheitsmaßes wird aber keine zusätzliche Information hinsichtlich der Approximationsgüte gegeben. Die detailliertere Beschreibung sowie die Bestimmungsgleichungen für die Gütekriterien Abstandsquadratsumme und Bestimmtheitsmass sind im ersten Teil dieses Berichtes zu finden.

7.5 Ergebnisdarstellung Im Folgenden wird die entwickelte Kostenfunktion für den Hubkolben-Dampfmotor dargestellt, mit den Herstellerangaben verglichen und bewertet. Als Hauptvariable der Kostenfunktion wird vereinfachend die elektrische Bruttoleistung Pel in kW verwendet. Die entwickelte Kostenfunktion umfasst den Investitionsaufwand für die Hubkolbenmaschine, der Steuerung und Regelung, den Generator sowie den Schaltschrank.


7.5.1 Hubkolbenmotor Für die Hubkolbenmaschine zeigte die Approximation der Daten, dass die Investitionskosten mit guter Genauigkeit durch den potenziellen Funktionsansatz wiedergegeben wird. Darin werden die Investitionskosten in Euro berechnet, wobei die elektrische Bruttoleistung Pel in kW verwendet werden muss. Damit ergeben sich für die Parameter apot, bpot und cpot der Gleichung die Einheiten [��0��b)], [-] sowie [�1� Die vergleichende Darstellung der Kostendaten mit dem Verlauf der entwickelten Kostenfunktion zur Beschreibung der Investition des Hubkolben-Dampfmotors wird in Abb. 7.2 gezeigt. Die entwickelte Funktion lautet:

kW510.1PkW160:sbereichGültigkeit

,P9160,4344,222.118K

el

3098,1elDampfmotor,Inv

≤≤

⋅+=

Abb. 7.2: Kostendaten und Kostenfunktion für die Investition bei Hubkolbendampfmotoren

Da Dampfmotoren in Deutschland nur von einem einzigen Hersteller gebaut und vertrieben werden, ist die Datenbasis, wie in Abb. 7.2 ersichtlich, dünn. Trotzdem wurde eine erste grobe Kostenfunktion zur Beschreibung der Investitionskosten von Hubkolben-Dampfmotoren erstellt, da sie durchaus potentiellen Anwendern einen ersten Eindruck über den zu erwartenden finanziellen Aufwand geben kann.

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600

Elektrische Bruttoleistung Pel [kW]

Ko

sten

[��

Hersteller Dampfmotor

Korrelation Dampfmotor


7.5.2 Zusammenfassende Ergebnisdiskussion Im Rahmen des Vorhabens wurden für den Bereich „Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung“ eine Kostenfunktion für Dampfmotoren entwickelt. Basis für die Herleitung der Korrelation waren Kostendaten (Preise aus 2002), die durch eine Herstellerbefragung generiert wurden. Aktuell sind nur Dampfmotoren des Typs Hubkolbenmotor in der Praxis im Einsatz. Die Ausgleichsrechnungen zeigten, dass für diesen Maschinentyp die Investitionskosten durch einen potenziellen Funktionsansatz mit guter Genauigkeit zu den Kostendaten wiedergegeben werden. Dabei beschreibt die Funktionen den Preis einer Einheit bestehend aus Motor, Steuerung und Regelung, Generator und Schaltschrank. Die Datenbasis zur Entwicklung der Kostenfunktion ist spärlich, da nur ein Hersteller in Deutschland den Hubkolbenmotor für die Dampfentspannung vertreibt. Dennoch bietet die entwickelte Kostenfunktion für Anwender einen guten Ansatz, um eine erste Abschätzung der zu erwartenden Investitionskosten von Dampfmotoren durchführen zu können. Die Rentabilität der Dampfentspannung hängt neben dem vorhandenen Druckverhältnis und dem zur Verfügung stehenden Dampfmassenstrom auch von der zu erwartenden Jahresbetriebsstundenzahl und den aktuellen Strompreisen ab. Damit ist für jeden Fall eine kostenmäßige Bewertung der Dampfentspannung unter Berücksichtigung der gegebenen Betriebsparameter und Randbedingungen erforderlich, wobei die Anwendung der entwickelten Kostenfunktion eine Reduzierung des Aufwandes darstellt.


8 Literatur [1] ASUE, Mikro-KWK, Motoren, Turbinen und Brennstoffzellen, Verlag Rationeller

Erdgaseinsatz, 2001 [2] ASUE, BHKW-Kenndaten, Module, Anbieter, Kosten, Verlag Rationeller

Erdgaseinsatz, 2001 [3] ASUE, Gasturbinen Kenndaten, Verlag Rationeller Erdgaseinsatz, 1999 [4] VGB PowerTech, 9/2001, Seite 19 [5] W. Suttor, Praxis Kraft-Wärme-Kopplung, Verlag C.F. Müller Karlsruhe [6] hessenENERGIE, Energiepolitik für die Kraft-Wärme-Kopplung, Horst

Meixner, 2001 [7] Zeitung für kommunale Wirtschaft, ZfK, Turbine auch für Bio- und andere

Schwachgase, 05.05.2001 [8] BWK Bd. 53 (2001) Nr.6, Mikrogasturbinen für den kleinen Leistungsbereich [9] BWK Bd. 53 (2001) Nr.6, Seite 10, Neues Mikroturbinen-Modul [10] E & M, Contracting/Nachrichten, Mai 2001, Seite 21, Contracting Baukasten [11] BWK Bd. 53 (2001) Nr.6, Seite 6, Mikroturbinen Technik und Anwendung [12] H. Lehmann, Handbuch der Dampferzeugung, Resch Verlag, 1990 [13] Gas turbine world, Handbook, Fairfield, Conn.: Pequot Publ., 1984 – 2000 [14] Euroheat & Power – Fernwärme international 12/2000, KWK-Förderung nach

dem Vergleichsmarktprinzip, Seite 70-79 [15] Chemical Engineering, New York, Band 93, Heft 14, Seite 73-78, Capital cost

of gas-turbine heat-recovery boilers [16] K. Lucas, Thermodynamik: Die Grundgesetze der Energie und

Stoffumwandlung, 3. Auflage, Springer 2001 [17] BHKW-Infozentrum, kWK-Gesetz, 2002 [18] Arbeitsgruppe KWK, Grundsatzpapier zur Kraft-Wärme-Kopplung, 2000 [19] Tolle, Mindestkaufpflichtmodell mit handelbaren KWK-Zertifikaten, Energie-

und Umwelt Consulting


[20] "Wirtschaftliches und ausschöpfbares Potential der Kraft-Wärme-Kopplung in Baden-Württemberg", Untersuchung im Auftrag des Wirtschaftsministeriums Baden-Württemberg, Bearbeiter: DLR Stuttgart, ZSW Stuttgart, Ingenieurbüro Schuler Ludwigsburg, Ingenieurconsulting Mannheim-Heidelberg, Juni 1994

[21] Herstellerbefragung zu BHKW im Rahmen der KWK-Studie [1] [22] VDI-GET-Informationsschrift: Gasturbinen in der Kraft-Wärme-Kopplung, 1993 [23] Bedeutung, Einsatzbereiche und technisch-ökonomische

Entwicklungspotentiale von Wasserstoffnutzungstechniken, Bearbeiter: ZSW Stuttgart, DLR Stuttgart, LBST Ottobrunn, Januar 1992

[24] Lucas, Roth, Ripke, Zum Einfluss der Gleichzeitigkeit auf den Nutzungsgrad

bei der industriellen Kraft-Wärme-Kopplung, Energie- und Umwelttechnik 43. Jg., Heft 10, Oktober 1994

[25] P. Hupperich, H.-J. Schiffgens, Verbrennungsmotor-Blockheizkraftwerke,

Forschungszentrum Jülich (Hrsg.), 1994 [26] Prospektmaterial der Spillingwerk GmbH, Hamburg. [27] Stichwort „Entspannung“, Strom aus Gasdruck. Arbeitsgemeinschaft für

Sparsamen und Umweltfreundlichen Energieverbrauch (ASUE) e.V., Kaiserslautern.

[28] Kauder, K.; Fost, C.; Piatkowski, R.: Stromerzeugung mit Schraubenmotoren.

VDI-Berichte 1457, Fortschrittliche Energiewandlung und –anwendung, S. 409 – 420, VDI-Verlag, Düsseldorf, 1999.

IUTA e.V.: Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung III.1 Projektträger: Stiftung Industrieforschung

Teil III: Anlagen zur Verbesserung der Stromwirtschaft / Erdgasentspannungsanlagen Inhalt: Teil III: Anlagen zur Verbesserung der Stromwirtschaft / Erdgasentspannungsanlagen ..................................................................................... 1 1 Einleitung............................................................................................................. 2 2 Grundlagen der Gasentspannung........................................................................ 4 3 Technikbeschreibung........................................................................................... 7

3.1 Hubkolbenmaschinen ................................................................................... 8 3.2 Schraubenmaschinen................................................................................... 9 3.3 Turbinen ..................................................................................................... 10

4 Kostenfunktionen für Erdgasentspannungsanlagen .......................................... 13

4.1 Kostenfunktionen für Erdgasentspannungsanlagen in der Literatur ........... 13 4.2 Hauptvariable für Gasentspannungsanlagen.............................................. 15 4.3 Mathematische Ansätze ............................................................................. 15 4.4 Gütekriterien ............................................................................................... 16

5 Ergebnisdarstellung ........................................................................................... 17

5.1 Hubkolbenmaschinen ................................................................................. 17 5.2 Turbine ....................................................................................................... 18 5.3 Zusammenfassende Ergebnisdiskussion ................................................... 19

6 Literatur.............................................................................................................. 21 Abbildungen: Abb. 3.1: Nomogramm zur Bestimmung der elektrischen Leistung einer

Gasexpansionsanlage (aus [4]) ........................................................................... 7 Abb. 3.2: Längsschnitt eines Hubkolben-Expansionsmotors (aus [4]) ........................ 8 Abb. 3.3: Radiallaufrad einer Gasexpansionsturbine (aus [4]).................................. 11 Abb. 4.1: Literaturdaten bezüglich der Investitionskosten von

Gasentspannungsanlagen mit Hubkolbenmaschinen........................................ 14 Abb. 4.2: Literaturdaten bezüglich der Investitionskosten von

Gasentspannungsanlagen mit thermischen Strömungsmaschinen ................... 15 Abb. 5.1: Kostendaten und Kostenfunktion für die Investition bei Hubkolbenmotoren

zur Gasentspannung.......................................................................................... 18 Abb. 5.2: Kostendaten und Kostenfunktion für die Investition bei Turbinen zur

Gasentspannung ............................................................................................... 19


1 Einleitung Fluidströme mit hohem Druck beinhalten Druckenergien, die durch den Einsatz von Kraftmaschinen zwecks Energierückgewinnung in mechanische Energie gewandelt werden können. Die so rückgewonnene mechanische Energie kann zum Antrieb von Arbeitsmaschinen bzw. Generatoren genutzt werden. Der Einsatz von Kraftmaschinen – hier auch Entspannungsmaschinen genannt – ermöglicht somit die teilweise Rückgewinnung von Exergie - d.h. Wandlung von Druck- und Wärmeenergie in mechanische Energie -, die bereits zu einem früheren Zeitpunkt durch die Natur oder technische Systeme – wie z.B. Verdichter – den Fluidströmen zugeführt wurde. Prinzipiell sind Entspannungsmaschinen sowohl bei Gas- als auch Flüssigkeitsströmen höheren Drucks anwendbar. Erstere sind insbesondere in der Erdgaswirtschaft zu finden, wo die Erdgasversorgungsnetze auf verschiedenen Druckniveaus betrieben werden, sodass auf dem Weg zum Verbraucher an den Schnittstellen der verschiedenen Netzbereiche, den so genannten Gasübergabestationen, die Reduzierung des Gasdruckes notwendig wird. Bis in die siebziger Jahre wurden diese Druckminderungen ausschließlich durch adiabate Drosselung realisiert, wobei Exergie in Anergie gewandelt wird und somit wertvolle Energie verloren geht. Ferner ist bei der Einspeisung von Gas ins Versorgungsnetz aus Gasspeichern, die zum Ausgleich der saisonal bedingten Schwankungen der Gasabnahme eingesetzt werden, die Reduzierung des Gasdruckes von ca. 100 bar auf die Betriebsdrücke der regionalen bzw. städtischen Transportleitungen, die zwischen 30 bar und 2 bar liegen, notwendig, sodass dieser Bereich ebenfalls eine Anwendungsmöglichkeit der arbeitsleistenden Gasentspannung darstellt. Aber auch bei Prozessen der chemischen und petrochemischen Industrie oder in konventionellen Kraftwerken sind Arbeits- und Restgase bei höheren Temperaturen und Drücken für eine nachgeschaltete Entspannung geeignet. Die Entspannung von Flüssigkeitsströmen ist vorwiegend in der Trinkwasserversorgung zu beobachten. Im Rahmen der hier dokumentierten Untersuchung werden Kostenfunktionen von Entspannungsmaschinen entwickelt und diskutiert, die zur Umwandlung der Druck- und Wärmeenergie von Gasströmen in mechanische bzw. elektrische Energie zum Einsatz kommen. Maschinen zur Entspannung von Flüssigkeitsströmen, wobei es sich fast ausschließlich um Francis-Turbinen handelt, werden an dieser Stelle nicht behandelt, da diese mit ihrem Einsatz in der Trinkwasserversorgung ein isoliertes Einsatzgebiet besitzen. Dagegen besitzt die Gasentspannung – auch zukünftig - ein weitaus größeres Potenzial. Im folgenden Kapitel 2 werden die Grundlagen der Entspannung von Gasströmen in Kraftmaschinen kurz zusammengefasst. Daraus werden die die Investitionskosten bestimmenden Hauptvariablen von Entspannungsmaschinen genannt. Im Kapitel 3 werden die gängigsten Bauarten von Entspannungsmaschinen, die für die Gasentspannung eingesetzt werden können, vorgestellt. Aus den Daten für die Investitionskosten von Entspannungsmaschinen, die durch Literaturrecherchen und Herstellerbefragungen ermittelt wurden, werden Kostenfunktionen abgeleitet. Die für die Approximation verwendeten mathematischen Ansätze sowie die mathematischen Gütekriterien, die zur Bewertung und Auswahl der entwickelten Funktionen


herangezogen werden, sind in Kapitel 4 kurz dargestellt. Die Ergebnisdarstellung hinsichtlich der Investitionskosten folgt in Kapitel 5 getrennt nach den Bauarten Hubkolbenmaschinen und Turbinen.


2 Grundlagen der Gasentspannung Gasströme unter Druck sind in vielen Bereichen der Technik zu finden. Sie beinhalten Druck- aber auch häufig Wärmeenergien, die diesen durch technische Vorleistungen zu einem früheren Zeitpunkt zugeführt wurden. Häufig müssen diese Gasströme am Ende einer Prozesskette entspannt werden, sei es aus Gründen der Ver- oder Entsorgung. So benötigen z.B. Verbraucher in der Gaswirtschaft Erdgas niederen Druckes für die energetische Verwendung in Brennern. Die Entstickung von Rauchgasen in Kraftwerken benötigen NH3-Ströme geringen Druckes, wobei Ammoniak bei hohen Druck vorgehalten werden muss, was den Einsatz einer Entspannung erfordert. Restgase aus chemischen bzw. petrochemischen Prozessen müssen häufig entspannt werden, um weiteren Entsorgungsschritten zugeführt werden zu können. Die Entspannung von Gasen kann sowohl durch Drosselung als auch durch arbeitsleistende Entspannung in Kraftmaschinen durchgeführt werden. Die Drosselung wird als isenthalpe Zustandsänderung ohne Arbeitsentzug und ohne Wärmeaustausch angesehen, bei der die Enthalpie des zu entspannenden Gases konstant bleibt. Während der Drosselung erfahren reale Gase – wie z.B. Erdgas – auf Grund des Joule-Thomson-Effektes eine Abkühlung, die von der Art und dem Zustand des Gases abhängt. Bei Erdgas beträgt die durchschnittliche Temperaturabsenkung zwischen 0,4 K/bar und 0,5 K/bar. Werden hohe Druckdifferenzen gedrosselt muss das zu entspannende Gas auf Grund der vorab erwähnten Abkühlung vorher erwärmt werden, um unzulässige Unterkühlungen, die zu Kondensat-, Gashydratbildung und Vereisung führen, zu vermeiden. Bis in die siebziger Jahre erfolgte die Gasentspannung ausschließlich durch adiabate Drosselung. In den Erdgasversorgungsnetzen geschieht dieses in den so genannten Druckreduzierstationen, welche die Schnittstellen zwischen den Hoch-, Mittel- und Niederdrucknetzen darstellen. Sie sind aus Sicherheitsgründen aus mehreren Drosselsträngen aufgebaut, wobei mittels vorgeschalteten Wärmeübertragern das Gas vor der Drosselung erwärmt wird, sodass die Gastemperatur nach der Druckreduzierung oberhalb 5 °C liegt. Die Drosselung ist im idealen Fall durch eine isenthalpe Zustandsänderung gekennzeichnet, wobei die Druckenergie in Wärme gewandelt wird und dabei dem Prozess vollständig verloren geht. Als Maßnahme zur Energierückgewinnung kann die Entspannung von Gasen in Kraftmaschinen unter Bereitstellung von mechanischer Energie erfolgen. Damit ist eine Teilerhaltung der dem Gasstrom in einem vorangegangenen Verfahrensschritt zugeführten Exergie möglich. Die so erzeugte mechanische Energie kann sowohl zum Antrieb von Arbeitsmaschinen als auch eines Generators zur Erzeugung elektrischer Energie eingesetzt werden. Konstruktiv können konventionelle Druckreduzierstationen der Erdgasversorgungsnetze einfach mit einer Entspannungsmaschine ausgerüstet werden. Sie wird parallel zu den bestehenden Drosselsträngen installiert und betrieben. Bei Ausfall des Entspannungsstranges kann die Reduzierstation über die Drosselung weiter betrieben werden, sodass die Versorgungssicherheit weiterhin gewährleistet bleibt.


Die technische Arbeit, die dem Gas bei der Entspannung in einer Kraftmaschine entzogen wird, reduziert seinen Wärmeinhalt, sodass es abkühlt. Diese Abkühlung ist wesentlich stärker als diejenige, die aufgrund des vorab genannten Joule-Thomson-Effektes bei der Drosselung auftritt. Dadurch ist bei der arbeitsleistenden Entspannung grundsätzlich eine vorausgehende Erwärmung des Gases notwendig. Die Gaserwärmung kann konventionell durch einen separaten, gasgefeuerten Heizkreis realisiert werden, wobei in Hochdruck-Wärmeübertragern der Gasstrom durch das Heizwasser erwärmt wird. Aufgrund der begrenzten Wassertemperaturen des Heizkreises und des gasseitig schlechten Wärmeübergangs bauen derartige Vorwärmanlagen sehr groß und erfordern daher einen hohen Investitionsaufwand. Günstiger auf die ökonomische Situation einer Entspannungsanlage wirkt sich die Verwendung bereits vorhandener Wärmequellen aus, die zur Vorwärmung des zu entspannenden Gases eingesetzt werden können. So kann z.B. durch den Einsatz einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage oder der Nutzung von Abwärme benachbarter Produktionsprozesse in sinnvoller Weise die Wärme bereitgestellt werden. Die in [1] beschriebenen Konzepte der Gasvorwärmung mittels Heizrohrvorwärmer und Inline-Vorwärmung zielen auf die Reduzierung der Kosten und des apperativen Aufwandes. Bei ersterem ist ein Gasbrenner in einem druckfesten geschlossenen Heizrohr eingebaut, welches in den zu erwärmenden Gasstrom eintaucht. Bei der Inline-Gasvorwärmung wird eine geringe Gasmenge direkt in der Transportleitung unter Verwendung von Sauerstoff unter Freisetzung von Wärme katalytisch oxidiert. Die Wärmeübertragung an den Hauptgasstrom erfolgt durch Einmischen der entstandenen heißen Verbrennungsgase. Beide beschriebenen Verfahren sollen Kostenvorteile gegenüber konventioneller Heizkreises bieten und zum Einsatz kommen, wenn günstigere Wärmequellen nicht zur Verfügung stehen. Von der für die Gasvorwärmung bereitgestellte Wärmemenge werden in der Regel etwa 80 % in mechanische Energie gewandelt. Laut [2] waren im Jahre 1999 in Deutschland 40 Gasentspannungsanlagen mit einer Gesamtleistung von 50 MWel in Betrieb. Im übrigen Europa sind weitere 34 Anlagen mit 61 MWel in Betrieb bzw. in Auftrag. Dabei waren aufgrund der günstigen Einspeisevergütungen für Strom in den Niederlanden und in Italien dort insgesamt 23 Anlagen im Einsatz. Die bis dato realisierten Gasentspannungsanlagen in Deutschland sind in der Regel in der Gaswirtschaft zu finden und werden für die Bereitstellung elektrischer Energie eingesetzt. Dabei handelt es sich um Expansionsprozesse bei niedrigen Gastemperaturen zwischen 10 °C und 95 °C. Aus thermodynamischen Gründen sind höhere Gastemperaturen und mehrere Entspannungsstufen mit entsprechender Zwischenerwärmung sinnvoller, die zu wesentlich höheren Arbeitsgewinnen von Entspannungsanlagen führen, was in [3] gezeigt wird. Die aus einem Gasstrom gewinnbare mechanische Energie PM berechnet sich bei Vernachlässigung der kinetischen und potentiellen Energien nach:

.1pp

vp1n

nmymP

n

1n

1

211K,tgasT,m12K,tgasK,mK,M

−

⋅⋅⋅−

⋅η⋅⋅η=⋅η⋅⋅η=

−

��

Darin sind ηm,K der mechanische Wirkungsgrad der Kraftmaschine, gasm� der

Gasmassenstrom, ηt,K der totale innere Wirkungsgrad der Kraftmaschine, y12 die


Druckänderungsarbeit, n der Polytropenexponent, p1 der Eintrittsdruck, v1 das temperaturabhängige spezifische Volumen am Eintritt der Maschine und p2 der Druck am Austritt. Die mechanische Leistung einer Entspannungsmaschine wird somit im Wesentlichen vom Druckverhältnis, von der Eintrittstemperatur sowie vom Gasmassenstrom bestimmt. Diese drei Betriebsparameter bestimmen hauptsächlich die Größe einer Entspannungsmaschine und stellen damit die Hauptgrößen zur Bestimmung der Investitionskosten dar. Idealerweise sollte demnach eine Kostenfunktion zur Beschreibung der Investitionskosten von Entspannungsmaschinen diese Parameter als unabhängige Variablen nutzen. Wie vorab erwähnt, werden die realisierten Gasentspannungsanlagen alle zur Bereitstellung elektrischer Energie eingesetzt. Zur rechnerischen Bestimmung der aus einem Gasstrom bereitzustellenden elektrischen Leistung muss die mechanische Leistung mit dem Generatorwirkungsgrad ηGen multipliziert werden. Damit ergibt sich die elektrische Leistung:

K,MGenel PP ⋅η= .


3 Technikbeschreibung Die arbeitsleistende Entspannung von Gasen in Kraftmaschinen wird bis dato hauptsächlich in den Erdgasverteilungsnetzen der Erdgaswirtschaft angewendet. Dabei kommen sowohl Kolbenmaschinen als auch thermische Strömungsmaschinen zum Einsatz, die im Folgenden beschrieben werden. Eine denkbare Alternative stellen die Schraubenmaschinen dar. Da dieser Maschinentyp bis dato bei der Gasentspannung noch nicht eingesetzt wird, soll dessen Technik nur der Vollständigkeit halber kurz diskutiert werden, da zukünftig eine Anwendung der Schraubenmaschinen in der Gasentspannung durchaus vorstellbar erscheint. Zur schnellen überschlägigen Leistungsermittlung einer Entspannungsanlage kann das in Abb. 3.1 dargestellte Nomogramm verwendet werden.

Abb. 3.1: Nomogramm zur Bestimmung der elektrischen Leistung einer Gasexpansionsanlage (aus [4])


Ausgehend vom Ein- und Austrittsdruck und dem zur Verfügung stehenden Normgasvolumenstrom kann die zu erzeugende elektrische Leistung der Entspannungsmaschine abgelesen werden. Dem Nomogramm liegt mit 70 % bzw. 94 % eine konservative Abschätzung der Gesamtwirkungsgrade der Entspannungsmaschine und des Generators zu Grunde.

3.1 Hubkolbenmaschinen Der Hubkolbenmotor kann zur Entspannung von Gasen eingesetzt werden. In der Bundesrepublik Deutschland gibt es einen Hersteller derartiger Motoren, die auch als Dampfmotoren verwendet werden und im zweiten Teil dieses Berichtes unter dem Sammelbegriff Dampfmotoren bereits beschrieben wurden. Da diese Maschine auch in der Gasentspannung eine führende Rolle spielt, wird die Beschreibung der Funktionsweise an dieser Stelle noch einmal wiederholt. Einen Längsschnitt der Maschine zeigt Abb. 3.2.

Abb. 3.2: Längsschnitt eines Hubkolben-Expansionsmotors (aus [4])

In einem Kolbenraum wird das unter Druck stehende Gas entspannt, sodass seine Druckenergie in mechanische Energie gewandelt wird, die über den Kurbeltrieb bestehend aus doppelt wirkendem Kolben, Kreuzkopf und Pleuelstange an die Kurbelwelle der Maschine weitergeleitet wird. Letztere ist mit einem Schwungrad und einer direkten elastischen Kupplung verbunden, sodass die Motoren sowohl zum


direkten Antrieb von Arbeitsmaschinen als auch zum Antrieb von Generatoren zwecks Bereitstellung elektrischer Energie verwendet werden können. Der Ladungswechsel der Motoren wird über eine Steuerwelle, die von der Kurbelwelle mit gleicher Drehzahl angetrieben wird, gesteuert. Sie ist je Zylinder mit einem festen und losen Exzenter ausgerüstet. Ersterer bestimmt bei einer Mehrzylindermaschine die Reihenfolge, in der die Arbeitszylinder mit Gas beaufschlagt werden. Der lose Exzenter, der sich auf einer Kreisbahn um den festen Exzenter bewegt, übernimmt mit Hilfe eines Schieberpleuels und einer Schieberstange die Steuerung des Gasein- und -austritts in den jeweiligen Zylinder ober- und unterhalb seines Arbeitskolbens. Die Motoren des genannten Herstellers besitzen einen modularen Aufbau, sodass eine Anpassung der Anlage an die lokalen Gegebenheiten des Betreibers möglich ist. Bei Gasexpansions-Kraftanlagen ist eine Vorwärmung des Gases vor der Kraftmaschine notwendig. Bei großen Druckverhältnissen, die in einstufigem Betrieb entspannt werden, sind durchaus Gasvorwärmtemperaturen von mehr als 100 °C notwendig. Wird eine zwei- bzw. dreistufige Expansion zum Abbau hoher Druckverhältnisse verwendet, die auch mit den Entspannungsmotoren realisierbar ist, so ist die Zwischenerwärmung des entspannten Gases üblich. Die Vorteile der Hubkolbenmaschine sind der hohe Gütegrad der Maschine sowie ihr gutes Teillastverhalten auf Grund einer Füllungsregelung bei variierenden Gasdurchsätzen. Als Nachteile sind die pulsierenden Gassäulen, welche Pulsationsdämpfer bedingen, die aufgrund der oszillierenden Massen notwendigen starken Fundamente, die Ölzugabe zum Gasstrom sowie der im Vergleich zur Turbine gleicher Leistung größere Raumbedarf zu nennen. Im Vergleich zu den thermischen Strömungsmaschinen werden Hubkolbenmaschinen meistens im unteren Leistungsbereich der Gasentspannung (kleiner 800 kWel) eingesetzt.

3.2 Schraubenmaschinen Schraubenmaschinen, die sich als Verdichter etabliert haben, können bei umgekehrter Durchströmung prinzipiell auch als Gasentspannungsmaschine eingesetzt werden. Sie gehören wie die Hubkolbenmaschinen zur Art der Verdrängermaschinen. Die Beschreibung ihres Aufbaus wurde bereits bei den Dampfmotoren im zweiten Teil dieses Berichtes „Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)“ gegeben und soll deshalb an dieser Stelle nicht wiederholt werden. Hinsichtlich der Gasentspannung ist zu erwähnen, dass zur Vermeidung von Verunreinigungen des zu entspannenden Gasstromes durch Schmieröl Schraubenmaschinen des Typs Trockenläufer eingesetzt werden müssen. Diese Maschinen besitzen im Gegensatz zu den öleingespritzten Varianten keine interne Schmierung und Kühlung der Haupt- und Nebenläufer, was wiederum den Einsatz eines Gleichlaufgetriebes bedingt. Basierend auf den technischen Voraussetzungen dieses Maschinentypes ist sein Einsatz als Gasentspannungsmaschine im unteren Leistungsbereich grundsätzlich möglich. Allerdings haben sie sich bis dato in der Praxis noch nicht durchgesetzt, sodass mangels realisierter Anlagen im weiteren Verlauf dieser Ausführungen keine Kostenfunktionen für diesen Maschinentyp erstellt werden können.


3.3 Turbinen Zur Gasentspannung können sowohl Radial- als auch Axialturbinen eingesetzt werden. Im Bereich der Erdgasentspannung bestehen sie maximal aus zwei Stufen. Eine Stufe ist aus einem Leit- und einem Laufrad aufgebaut. Häufig werden so genannte Gleichdruckturbinen verwendet, sodass im Leitrad das Gas beschleunigt wird, d.h. die Druckenergie wird derart in kinetische Energie umgewandelt, dass nach dem Leitrad bereits annähernd der Austrittsdruck erreicht wird. Im nachgeschalteten Laufrad erfolgt nur noch eine Umlenkung der Gasströmung, wodurch ein Drehmoment am Laufrad erzeugt wird. Abb. 3.3 zeigt das Laufrad einer Radialturbine zur Gasentspannung. Das Turbinenlaufrad wird in diesem Fall von außen nach innen durchströmt. Vor dem Laufrad angeordnet ist das Leitrad der Turbinenstufe zu erkennen, in der die Gasströmung beschleunigt wird und so die Druckenergie in kinetische Energie umgewandelt wird. Die mechanische Energie des Laufrades kann zum Antrieb von Arbeitsmaschinen und Generatoren verwendet werden. Bei hohen Druckverhältnissen führt die einstufige Entspannung zu unzulässig niedrigen Gastemperaturen, die zu Kondensat- und Gashydratbildung und Vereisungen führen können. In diesen Fällen kommen zweistufige Turbine zum Einsatz, wobei eine Zwischenerwärmung des Gases erfolgt. Gasentspannungsturbinen können ohne große bauliche Änderungen von kleinen bewährten Dampfturbinenbaureihen abgeleitet werden.


Abb. 3.3: Radiallaufrad einer Gasexpansionsturbine (aus [4])

Geringfügige Änderungen beim Gasdurchsatz werden z.B. über eine Düsengruppenregelung unter Beibehaltung eines guten Teillastwirkungsgrades der Maschine abgefangen werden. Die Vorteile für den Einsatz von Turbinen liegen in dem kleineren Bauvolumen, der fehlenden Pulsationen und der ölfreien Gasexpansion. Demgegenüber stehen als Nachteile der im Vergleich zum Hubkolbenmotor niedrigere Gütegrad und das schlechtere Teillastverhalten. Thermische Strömungsmaschinen werden vorzugsweise bei hohen Gasmassenströmen und größeren elektrischen Leistungen (ab ca. 300 kWel) eingesetzt. Allerdings kommen derzeit verstärkt auch kleinere Einheiten als sogenannte Expansion Power Module (EPM) im Bereich von elektrischen Leistungen


kleiner 200 kWel zum Einsatz, die in [5] und [6] beschrieben sind. Dabei handelt es sich um eine Axialturbine, die fluchtend auf der Generatorwelle angebracht ist. Auf Grund ihrer konstruktiven Ausführung kann die Einheit direkt in die Gasleitung eingebaut werden.


4 Kostenfunktionen für Erdgasentspannungsanlagen Einleitend werden die Ergebnisse einer Literaturrecherche hinsichtlich zugänglicher Kostendaten und -funktionen für Gasentspannungsanlagen dargestellt. Im Anschluss wird die Wahl der unabhängigen Hauptvariable von Entspannungsmaschinen, die in den Kostenfunktionen verwendet wird, erläutert. Danach werden die für die herzuleitenden Kostenfunktionen verwendeten mathematischen Ansätze dargelegt. Abschließend werden diejenigen Kriterien genannt, die für die Beurteilung der Güte der Approximation herangezogen werden.

4.1 Kostenfunktionen für Erdgasentspannungsanlagen in der Literatur

In der Literatur sind nur einige diskrete Angaben sowie grobe Ansätze zur Beschreibung der Investitionskosten von Gasentspannungsanlagen zu finden. Tuma und Sekav�nik geben die Gleichung ( ) 10001000P6,1K EA ⋅+⋅= zur Beschreibung der Anschaffungskosten von Gasentspannungsanlagen an. Darin berechnet sich KA in [DM], wobei die elektrische Leistung PE in [kW] einzusetzen sind. Da die Gleichung sehr hohe Kosten wiedergibt, ist anzunehmen, dass sie die Investition einer Gesamtanlage inklusive der obligatorischen Gasvorwärmung wiedergibt. Schmied gibt in [8] basierend auf Kostenvergleiche realisierter Projekte folgende spezifische Preise für Entspannungsmaschinen an:

Elektrische Leistung [kW]

Spezifische Kosten [��

200 1.227,10 500 920,33

1.000 818,07 Spezifische Werte für komplett ausgeführte Anlagen gibt auch Hagedorn in [9] an. Diese lauten:

Elektrische Leistung [kW]

Spezifische Kosten [��

400 1.533,88 000.1≥ 1.022,58

Investitionskosten von neun Expansionsanlagen, die entweder in Betrieb oder in der Planung sind, gibt Meckel in [10] wieder. Dabei handelt es sich um Investitionskosten der Gesamtanlagen inklusive des Anteils der Gasvorwärmung. Diese wird bei den Anlagen auf unterschiedlichen Arten realisiert, wie z.B. durch Kessel, Fernwärme oder BHKW, sodass der Vergleich der Daten erschwert wird. Ferner kommen in den Anlagen entweder Hubkolben- oder Strömungsmaschinen zum Einsatz. Seddig und Friege geben in [11] die Investitionskosten für die Expansionsmaschine der bei den


Stadtwerken Lübeck realisierten Gasentspannungsanlage mit 455.085,56 � ��

Diese Kosten beinhalten den finanziellen Aufwand für den 6-zylindrigen Hubkolbenmotor, die Regelung, den Generator sowie die Gasvorwärmung. Die Expansionsmaschine ist für eine elektrische Leistung von 1.450 kW ausgelegt. Die Investitionskosten einer Hochtemperatur-Entspannungsanlage gibt Dehli in [12] an. Die Kosten des Expansionsaggregates wurden im Rahmen einer Machbarkeitsstudie ermittelt und mit 889.648.- � ��

Gründen niedriger Strompreise bisher noch nicht erfolgt zu sein. Die Expansionsmaschine, bei der es sich um eine zweistufige Hubkolbenmaschine handelt, besitzt eine elektrische Leistung von 867 kW. Die graphische Darstellung der Literaturwerte hinsichtlich der Investitionskosten von Gasentspannungsanlagen sind getrennt nach Hubkolben- und Strömungsmaschinen in Abb. 4.1 bzw. Abb. 4.2 dargestellt. Es zeigt sich, dass der Vergleich der Daten schwierig ist, da die einzelnen Expansionsanlagen unterschiedliche Ausstattungsmerkmale - insbesondere hinsichtlich der Gasvorwärmung - besitzen. Die Kostenwerte der Korrelation von Tuma und Sekav�nik erscheinen im Vergleich mit den anderen insbesondere im unteren Leistungsbereich zu hoch.

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000

Elektrische Leistung Pel [kW]

Ko

sten

[��

Tuma, M.; Sekavcnik, MHagedornMeckelSeddig

SchmiedDehli

Abb. 4.1: Literaturdaten bezüglich der Investitionskosten von Gasentspannungsanlagen mit Hubkolbenmaschinen


0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000

Elektrische Leistung Pel [kW]

Ko

sten

[��

Tuma, M.; Sekavcnik, MHagedornMeckel

Schmied

Abb. 4.2: Literaturdaten bezüglich der Investitionskosten von Gasentspannungsanlagen mit thermischen Strömungsmaschinen

4.2 Hauptvariable für Gasentspannungsanlagen In Kapitel 2 wurden die drei Betriebsparameter Druckverhältnis, Eintrittstemperatur und Gasmassenstrom als kostenbestimmend erkannt. Da eine große Zahl von Kombinationen dieser drei Betriebsparameter vorstellbar sind, gestaltet sich eine derartige funktionale Beschreibung der Investitionskosten schwierig. Des Weiteren ist es vom lokalen Einsatzbereich abhängig ob eine ein- oder zweistufige Expansion notwendig ist. Aus den vorab genannten Gründen und der Tatsache, dass bisher die Entspannungsmaschinen hauptsächlich zur Stromgestehung eingesetzt werden, sollen vereinfachend die Kostenfunktionen in Abhängigkeit der elektrischen Bruttoleistung aufgestellt werden. Dabei umfassen die Kostendaten den finanziellen Aufwand für die Einheit aus Entspannungsmaschine, Steuer- und Regelung, Generator und Schaltschrank. Die Kosten für die Gasvorwärmung können allgemeingültig nicht erfasst werden, da diese insbesondere vom Wärmepotenzial am Aufstellungsort abhängen.

4.3 Mathematische Ansätze Die durch eine Marktanalyse ermittelten Daten für Investitionskosten bilden die Basis für die zu entwickelnden Kostenfunktionen. Die Daten werden im ersten Schritt durch verschiedene mathematische Funktionen angenähert, deren Koeffizienten durch Ausgleichsrechnungen ermittelt werden. Dabei werden folgende Ansätze untersucht:


Linear: linlinBasis bQaK +⋅= , Polynom: polpol

2polBasis cQbQaK +⋅+⋅= ,

Potenziell: potb

potBasis cQaK pot +⋅= ,


QbexpBasis deaK

expcexp +⋅= ⋅ ,

Logarithmisch: ( ) lnln

blnBasis dcQlnaK ln ++⋅= .

Die Kostendaten von Entspannungsmaschinen werden durch die oben stehenden Funktionsansätze angenähert.

4.4 Gütekriterien Die Kostendaten der Hersteller werden durch Ausgleichsrechnungen mit den o.g. funktionalen Ansätzen (Kapitel 4.3) angenähert. Dabei wird die Methode der kleinsten Fehlerquadrate angewendet. Bei dieser Methode werden die Parameter der funktionalen Ansätze derart berechnet, dass die Abstandsquadratsumme, die sich aus den Datenpunkten und den zugehörigen Funktionswerten ergibt, minimiert wird. Es werden somit für jede zu entwickelnde Kostenfunktion fünf Ausgleichsrechnungen durchgeführt, wodurch fünf Abstandsquadratsummen generiert werden. Der Ansatz, der die kleinste Abstandsquadratsumme ergibt, stellt dann in der Regel die beste Approximation der Messwerte dar. Bei großen Beträgen der Mess- und Funktionswerte, wie sie bei den Investitionskosten von Gasentspannungsanlagen durchaus vorkommen, kann die Abstandsquadratsumme trotz Minimierung sehr große Werte annehmen, wodurch die Anschaulichkeit dieses Gütekriteriums verloren geht. Aus vorgenanntem Grund wird als zusätzliches Kriterium das Bestimmtheitsmass verwendet. Es ist ein Kriterium für den linearen Zusammenhang zweier Variablen x und y. Je näher die Abhängigkeit der beiden Variablen dem linearen Zusammenhang kommt, desto größer wird der Wert des Bestimmtheitsmasses, wobei es den Maximalwert 1 erreichen kann. Dieser Wert bedeutet, dass die beiden Variablen x und y durch einen linearen funktionalen Zusammenhang dargestellt werden können. Im Rahmen der Entwicklung der Kostenfunktionen wird das Bestimmtheitsmass auf die benutzten Kostendaten sowie die zugehörigen Funktionswerte der Kostenfunktionen angewendet. Im Idealfall nimmt es den Wert 1 an, sodass in diesem Fall die Kostenfunktion jeden Wert der zugehörigen Kostendaten exakt wiedergibt. Damit ist eine anschaulichere Darstellung der Approximationsgüte möglich. Durch die Verwendung des Bestimmtheitsmaßes wird aber keine zusätzliche Information hinsichtlich der Approximationsgüte gegeben. Die detailliertere Beschreibung sowie die Bestimmungsgleichungen für die Gütekriterien Abstandsquadratsumme und Bestimmtheitsmass sind im ersten Teil dieses Berichtes zu finden.


5 Ergebnisdarstellung Im Folgenden werden die entwickelten Kostenfunktionen für die verschiedenen Entspannungsmaschinentypen dargestellt, mit den Herstellerangaben verglichen und bewertet. Als Hauptvariable wird vereinfachend in den Gleichungen die elektrische Bruttoleistung Pel in kW verwendet. Die entwickelten Kostenfunktionen der Expansionsanlagen umfassen den Investitionsaufwand für die Kraftmaschine, der Steuerung und Regelung, den Generator sowie den entsprechenden Schaltschrank. Für eine ganzheitliche kostenmäßige Untersuchung einer Expansionsanlage müssten noch für die Gaserwärmung sowie die Einspeisung der elektrischen Energie entsprechende Kostenfunktionen bereitgestellt werden, was den Rahmen dieses Vorhabens allerdings sprengen würde, zumal insbesondere für die Gaserwärmung unterschiedliche Konzepte denkbar sind. Für die Hubkolben- und Strömungsmaschinen zeigte die Approximation der Daten, dass die Investitionskosten mit guter Genauigkeit durch den potenziellen Funktionsansatz (siehe Kapitel 4.3) wiedergegeben wird. Darin werden die Investitionskosten in Euro berechnet, wobei die elektrische Bruttoleistung Pel in kW verwendet werden muss. Damit ergeben sich für die Parameter apot, bpot und cpot die Einheiten [��

b)], [-] sowie [�� !� �� "�� - und thermischen Strömungsmaschinen die aus den Herstellerdaten entwickelten Kostenfunktionen zusammen mit den jeweiligen Herstellerangaben dargestellt und vergleichend bewertet. In allen Diagrammen werden die Kostendaten, die auf Herstellerangaben basieren und die Basis für die Entwicklung der Kostenfunktionen bilden, als Symbole dargestellt. Dagegen werden die Verläufe der Kostenfunktionen mit durchgezogenen Linien gezeigt. Dabei stimmen die Farben der Funktionsverläufe mit denen der entsprechenden Kostendaten überein.

5.1 Hubkolbenmaschinen Die vergleichende Darstellung der Kostendaten mit dem Verlauf der entwickelten Kostenfunktion zur Beschreibung der Investition bei Hubkolben-Entspannungsmaschinen wird in Abb. 5.1 gezeigt. Die entwickelte Funktion lautet:

kW000.1PkW160:sbereichGültigkeit

,P4794,70823,856.75K

el

9103,0elotorHubkolbenm,Inv

≤≤

⋅+=


Abb. 5.1: Kostendaten und Kostenfunktion für die Investition bei Hubkolbenmotoren zur Gasentspannung

Da Hubkolbenmotoren zur Gasentspannung in Deutschland nur von einem einzigen Hersteller gebaut und vertrieben werden, ist die Datenbasis, wie in Abb. 5.1 ersichtlich, spärlich. Trotzdem wurde eine erste grobe Kostenfunktion zur Beschreibung der Investitionskosten von Hubkolben-Expansionsmotoren erstellt, da sie Anwendern einen ersten Eindruck über den zu erwartenden finanziellen Aufwand durchaus geben kann.

5.2 Turbine Die graphische Darstellung der Kostendaten und der entwickelten Kostenfunktion für die Investitionskosten von Gasentspannungsturbinen ist in Abb. 5.2 dargestellt. Die Funktion berechnet sich nach der Vorschrift:

.kW196.2PkW54:sbereichGültigkeit

P5757,275.2027,231.65K

el

4546,0elTurbine,Inv

≤≤

⋅+=

Im oberen Leistungsbereich ist eine gute Übereinstimmung zwischen Kostendaten und Funktionswerten zu erkennen. Dagegen sind die Abweichungen bei kleinen elektrischen Leistungen groß. Turbinen derart kleiner Leistung kommen im Bereich der Gasentspannung erst jetzt verstärkt auf den Markt. Aufgrund der geringen zu verkaufenden Stückzahlen liegen die Turbinenpreise dieses Leistungsbereichs zur Zeit eventuell noch auf einem zu hohen Niveau. Ferner basieren die in diesem Leistungsbereich dargestellten Kostendaten auf Angaben eines einzigen Herstellers.

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

0 200 400 600 800 1.000 1.200


Ko

sten

[��

Hersteller Hubkolbenmotor

Korrelation Hubkolbenmotor


Damit gibt die Kostenfunktion für die kleinen elektrischen Leistungen nur grobe Anhaltswerte der Investitionskosten kleiner Gasentspannungsturbinen wieder. Eine Erklärung dieser Problematik könnten weitere Richtpreise anderer Hersteller liefern, die aber zur Zeit noch nicht vorliegen.

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

0 250 500 750 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000 2.250 2.500


Ko

sten

[��

Hersteller Turbine

Korrelation Turbine

Abb. 5.2: Kostendaten und Kostenfunktion für die Investition bei Turbinen zur Gasentspannung

5.3 Zusammenfassende Ergebnisdiskussion Im Rahmen des Vorhabens wurden für den Bereich „Anlagen zur Erdgasentspannung“ Kostenfunktionen für die Entspannungsmaschinen der Typen Hubkolben- und thermische Strömungsmaschinen entwickelt. Basis für die Herleitung der Korrelationen waren Kostendaten (Preise aus 2002), die durch Herstellerbefragungen generiert wurden. Die Ausgleichsrechnungen zeigten, dass für beide behandelten Maschinentypen die Investitionskosten durch den potenziellen Funktionsansatz mit guter Genauigkeit zu den Kostendaten wiedergegeben werden. Dabei beschreiben die Funktionen den Preis einer Einheit bestehend aus Maschine, Steuerung und Regelung, Generator und Schaltschrank. Die obligatorische Gaserwärmung ist in der Kostenbeschreibung durch Funktionen nicht enthalten, da aufgrund der Vielzahl möglicher Konzepte der Gaserwärmung die allgemeingültige Beschreibung der Investitionskosten mittels mathematischer Beziehungen nicht möglich ist. Die Kostenabschätzung muss hierbei von Fall zu Fall erfolgen, da die lokalen Gegebenheiten – insbesondere die vorhandenen Potenziale der Wärmenutzung – einen großen Einfluss auf die Kosten der Gaserwärmung besitzen. Da die Gasentspannung eine noch wenig verbreitete Anwendung ist, ist auch die Anzahl von Herstellern gering, sodass als Folge die Kostendatenbasis eher spärlich erscheint. Die entwickelten Kostenfunktionen bieten


dennoch für Anwender einen sinnvollen Ansatz, um eine erste Abschätzung der zu erwartenden Investitionskosten von Entspannungsmaschinen durchführen zu können. Die Rentabilität der Gasentspannung hängt erheblich von den Gegebenheiten der Gasversorgung ab. Wie aus Gesprächen mit Herstellern herauszuhören war, sollte mindestens ein Verhältnis von Ein- und Austrittsdruck von 5 bis 6 vorhanden sein und gleichzeitig ein Mindestgasstrom von 3.000 bis 5.000 Normkubikmetern pro Stunde annähernd ganzjährig zur Verfügung stehen. Ansonsten ist zu vermuten, dass die Energierückgewinnung aus Gasströmen nicht rentabel zu realisieren ist, da der finanzielle Aufwand für die Entspannungsanlagen hoch ist.


6 Literatur [1] Knebel, F. W.; Reimert, R.: Inline-Vorwärmung von Erdgas. gwf Gas Erdgas,

141 (2000) Nr.12, S. 864 – 868. [2] Erdgasentspannungsanlagen zur Stromerzeugung in

Erdgasübernahmestationen. Arbeitsgemeinschaft für Sparsamen und Umweltfreundlichen Energieverbrauch (ASUE) e.V., Kaiserslautern, Juli 1999.

[3] Dehli, M.: Energierückgewinnung mit Gas-Expansionsanlagen. gwf Gas

Erdgas, 137 (1996) Nr.4, S. 196 – 206. [4] Stichwort „Entspannung“, Strom aus Gasdruck. Arbeitsgemeinschaft für

Sparsamen und Umweltfreundlichen Energieverbrauch (ASUE) e.V., Kaiserslautern.

[5] Knauf, H.; Hanisch, N.: Wirtschaftliche Erdgasentspannung bis 200 kWel mit

dem Expansion Power Module (EPM) von KKK. gwf Gas Erdgas, 141 (2000) Nr.3, S. 200 – 203.

[6] Prospektmaterial der Firma Kühnle, Kopp & Kausch AG, Frankenthal. [7] Tuma, M.; Sekav�nik, M.: Stromerzeugung mit Erdgas-

Entspannungsmaschinen. BWK. [8] Schmied, R.: Entspannende Stromerzeugung. BWK, Bd. 49 , Nr. 9/10, 1997. [9] Hagedorn,G.: Technische Möglichkeiten und Anwendungspotentiale für den

Einsatz von Entspannungsmaschinen in der Versorgungstechnik und Industrie. VDI-Berichte 1141, VDI-Gesellschaft Energietechnik, November 1994.

[10] Meckel, B.: Wirtschaftliche Nutzung der Druckenergie des Erdgases.

Gaswärme International, Band 39, Heft 10, Oktober 1990. [11] Seddig, H.; Friege, G.: Stromerzeugung über Gasentspannung im

Energiezentrum der Stadtwerke Lübeck. gwf Gas Erdgas, 130 (1989) Nr.10/11, S. 622 – 629.

[12] Dehli, M.: Energierückgewinnungskonzepte bei der Erdgasbereitstellung

sowie in weiteren Bereichen der Energietechnik. VDI-Berichte 1594, 2001.

IUTA e.V.: Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung IV.1 Projektträger: Stiftung Industrieforschung

Teil IV: Anlagen zur Wärmerückgewinnung Inhalt: Teil IV: Anlagen zur Wärmerückgewinnung ................................................................ 1 1 Einführung ........................................................................................................... 4

1.1 Begriffsdefinition ........................................................................................... 4 1.2 Vorgehensweise bei der Projektierung eines Wärmeübertragers................. 4

2 Systematik der Wärmeübertrager ........................................................................ 5 3 Rohrbündelwärmeübertrager ............................................................................... 8

3.1 U-Rohrbündelwärmeübertrager .................................................................... 9 3.1.1 Einführung ............................................................................................. 9 3.1.2 Spezifikation ........................................................................................ 10 3.1.3 Aufbau der Kostenfunktionen .............................................................. 11 3.1.4 Kostenfunktion für Economiser gemäß Spezifikation .......................... 12 3.1.5 Korrekturfaktor für Economiser aus Edelstahl ..................................... 13 3.1.6 Kostenfunktionen für Isolierungen gemäß Spezifikation...................... 14 3.1.7 Korrekturfaktor für Isolierungen aus anderen Materialien.................... 15 3.1.8 Zusammenfassung .............................................................................. 16 3.1.9 Bewertung ........................................................................................... 16

4 Plattenwärmeübertrager .................................................................................... 18

4.1 Geschraubte bzw. gedichtete Plattenwärmeübertrager .............................. 21 4.1.1 Aufbau ................................................................................................. 21 4.1.2 Ableitung der Kostenfunktionen ........................................................... 25 4.1.3 Zusammenfassung der Kostenfunktionen ........................................... 41

4.2 Geschweißte Plattenwärmeübertrager ....................................................... 48 4.2.1 Aufbau ................................................................................................. 48 4.2.2 Ableitung der Kostenfunktionen ........................................................... 48 4.2.3 Zusammenfassung der Kostenfunktionen ........................................... 53

5 Literatur.............................................................................................................. 55


Abbildungen: Abb. 3.1: Rohrbündelwärmeübertrager mit geraden Rohren und U-Rohren............... 8 Abb. 3.2: Economiser - Kostendaten und -funktionen............................................... 13 Abb. 3.3: Korrekturfaktor für Economiser aus Edelstahl ........................................... 14 Abb. 3.4: Isolierung für Economiser - Kostendaten und -funktion ............................. 15 Abb. 3.5: Economiser - Kostenvergleich ................................................................... 17 Abb. 4.1: Schematische Darstellung eines Hybrid-Wärmeübertragers ..................... 19 Abb. 4.2: Vergleich zwischen Rohrbündel-WÜ und Platten-WÜ ............................... 20 Abb. 4.3: Einsatzbereiche von Platten- und Rohrbündel-WÜ.................................... 20 Abb. 4.4: Schematischer Aufbau eines geschraubten Plattenwärmeübertragers ..... 21 Abb. 4.5: Platte eines Platten-WÜ............................................................................. 22 Abb. 4.6: Schaltungsmöglichkeiten von Plattenwärmeübertragern ........................... 24 Abb. 4.7: Möglicher Verlauf der Kosten eines geschraubten Platten-WÜ über der

Fläche................................................................................................................ 26 Abb. 4.8: Typ 1 - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp ................. 28 Abb. 4.9: Typ 2 - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp ................. 28 Abb. 4.10: Typ 3 - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp ............... 29 Abb. 4.11: Typ 4 - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp ............... 29 Abb. 4.12: Typ 1 - Abweichung................................................................................. 32 Abb. 4.13: Typ 2 - Abweichung................................................................................. 32 Abb. 4.14: Typ 3 - Abweichung................................................................................. 33 Abb. 4.15: Typ 4 - Abweichung................................................................................. 33 Abb. 4.16: Darstellung der Kostenfunktionen – Typen 1 bis 4 .................................. 34 Abb. 4.17: Verhältnis der Kostenfunktionen.............................................................. 35 Abb. 4.18: Typ 3a - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp.............. 36 Abb. 4.19: Typ 3b - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp.............. 36 Abb. 4.20: Typ 4a - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp.............. 37 Abb. 4.21: Typ 3a – Abweichung .............................................................................. 38 Abb. 4.22: Typ 3b – Abweichung .............................................................................. 39 Abb. 4.23: Typ 4a – Abweichung .............................................................................. 39 Abb. 4.24: Darstellung der Kostenfunktionen - Typen 3, 3a, 3b................................ 40 Abb. 4.25: Darstellung der Kostenfunktionen - Typen 4, 4a...................................... 40 Abb. 4.26: Kostenfunktionen für die spezifischen Kosten ......................................... 42 Abb. 4.27: Relative Kosten eines geschraubten Plattenwärmeübertragers bei

verschiedenen Platten- und Dichtungsmaterialien............................................. 43 Abb. 4.28: Kosten der Typen 3 und 4 sowie IKARUS ............................................... 45 Abb. 4.29: Verhältnis der Kosten der Typen 3 und 4 zu IKARUS ............................. 45 Abb. 4.30: Kosten der Typen 3 und 3a sowie IKARUS ............................................. 46 Abb. 4.31: Verhältnis der Kosten der Typen 3 und 3a zu IKARUS ........................... 46 Abb. 4.32: Kosten für kleine geschweißte Plattenwärmeübertrager.......................... 49 Abb. 4.33: Kleine geschweißte Plattenwärmeübertrager - Darstellung der

Kostenfunktion ................................................................................................... 51 Abb. 4.34: Kleine geschweißte Plattenwärmeübertrager - Abweichung.................... 51 Abb. 4.35: Kosten für große geschweißte Plattenwärmeübertrager.......................... 52 Abb. 4.36: Geschweißte Plattenwärmeübertrager, spezifische Kosten..................... 54


Tabellen: Tab. 2.1: Systematik der Wärmeübertrager ................................................................ 6 Tab. 2.2: Anwendungsfallbasierte Systematik für Wärmeübertrager .......................... 7 Tab. 3.1: Economiser 20 bar - Regressionen ............................................................ 12 Tab. 3.2: Economiser 26 bar - Regressionen............................................................ 12 Tab. 3.3: Isolierung für Economiser - Regressionen ................................................. 15 Tab. 3.4: Zusammenfassung: Kostenfunktionen für Economiser.............................. 16 Tab. 4.1: Dichtungwerkstoffe .................................................................................... 23 Tab. 4.2: Definition der untersuchten Typen ............................................................. 27 Tab. 4.3: Übersicht über die vorliegenden Preis – Typen 1 bis 4.............................. 27 Tab. 4.4: Typ 1 - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen......................... 30 Tab. 4.5: Typ 2 - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen......................... 30 Tab. 4.6: Typ 3 - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen......................... 31 Tab. 4.7: Typ 4 - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen......................... 31 Tab. 4.8: Definition der untersuchten Typen - Ergänzung......................................... 35 Tab. 4.9: Übersicht über die vorliegenden Preis – Typen 3a, 3b und 4a .................. 35 Tab. 4.10: Typ 3a - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen ..................... 37 Tab. 4.11: Typ 3b - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen ..................... 37 Tab. 4.12: Typ 4a - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen ..................... 38 Tab. 4.13: Kostenfunktionen für geschraubte Plattenwärmeübertrager .................... 41 Tab. 4.14: IKARUS – Plattenwärmeübertrager ......................................................... 44 Tab. 4.15: Richtpreise Plattenwärmeübertrager aus "Der Energie-Berater" ............. 47 Tab. 4.16: Kleine geschweißte Plattenwärmeübertrager - Regression ..................... 50 Tab. 4.17: Kostenfunktionen für geschweißte Plattenwärmeübertrager.................... 53


1 Einführung

1.1 Begriffsdefinition Mit Wärmeübertragern wird Wärme von einem Stoffstrom auf einen anderen Stoffstrom übertragen. Ziel ist die Aufheizung oder die Abkühlung eines Stoffstroms auf die benötigte Temperatur, wobei bei entsprechender Medienpaarung beide Aufgaben auch gleichzeitig gelöst werden können. Je nach Aufgabenstellung des Wärmeübertragers kann mit der Änderung der Temperatur des Mediums bzw. der Medien auch eine Phasenänderung (Verdampfung, Kondensation) einhergehen. Der Begriff „Wärmeübertrager“ umfasst dabei eine große Vielzahl von Apparaten. Ein vertrautes Beispiel ist der Kühler eines Kraftwagens. Aber auch der Dampferzeuger eines Kernkraftwerkes mit einer Wärmeleistung von ca. 1.000 MW und einer Bauhöhe von rund 20 Metern ist ein Wärmeübertrager. Es zeigt sich die Notwendigkeit der Eingrenzung der Begriffs „Wärmeübertrager“ im Rahmen dieses Projekts. Ziel des Projekts ist rationelle Energienutzung. Es geht damit um die Verbesserung der Energiewirtschaft durch Nutzung von Abwärmeströmen. Daher werden hier Wärmeübertrager zur Abwärmenutzung betrachtet. Sie sollen ohne Änderung der eigentlichen Prozessapparaturen in die Anlage zu integrieren sein, um einen Abwärmestrom nutzbar zu machen. Spezielle Wärmeübertrager, die in die Apparate einzubauen sind oder nicht allein der Wärmeübertragung dienen, wie beispielsweise in Reaktoren integrierte Wärmeübertrager zur Beheizung des Reaktors [1] oder Mischer Wärmetauscher [2] werden hier daher nicht betrachtet.

1.2 Vorgehensweise bei der Projektierung eines Wärmeübertragers Die Vorgehensweise bei der Projektierung eines Wärmeübertragers vollzieht sich in mehreren Schritten. In einem ersten Schritt werden die Stoffströme identifiziert, die mittels des Wärmeübertragers thermisch verschaltet werden sollen. Aus den Medienparametern (Medienarten, Mengen- bzw. Massenströme, Temperaturen, Drücke) und den Randbedingungen der Prozessführung ergibt sich dann die Spezifikation des Wärmeübertragers. Dies sind die Leistung, Temperaturgrenzwerte, zulässige Druckverluste, Korrosionsfestigkeit, Anfälligkeit gegenüber verschmutzten Medien und Wartungsfreundlichkeit. Auf dieser Basis erfolgt die Auswahl der Bauart des Wärmeübertragers. Dieser wird nun dimensioniert, bewertet und optimiert. Die hier zu entwickelnden Kostenfunktionen für Wärmeübertrager sollen den letztgenannten Arbeitsschritt „Bewertung und Optimierung“ unterstützen. Dies bedeutet, dass Kostenfunktionen für verschiedene Bauarten von Wärmeübertragern entwickelt werden sollen.


2 Systematik der Wärmeübertrager Zur Ableitung der Kostenfunktionen für Wärmeübertrager ist eine Systematisierung der Wärmeübertrager sinnvoll. Nach [3] werden Wärmeübertrager nach dem Prinzip der Wärme- und Stoffübertragung klassifiziert: • Indirekte Wärmeübertragung: Die Wärme zwischen den beiden Stoffströmen wird

über eine Trennwand übertragen. Apparate dieser Klasse werden als Rekuperatoren bezeichnet.

• Halbindirekte Wärmeübertragung: Der Wärmestrom des abzukühlenden Stoffstroms wird zunächst in innere Energie einer Speichermasse umgewandelt und dann von dieser auf einen aufzuheizenden Stoffstrom übertragen. Apparate dieser Klasse werden als Regeneratoren bezeichnet.

• Direkter Wärmeübertragung: Hier erfolgt eine Berührung oder Mischung des heißen und des kalten Stoffstroms.

Innerhalb dieser Klassen wird nach verschiedenen Bauarten unterschieden. Dabei erlaubt jede Bauart mehrere Bauformen, um den Anforderungen eines Anwendungsfalles gerecht zu werden:


Klasse Bauart Bauform Anwendungsbereich Rekuperator Wärmerohr Wärmerückgewinnung Rohrbündel-WÜ Glattrohrbündel Wärmeübertragung,

Verdampfung, Kondensation

Berippte Rohrbündel Kältemittelverdampfer, Ölvorwärmer und Ölkühler

U-Rohrbündel Dampfkondensation Doppelrohr-WÜ Viskose Stoffe Nichtmetallische WÜ Aggressive Medien Flexible Rohrbündel WÜ Wärmerückgewinnung Platten-WÜ Geschraubte Platten-WÜ Wärmeübertragung,

Kondensation Gelötete Platten-WÜ Wärmeübertragung,

Verdampfung, Kondensation

Geschweißte Platten-WÜ Wärmeübertragung, Verdampfung, Kondensation

Hybrid-WÜ Wärmeübertragung, Verdampfung, Kondensation

Spiral-WÜ Viskose und ver-schmutzte Medien

Luftgekühlte WÜ Rippenrohr Luftkühlung Lamellensystem Kältemittelkonden-

satoren Regenerator Speichermasse Hochtemperaturbereich Rotationssystem Luftvorwärmung

Rückkühlsysteme Naßkühlturm Wasserkühlung Verdunstungskühler Wasserkühlung

Direkter Wärmeübergang Luftwäscher Luftkühlung und –

reinigung Einspritzkondensator Brüdenkondensation Mischer-WÜ Stoffmischung

Tab. 2.1: Systematik der Wärmeübertrager

Es ist zu sehen, dass für einen Anwendungsfall durchaus mehrere Apparate geeignet sind. Dies bedeutet, dass der Nutzer der Kostenfunktionen bei mehreren verfügbaren Apparaten entweder anhand technologischer Randbedingungen eine Auswahl über die Bauart zu treffen hat oder anhand der Kostenfunktionen den wirtschaftlich günstigsten Apparat findet. Diese Aufgabe könnte dem Nutzer dann abgenommen werden, wenn der Arbeitsschritt „Auswahl des Wärmeübertragers“ in die Kostenfunktionen integriert und damit automatisiert würde. Dies hätte den Vorteil einer direkten Verbindung der Kosten zum Anwendungsfall. Erforderlich wäre dann


eine vom Anwendungsfall ausgehende Systematik der Kostenfunktionen. Diese könnte wie folgt aufgebaut sein: Sekundäres Medium gasförmig flüssig Nicht

korrosiv korrosiv Nicht

korrosiv Korrosiv Verdamp-

fung Nicht korrosiv 1-1 1-2 1-3 1-4 1-5

Korrosiv 2-1 2-2 2-3 2-4 2-5 gasförmig Konden-sation 3-1 3-2 3-3 3-4 3-5

Nicht Korrosiv 4-1 4-2 4-3 4-4 4-5

Primäres Medium

flüssig Korrosiv 5-1 5-2 5-3 5-4 5-5

Tab. 2.2: Anwendungsfallbasierte Systematik für Wärmeübertrager

In diesem einfachen Schema sind allein 25 Einsatzklassen definiert. Jeder Einsatzklasse wäre zumindest eine Kostenfunktion zuzuordnen. Diese würde die aus der Tab. 2.2 ersichtlichen Kriterien der Einsatzklasse enthalten. Sie wäre aber um Parameter zu ergänzen, mit denen weitere Randbedingungen zu berücksichtigen wären. Dies wäre beispielsweise der zulässige Druckverlust. Alternativ wäre die Formulierung mehrerer Kostenfunktionen innerhalb einer Einsatzklasse. Ohne diese weiteren Parameter würden ansonsten nicht geeignete Apparate und damit unzutreffende Kostenfunktion bei der Projektierung angesetzt. Dies bestätigt die Vorgehensweise, Kostenfunktionen auf Basis der Systematik der Wärmeübertrager zu entwickeln.


3 Rohrbündelwärmeübertrager Rohrbündelwärmeübertrager stellen die älteste Bauart für Wärmeübertrager dar. Sie bieten universelle Anwendungsmöglichkeiten und können für alle Leistungsgrößen und Abmessungen gefertigt werden. Kern des Rohrbündelwärmeübertragers ist ein Rohrbündel, das innen und außen von den beiden Medien durch- bzw. umströmt wird. In der Hauptsache werden bei den Rohrbündelwärmeübertragern zwei Bauformen unterschieden. Einerseits die Apparate mit geraden Rohren und andererseits die Apparate mit Haarnadelrohren (U-Rohren). Sie sind in Abb. 3.1 gezeigt [4].

Abb. 3.1: Rohrbündelwärmeübertrager mit geraden Rohren und U-Rohren

Bei den Rohrbündelapparaten mit geraden Rohren sind die Rohre in zwei Rohrböden eingelassen. Das die Rohre durchströmende Medium durchströmt die erste Hälfte der Rohre von links nach rechts und nach Umlenkung in der Haube die zweite Hälfte der Rohre von rechts nach links. Das die Rohre umströmende Medium tritt durch die Mantelstutzen ein bzw. aus. Durch im Mantelraum befindliche Umlenksegmente kann


dabei die Stromführung des Wärmeübertragers variiert werden. Ohne Umlenksegmente besteht die Möglichkeit einer reinen Längsströmung, mit Umlenksegmenten kann eine Querströmung eingestellt werden. Die Querströmung zeichnet sich gegenüber der Längsströmung durch einen besseren Wärmeübergang aber auch durch höhere Druckverluste aus. Variationen des Rohrbündelwärmeübertragers mit geraden Rohren sind Rohrbündelwärmeübertrager mit Dehnungsausgleichselement im Mantelrohr (Kompensation hoher Spannungen infolge hoher Temperaturunterschiede zwischen Rohr- und Mantelraum), Rohrbündelwärmeübertrager mit Mantelstopfbüchse (Dehnungsausgleich bei hohen Drücken) und Rohrbündelwärmeübertrager mit schwimmendem Kopf. U-Rohrbündelwärmeübertrager weisen nur einen Rohrboden auf. In diesen sind U-förmige Rohre eingelassen. Durch diese Bauweise werden Spannungen durch Dehnungsunterschiede von Rohren und Mantel vermieden. Es besteht bei dieser Bauform die Möglichkeit, das Rohrbündel mit dem Rohrboden aus dem Mantel auszuziehen und so eine Rohraußen- oder Mantelraumreinigung vorzunehmen. Eine Reinigung der Rohrinnenseite kann bei allen Rohrbündelapparaten mechanisch (Kunststoffbürsten, Schwammkugeln) oder chemisch erfolgen.

3.1 U-Rohrbündelwärmeübertrager

3.1.1 Einführung U-Rohrbündelwärmeübertrager werden nicht in Serie gefertigt. Sie werden auf den speziellen Anwendungsfall hin konzipiert und kalkuliert. Daher liegen für Rohrbündelapparate selten Preislisten vor. Kalkulationsprogramme, mit denen auf Basis der Wärmeübertragungsaufgabe (wie bei den Plattenwärmeübertragern) der Apparat und dessen Preis ermittelt werden können, sind ebenfalls nicht verfügbar. Zur Verfügung steht ein rechnerunterstütztes Kalkulationsschema. Dieses erfordert allerdings Sachkenntnisse bezüglich der Konstruktion und Gestaltung von Rohrbündelwärmeübertragern, wie das nachstehend kurz erläuterte Kalkulationsschema zeigt. Grundlage der Kalkulation ist die Aufstellung einer Stückliste. Diese umfasst z.B. für einen U-Rohrbündelapparat ca. 45 Positionen. Jeder Position der Stückliste werden Kosten zugeordnet, z.B. die Materialkosten aus Materialpreis und Materialmenge oder die Kosten einer Armatur gemäß einer vorliegenden Preisliste. Die Summe ergibt die gesamten Materialkosten. Dazu werden die Fertigungskosten addiert. Diese setzen sich zusammen aus der Eigenfertigung (hier greifen firmenspezifische Ansätze und Berechnungsmethoden), der Fremdfertigung und Kosten für spezielle Fertigungsschritte wie z.B. Wärmebehandlung. Weiterhin sind Kosten für die Konstruktion, die Montage, die ggf. erforderliche TÜV-Abnahme, Teuerungszuschläge, Risikozuschläge sowie Reisekosten zu berücksichtigen. Letzte Position sind die Gemeinkosten. Sie beinhalten die Materialgemeinkosten, Kosten für Entwurf, Verwaltungund Vertrieb sowie Finanzierung und Garantie. Die Gesamtsumme ergibt dann den Preis des Apparates.


Für die Ableitung von Kostenfunktionen für Rohrbündelapparate muss daher auf einen speziellen Apparat zurück gegriffen werden, der aufgrund eines festvorgegebenen Anwendungsfalls als Standardapparat verfügbar ist. Es sind dies Rohrbündelapparate zur Vorwärmung des Kesselspeisewassers mittels des Kesselabgases – die Economiser. Der Economiser wird oft als Option zu einem Kessel angeboten. Ein Economiser stellt dabei einen Spezialfall eines Wärmeübertragers Rauchgas/Wasser dar. Damit unterliegt er den gleichen Berechnungsschritten zur Dimensionierung: 1. Feststellung der Rauchgastemperatur ( einRGt , ) und des Rauchgasmassenstroms

( RGm� )

2. Festlegung der Rauchgastemperatur vor Kamin ( ausRGt , )

3. Berechnung der Enthalpien des Rauchgases: )( ,, einRGRGeinRG thh = bzw. )( ,, ausRGRGausRG thh =

4. Berechnung der Leistung des Rauchgases: )( ,, ausRgeinRGRG hhmQ −⋅= �

�

5. Berechnung der Daten des Wasserstroms aus: )( ,,, ausWassereinWasserWasserpWasser ttcmQ −⋅⋅= �

�

6. Bestimmung der logarithmischen Temperaturdifferenz im Economiser:

klein

groß

kleingroß

t

t

ttt

∆∆

∆−∆=∆

loglog

mit: )()( ,,,, einWasserausRgausWassereinRGgroß ttoderttvonMaximumt −−=∆

)()( ,,,, einWasserausRgausWassereinRGklein ttoderttvonMinimumt −−=∆

7. Festlegung des Wärmedurchgangskoeffizienten k (Rippenrohr: 31 W/m2/K) 8. Berechnung der Fläche des Economisers:

logtk

QA

∆⋅=

�

Der Economiser ist dabei dadurch gekennzeichnet, dass die Parameter des Rauchgases und des Wassers vom zugehörigen Kessel vorgegeben sind. Sind z.B: die Parameter des Wassers frei wählbar, ergibt sich bei gleichem Rauchgasstrom und gleicher Leistung eine andere Fläche, da die Temperaturdifferenz sich ändert. Die Kenntnis der flächenbezogenen Kosten der Economiser kann damit generell für die Preisabschätzung von Rohrbündelapparaten gleichen Aufbaus genutzt werden.

3.1.2 Spezifikation Es liegen die Kosten für Economiser für die Kessel eines Herstellers vor. Die Spezifikation sowie die angegebenen Preise sind nach dem Economiser und der Isolierung getrennt.


Spezifikation Economiser

• Stahlrippenrohrregister aus St 35.8/I mit Rohrbögen, Sammlern, Anschlussstutzen

• Stahlblechgehäuse mit eingebautem Register, Anschlüssen für Rauchgasein- bzw. –austritt

• Austrittshaube • Armaturen (Entlüftungsventil, Entleerungsventil, Zeigerthermometer für

Wassertemperatur und Rauchgastemperatur, Manometer, Sicherheitsventil) • Anstrich

Spezifikation Isolierung

• Mineralwollmatten auf verzinktem Drahtgeflecht, Abstandshaltern und Schutzmantel aus Aluminiumblech

Für den Economiser sind weiterhin Stützstellen bekannt, mit denen die Kosten für einen Apparat aus Edelstahl aus den Kosten des Apparates gemäß Spezifikation ermittelt werden können. Analog wurden Faktoren angegeben, mit den die Kosten der Isolierung gemäß Spezifikation in die Kosten für die Isolierung anderer Spezifikationen bestimmt werden können.

3.1.3 Aufbau der Kostenfunktionen Die Fläche bestimmt die Größe und damit den Preis des Economisers. Sie ist die Hauptvariable für die Kostenfunktionen. Nebenvariablen ergeben sich aus den technischen Spezifikationen des Economisers:

• Zulässiger Druck • Material des Economisers • Material der Isolierung (Schutzmantel)

Der zulässige Druck und das Material des Economisers wirken sich auf die Kosten des Economisers aus. Das Material der Isolierung hat allein Einfluss auf die Kosten der Isolierung. Daher werden die Kostenfunktionen aus zwei Anteilen aufgebaut:

• Kostenfunktion für den Economiser und • Kostenfunktion für die Isolierung

Dies erlaubt die Kostenermittlung bei verschiedenen Kombinationen von Economiser und Isolierung.


3.1.4 Kostenfunktion für Economiser gemäß Spezifikation Die Kostenfunktionen werden für zwei Druckbereiche abgeleitet. Einerseits für einen zulässigen Druck bis 20 bar (für Kessel mit 10 bar) und andererseits für einen zulässigen Druck bis 26 bar (für Kessel mit 16 bar). Kostenangaben liegen für Economiser bis zu einer Fläche von 100 m2 vor. Gegeben sind die Leistungen der Economiser, Rauchgas- und Wassertemperaturen sowie die Kosten der Economiser. Mit der angesetzten k-Zahl (31 W/m2/K, inklusive einer 5 %-igen Flächenreserve) kann die Fläche des Economisers berechnet werden. Damit kann ein Zusammen zwischen Fläche und Kosten abgeleitet werden. Für Economiser mit einen zulässigen Druck bis 20 bar (für Kessel mit 10 bar) wurde die Regression durchgeführt. Die potenzielle Funktion bildet die Kosten dabei am besten ab (Tab. 3.1). Funktion Fehlerquadrat Bestimmtheitsmaß

Linear y = mx + b 114.254,323 0,62103446

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 36.030,433 0,88049211

Logarithmus y = a ln(xn + b) + c 30.349,091 0,89933633

Exponentiell y = a emx^n + c 430,904 0,99857075

Potenziell y = a xb + c 371,827 0,99876670

Tab. 3.1: Economiser 20 bar - Regressionen

Damit lautet die Kostenfunktion für Economiser mit einen zulässigen Druck bis 20 bar (für Kessel mit 10 bar):

55,52][37,951.3]/[ 8516,02220, +⋅= −mAmEurokEco

Auch für Economiser mit einen zulässigen Druck bis 26 bar (für Kessel mit 16 bar) beschreibt die potenzielle Funktion die Kosten sehr gut (Tab. 3.2). Funktion Fehlerquadrat Bestimmtheitsmaß

Linear y = mx + b 102.198,413 0,63787626

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 29.981,230 0,89376631




Tab. 3.2: Economiser 26 bar - Regressionen

Hier lautet die Kostenfunktion

84,59][55,091.4]/[ 8478,02226, +⋅= −mAmEurokEco


In Abb. 3.2 sind die Kostendaten sowie die Kostenfunktionen für die Economiser gezeigt.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 20 40 60 80 100

Fläche / m2

Ko

sten

/ E

uro

/m2

Eco, 20 bar: Kostendaten

Eco, 20 bar: Kostenfunktion

Eco, 26 bar: Kostendaten

Eco, 26 bar: Kostenfunktion

Abb. 3.2: Economiser - Kostendaten und -funktionen

Der Druck wird somit nicht durch eine Hilfsvariable berücksichtigt, sondern durch den Ansatz verschiedener Funktionen.

3.1.5 Korrekturfaktor für Economiser aus Edelstahl Die oben genannten Formeln gelten für Economiser aus sogenannten „Schwarzstahl“. Dieser kann gewählt werden, wenn das Wasser aufbereitet ist. Bei nicht aufbereitetem Wasser oder wenn der Dampf bei der Lebensmittelbearbeitung mit dem Produkt in Berührung kommt, ist Edelstahl zu wählen. Bei Edelstahl steigen • die Materialkosten um den Faktor drei und • die Fertigungskosten (insbesondere größerer Zeitaufwand bei den

Schweißarbeiten) um den Faktor zwei. Bei kleinen Geräten ist die Steigerung der Materialkosten im Vergleich zu der Steigerung klein. Damit ergibt sich insgesamt eine Kostensteigerung um den Faktor 2,1. Bei großen Geräten nehmen die Materialkosten einen stärkeren Einfluss. Bei großen Apparaten nähert sich die gesamte Kostensteigerung dem Faktor drei an. Notwendig ist daher ein flächenabhängiger Korrekturfaktor. Abgeleitet wird eine Funktion für den Korrekturfaktor auf Basis der Stützstellen: A = 10 m2 fEco,Edelstahl = 2,1


100 m2 2,4 1.000 m2 2,8 Der flächenabhängiger Korrekturfaktor bei Einsatz von Edelstahl läst sich gut mit einer potenziellen Funktion beschreiben (Bestimmtheitsmaß = 0,9936). Die Funktion lautet:

06,42][79,43 0034,02, −⋅= mAf EdelstahlEco

Dargestellt ist sie in Abb. 3.3. Der Verlauf des Korrekturfaktors muss berücksichtigen, dass eine Kostensteigerung um den Faktor drei nur bei sehr großen Apparaten auftreten kann. Dies ist mit dieser Funktion gewährleistet. Der Korrekturfaktor nimmt einen Wert von drei bei Flächen von ca. 5.000 m2 an

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

0 20 40 60 80 100

Fläche / m2

f Eco

,Ed

elst

ahl

Stützstellen

Funktion

Abb. 3.3: Korrekturfaktor für Economiser aus Edelstahl

Damit können die Kosten für Economiser aus Edelstahl aus

kEco,20,Edelstahl = keco,20 � fEco,Edelstahl bzw. kEco,26,Edelstahl = keco,26 � fEco,Edelstahl

bestimmt werden.

3.1.6 Kostenfunktionen für Isolierungen gemäß Spezifikation Die Kosten der Isolierung für einen Economiser sind nicht abhängig vom zulässigen Druck. Das auszuwertende Datenfeld ergibt sich daher aus den Kostenangaben aller Economiser. Wie Tab. 3.3 zeigt, können die Daten mit hoher Genauigkeit mit der potenziellen Funktion beschrieben werden.


Funktion Fehlerquadrat Bestimmtheitsmaß

Linear y = mx + b 2.422,455 0,61289199

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 829,290 0,86747953

Logarithmus y = a ln(xn + b) + c 580,514 0,90800018



Tab. 3.3: Isolierung für Economiser - Regressionen

Die in Abb. 3.4 dargestellte Funktion lautet:

05,6][09,479]/[ 9294,022, +⋅= −mAmEurok EcoIso

0

20

40

60

80

100

0 20 40 60 80 100

Fläche / m2

Ko

sten

/ E

uro

/m2 Isolierung: Kostendaten

Isolierung: Kostenfunktion

Abb. 3.4: Isolierung für Economiser - Kostendaten und -funktion

3.1.7 Korrekturfaktor für Isolierungen aus anderen Materialien Es wird ein Faktor zur Bestimmung der Kosten bei anderen Materialien eingefügt Er ist als Multiplikator der Formel für kIso,Eco anzusetzen. Er ist: Bei Schutzmantel aus Aluminiumblech: fIso,Material = 1 Bei Schutzmantel aus verzinktem Blech: fIso,Material = 1,12 Bei Schutzmantel aus Edelstahl: fIso,Material = 2


3.1.8 Zusammenfassung Die Kostenfunktionen für Economiser sind in Tab. 3.4 zusammen gefasst. Economiser zulässiger Druck 20 bar 26 bar

Kostenfunktion kEco [Euro/m2] = ( a � A[m2]b + c ) � fEco,Edelstahl Koeffizienten a = 3.951,37 4.091,55 b = -0,8516 -0,8478 c = 52,55 59,84

fEco,Edelstahl = 1 bei St 35.8 oder vergleichbar

fEco,Edelstahl = 43,79 A[m2]-0,0034 - 42,06 bei Edelstahl

Isolierung

Kostenfunktion kIso,Eco [Euro/m2] = ( e � A[m2]f +g ) � fIso,Material Koeffizienten e = 479,09 f = -0,9294 g = 6,05

fIso,Material = 1 bei Schutzmantel Aluminiublech

fIso,Material = 1,12 bei Schutzmantel verzinktes Blech

fIso,Material = 2 bei Schutzmantel Edelstahl

Gültigkeit A = 5 bis 100 m2

Tab. 3.4: Zusammenfassung: Kostenfunktionen für Economiser

3.1.9 Bewertung In der IKARUS-Datenbank [11] werden die Kosten für einen Rohrbündelwärmeübertrager zur Erhitzung von Wasser mittels Rauchgas genannt (IKARUS-Bezeichnung: WT-RB<E-G-F-8>95). Für das Rauchgas wird eine Eintrittstemperatur von 200 – 400 °C genannt, das Wasser wird von 60 °C auf 110 °C erwärmt. Das angesetzte Material ist St 35.8 Damit entspricht er aus Sicht der Medien, der Temperaturen und des Materials der Spezifikation (vgl. Abschnitt 3.1.2). Angegeben sind:

• Die Investitionskosten: K [DM] = 1.130 � A[m2]0,65 • die Kosten für die Montage: 20 % der Investitionskosten • die Kosten für Wartung und Instandhaltung: 2 % der Investitionskosten

Weiterhin liegen Richtpreise für Economiser (ohne Spezifikation) im Bereich einer Fläche von 12,5 bis 495 m2 vor. In Abb. 3.5 sind die Kosten für einen Economiser mit einem zulässigen Druck von 20 bar aus St 35.8, den IKARUS Rohrbündelwärmeübertrager und die genannten Richtpreise für den Wertebereich von 10 bis 500 m2 aufgetragen.


0

100

200

300

400

500

600

700

0 100 200 300 400 500

Fläche / m2

Ko

sten

/ E

uro

/m2 Eco, 20 bar

IKARUS

Richtpreise

Abb. 3.5: Economiser - Kostenvergleich

Ab einer Fläche von ca. 150 m2 liegen die Zahlenwerte alle in einem Bereich. Darunter sind nur noch die abgeleitete Kostenfunktion und die Richtpreise deckungsgleich. Die IKARUS-Werte liegen darunter. Der Grund für die Abweichung der IKARUS-Werte liegt in der Funktionsvorschrift, es wurde der einfachste Ansatz einer Potenzialfunktion gewählt. Es zeigt sich aber, dass die abgeleiteten Kostenfunktionen bis zu einer Fläche von ca. 500 m2 nutzbar sind. Dabei sind gegenüber den genannten Vergleichswerten folgende Vorteile zu nennen:

• Berücksichtung verschiedener Druckstufen, • Berücksichtigung verschiedener Materialien für den Eco, • Berücksichtigung verschiedener Materialien bei der Isolierung und • Gewinn an Freiheitsgraden durch den modularen Aufbau der

Kostenfunktionen (Economiser und Isolierung).


4 Plattenwärmeübertrager Plattenwärmeübertrager bestehen aus einer Anzahl von profilgeprägten Platten. Diese ergeben aufeinander gelegt ein Plattenpaket mit Fließspalten. Diese werden wechselseitig von den beiden Medien durchströmt. Die Prägung der Platten dient dabei einerseits zur Erhöhung der Turbulenz und damit des Wärmeübergangs und andererseits zur Abstützung der Platten untereinander. Letzteres bewirkt eine Steigerung der Druckbeständigkeit. Die Prägung der Platten und deren Abstand kann variiert werden, so dass der Apparat auf die speziellen Gegebenheiten (Medienart, Massenströme, Druckverluste) abgestimmt werden kann. Je nach Art der Zusammenhaltung des Plattenpakets sind drei Bauformen zu unterscheiden [5], [6]: • Geschraubte oder gedichtete Plattenwärmeübertrager: Hier werden die Platten in

ein Gestell eingebaut und verspannt. Die Abdichtung zwischen den Platten übernehmen Dichtungen, über die auch der Plattenabstand eingestellt werden kann. Sie sind mit einem Druck bis 25 bar belastbar und erreichen Betriebstemperaturen von 160 bis 180 °C.

• Bei gelöteten Plattenwärmeübertragern werden die Platten verlötet. Alls Lötmittel werden Kupfer oder Nickel eingesetzt. Sie können bei einem Druck von bis zu 30 bar und einer Temperatur von bis zu 225 °C eingesetzt werden. Aufgrund des nicht erforderlichen Rahmens sind sie kompakter als geschraubte Plattenwärmeübertrager.

• Geschweißte Plattenwärmeübertrager sind die Plattenwärmeübertrager mit dem größten Einsatzbereich (Druck bis 40 bar und Temperatur bis 400 °C). Hier sind die Platten miteinander verschweißt. Ihr Vorteil gegenüber den gelöteten Plattenwärmeübertragern beruht auf der Verwendung eines einzigen Materials, während bei gelöteten Plattenwärmeübertragern das Plattenmaterial und das Lötmittel unterschiedlich sind.

Eine besondere Variante der geschweißten Plattenwärmeübertrager stellen die so genannten Hybrid-Wärmeübertrager dar [7]. Grundelement sind hier Formbleche. Zwei zusammengeschweißte Formbleche ergeben ein Formblechelement. Zwischen den Formblechen eines Formblechelements bilden sich wellenförmige Strömungskanäle (Wellenströmung). Querprägungen in den Formblechen geben diesen Kanälen einen rechteckigen Querschnitt und dienen der gegenseitigen Stützung der Formbleche. Werden nun Formblechelemente aufeinander gelegt und verschweißt bilden sich zwischen den Formblechelementen senkrecht zur Wellenströmung rohrförmige Strömungskanäle. Abb. 4.1 zeigt den Schnitt (schematisch) durch einen Hybrid-Wärmeübertrager.


Rohrst römung (senkrecht zur Zeichenebene

Wel len-s t römung

Abb. 4.1: Schematische Darstellung eines Hybrid-Wärmeübertragers

Hybrid-Wärmeübertrager vereinen damit Eigenschaften der Plattenwärmeübertragers und der Rohrbündelwärmeübertrager. Plattenwärmeübertrager zeichnen sich gegenüber den Rohrbündelwärmeüberrtagern durch � hohe Wärmedurchgangszahlen, � geringe Wärmeübertragungsflächen, � geringe Verschmutzung, � geringen Platzbedarf, � geringes Gewicht, � geringen Medieninhalt, � kleine Temperaturdifferenzen, � einfache Wartungs- und Reinigungsfähigkeit (geschraubter Platten-WÜ) � große Erweiterbarkeit bzw. Anpassbarkeit und � niedrige Anschaffungskosten aus [8]. In Abb. 4.2 ist dies für einen Rohrbündel-WÜ, einen geschraubten Platten-WÜ und einen gelöteten Platten-WÜ dargestellt. Unter der Annahme gleicher Massenströme und Temperaturen sind der Raumbedarf, die Wärmeübertragungsfläche und der Medieninhalt gezeigt [5].


��

��

��

��

��

��

��

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Raumbedarf Wärmeübertragungsfläche Medieninhalt��Rohrbündel-WÜ

�� Platten-WÜ (geschraubt)

��Platten-WÜ (gelötet)

Massenströme und Temperaturen sind gleich.

Abb. 4.2: Vergleich zwischen Rohrbündel-WÜ und Platten-WÜ

Demgegenüber zeichnet sich der Rohrbündel-WÜ gegenüber den Platten-WÜ durch die höhere Belastungsfähigkeit (Druck, Temperatur) aus (Abb. 4.3).

��

��

��

��

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150

p [bar]

t [°

C]

��Rohrbündel-WÜ��

�� Hybrid-WÜ�� Platten-WÜ (geschweißt)�� Platten-WÜ (gelötet)

Platten-WÜ (geschraubt)

Abb. 4.3: Einsatzbereiche von Platten- und Rohrbündel-WÜ


4.1 Geschraubte bzw. gedichtete Plattenwärmeübertrager

4.1.1 Aufbau Abb. 4.4 zeigt den schematischen Aufbau eines geschraubten Platten-WÜ. Kern ist das aus einzelnen Platten aufgebaute Plattenpaket. Dieses wird zwischen dem Gestellkopf und dem beweglichen Deckel verspannt. Dazu dienen die Spannschrauben. Die benötigte Stabilität gewährleisten die Tragwellen [8].

Abb. 4.4: Schematischer Aufbau eines geschraubten Plattenwärmeübertragers

Ein großer Vorteil dieser Bauart ist die einfache Wartungsmöglichkeit. Zur Reinigung der Platten und ggf. Erneuerung der Dichtungen zwischen den Platten wird die Verspannung des Plattenpakets gelöst und die Platten „aufgefächert“. Sie können nun gereinigt werden bzw. die Dichtungen sind auszutauschen. Beispielhaft zeigt Abb. 4.5 eine Platte. Sie besteht aus der Hauptwärme-übertragungsfläche sowie dem Verteiler- und dem Sammlersegment mit den entsprechenden Zu- und Abflussöffnungen. Zur Abdichtung dienen Dichtringe oder auch –bänder [8].


Abb. 4.5: Platte eines Platten-WÜ

Hersteller von Platten-WÜ bieten verschiedene Platten an. Sie unterscheiden sich bezüglich • des verwendeten Plattenmaterials • der Plattengröße, • der Plattenprägung und • des Dichtungsmaterials. Als Plattenmaterial kommen hauptsächlich Edelstähle zum Einsatz. Stellen die eingesetzten Medien bezüglich der Korrosionsfestigkeit besondere Ansprüche, werden auch Titan, Titan-Palladium, Hastelloy oder auch Nickel verwendet. Bei der Verspannung der Platten in einem Gestell ist die Anzahl der installierbaren Platten begrenzt. Vom Deckel in Richtung des Gestellkopfs nimmt die durch die Spannschrauben aufgebrachte Druckspannung ab. Da aber alle Platten dicht verspannt sein müssen, begrenzt dies die mit einer bestimmten Platte zu realisierende Wärmübertragungsfläche. Größere Apparate sind dann mit größeren Platten aufzubauen. Als Beispiel sei hier die Fa. API Schmidt-Bretten genannt. Die kleinste verfügbar Platte (Sigma 7) hat eine wärmeübertragende Fläche von ca. 0,06 m2. Mit dieser Platte können Wärmeübertrager mit einer Übertragungsfläche von ca. 20 m2 und einem zulässigem Volumenstrom von 10 m3/h realisiert werden.


Die Platte Sigma 149 weist hingegen eine Wärmeübertragungsfläche von 1,6 m2 auf und erlaubt den Aufbau von Wärmeübertragern mit einer Übertragungsfläche bis 1.000 m2 und Volumenströmen bis 2.200 m3/h [9]. Die Plattenprägung hat eine Doppelfunktion. Einerseits dient sie der Abstützung der Platten untereinander, andererseits können mit der Prägung die Eigenschaften der Platte wie Wärmeübergang und Druckverlust eingestellt werden. Parameter der Prägung sind die Prägetiefe, Wellenanstand und Prägewinkel. Das Dichtungsmaterial ist der maximalen Betriebstemperatur und den Medien anzupassen. Einen Überblick über die Dichtungswerkstoffe, deren Einsatzbereich und deren Kosten (relativ) gibt Tab. 4.1 [8]. Werkstoff tmax / °C Medien Relative

Kosten NBR (Nitril-Butyl-Rubber) 140 Öle, Wasser, Lebensmittel 1 EPDM (Ethylen-Propylen-Diene-Modified-Rubber)

160 Heißwasser, schwache Säuren

1,05

Viton (FKM) 180 Aggressive Chemikalien, Öle, Fette

10

Neopren 100 Kältemittel 3 Silikon 180 Pflanzliche Fette 2 Hartdichtungen 240 Aggressive Chemikalien, Öle 8 Graphit 300 Hochaggressive Chemikalien,

Dampf, Heißwasser 20

PTFE 260 Hochaggressive Chemikalien 30

Tab. 4.1: Dichtungwerkstoffe

Die angegebenen maximalen Temperaturen stellen dabei theoretische Werte dar. Viton und Silikon werden praktisch nur bis zu Temperaturen von 140 °C und PTFE bis zu 195 °C eingesetzt. Die angegebene Temperatur für eine Hartdichtung gilt bei einer Medienpaarung von Öl / Öl, bei Öl / Wasser reduziert sich die maximale Temperatur auf 120 °C. Der Einsatz des Werkstoffs Graphit scheitert dabei oftmals an der noch nicht ausgereiften Konstruktion der Dichtung1. Die Dichtungen können auf zwei Arten auf der Platte befestigt werden. Einerseits ist eine Klebung möglich. Dabei sind Platte und Dichtung permanent miteinander verbunden. Dies ist bei Apparaten vorteilhaft, die häufig zu Reinigungszwecken geöffnet werden. Allerdings ist der Austausch der Dichtungen schwierig und sollte nach Möglichkeit im Herstellerwerk erfolgen. Andererseits können die Dichtungen kleberlos mit mechanischen Befestigungen angebracht werden. Die Dichtungen werden über Laschen arretiert. Hier ist eine Dichtungswechsel vor Ort problemlos. Zu jedem Plattentyp wird eine Gestell angeboten. Dieses ist auf eine maximale Plattenanzahl ausgelegt. Dies maximale Plattenanzahl liegt i.a. oberhalb der tatsächlichen Plattenzahl, so dass bei Bedarf die Vergrößerung des Wärmeübertragers einfach durch Hinzufügen weitere Platten vorgenommen werden

1 Mitteilung von Herrn Dipl.-Ing. J. Traulsen; API Schmidt-Bretten GmbH & Co. KG; 11.01.2002


kann. Gestellmaterial (z.B. Stahl oder Edelstahl) und -ausführung (mit oder ohne Stütze) richten sich nach den Betriebsbedingungen des Wärmeübertragers. Durch spezielle Ausführung der Platten, insbesondere der Lage der Zu- und Ablauföffnungen, lassen sich in Plattenwärmeübertragern verschiedene Schaltungen realisieren (Abb. 4.6). Die einfachste Schaltung stellt der eingängige Plattenwärmeübertrager das. Beide Medien strömen über den Gestellkopf in bzw. aus dem Wärmeübertrager. Bei sehr großem Unterschied zwischen der Ein- und Austrittstemperatur eines Medium kann zur Verlängerung des Strömungsweg der Apparat zweigängig ausgeführt werden. Hier werden die Platten eines Wärmeübertragers in Gruppen zusammen gefasst, die nacheinander durchströmt werden. Die Anschlüsse befinden sich am Gestellkopf und am Deckel. Weiterhin ist es möglich, in einem Wärmeübertrager zwei Wärmeübertrager zusammen zu schalten.

EingängigerPlattenwärme-übertrager

Gestellkopf

ZweigängigerPlattenwärme-übertrager

Zusammen-schaltungvon zweiPlattenwärme-übertragern

Deckel Abb. 4.6: Schaltungsmöglichkeiten von Plattenwärmeübertragern


4.1.2 Ableitung der Kostenfunktionen Die Kosten für einen geschraubten Plattenwärmeübertrager setzen sich aus den Kosten für das Plattenpaket und das Gestell zusammen. Die Kosten für das Plattenpaket werden beeinflusst durch • die Anzahl der Platten, • das Material der Platten, • die Dicke der Platten und • das Dichtungsmaterial. Die Gestellkosten sind von der Gestellgröße und Gestellausführung abhängig. Für eine Wärmeübertragungsaufgabe entwickeln sich die Gestellkosten und die Kosten für das Plattenpaket diskret. Der kleinste Wärmeübertrager besteht aus dem Gestell und drei Platten (Anfangsplatte, Schaltplatte links und Schaltplatte rechts; vgl. Abb. 4.4). Zur Vergrößerung der Wärmeübertragungsfläche werden nun Wärmeübertragerplatten links und rechts eingefügt, bis die maximale Plattenanzahl erreicht wird. Der nächst größere Wärmeübertrager besteht aus größeren Platten. Das bedeutet ein größeres Gestell und weniger Platten, da die Wärmeübertragungsfläche pro Platte ansteigt. Nun können zur Vergrößerung des Wärmeübertragers wieder weitere Platten installiert werden, bis wieder eine größere Platte erforderlich wird. Bei Vergrößerung des Platten-WÜ durch Hinzufügen von Platten bleiben die Gestellkosten konstant, während die Kosten für das Plattenpaket stetig steigen. Beim Wechsel auf eine größere Platte steigen die Gestellkosten sprunghaft. Gleichzeitig verbilligt sich das Plattenpaket: � Eine große Platte hat ein besseres Verhältnis von Hauptwärmeüber-

tragungsfläche zu Fläche von Verteiler- und Sammlersegment. Dies bedeutet eine Materialeinsparung.

� Der Montageaufwand für wenige, große Platten ist geringer als für viele, kleine Platten.

Wenn nun der sprunghafte Anstieg der Gestellkosten bei Wechsel der Platte durch die sinkenden Koste für das Plattenpaket aufgefangen wird, besteht die Möglichkeit, eine Funktion der Kosten für den Platten-WÜ abzuleiten (Abb. 4.7).


Fläche des Wärmeübertragers ��

Ko

sten

des

Wär

meü

ber

trag

ers � ��

Plattenpaket

Gestell

Abb. 4.7: Möglicher Verlauf der Kosten eines geschraubten Platten-WÜ über der Fläche

Zur Prüfung dieser Annahme bzw. zur Entwicklung der Kostenfunktionen wurden Preise für geschraubte Platten-WÜ ausgewertert. Genutzt wurde die Kalkulationssoftware der Fa. API Schmidt-Bretten GmbH & Co. KG und der Fa. Thermowave Gesellschaft für Wärmetechnik mbH. In einer ersten Auswertung wurden die Preise von Wärmeübertragern mit • einem zulässigen Druck bis 6, 10, 16, 25 bar (Druckklassen A, B, C, D) und • einer zulässigen Temperatur bis 100, 140 °C betrachtet. Für eine Erwärmung eines Wasserstroms von 10 °C auf 60 °C wurden Wasserströme mit Ein- bzw. Austrittstemperaturen von 70 / 20 °C, 90 / 40 °C, 90 / 80 °C und 140 / 100 °C angesetzt. Die Leistung wurde variiert, die Werte betrugen 0,01 – 50 – 100 – 200 – 300 – 400 – 500 – 750 – 1.000 – 5.000 – 10.000 – 20.000 – 40.000 kW. Die Auswertung der Kosten als Funktion der Fläche ergab, dass die Kostenunterschiede zwischen Apparaten mit einem zulässigen Druck von 6 bzw. 10 bar gering sind. Bei kleinen Apparaten wird bei diesen Drücken oft der gleiche Apparat angeboten. Ein beachtenswerter Preissprung ist bei einem zulässigen Druck von 16 bar festzustellen, während der Anstieg der Kosten bei 25 bar eher gering war. Für die Herleitung von Kostenfunktionen werden daher zwei Druckbereiche festgelegt: Es sind dies die Druckbereiche bis 10 bar und von 10 bis 25 bar. Weiterhin nimmt die Temperatur Einfluss auf die Kosten. Bei hohen Temperaturen ist als Dichtung nicht mehr NBR einsetzbar. Vielmehr wird dann eine Dichtung aus


EPDM eingesetzt (vgl. Tab. 4.1). Es wurden daher auch zwei Temperaturbereiche festgelegt (100 °C, 160 °C). Die Kombination der beiden Druck- und Temperaturbereiche führt auf vier Typen von Wärmeübertragern, für die Kostenfunktionen abgeleitet werden:

Typ Temperatur Druck Plattenmaterial Dichtungsmaterial 1 100 °C 10 bar 1.4401 NBR 2 100 °C 25 bar 1.4401 NBR 3 160 °C 10 bar 1.4401 EPDM 4 160 °C 25 bar 1.4401 EPDM

Tab. 4.2: Definition der untersuchten Typen

Mit dem Kalkulationsprogrammen der Firmen API Schmidt-Bretten sowie Thermowave wurden für jeden Typ die Kosten von Wärmeübertragern verschiedener Plattengröße in Abhängigkeit von der Plattenanzahl (d.h. der Fläche des Wärmeübertragers) bestimmt. So wurden beispielsweise bei den Wärmeübertragern der Fa. API Schmidt-Bretten minimal bei jedem Plattentyp 5 Platten angesetzt. Die Plattenzahl wurde in diskreten Schritten erhöht (5 – 20 – 35 – 50 – 65 – 80 – 95 – 110 – 125 – 150 – 175 – 200 – 225 – 250 – 275 – 300 – 325 – 350 – 375 – 400 – 500), bis die maximale Plattenzahl für den jeweiligen Plattentyp erreicht war. Tab. 4.3 gibt einen Überblick über die Anzahl der so ermittelten Preise. Typ 1 Typ 2 Typ 3 Typ 4 A / m2; von – bis 0,2 – 836,1 0,2 – 553,2 0,2 – 836,1 0,2 – 553,2 Anzahl Preise 130 111 213 189

Tab. 4.3: Übersicht über die vorliegenden Preis – Typen 1 bis 4

Es zeigte sich, dass für alle Plattentypen die Kosten mit der Fläche linear ansteigen (Kosten [�� ⋅ A [m2] + b). Der Koeffizient m beschreibt die Steigung der Geraden, der Koeffizient b den Funktionswert an der Stelle A = 0 m2. Je größer dabei die Platte, desto größer ist der Koeffizient b und desto kleiner ist die Steigung m. Der Koeffizient b kann dabei als Maß für die Grundkosten des Wärmeübertragers des jeweiligen Plattentyps verstanden werden und entspricht somit den Kosten für das kleinste Gestell. Daher ist die Zunahme des Koeffizienten b mit der Plattengröße verständlich. Der mit der Plattengröße abnehmende Koeffizient m besagt, dass bei kleinen Platten die Kosten für das Plattenpaket mit der Fläche schneller steigen als bei großen Platten. Hier spielt vermutlich der bei großen Platten geringere Montageaufwand eine Rolle, da bei großen Platten die Vergrößerung der Wärmeübertragerfläche um einen bestimmten Wert die Montage einer geringeren Plattenzahl erfordert als bei kleinen Platten. In Abb. 4.8, Abb. 4.9, Abb. 4.10 und Abb. 4.11 sind für die Typen die Kurvenzüge der Kosten der einzelnen Plattentypen über der Fläche aufgetragen.


0

10.000

20.000

30.000

40.000

0 100 200 300 400 500 600

Fläche / m2

Ko

sten

/ �

Abb. 4.8: Typ 1 - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

0 100 200 300 400 500 600

Fläche / m2

Ko

sten

/ �



0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

0 100 200 300 400 500 600

Fläche / m2

Ko

sten

/ �


0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

0 100 200 300 400 500 600

Fläche / m2

Ko

sten

/ �


Soll ein Platten-WÜ untersucht werden, wird aus wirtschaftlichen Gründen der preiswerteste Apparat gewählt. Die zu entwickelnden Kostenfunktionen müssen daher die Kosten des Apparates berücksichtigen, der bei der jeweiligen Fläche der preiswerteste ist. Diese ‚Minimalkostenkurve’ verläuft bei allen Typen im unteren Bereich (d.h. kleine Fläche) eher logarithmisch und nähert sich im oberen Bereich


(d.h. große Fläche) einer Geraden. Dies ergibt sich aus den Überschneidungen der jeweils linear verlaufenden Kosten eines Wärmeübertragers gegebenen Plattentyps, dem Verhalten der Koeffizienten m und b dieser Kurven in Abhängigkeit vom Plattentyp und dem mit zunehmenden Plattengröße steigenden Wertebereich der einzelnen Plattentypen. Zur Bestimmung der Kostenfunktionen wird daher ein Datensatz Fläche – Kosten abgeleitet, der diesem Verhalten Rechnung trägt. Betrachtet wird der Wertebereich bis zu einer Fläche von Amax = 550 m2. Der Datensatz soll 100 Wertepaare enthalten. Der erste Wert für die Fläche wird zu A1 = 1 m2 festgelegt. Die x-Werte für die Stützstellen i = 2 ... 100 ergeben sich aus

100/max

ii AA =

Damit liegen für den unteren Bereich der Kosten mehr Werte vor als für den oberen Bereich, so dass bei der Regression des Datensatzes der gekrümmte untere Teil der Kostenkurve stärker gewichtet wird als der lineare oberer Teil. Da die vorliegenden Wertepaare Fläche – Kosten nur als diskrete Werte vorlagen, sind die Werte für die Kosten bei den berechneten Flächenwerten zu berechnen. Möglich ist dies, da die Kostenkurven der einzelnen Plattentypen linear sind. Für eine Fläche Ai wurden daher die Kosten aller Wärmeübertrager berechnet, in deren Wertebereich Ai liegt und der minimale Kostenwert der Fläche zugeordnet. Für diesen Datensatz wurden die Koeffizienten der fünf definierten Funktionen nach der Methode der kleinsten Quadrate bestimmt. In Tab. 4.4, Tab. 4.5, Tab. 4.6 und Tab. 4.7 finden sich die Werte für die Fehlerquadrate der Typen für die einzelnen Funktionen. Weiterhin ist der Wert für das Bestimmtheitsmaß aufgeführt. Funktion Fehlerquadrat Bestimmtheitsmaß

Linear y = mx + b 41.566.221,757 0,99528904

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 11.595.649,958 0,99868579

Logarithmus y = a ln(xn + b) + c 43.264.228,080 0,99533806

Exponentiell y = a emx^n + c 1.131.171,238 0,99987180

Potenziell y = a xb + c 1.969.544,397 0,99977678

Tab. 4.4: Typ 1 - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen


Linear y = mx + b 103.735.367,979 0,99160610

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 42.646.532,450 0,99654919


Exponentiell y = a emx^n + c 579.223,491 0,99995313





Linear y = mx + b 32.924.468,244 0,99660591

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 5.932.235,513 0,99938846






Linear y = mx + b 76.210.325,693 0,99426436

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 35.974.670,020 0,99729252





Bei den Typen 1 und 2 ist das kleinste Fehlerquadrat bei der exponentiellen Funktion festzustellen, die potenzielle Funktion ist die zweitbeste Lösung. Bei Typen 3 ist die potenzielle Funktion die beste und die logarithmische Funktion die zweitbeste Lösung. Der Typ 4 wird am besten durch die potenzielle bzw. die exponentielle Funktion beschrieben. Aus Sicht der Genauigkeit muss die Funktion mit dem kleinsten Fehlerquadrat bzw. dem größten Bestimmtheitsmaß gewählt werden. Zur endgültigen Entscheidungsfindung wird als Maß für die Genauigkeit hier noch die Abweichung betrachtet. Sie berechnet sich für jeden Wert A i gemäß

)(

)()()(

AKosten

AKostenAKostenAAbweichung Formel −=

Die Abweichung kann als Kurvenzug über der Fläche berechnet und dargestellt werden. Im Gegensatz zum Fehlerquadrat sind Aussagen zur Qualität der Regression in einzelnen Bereichen bzw. einzelnen Punkten möglich. Die Abweichung ist in Abb. 4.12 Abb. 4.13 Abb. 4.14 und Abb. 4.15 gezeigt.


-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

0 100 200 300 400 500

Fläche / m²

Ab

wei

chu

ng

Exponentiell

Potenziell

Abb. 4.12: Typ 1 - Abweichung

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0 100 200 300 400 500

Fläche / m²

Ab

wei

chu

ng

Exponentiell

Potenziell



-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

0 100 200 300 400 500

Fläche / m²

Ab

wei

chu

ng

Logarithmus

Potenziell


-50%

-40%

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

0 100 200 300 400 500

Fläche / m²

Ab

wei

chu

ng

Exponentiell

Potenziell


Bei allen Typen ist zu sehen, dass die jeweilige Funktion mit dem minimalen Fehlerquadrat bzw. maximalem Bestimmtheitsmaß den Verlauf der Kostenkurve gerade in den Randbereichen exakter beschreibt. Es werden daher für die Typen 1 und 2 exponentielle und für die Typen 3 und 4 potenzielle Kostenfunktionen angesetzt. Beim Typen 4 ist der qualitative Unterschied zwischen der potenziellen


und der exponentiellen Kostenfunktion sehr klein. Hier wird als weitere Kriterium die Handhabbarkeit der Funktion gewählt.

23,770429,4[��:10985,02 ][9270,4 +⋅= ⋅ mAeKTyp

58,244.164,415[��:21855,02 ][4690,1 −⋅= ⋅ mAeKTyp

17,421][7017,151[��:3 8829,02 +⋅= mAKTyp

92,524][9263,198[��:4 8641,02 +⋅= mAKTyp Die mit diesen Funktionen erzeugten Kosten zeigt Abb. 4.16.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

0 100 200 300 400 500

A / m2

Ko

sten

/ �

Typ 4

Typ 2

Typ 3

Typ 1

Abb. 4.16: Darstellung der Kostenfunktionen – Typen 1 bis 4

Die Kosten für Typ 1 und Typ 3 sowie Typ 2 und Typ 4 liegen relativ nahe beieinander. Dabei unterschieden sich die Typen 1 und 3 bzw. 2 und 4 nur durch ihre zulässige Temperatur und somit im eingesetzten Dichtungsmaterial (vgl. Tab. 4.2) Damit ist der Einfluss der Temperatur relativ klein. Der Einfluss des Druckes ist dabei deutlich größer. Die Typen 2 und 4 (bis 25 bar) sind deutlich teurer als die Typen 1 und 3 (10 bar). Abb. 4.17 zeigt das Verhältnis der Kosten von Typ 3 zu Typ 1 bzw. Typ 4 zu Typ 2. Die Berechnung der Kosten eines Wärmeübertragers vom Typ 1 mit der Formel vom Typ 3 führt für kleine Apparate auf die günstigeren Kosten, im oberen Bereich ist der Unterschied sehr gering. Um den Umfang der Kostenfunktionen zu begrenzen, wird daher im folgenden auf den Typen 1 verzichtet und nur die Formel des Typs 3 weiter verfolgt, da der Typ 1 mit hinreichender Genauigkeit durch Typ 3 beschrieben wird. Ebenso wird auf den Typen 2 verzichtet. Er wird mit hinreichender Genauigkeit durch den Typ 4 beschrieben.


0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

0 100 200 300 400 500

A / m2

Ver

häl

tnis

der

Ko

sten

Typ3 / Typ1

Typ4 / Typ2

Abb. 4.17: Verhältnis der Kostenfunktionen

Die bisher abgeleiteten Kostenfunktionen besitzen Gültigkeit für den Einsatz von Medien ohne bzw. sehr geringer chemischer Aggressivität. Um den Einfluss auf die Kosten bei Einsatz chemisch aggressiver Medien zu erfassen, werden von den Typen 3 und 4 weitere Wärmeübertrager untersucht. Angesetzt wird jetzt als Plattenmaterial Hastelloy (Werkstoff-Nummer 2.4819). Dieser Werkstoff weist eine hohe Korrosionsbeständigkeit in oxidierenden und reduzierenden Medien auf. Tab. 4.8 gibt eine Übersicht

Typ Temperatur Druck Plattenmaterial Dichtungsmaterial 3 160 °C 10 bar 1.4401 EPDM

3a 160 °C 10 bar 2.4819 EPDM 3b 160 °C 10 bar 2.4819 PTFE-EPDM 4 160 °C 25 bar 1.4401 EPDM

4a 160 °C 25 bar 2.4819 EPDM

Tab. 4.8: Definition der untersuchten Typen - Ergänzung

Analog zu den Preisen für die Typen 1 bis 4 wurden für die Typen 3a, 3b und 4a Preise ermittelt. Eine Übersicht gibt Tab. 4.9. Typ 3a Typ 3b Typ 4a A / m2; von – bis 0,2 – 836,1 0,2 – 132,3 0,2 – 553,2 Anzahl Preise 130 36 111

Tab. 4.9: Übersicht über die vorliegenden Preis – Typen 3a, 3b und 4a


In Abb. 4.18, Abb. 4.19 und Abb. 4.20 sind die Kurvenzüge der Kosten der einzelnen Plattentypen über der Fläche aufgetragen.

0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

150.000

0 100 200 300 400 500 600

Fläche / m2

Ko

sten

/ �

Abb. 4.18: Typ 3a - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

0 25 50 75 100 125 150

Fläche / m2

Ko

sten

/ �

Abb. 4.19: Typ 3b - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp


0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

150.000

175.000

0 100 200 300 400 500 600

Fläche / m2

Ko

sten

/ �

Abb. 4.20: Typ 4a - Kosten in Abhängigkeit von der Fläche und Plattentyp

Wie bei den Typen 1 bis 4 steigen die Kosten für alle Plattentypen linear mit der Fläche an. Zur Bestimmung der Kostenkurve wird analog zur Vorgehensweise bei den Typen 1 bis 4 ein Datensatz Fläche – Kosten gewonnen. Für diesen Datensatz werden die Koeffizienten der fünf definierten Funktionen ermittelt. Die Ergebnisse der Regressionen zeigen Tab. 4.10, Tab. 4.11 und Tab. 4.12. Funktion Fehlerquadrat Bestimmtheitsmaß

Linear y = mx + b 31.600.335,220 0,99974398

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 21.648.871,954 0,99982460




Tab. 4.10: Typ 3a - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen


Linear y = mx + b 9.064.155,792 0,99966627

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 6.090.306,298 0,99977576




Tab. 4.11: Typ 3b - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen



Linear y = mx + b 100.848.468,016 0,99941372

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 65.936.027,917 0,99961668




Tab. 4.12: Typ 4a - Fehlerquadrate der verschiedenen Regressionen

Bei den Typen 3a, 3b und 4a sind die exponentiellen Funktionen gefolgt von den potenziellen Funktionen die besten Lösungen. Die Abweichungen sind in Abb. 4.21, Abb. 4.22 und Abb. 4.23 dargestellt.

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0 100 200 300 400 500

Fläche / m²

Ab

wei

chu

ng

Exponentiell

Potenziell

Abb. 4.21: Typ 3a – Abweichung


-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

0 20 40 60 80 100 120

Fläche / m²

Ab

wei

chu

ng

Exponentiell

Potenziell

Abb. 4.22: Typ 3b – Abweichung

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

0 100 200 300 400 500

Fläche / m²

Ab

wei

chu

ng

Exponentiell

Potenziell

Abb. 4.23: Typ 4a – Abweichung

Bei allen Typen ist die exaktere Abbildung der Kosten durch die exponentielle Funktion ersichtlich. Damit lauten die Kostenfunktionen:

05750,0[��:30821,02 ][4231,7 +⋅= ⋅ mAeKostenaTyp

36,5959095,1[��:30959,02 ][5571,6 +⋅= ⋅ mAeKostenbTyp


33,2254388,1[��:40859,02 ][8078,6 −⋅= ⋅ mAeKostenaTyp

Die mit diesen Funktionen berechneten Kosten zeigen die Abb. 4.24 (Typen 3, 3a, 3b) und Abb. 4.25 (Typen 4, 4a).

0

30.000

60.000

90.000

120.000

150.000

0 100 200 300 400 500

A / m2

Ko

sten

/ �

Typ 3b

Typ 3a

Typ 3

Abb. 4.24: Darstellung der Kostenfunktionen - Typen 3, 3a, 3b

0

40.000

80.000

120.000

160.000

200.000

0 100 200 300 400 500

A / m2

Ko

sten

/ �

Typ 4a

Typ 4

Abb. 4.25: Darstellung der Kostenfunktionen - Typen 4, 4a


4.1.3 Zusammenfassung der Kostenfunktionen Damit liegen für die geschraubten Plattenwärmeübertrager die Kostenfunktionen vor. Sie sind in Tab. 4.13 zusammen gefasst. Typ # 3 3a 3b 4 4a

Plattenmaterial 1.4401 2.4819 2.4819 1.4401 2.4819

Edelstahl rostfrei

Hastelloy Hastelloy Edelstahl rostfrei

Hastelloy

Dichtungsmaterial EPDM-HT EPDM-HT PTFE-EPDM EPDM-HT EPDM-HT max. Temperatur / °C 160 160 160 160 160 max. Druck / bar 10 10 10 25 25 Säurefestigkeit niedrig mittel Hoch niedrig mittel

Kostenfunktion K = a * xb + c (für Typen 3 und 4)

K = a * exp(m*An) + c (für Typen 3a, 3b und 4a)

K = Kosten in Euro; A = wärmeübertragende Fläche in m2

Koeffizienten a = 151,7017 198,9263 potenzielle b = 0,8829 0,8641 Funktion c = 421,17 524,92

Koeffizienten a = 0,5750 1,9095 1,4388 exponentielle m = 7,4231 6,5571 6,8078 Funktion n = 0,0821 0,0959 0,0859 c = 0,00 595,36 -225,33

Gültigkeit / m2 1 - 550 1 - 550 1 - 130 1 - 550 1 - 550

Tab. 4.13: Kostenfunktionen für geschraubte Plattenwärmeübertrager

Die Typen 3 und 4 entsprechen den hauptsächlich eingesetzten Typen. Sie sind für verschiedene Medien einsetzbar. Mit den Medien variiert die Prägestruktur der Platten (diese nimmt keinen Einfluss auf die Kosten) und damit die k-Zahl des Wärmeübertragers zur Bestimmung der Fläche aus der benötigten Leistung. Die k-Zahl wird bei der Dimensionierung entsprechend gesetzt. Die Typen 3a, 3b und 4a sind dann zu wählen, wenn an die chemische Festigkeit höhere Ansprüche zu stellen sind. Die Überführung der Kostenfunktionen gemäß Tab. 4.13 in die Kostenfunktionen für die spezifischen Kosten erfolgt durch Division der jeweiligen Kostenfunktion durch die Fläche. Die Koeffizienten bleiben dabei unverändert. Die Abb. 4.26 zeigt die so gewonnenen Kostenfunktionen für die spezifischen Kosten.


0

200

400

600

800

1.000

1.200

0 100 200 300 400 500

A / m2

Ko

sten

/ ��

2

Typ 3

Typ 4

Typ 3b

Typ 3a

Typ 4a

Abb. 4.26: Kostenfunktionen für die spezifischen Kosten

Hier wurde als Dichtungsmaterial NBR, EPDM-HT und PTFE-EPDM untersucht. Möglich sind weiterhin Dichtungen z.B. aus Viton. Diese sind gegenüber NBR bzw. EPDM sehr teuer und weisen schlechtere mechanische Eigenschaften auf. Der Einfluss der Dichtung auf die Kosten wird hier an einem Wärmeübertrager aufgezeigt. Dargestellt sind die relativen Kosten für den Wärmeübertrager bei Variation des Plattenmaterials und der Dichtungen. Alle anderen Parameter wurden konstant gehalten (Abb. 4.27).


��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

��

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

11,00

NBR EPDM-HT PTFE-EPDM Viton-G Viton-GF AFM 34

Dichtungsmaterial

rela

tive

Ko

sten

��Platten: 1.4401��Platten: 2.4819��

�� Platten: SMO 254�� Platten: Titan

Abb. 4.27: Relative Kosten eines geschraubten Plattenwärmeübertragers bei verschiedenen Platten- und Dichtungsmaterialien

Die Unterschiede zwischen den Kosten bei Dichtungen aus NBR und EPDM sind gering. Dies wurde bei Zusammenfassung der Typen 1 und 3 bzw. 2 und 4 berücksichtigt. Der Preissprung bei Einsatz der Dichtung PTFE-EPDM statt EPDM-HT findet sich im Preisunterschied der Kosten für die Typen 3a und 3b. Bei gleicher Dichtung ist der Kostenanstieg bei Einsatz von Hastelloy (2.4819) gegenüber Edelstahl 1.4401 ersichtlich. Er wird durch die Typen 3 und 3a bzw. 4 und 4a erfasst. Für die Dichtungen aus NBR und EPDM-HT sind auch die Kosten bei SMO 254 und Titan gezeigt. Sie liegen über den Kosten bei 1.4401 (ca. 30 % bei SMO 254 und ca. 45 % bei Titan). Im Folgenden sollen die Kostenfunktionen mit aus der Literatur bekannten Kostenfunktionen bzw. Richtpreisen verglichen werden. Kostenfunktionen für Wärmeübertrager und damit auch für geschraubte Plattenwärmeübertrager finden sich in den Ergebnissen des Projekts IKARUS [10], [11]. Die untersuchten Wärmeübertrager werden hier nach Bauart, Anwendung/Material, Medien (primär und sekundär) und Temperaturbereich des primären Mediums klassifiziert. Kostenfunktionen werden für den Preisstand 1989 und 1995 sowie für den in 2005 und 2020 erwarteten Stand genannt. In Tab. 4.14 sind die in IKARUS erfassten geschraubten Plattenwärmeübertrager genannt.


Kurzbezeichnung WT-PL<N-F-F-4> WT-PL<N-A-G-5> WT-PL<N-A-G-8>

Medium Primärseite Art flüssig, nicht korrosiv Gas, auch aggressiv Gas, leicht aggressiv

t bis 300 °C 50 – 200 °C 200 - 400 °C p bis 25 bar Umgebungsdruck Umgebungsdruck Sekundärseite Art flüssig, nicht korrosiv Gas Gas t bis 300 °C 50 – 200 °C 100 – 400 °C p bis 25 bar Umgebungsdruck Umgebungsdruck Anwendungsfall (typisch) Wärmerückgewinnung

aus Abwasser Lufttechnische Anlagen Luftvorwärmung

Plattenmaterial Edelstahl AISI 316 (entspricht 1.4401)

Stahl mit emaillierter Fläche

Edelstahl 1.4301

Dichtungsmaterial keine Angabe keine Angabe keine Angabe Hilfs- und Betriebsstoffe Säuren, Laugen für

CIP; Reinigungsmittel Reinigungsmittel Reinigungsmittel

Kostenfunktion K = a · Ab

K = Kosten in DM; A = wärmeübertragende Fläche in m2

mit Jahr 1989 a = 786 1.535 950 b = 0,76 0,80 0,76 Jahr 1995 a = 778 1.504 922 b = 0,76 0,80 0,76 Jahr 2005 a = 747 1.459 902 b = 0,76 0,80 0,76 Jahr 2020 a = 708 1.382 855 b = 0,76 0,80 0,76 maximale Fläche 2.200 m² beliebig Beliebig

Zuschlag für Montage 20% 20% 20% Kosten Instandhaltung 5% 5% 5%

Tab. 4.14: IKARUS – Plattenwärmeübertrager

Die in IKARUS angesetzte Kostenfunktion entspricht dem Potenzgesetz und wird vermutlich in den Grenzbereichen eine gewisse Ungenauigkeit aufweisen. Abb. 4.28 und Abb. 4.29 zeigen die entwickelten Kostenfunktionen der Typen 3 und 4 im Vergleich zum IKARUS-Typ <N-F-F-4> bzw. deren Verhältnis. Dabei wurden der Koeffizient a der Kostenfunktion für IKARUS für das Jahr 2001 aus den Werten für 1995 und 2005 linear interpoliert. Möglich ist dies, da der Koeffizient b konstant ist. Die Kosten wurden von DM in Euro umgerechnet.


0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

0 100 200 300 400 500

A / m2

Ko

sten

/ �

Typ 3

Typ 4

WT-PL<N-F-F-4>

Abb. 4.28: Kosten der Typen 3 und 4 sowie IKARUS

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

1,1

1,2

1,3

1,4

1,5

0 100 200 300 400 500

A / m2

Ver

häl

tnis

der

Ko

sten

N-F-F-4 / Typ3

N-F-F-4 / Typ4

Abb. 4.29: Verhältnis der Kosten der Typen 3 und 4 zu IKARUS

Von der Definition her entspricht der IKARUS-Typ <N-F-F-4> dem Typen 4 der eigenen Betrachtung. Hier zeigt sich auch eine relativ gute Übereinstimmung. Ungenau ist die Kostenfunktion nach IKARUS für Flächen kleiner als 25 m2 (Potenzgesetz). Hier stellt die Kostenfunktion des eigenen Typen 4 die bessere Lösung dar. Die starke Abweichung des IKARUS-Typen zum eigenen Typen 3 war


zu erwarten. Die Definition der Typen 3 und 4 erfolgte wegen des starken Einflusses des zulässigen Drucks auf die Kosten. Die durchgeführte Unterscheidung in zwei Druckbereiche führt hier zu einer besseren Genauigkeit. Die IKARUS-Typen <N-A-G-5> und <N-A-G-8> sind aus Sicht von Druck und Temperatur den eigenen Typen 3 und 3a vergleichbar. Die Kosten bzw. deren Verhältnisse zeigen die Abb. 4.30 und Abb. 4.31.

0

30.000

60.000

90.000

120.000

150.000

0 100 200 300 400 500

A / m2

Ko

sten

/ �

Typ 3

Typ 3a

WT-PL<N-A-G-5>

WT-PL<N-A-G-8>

Abb. 4.30: Kosten der Typen 3 und 3a sowie IKARUS

0,2

0,6

1,0

1,4

1,8

2,2

2,6

3,0

3,4

0 100 200 300 400 500

A / m2

Ver

häl

tnis

der

Ko

sten

N-A-G-5 / Typ3

N-A-G-5 / Typ 3a

N-A-G-8 / Typ 3

N-A-G-8 / Typ 3a

Abb. 4.31: Verhältnis der Kosten der Typen 3 und 3a zu IKARUS


Gut vergleichbar sind dabei der eigene Typ 3 und der IKARUS-Typ <N-A-G-8>. Da der IKARUS-Typ bis zu einer Temperatur von 400 °C einsetzbar ist und der eigene Typ 3 eine Gültigkeit bis 160 °C aufweist, ist zu erwarten, dass die Kosten nach IKARUS über den hier bestimmten Kosten liegen. Dies ist für fast den gesamten Bereich abzulesen. Bei kleinen Wärmeübertragern kehrt sich dies um, dies beruht auf der Ungenauigkeit des in IKARUS angesetzten Potenzgesetzes. Der Vergleich des eigenen Typs 3a mit dem IKARUS-Typ <N-A-G-5> als Wärmeübertrager bei aggressiven Medien zeigt im mittleren Bereich eine gute Übereinstimmung. An den Rändern, d.h. für kleine und große Wärmeübertrager, sind die Unterschiede deutlich. Auch hier nimmt vermutlich das Potenzgesetz Einfluss. Eine weitere Quelle für Vergleichdaten ist das Handbuch „Der Energie-Berater“ [12]. Hier finden sich für geschraubte Plattenwärmeübertrager Richtpreise für Wärme-übertrager mit 50, 100 und 200 m2 (Preisstand 1993). Plattenmaterial ist Edelstahl 1.4571, weitere Spezifikationen sind nicht angegeben. In Tab. 4.15 sind die Richtpreise den Preisen der eigenen Wärmeübertrager gegenüber gestellt. Fläche Kosten / Euro

m2 Richtpreis Typ 3 Typ 4

50 6.136 5.220 6.370 100 11.248 9.277 11.173 200 18.407 16.766 19.923

Tab. 4.15: Richtpreise Plattenwärmeübertrager aus "Der Energie-Berater"

Die Richtpreise liegen zwischen den Kosten der Typen 3 und 4 bzw. knapp über den Kosten des Typen 4. Wenn die Preise von 1993 auf 2001 aktualisiert werden (gemäß der IKARUS-Werte wird eine Preisminderung von 1993 auf 2001 von knapp 4 % angesetzt, vgl. Tab. 4.14), liegen die Richtpreise immer zwischen den Kosten der Typen 3 und 4. Damit kann eine gute Übereinstimmung festgestellt werden. Im „Handbuch der Energie-Spartechniken“ [13] wird eine Formel mit Koeffizienten für die Preisberechnung eines Plattenwärmeübertragers genannt. Der Preis berechnet danach aus den Kosten für Gestell und Austauscherplatten.

PlattenGestell KKK += Für die Gestellkosten KGestell wird eine einfache Industrieausführung angesetzt. Die spezifischen Gestellkosten betragen 10.226 Euro/m2 (20.000 DM/m2), wobei als Fläche die Größe der Austauscherplatte einzusetzen ist. Die Kosten für die Platten ergeben sich aus der installierten wärmeübertragenden Fläche und spezifischen Preisen für die Platten:

• Platten aus 1.4401 oder 1.4541: 153 Euro/m2 (300 DM/m2) • Platten aus 1.4439 oder 1.4571: 189 Euro/m2 (370 DM/m2)


• Platten aus Titan: 409 Euro/m2 (800 DM/m2) Damit ergibt sich für jeden Plattentyp eine lineare Kostenfunktion der Form

bAmK +⋅= mit: K = Kosten in Euro A = wärmeübertragende Fläche in m2 Der Koeffizient m entspricht dabei den spezifischen Preisen für die Platten. Die für jeden Plattentyp zugehörigen Gestellkosten entsprechen dabei dem Koeffizienten b. Der lineare Verlauf der Kosten eines Plattenwärmeübertragers eines bestimmten Plattentyps wurde hier bestätigt (siehe Abb. 4.8, Abb. 4.9, Abb. 4.10, Abb. 4.11, Abb. 4.18, Abb. 4.19 und Abb. 4.20). Eine Kostenfunktion über dem gesamten Wertebereich der Fläche ist mit dieser Funktion nicht direkt ableitbar. Nutzbar ist sie prinzipiell für den Aufbau des Datenfeldes zur Regression der gesuchten Kostenfunktion. Damit wird die gewählte Vorgehensweise bestätigt. Da einerseits die zur Berechnung der Kosten nach diesem Ansatz erforderliche Größe der Austauscherplatten nicht bekannt ist und andererseits die angegebenen Preise für Gestell und Platten auf dem Stand von 1982 sind, wird auf den Vergleich der Zahlenwerte verzichtet.

4.2 Geschweißte Plattenwärmeübertrager

4.2.1 Aufbau Geschweißte Plattenwärmeübertrager entsprechen im ihrem Aufbau den geschraubten Plattenwärmeübertragern. Auch hier besteht der Wärmeübertrager aus einem Plattenpaket. Die Platten werden hier allerings verschweißt. Damit entfällt die Notwendigkeit einer Dichtung. Einerseits sind die geschweißten Plattenwärmeübertrager damit bei höheren Temperaturen einsetzbar, andererseits geht der Vorteil einer einfachen Wartung verloren. Analog zu den geschraubten Plattenwärmeübertragern werden große Apparate aus großen Platten bzw. kleine Apparate aus kleinen Platten aufgebaut. Bei kleinen Apparaten übernimmt die Schweißnaht neben der Abdichtung auf die Sicherstellung der mechanischen Festigkeit des Plattenwärmeübertragers. Aufgrund der hohen Stabilität der Schweißnaht gibt es bei kleinen geschweißten Platten-wärmeübertragern keine Unterscheidung nach verschiedenen maximal zulässigen Drücken. Bei großen Apparaten ist zur Sicherstellung der mechanischen Festigkeit ein Gestell (analog zu den geschraubten Plattenwärmeübertragern) notwendig. Der Gestelltyp richtet sich dabei nach dem maximalen Druck (10 oder 25 bar).

4.2.2 Ableitung der Kostenfunktionen Auf Grund des Aufbaus der geschweißten Plattenwärmeübertrager ist die Ableitung einer Kostenfunktion nicht sinnvoll, da der Kostenverlauf über der Fläche an einer


später zu bestimmenden Stelle eine Unstetigkeit, bedingt durch die ab dieser Stelle zu berücksichtigenden Gestellkosten, auftweisen wird. Es ist somit eine Unterteilung in kleine und große Apparate vorzunehmen. Da bei den großen Apparaten der Gestelltyp und die damit verbundenen Kosten vom zulässigen Druck abhängen, bei Drücken oberhalb von 10 bar muss ein stabileres und damit teureres Gestell eingesetzt werden als bei Drücken unter 10 bar, ist bei großen Apparaten eine Unterscheidung der Druckstufen bis 10 bar und bis 25 bar erforderlich. Damit sind drei Kostenfunktionen abzuleiten:

• Kleine geschweißte Plattenwärmeübertrager, zulässiger Druck 25 bar • Große geschweißte Plattenwärmeübertrager, zulässiger Druck 10 bar • Große geschweißte Plattenwärmeübertrager, zulässiger Druck 25 bar

Zur Ableitung dieser Kostenfunktionen wird ein analoges Vorgehen zu den geschraubten Plattenwärmeübertragern gewählt. Für drei kleine Plattentypen wurden die Preise in Abhängigkeit von der Plattenzahl und damit von der wärmeübertragenden Fläche mittels des Kalkulationsprogramms der Fa. API Schmidt-Bretten ermittelt und über der Fläche aufgetragen. Sie gelten für eine zulässige Temperatur von 250 °C und einen zulässigen Druck von 25 bar. Das Plattenmaterial ist Edelstahl (1.4401). Die Daten zeigt Abb. 4.32.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00

Fläche / m2

Ko

sten

/ �

Abb. 4.32: Kosten für kleine geschweißte Plattenwärmeübertrager

Für jeden Typen kann dabei mit großer Genauigkeit eine Funktion, hier Polynome zweiten Grades, abgeleitet werden, die den Zusammenhang zwischen Kosten und Fläche beschreibten. Zur Ableitung der Kostenfunktion wird der Bereich von 0,2 m2 (kleinster Apparat) bis 25 m2 (größter Apparat) betrachtet. Der Wert von 25 m2 stellt damit die technologische Grenze zwischen den kleinen und großen Apparaten dar, an der die technologisch bedingte Unstetigkeit auftritt. Innerhalb des genannten


Intervalls werden mit einer Schrittweite von 0,4 m2 Stützstellen für eine Datenfeld Fläche – Kosten festgelegt. Die einem Flächenwert zuzuordnenden Kosten bestimmen sich aus dem Minimum der Kosten der an diesem Punkt verfügbaren Apparate. Dabei wird eine weitere Möglichkeit einbezogen. Bei erforderlichen Flächen von 2,7 m2 bis 5,4 m2 kann die notwendige Fläche nicht nur durch einen Apparat mit entsprechend großer Platte sondern auch durch Installation zweier Apparate parallel geschalteter Apparate des kleinsten Plattentyps realisiert werden. Dies ist u.U. preiswerter als die Installation eines Apparates des nächst größten Plattentyps. Diese Möglichkeit wird in der Praxis auch genutzt. Den Nachteilen (z.B. schwieriger hydraulischer Abgleich, erhöhte Montagekosten) stehen dabei Vorteile entgegen. Dies sind eine erhöhte Sicherheit (geringe Wahrscheinlichkeit des gleichzeitigen Ausfalls beider Apparate) und die besseren Möglichkeiten, auf sich ändernde Volumenströme zu reagieren (unterhalb einer Durchströmung von 60 % des Nennvolumenstroms steigt die Foulinggefahr deutlich). Wird das so gewonnene Datenfeld einer Regression unterzogen, ergibt sich als günstigste Lösung ein Polynom zweiten Grades Tab. 4.16. Funktion Fehlerquadrat Bestimmtheitsmaß

Linear y = mx + b 4.533.592,254 0,96780401

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 390.503,285 0,99722678




Tab. 4.16: Kleine geschweißte Plattenwärmeübertrager - Regression

Abb. 4.33 zeigt den Verlauf der aus dem erzeugten Datenfeld gewonnenen ‚Minimalkostenkurve’ und den Verlauf der Kosten gemäß Funktion. In Abb. 4.34 ist die Abweichung der Funktion gezeigt.


0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

0 5 10 15 20 25

Fläche / m2

Ko

sten

/ �

Minimalkostenkurve

Funktion

Abb. 4.33: Kleine geschweißte Plattenwärmeübertrager - Darstellung der Kostenfunktion

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

0 5 10 15 20 25

Fläche / m2

Ab

wei

chu

ng

Abb. 4.34: Kleine geschweißte Plattenwärmeübertrager - Abweichung

Es zeigt sich, dass die Abweichung im Bereich von 5 bis 8 m2 relativ hoch ist. Es existieren für diesen Bereich aber geschweißte Plattenwärmeübertrager, für die leider keine Kostendaten vorliegen. Daher kann davon ausgegangen werden, dass die Minimalkostenkurve in diesem Bereich zu hoch liegt und die Kostenfunktion den tatsächlich verfügbaren Apparaten nahe kommt. Es wird daher für kleine geschweißte Plattenwärmeübertrager (bis 25 m2) die Funktion


66,422][4337,620][9099,10[�� 222 +⋅+⋅−= mAmAK angesetzt. Für die großen geschweißten Plattenwärmeübertrager liegen die Kostendaten in Abhängigkeit von der Fläche für zwei Plattentypen (Platte A bzw. Platte B) jeweils für einen Druck von maximal 10 bar und 25 bar vor (Abb. 4.35).

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Fläche / m2

Ko

sten

/ �

Platte A, 25 bar

Platte A, 10 bar

Platte B, 25 bar

Platte B, 10 bar

Abb. 4.35: Kosten für große geschweißte Plattenwärmeübertrager

Wie zu sehen ist, liegt ab einer Fläche von 15 m2 der Preis des Wärmeübertragers mit Platten vom Typ B immer unterhalb des Preises des Wärmeübertragers mit Platten vom Typ A. Daher können die Kostenfunktion für geschweißte Plattenwärmeübertrager im Flächenbereich von 15 m2 bis 90 m2 direkt aus den oben genannten Kurven gewonnen werden, da sich diese mit einem Bestimmtheitsmaß von 1 durch Geradengleichungen der Form y = m � x + b beschreiben lassen:

63,574.4][217,311[��:10 2 +⋅= mAKbarbis

30,086.5][217,311[��:25 2 +⋅= mAKbarbis Die beiden Wärmeübertrager weisen ein identisches Plattenpaket auf. Dies zeigt auch der Koeffizient m, der für beide Apparate identisch ist (m = 311,217). Der Preisunterschied wird nur durch den Gestelltypen hervorgerufen. Die Kosten für das Gestell werden durch den Koeffizienten b beschrieben. Er ist für einen zulässigen Druck von 25 bar um ca. 512 Euro größer als bei einem zulässigen Druck von 10 bar.


4.2.3 Zusammenfassung der Kostenfunktionen Die Kostenfunktionen für geschweißte Plattenwärmeübertrager sind in Tab. 4.17 zusammen gefasst. Ausgewiesen sind auch die durch Division durch die Fläche A gewonnenen Kostenfunktionen für die spezifischen Kosten.

kleiner geschweißter PWÜ, bis 25

bar

großer geschweißter PWÜ, bis 10

bar

großer geschweißter PWÜ, bis 25

bar

Plattenmaterial 1.4401 1.4401 1.4401

Edelstahl rostfrei

Edelstahl rostfrei

Edelstahl rostfrei

max. Temperatur / °C 250 250 250 max. Druck / bar 25 10 25 Bemerkung ohne Gestell mit Gestell mit Gestell

Kostenfunktion K = a2 * A2 + a1 * A + a0 (klein)

k = a2 * A + a1 + a0 / A (klein) K = m * A + b (groß) k = m + b / A (groß) K = Kosten in Euro k = Kosten in Euro/m2

A = wärmeübertragende Fläche in m2

Koeffizienten a2 = -10,9099

Polynom a1 = 620,4337

a0 = 422,66

Koeffizienten m = 311,217 311,217 Gerade b = 4.574,63 5.086,30

Gültigkeit / m2 0,2 – 25 15 - 90 15 - 90

Tab. 4.17: Kostenfunktionen für geschweißte Plattenwärmeübertrager

Den Verlauf der Kostenfunktionen für die spezifischen Kosten zeigt Abb. 4.36. Deutlich sichtbar ist die Unstetigkeit im Kostenverlauf durch das Gestell. Im Bereich von 15 bis 25 m2 sind alle Kostenfunktionen gültig. Es ist zu sehen, dass die Kosten für die großen Apparate (mit Gestell) dabei deutlich über den Kosten der kleinen Apparate (ohne Gestell) liegen. Der Unterschied beträgt bei einer Fläche von 25 m2 ca. 140 Euro/m2. Bezogen auf die Kosten eines kleinen Apparates (365 Euro/m2) sind dies ca. 40 %. Diese Differenz wäre bei Ableitung einer Kostenfunktion nicht berücksichtigt worden. Die durchgeführte Trennung ist damit sinnvoll.


0

200

400

600

800

1.000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Fläche / m2

Sp

ezif

isch

e K

ost

en / €/m

2

großer geschweißter Plattenwärmeübertrager, 25 bar

großer geschweißter Plattenwärmeüberrtager, 10 bar

kleiner geschweißter Plattenwärmeübertrager, 25 bar

Abb. 4.36: Geschweißte Plattenwärmeübertrager, spezifische Kosten


5 Literatur [1] H. Seinsche: Kompaktes Wärmeübertragungssystem aus Edelstahl; in:

Wärmeaustauscher, 2. Ausgabe, Vulkan-Verlag, Essen, 1994 [2] A. Heierle: Mischer-Wärmeaustauscher für hochviskose Produkte; in:

Wärmeaustauscher, 2. Ausgabe, Vulkan-Verlag, Essen, 1994 [3] H. Schnell: Wärmeaustauscher – Überblick und Anwendung; in:

Wärmeaustauscher, 2. Ausgabe, Vulkan-Verlag, Essen, 1994 [4] W.-D. Schnell: Bauformen und Bauelemente von Rohrbündel-Wärme-

austauschern; in: Wärmeaustauscher, 2. Ausgabe, Vulkan-Verlag, Essen, 1994

[5] A. Laubach: Dichtungsloser Kompaktwärmeaustauscher aus Edelstahl; in:

Wärmeaustauscher, 2. Ausgabe, Vulkan-Verlag, Essen, 1994 [6] Z. G. Guo: Verschweißte Plattenwärmeübertrager; in: Wärmeaustauscher, 2.

Ausgabe, Vulkan-Verlag, Essen, 1994 [7] O. Nasser: Hybrid Wärmetauscher; in: Wärmeaustauscher, 2. Ausgabe,

Vulkan-Verlag, Essen, 1994 [8] K. Brenner, G. Conrads, J. Dorn, G. Fritz, Z. G. Guo, N. Jähnke, W. Tinz, E.

Weiß: Plattenwärmeübertrager; 3. Auflage, Verlag Moderne Industrie, Landsberg/Lech, 2000

[9] Informationsmaterial der Fa. API Schmidt-Bretten GmbH & Co.KG, Bretten [10] S. Kuhn, H. Kuhn, W. Röhrl, U. Leis, T. Münzer: Wärmetauscher zur

Abwärmenutzung; Bericht Nr. 8-13 des Projekts IKARUS (Instrumente für Klimagasreduktionsstrategien), Herausgeber: Forschungszentrum Jülich GmbH, 1994

[11] IKARUS-Datenbank, Version 3.1, Fachinformationszentrum Karlsruhe [12] K.H. Maier (Hrsg.): Der Energie-Berater; Fachverlag Dt. Wirtschaftsdienst

GmbH & Co. KG, Loseblattsammlung, Stand: 48. Ergänzungslieferung, Juli 2001

[13] H.L. von Cube (Hrsg.): Handbuch der Energie-Spartechniken; Band 2. Verlag

C.F. Müller, Karlsruhe, 1983

IUTA e.V.: Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung V.1 Projektträger: Stiftung Industrieforschung

Teil V: Anlagen zur Wärmeerzeugung Inhalt: Teil V: Anlagen zur Wärmeerzeugung ........................................................................ 1 1 Einleitung............................................................................................................. 5 2 Gesetzliche Vorschriften...................................................................................... 8 3 Technikbeschreibung......................................................................................... 12

3.1 Durchlaufkessel .......................................................................................... 12 3.2 Wasserraum- und Großwasserraumkessel ................................................ 12 3.3 Schnelldampferzeuger................................................................................ 18 3.4 Wasserrohrkessel ....................................................................................... 19 3.5 Thermoölkessel .......................................................................................... 20

4 Kostenfunktionen für Kesselkomponenten......................................................... 21

4.1 Kostenfunktionen für Kessel in der Literatur ............................................... 21 4.2 Hauptvariable für Kessel............................................................................. 22 4.3 Mathematische Ansätze ............................................................................. 22 4.4 Heizkessel und Heißwasserkessel ............................................................. 23 4.5 Dampfkessel............................................................................................... 23

4.5.1 Sattdampfkessel .................................................................................. 23 4.5.2 Heißdampfkessel................................................................................. 24

4.6 Thermoöl-Kessel......................................................................................... 24 4.7 Gütekriterien ............................................................................................... 24

5 Ergebnisdarstellung ........................................................................................... 26

5.1 Heizkessel .................................................................................................. 26 5.1.1 Basiskostenfunktionen......................................................................... 27 5.1.2 Korrektur Brennertyp ........................................................................... 28 5.1.3 Gesamtinvestitionskosten Heizkessel ................................................. 29

5.2 Heißwasserkessel....................................................................................... 30 5.2.1 Basiskostenfunktionen......................................................................... 30 5.2.2 Korrektur Betriebsüberdruck................................................................ 34 5.2.3 Korrektur Brennertyp ........................................................................... 37 5.2.4 Gesamtinvestitionskosten Heißwasserkessel...................................... 40

5.3 Sattdampfkessel ......................................................................................... 41 5.3.1 Basiskostenfunktionen......................................................................... 41 5.3.2 Korrektur Betriebsüberdruck................................................................ 46 5.3.3 Korrektur Brennertyp ........................................................................... 47 5.3.4 Gesamtinvestitionskosten Sattdampfkessel ........................................ 50

5.4 Heißdampferzeuger.................................................................................... 51 5.5 Dampfautomaten ........................................................................................ 53

5.5.1 Basiskostenfunktionen......................................................................... 53 5.5.2 Korrektur Betriebsüberdruck................................................................ 56 5.5.3 Korrektur Brennertyp ........................................................................... 57 5.5.4 Gesamtinvestitionskosten Dampfautomaten ....................................... 58


5.6 Thermoölkessel .......................................................................................... 58 5.6.1 Basiskostenfunktionen......................................................................... 59 5.6.2 Korrektur Brennertyp ........................................................................... 60 5.6.3 Gesamtinvestitionskosten Thermoölkessel.......................................... 61

5.7 Zusammenfassende Ergebnisdiskussion ................................................... 61 5.8 Zusammenfassende Darstellung der entwickelten Kostenfunktionen......... 62

6 Montage-, Inbetriebnahme-, Wartungs- und Instandhaltungskosten ................. 69 7 Literatur.............................................................................................................. 72


Abbildungen: Abb. 3.1: Schematische Schnitte eines Sattdampfkessels in Einflammrohr-

Rauchgasrohr-Ausführung................................................................................. 13 Abb. 3.2: Schematische Schnitte eines Zweiflammrohrkessels in der Ausführung als

Heißwasser- und Dampferzeuger ...................................................................... 15 Abb. 3.3: Schematischer Längsschnitt durch einen Schnelldampferzeuger auf der

Basis des Wasserrohrprinzips ........................................................................... 18 Abb. 5.1: Kostendaten und Kostenfunktionen für die Investition bei Heizkesseln ohne

und mit Brennwertnutzung................................................................................. 27 Abb. 5.2: Einfluss des Brenners auf die Investitionskosten von Heizkesseln ohne

Brennwertnutzung.............................................................................................. 28 Abb. 5.3: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktionen für die Investition

bei ölgefeuerten Heißwassererzeugern in Ein- und Zweiflammrohrausführung. 31 Abb. 5.4: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktionen für die Investition

von ölgefeuerten Heißwasserkesseln mit Abgaswärmeübertrager .................... 33 Abb. 5.5: Druckeinfluss auf den Kesselpreis des ölgefeuerten Niederdruck-

Heißwasserkessels der Kesselgruppe II ............................................................ 35 Abb. 5.6: Druckeinfluss auf die Investitionskosten von Einflammrohr-

Heißwasserkessel der Kesselgruppe IV ............................................................ 36 Abb. 5.7: Druckeinfluss auf die Investitionskosten von ölgefeuerten ZFR-

Heißwasserkessel der Kesselgruppe IV ............................................................ 37 Abb. 5.8: Brennereinfluss auf die Investitionskosten von Heißwasserkessel der

Kesselgruppe II.................................................................................................. 39 Abb. 5.9: Einfluss des Brennertyps auf die Investitionskosten von Hochdruck-

Heißwasserkessel in Einflammrohrausführung.................................................. 39 Abb. 5.10: Brennereinfluss auf die Investitionskosten von HD-Heißwasserkesseln in

Zweiflammrohrausführung ................................................................................. 40 Abb. 5.11: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktion für den

ölgefeuerten Niederdruck-Sattdampfkessel ohne Abgaswärmeübertrager........ 42 Abb. 5.12: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktionen von ölgefeuerten

Hochdruck-Sattdampferzeugern in Ein- und Zweiflammrohrausführung............ 43 Abb. 5.13: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktion für ölgefeuerte

Niederdruck-Sattdampferzeuger mit Abgaswärmeübertrager............................ 44 Abb. 5.14: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktionen für ölgefeuerte

Hochdruck-Sattdampferzeuger mit Abgaswärmeübertrager in Ein- und Zweiflammrohrausführung ................................................................................. 45

Abb. 5.15: Druckeinfluss auf die Investitionskosten von ölgefeuerten HD-Sattdampferzeugern in Einflammrohrausführung .............................................. 46

Abb. 5.16: Druckeinfluss auf die Investitionskosten von HD-Sattdampferzeugern in Zweiflammrohrausführung ................................................................................. 47

Abb. 5.17: Brennereinfluss auf die Investitionskosten des Niederdruck-Sattdampferzeugers........................................................................................... 48

Abb. 5.18: Brennereinfluss auf die Investitionskosten des Hochdruck-Sattdampferzeugers in Einflammrohrausführung............................................... 49

Abb. 5.19: Brennereinfluss auf die Investitionskosten des Hochdruck-Sattdampferzeugers in Zweiflammrohrausführung ............................................ 49

Abb. 5.20: Investitionskosten von Heißdampferzeugern in Ein- und Zweiflammrohr-Ausführung als Funktion der Überhitzung ∆T .................................................... 52

Abb. 5.21: Kostendaten und Basiskostenfunktion ölgefeuerte Dampfautomaten...... 54


Abb. 5.22: Kostendaten und Basiskostenfunktion von Elektro-Dampfautomaten ..... 55 Abb. 5.23: Kostendaten und Basiskostenfunktion für die Investition von ölgefeuerten

Dampfautomaten mit Abgaswärmeübertrager ................................................... 56 Abb. 5.24: Druckeinfluss auf die Investitionskosten von Dampfautomaten............... 57 Abb. 5.25: Brennereinfluss auf die Investitionskosten von Dampfautomaten............ 57 Abb. 5.26: Investitionskosten und Basiskostenfunktion für ölgefeuerte

Thermoölkessel ................................................................................................. 60 Abb. 5.27: Brennereinfluss auf die Investitionskosten von Thermoölkesseln........ 61 Tabellen: Tab. 5.1: Kostenfunktionen Heizkessel ..................................................................... 64 Tab. 5.2: Kostenfunktionen Heißwasserkessel ......................................................... 65 Tab. 5.3: Kostenfunktionen Sattdampfkessel............................................................ 66 Tab. 5.4: Kostenfunktionen Heißdampfkessel........................................................... 67 Tab. 5.5: Kostenfunktionen Dampfautomaten und Thermoölkessel.......................... 68 Tab. 6.1: Montage- und Inbetriebnahmekosten verschiedener Kesseltypen als

prozentuale Anteile des Kesselpreises (aus [9]) ................................................ 70 Tab. 6.2: Wartungs- und Instandhaltungskosten verschiedener Kesseltypen (aus [9])

........................................................................................................................... 71


1 Einleitung Raumheiz- und Prozesswärme hatten im Jahre 1999 einen Anteil von 57,3 % am gesamten Endenergieverbrauch, der nach [1] in Deutschland 9228 PJ betrug. Dabei entfielen 31,7 % auf die Raumheiz- sowie 25,6 % auf die Prozesswärme. Abnehmer dieser Wärmearten waren die Industrie, der Haushaltsbereich sowie Kleinverbraucher. Diese Wärme wird zum großen Teil im Haushalts- und Industriebereich durch den Einsatz von Heiz-, Heißwasser- und Dampfkesseln bereitgestellt, sodass diese Komponenten einen wichtigen Bestandteil energietechnischer Anlagen darstellen und somit die Bedeutung der wirtschaftlichen Beschreibung dieser Komponenten mit Hilfe von Kostenfunktionen deutlich wird. Kesselanlagen werden zur Bereitstellung von Heißwasser und Dampf sowie zur Aufheizung von Thermoölen verwendet. Im Bereich der Gebäudebeheizung und Warmwasserbereitstellung kommen in der Regel kleinere Durchlauf- und Wasserraumkessel zum Einsatz, die üblicherweise mit fossilen Brennstoffen beheizt werden. Für die Wärmeversorgung größerer Gebäudekomplexe, wie z.B. Krankenhäuser, Schulen, Verwaltungsgebäude etc., oder die Wärme- und Prozessdampfversorgung verfahrenstechnischer Prozesse werden Heißwasser-, Sattdampf- oder Heißdampfströme höheren Druckes benötigt, die im Wesentlichen mit Großwasserraum- oder Wasserrohrkesseln erzeugt werden. Eine spezielle Anwendung von Kesseln stellt die Erhitzung von Thermoölen dar. Diese erlauben bei moderaten Betriebsüberdrücken hohe Temperaturen des Wärmeträgers bei gleichzeitiger Beibehaltung seines flüssigen Zustandes. Beim Bau und Betrieb von Kesseln sind eine Reihe von behördlichen Vorschriften zu beachten, die durch die Dampfkesselverordnung sowie die daran gekoppelten Technischen Regeln für Dampfkessel vorgegeben werden. Nach der Dampfkesselverordnung werden Kessel in vier Gruppen eingeteilt, für die unterschiedliche Auflagen beim Bau und Betrieb definiert sind. Die Einteilung in die vorab genannten Gruppen erfolgt im Wesentlichen anhand der Parameter „Wasservolumen des Kessels“ und „Betriebsüberdruck“. Die Kessel werden im Rahmen dieser Untersuchung in Heiz-, Heißwasser-, Dampf- und Thermoölkessel eingeteilt. So dienen Heizkessel im Wesentlichen zur Warmwasserbereitstellung für die Raumheizung und Brauchwasserversorgung. Kleinkessel (unter 100 kW Nennwärmeleistung) finden hauptsächlich ihre Anwendung bei der Beheizung kleiner und mittlerer Gebäude, wie z.B. Ein- und kleine Mehrfamilienhäuser. Hinsichtlich der Bauart sind sie in der Regel Durchlaufkessel mit einem Rauchgaszug. Diese Kessel fielen bisher unter die Heizungsanlagen-Verordnung, die ab Februar 2002 in die Energieeinsparverordnung übergegangen ist. Zur Beheizung großer Wohn- und Verwaltungsgebäude (Nennwärmeleistung von 100 kW bis ca. 1.500 kW) werden Heizkessel verwendet, die schon zu den Wasserraumkesseln zu zählen sind, bei denen das Rauchgas in bis zu drei Zügen geführt werden kann. Sie sind durch die maximale Vorlauftemperatur von 120 °C gekennzeichnet und gehören zur Kesselgruppe II der Dampfkesselverordnung. Heißwasserkessel (Nennwärmeleistung ab ca. 500 kW), die in der Regel in einem höheren Leistungsbereich angesiedelt sind als die vorab genannten Heizkessel und zu den Großwasserraumkesseln zählen, stellen


Heißwasser bei hohen Temperaturen und Drücken zur Verfügung, welches zur Wärmeversorgung großer Gebäudekomplexe, wie z.B. Schulen, oder für Produktionsprozesse genutzt wird. Bei diesen Kesseln wird zwischen Niederdruck- und Hochdruck-Heißwassererzeugern unterschieden, die entweder zur Kesselgruppe II oder IV gehören, wobei Kessel der Gruppe IV Vorlauftemperaturen über 120 °C erlauben. Wie anhand der oben gegebenen Leistungsbereiche ersichtlich ist, ist der Übergang zwischen Heiz- und Heißwasserkessel fließend. Die Dampferzeuger erzeugen als Großwasserraumkessel Prozessdampf, der z.B. in vielen Bereichen der Prozesstechnik benötigt wird, wobei dieser in Abhängigkeit vom Verwendungszweck entweder gesättigt oder überhitzt bereitgestellt werden kann. Sie werden in Abhängigkeit des Betriebsüberdruckes in die Kesselgruppen II oder IV eingeteilt. Im weiteren Verlauf dieses Berichtes werden somit folgende Kesseltechnologien behandelt:

• Wasserraum- und Großwasserraumkessel,

• Wasserrohrkessel,

• Schnelldampferzeuger (auch Dampfautomat genannt) und

• Thermoölkessel.

Im Hinblick auf die Verwendung der Kessel in kleinen und mittelständigen Unternehmen (KMU) wird im Rahmen dieser Untersuchung der Nennleistungsbereich zwischen 100 kW und ca. 26 MW betrachtet. Kessel mit Leistungen kleiner 100 kW werden hauptsächlich zur Bereitstellung von Raumwärme und Warmwasser in kleinen Wohngebäuden des privaten Bereichs eingesetzt und sollen deshalb nicht weiter verfolgt werden. Großkessel im Leistungsbereich größer 28 MW kommen vorzugsweise in großen Anlagen der chemischen Industrie sowie in Kraftwerken zum Einsatz. Dabei handelt es sich häufig um Wasserrohrkessel zur Dampferzeugung, die hohe Betriebsüberdrücke bei der Bereitstellung großer Dampfleistungen erlauben. Diese werden im Rahmen dieser Untersuchung ausgeklammert, da sie einerseits selten in KMU verwendet werden. Darüber hinaus ist die Kostenerfassung für diesen Kesseltyp schwierig und nicht allgemeingültig darstellbar, da jeder Wasserrohrkessel quasi eine Sonderanfertigung darstellt, die auf den jeweiligen Einsatz – insbesondere den Brennstoff betreffend - ausgerichtet ist. Hinsichtlich der Kesselfeuerung werden im Rahmen dieser Untersuchung nur Brenner für Leichtöl, Erdgas und Leichtöl/Erdgas (im weiteren Verlauf als Kombibrenner bezeichnet) berücksichtigt. Schweröl ist seit 1986 für Feuerungsleistungen < 5 MW durch die TA-Luft verboten und wurde ferner im größeren Leistungsbereich fast vollständig durch leichtes Heizöl verdrängt. Feststofffeuerungen stellen in dem hier betrachteten Leistungsbereich Spezialanwendungen mit einem begrenztem Anwendungsbereich im Bereich der KMU dar. Aufgrund des komplexeren technischen Aufbaus der Feuerungen sind feststoffbefeuerte Kessel, die sowohl vom Typ Großwasserraum- als auch Wasserrohrkessel sein können, grundsätzlich teurer als vergleichbare gas- und ölgefeuerte Kessel. Kostenfunktionen für feststoffbefeuerte Kessel können in [2] gefunden werden.


Im folgenden Kapitel 2 werden die für Kesselanlagen geltenden gesetzlichen Vorschriften zusammenfassend dargestellt. Diese sind im Wesentlichen in der Dampfkesselverordnung (DampfkV) und den Technischen Regeln für Dampfkessel (TRD) eingebunden. Anschließend folgt in Kapitel 3 die Technikbeschreibung der Kesselbauarten Durchlaufkessel, Wasser- und Großwasserraumkessel, Wasserrohrkessel, Schnelldampferzeuger und Thermoölkessel. Erstere sollen der Vollständigkeit halber hier kurz beschrieben werden, obwohl diese Kesselbauart bei der Aufstellung der Kostenfunktionen nicht berücksichtigt wird. Aus den Daten für die Investitionskosten von Kesselanlagen, die durch Herstellerbefragungen ermittelt wurden, werden Kostenfunktionen abgeleitet. Die für die Approximation verwendeten mathematischen Ansätze sowie die mathematischen Gütekriterien, die zur Bewertung und Auswahl der entwickelten Funktionen herangezogen werden, sind in Kapitel 4 kurz dargestellt. Die Ergebnisdarstellung folgt in Kapitel 5 getrennt nach den Typen Heiz-, Heißwasser-, Dampf- und Thermoölkessel. Kostenansätze für Montage-, Inbetriebnahme-, Wartungs- und Instandhaltungskosten von Kesselanlagen werden in Kapitel 6 diskutiert.


2 Gesetzliche Vorschriften Der Bau und Betrieb von Kesseln, die Bestandteil einer überwachungsbedürftigen Anlage sind, werden durch die Dampfkesselverordnung (DampfkV) geregelt. An diese sind die Technischen Regeln für Dampfkessel (TRD) gekoppelt, deren Einhaltung durch die DampfkV gefordert wird. Die Grundlage für die vorab genannten Vorschriften bildet das Gesetz über technische Arbeitsmittel (Geräte-sicherheitsgesetz – GSG). Im Folgenden werden wichtige Punkte der o.g. gesetzlichen Vorschriften zusammenfassend dargestellt. Für detailliertere Informationen sei auf die DampfkV [3], TRD [4] sowie das GSG [5] verwiesen. Die Kosten von Kesseln werden durch diese gesetzlichen Vorschriften maßgeblich beeinflusst. Das Gerätesicherheitsgesetz bildet insbesondere die Basis für die Technischen Regeln für Dampfkessel. Es fordert, dass das Inverkehrbringen und der Betrieb von technischen Arbeitsmitteln nur statthaft ist, wenn Benutzer und Dritte bei bestimmungsgemäßer Verwendung nicht gefährdet werden. Technische Arbeitsmittel sind unter anderem auch überwachungsbedürftige Anlagen, wie z.B. Kesselanlagen. Das GSG erlaubt die Einsetzung technischer Ausschüsse, die unter anderem dem Stand der Technik entsprechende Regeln, wie z.B. die bereits genannten Technischen Regeln für Dampferzeuger, formulieren und dem jeweils zuständigen Bundesministerium vorschlagen können. Des Weiteren stellt sie die Grundlage für vorgeschriebene periodische Überprüfungen durch Sachverständige dar. Die Dampfkesselverordnung regelt die Errichtung und den Betrieb von Dampfkesselanlagen. Ihr unterliegen grundsätzlich auch Heißwassererzeuger. Sie gilt im Wesentlichen für Land- und Schiffsdampfkesselanlagen. Im ersten Teil werden der Anwendungsbereich sowie die Komponenten einer Dampfkesselanlage definiert. Anschließend werden in § 4 der Dampfkesselverordnung die Kessel in vier Gruppen eingeteilt, wobei die Einteilung in Abhängigkeit des jeweiligen Wasservolumens und Betriebsüberdruckes erfolgt. Es gilt:

• Kessel der Gruppe I sind Dampf- oder Heißwasserkessel mit einem Wasserinhalt von maximal 10 Liter. Zu dieser Gruppe gehören insbesondere Schnelldampferzeuger kleiner Dampfleistungen. Diese Anlagen sind genehmigungsfrei und nicht anzeigepflichtig.

• Kessel der Gruppe II sind Dampf- oder Heißwasserkessel mit einem Wasserinhalt von mehr als 10 Liter, wenn bei Dampfkesseln der zulässige Betriebsüberdruck höchstens 1 bar beträgt. Für Heißwasserkessel ist die zulässige Vorlauftemperatur auf maximal 120 °C begrenzt. Kessel dieser Gruppe sind z.B. Großwasserraumkessel, die als Sattdampf- und Heißwasserkessel in Niederdruckausführung eingesetzt werden.

• Bei Kesseln der Gruppe III liegt das Wasservolumen zwischen 10 Liter und 50 Liter. Für Dampfkessel dieser Gruppe beträgt der Betriebsüberdruck mehr als 1 bar. Ferner darf das Produkt aus Wasservolumen (eingesetzt in Liter) und dem zulässigen Betriebsüberdruck (eingesetzt in bar) die Zahl 1000 nicht überschreiten. Für Heißwasserkessel der Gruppe III, deren Vorlauftemperatur mehr als 120 °C beträgt, darf das Produkt aus Wasservolumen (eingesetzt in Liter) und dem der Vorlauftemperatur


entsprechenden Dampfüberdruck (eingesetzt in bar) die Zahl 1000 nicht überschreiten. Kessel dieser Gruppe sind vor allem Schnelldampferzeuger mittlerer Leistung (bis ca. 400 kW Nennwärmeleistung). Kessel dieser Gruppe unterliegen aufgrund ihres geringen Wasservolumens vereinfachten Verfahren hinsichtlich der behördlichen Genehmigung sowie den vorgeschriebenen periodischen Prüfungen.

• Kessel der Gruppe IV sind alle Heißwasser- oder Dampfkessel, die nicht unter die Gruppen I, II oder III fallen. Dazu gehören vor allem Großwasserraumkessel als Sattdampf-, Heißdampf- und Heißwassererzeuger in Hochdruckausführung, große Schnelldampferzeuger sowie Wasserrohrkessel.

Ferner werden in der DampfkV neben der Definition von Kessel- und Betriebsgrößen die Verfahrensweise bei der Genehmigung zur Errichtung und zum Betrieb vorgegeben. Dabei werden Vereinfachungen des Genehmigungsverfahrens genannt, die von der Kesselgröße und ausgewählten Betriebsparametern abhängen. Die DampfkV ermöglicht die Bauartzulassung von Kesselanlagen oder einzelnen Bauteilen, was zu wesentlichen Vereinfachungen bei den behördlichen Vorschriften führt (z.B. Befreiung von der Bau- und Wasserdruckprüfung durch den Sachverständigen). Das Vorgehen bei der Bauartzulassung ist ebenfalls durch die Verordnung geregelt. Die verschiedenen Prüfungen, wie z.B. bei der Inbetriebnahme, Abnahme und Wiederinbetriebnahme sowie wiederkehrende und angeordnete Prüfungen, sowie deren Auflagen sind für den Kessel, die eingesetzten Wärmeübertrager der Kesselanlage sowie die Druckausdehnungsgefäße durch diese Verordnung vorgeschrieben. So sind z.B. die Prüffristen der wiederkehrenden Prüfungen gegeben. Diese sind die äußere, die innere und die Wasserdruckprüfung. Deren Fristen lauten:

Äußere Prüfung: 1 Jahr, Innere Prüfung: 3 Jahre, Wasserdruckprüfung: 9 Jahre.

Die vollständigen Prüfungen nach o.g. Fristen sind im vollen Umfang für Kessel der Gruppe II mit einem Wasserinhalt größer 2000 Liter sowie Kessel der Gruppe IV notwendig. Für die anderen Kesselgrößen erlaubt die Verordnung gewisse Erleichterungen hinsichtlich der durchzuführenden Prüfungen. Sachverständige, welche die durch diese Verordnung geforderten Prüfungen durchführen können, sind diejenigen Sachverständigen nach § 14 Abs. 1 und 2 des Gerätesicherheitsgesetz (GSG). In weiteren Abschnitten der DampfkV werden Anforderungen hinsichtlich des Betriebes sowie zur Unfall- und Schadensanzeige definiert. Die Verordnung fordert die Einrichtung des Deutschen Dampfkesselausschusses, der sich aus sachverständigen Mitgliedern von Behörden, Herstellern, Betreibern, aus der Wissenschaft, den Gewerkschaften etc. zusammensetzt. Dieser ist dem Bundesministerium für Arbeit und Sozialordnung zugewiesen und soll letzterem beratend zur Seite stehen. Ferner ermittelt der Ausschuss den Stand der Technik und fasst diesen in den Technischen Regeln für Dampfkessel (TRD) zusammen. Die TRD enthalten die sicherheitstechnischen Anforderungen an die Werkstoffe, Herstellung, Berechnung, Ausrüstung, Aufstellung und Prüfung sowie für den Betrieb


der Dampfkesselanlage. Sie stützen sich weitgehend auf DIN-Normen und werden vom Deutschen Dampfkesselausschuss aktualisiert und verabschiedet. Die Reihe 100 der TRD enthält Angaben über Werkstoffe, Zusatzwerkstoffe und Hilfsstoffe, die bei der Herstellung von Dampf- und Heißwasserkesseln verwendet werden können, sowie zur Prüfung der Werkstoffe. Die bei der Herstellung der Kessel zu beachtenden Richtlinien sind in TRD 201 enthalten. Die Vorgehensweise bei der Berechnung der Kessel ist in TRD 300 gegeben. TRD 401 und TRD 402 beschreiben die gesetzlich vorgeschriebene sicherheitstechnische Ausrüstung von Dampferzeugern bzw. Heißwasserkesseln der Gruppe IV. TRD 403 fasst die zu beachtenden Vorschriften für die Aufstellung von Kesselanlagen mit Dampf- und Heißwasserkesseln der Gruppe IV zusammen. TRD 411 bis TRD 415 geben die Vorschriften hinsichtlich Brennstoffzuführung und -lagerung, konstruktive und sicherheitstechnische Ausrüstung sowie Betrieb für die diversen Feuerungsarten, wie Öl-, Gas-, Kohlenstaub-, Holz- und Wirbelschichtfeuerung, an Kesseln wieder. Die Einteilung, die Anforderungen, der Einbau, die Ausführung und Größenbemessung von Sicherheitsventilen gegen Drucküberschreitung für Kessel der Gruppen I, III und IV sind in TRD 421 dokumentiert. Die behördlichen Anforderungen an Rauchgas-Wasser-Vorwärmer für Kessel der Gruppe IV werden in TRD 431 zusammengestellt. Die gesetzlich vorgeschriebenen Prüfungen von Kesselanlagen, die jeweilige Vorgehensweise sowie den Ablauf des Genehmigungsverfahrens oder die Anzeige zwecks Errichtung und Betrieb von Kesselanlagen gibt die Reihe 500 der TRD wieder. Dabei ist zu beachten, dass sich in Abhängigkeit der jeweiligen Kesselgruppe sowie bei bauartzugelassenen Kesseln oder Komponenten unterschiedliche Prüfungsumfänge und –fristen ergeben. Ferner muss je nach Kesselgruppe entweder ein Genehmigungsverfahren durchlaufen oder nur eine Anzeige gemacht werden. Die Reihe 600 der TRD umfasst die Vorschriften, die beim Betrieb von Kesselanlagen zu beachten sind. So sind allgemeine Anweisungen für den Betreiber hinsichtlich Betrieb und Wartung in der TRD 601 Blätter 1 und 2 enthalten. Um eine Kesselanlage mit Dampf- oder Heißwasserkessel der Gruppe IV mit eingeschränkter Beaufsichtigung (jeweils max. zwei Stunden beaufsichtigungsfreier Betrieb möglich) zu betreiben, sind nach TRD 602 Blatt 1 und 2 weitere Vorschriften hinsichtlich der zusätzlichen Ausrüstung, den zusätzlichen Anforderungen an die Regel- und Begrenzereinrichtungen und des Betriebs zu beachten. Sollen Dampf- oder Heißwasserkessel der Gruppe IV zeitweilig als Kessel der Gruppe II betrieben werden (d.h. 1 bar max. Betriebsüberdruck beim Dampfkessel oder 120 °C max. Vorlauftemperatur beim Heißwasserkessel) müssen nach TRD 603 Blatt 1 oder 2 diese Kessel mit einer zusätzlichen Ausrüstung versehen sein und bestimmte Maßnahmen bei der Umstellung berücksichtigt werden. Die zusätzlich zu beachtenden Vorschriften für den Betrieb von Kesselanlagen mit Dampf- oder Heißwassererzeugern der Gruppe IV ohne ständige Beaufsichtigung – in der Praxis auch als BoB-Betrieb bezeichnet - sind in der TRD 604 Blatt 1 oder 2 dokumentiert. Es ist bei entsprechender Aufrüstung der Kesselanlage sowohl ein 24-Stunden- als auch 72-Stunden-Betrieb ohne Aufsicht möglich. Bei diesen Betriebsarten verkürzen sich zudem die gesetzlich vorgeschriebenen Prüffristen. Für das Speise- und Kesselwasser von Dampferzeugern der Gruppe IV (ausgenommen Schnelldampferzeuger und elektrisch beheizte Kessel) schreibt die TRD 611 bestimmte Wasserqualitäten vor, die im Wesentlichen von der Bauart, dem Betriebsüberdruck und den Betriebsbedingungen abhängen. Es wird dort zwischen salzfreiem, salzarmem und salzhaltigem Kessel- und Speisewasser unterschieden. Für diese genannten Arten werden für die Kesselbauarten Großwasserraumkessel,


Durch- und Umlauflaufkessel die Qualitätsanforderungen tabellarisch angegeben. Die alkalische, neutrale und kombinierte Kesselfahrweise werden vorgestellt und den Kesseltypen zugeordnet. Die TRD 612 gibt Auskunft über die Anforderungen an die Wasserqualität für das Kreislauf-, Füll- und Ergänzungswasser für Heißwassererzeuger der Gruppen II bis IV. Heißwassersysteme werden sowohl mit salzarmem als auch salzhaltigem Kreislaufwasser betrieben, wobei ersteres empfohlen wird. Füll- und Ergänzungswasser sollen derart aufbereitet werden, dass sie frei von Erdalkalien (Härte) sind, um spätere Kesselablagerungen zu vermeiden. Die Reihen 700 und 800 der TRD geben spezielle Regeln für Dampf- und Heißwasserkessel der Gruppen II, I und III vor. Die TRD 701 und 702 beinhalten die zu beachtenden Vorschriften hinsichtlich Werkstoffe, Herstellung, Bemessung Ausrüstung und Prüfungen von Dampf- und Heißwassererzeugern der Gruppe II. Dabei besitzt die TRD 702 noch zwei Anlagen, die Regelungen für die Kohlebefeuerung von Heißwassererzeugern sowie zusätzliche Anforderungen enthalten. Die TRD 721 gilt für Sicherheitseinrichtungen gegen Drucküberschreitung für Dampf- und Heißwasserkessel der Gruppe II. Nach einer Einteilung der gängigen Sicherheitsventile fasst die Regel die Anforderungen und die Bemessung der einsetzbaren Sicherheitsventile für Dampf- und Heißwassererzeuger der Gruppe II zusammen. Dabei gelten bei Heißwassererzeugern in Abhängigkeit des Betriebsüberdruckes unterschiedliche Vorschriften hinsichtlich Ausführung und Bemessung der Sicherheitsventile. Die zu beachtenden Vorschriften hinsichtlich Werkstoffe, Herstellung, Bemessung, Ausrüstung und Prüfungen von Dampf- und Heißwasserkesseln der Gruppe I sind in der TRD 801 zusammengefasst. TRD 802 beinhaltet entsprechendes für Dampf- und Heißwasserkessel der Gruppe III. Die oben stehenden Ausführungen über die gesetzlichen Vorschriften verdeutlichen, dass Kessel unterschiedlicher Gruppen auch verschiedenen Anforderungen unterliegen, sodass bei Kesseln gleicher Leistung aber unterschiedlicher Gruppierung Differenzen bei den Investitions- und Betriebskosten zu erwarten sind. So wird z.B. für einen Kessel der Gruppe IV ein anderer Aufbau des Kesselkörpers durch die Technische Regeln vorgeschrieben als für einen entsprechenden Kessel der Gruppe II, was im Wesentlichen auf das höhere Niveau des Betriebsüberdruckes beim „Gruppe IV“-Kessel zurückzuführen ist. Dies findet seinen Niederschlag in den Kostenfunktionen.


3 Technikbeschreibung In diesem Kapitel werden für die gängigsten Kesseltypen jeweils der Aufbau sowie der übliche Anwendungsbereich beschrieben.

3.1 Durchlaufkessel Kleine Heizkessel sind im Leistungsbereich unterhalb von 100 kW angesiedelt. Bei ihnen handelt es sich häufig um Durchlaufkessel, bei denen das aufzuheizende Wasser innerhalb von Kanälen einen Feuerraum durchströmt und dort erhitzt wird. Die erreichbaren Vorlauftemperaturen liegen bei dieser Kesselart unterhalb von 100 °C. Sie werden sowohl öl- als auch gasbefeuert ausgeführt und ausschließlich zum Beheizen von kleinen und mittelgroßen Wohngebäuden eingesetzt. Da der Leistungsbereich dieser Kessel für kleine und mittlere Unternehmen eher uninteressant ist, werden sie in dieser Untersuchung nicht weiter berücksichtigt. Kostenfunktionen für diese Kessel sind im Rahmen des IKARUS-Projekts erarbeitet und in einem Bericht [6] dokumentiert worden.

3.2 Wasserraum- und Großwasserraumkessel Wasserraum- und Großwasserraumkessel arbeiten nach demselben Prinzip. In ihnen werden die äußeren Begrenzungen der feuer- und heizgasberührten Heizflächen von einem Wasserraum umgeben, wobei diese unter Ausnutzung der sich in der Wasservorlage einstellenden inneren natürlichen Zirkulation umspült werden. Die Rauchgasstrecke ist in Strahlungs- und Konvektionsteil aufgeteilt. In ersterem gibt das Rauchgas die Wärme im Wesentlichen über den Mechanismus der Wärmestrahlung ab. Dieses findet im ersten Rauchgaszug – dem so genannten Flammrohr - statt. In den eventuell nachgeschalteten Rohren des zweiten und dritten Zuges erfolgt die Wärmeabgabe des Rauchgases an die Rohrwände über erzwungene Konvektion. Wasserraumkessel sind Komponenten kleinerer Leistung (zwischen 100 kW bis ca. 1.500 kW), die den Heizkesseln zuzuordnen sind. Sie werden zur Bereitstellung von Heißwasser, welches für die Raumwärme- und Brauchwasserversorgung in großen Gebäuden oder Gebäudekomplexen dient, eingesetzt und bestehen in der Regel aus einer mehrzügigen Rauchgasstrecke, die von einem Wasserraum umgeben ist. Ihre konstruktive Ausführung erfolgt sowohl in Stahl als auch Guss. Der zulässige Betriebsüberdruck dieser Kessel liegt bei maximal 6 bar. Die Brennwertnutzung wird in der Regel nur bei gasgefeuerten Heizkesseln angeboten. Ölgefeuerte Brennwert-Heizkesseln sind selten und teuer, was auf den geringen Unterschied zwischen Brenn- und Heizwert beim Brennstoff Öl zurückzuführen ist. Dagegen dienen Großwasserraumkessel der Erzeugung von Heißwasser, Sattdampf oder überhitzten Dampf bei höheren Produktmassenströmen und Betriebs-überdrücken. Sie können prinzipbedingt nur bis zu Überdrücken von maximal 32 bar eingesetzt werden. Mit ihnen werden heutzutage Heißwassertemperaturen von bis zu


350 °C erreicht oder im Fall von Dampferzeugern Dampfleistungen von 45 t/h erzeugt. Großwasserraumkessel werden als Flammrohr-, Rauchrohr- oder Flammrohr-Rauchrohr-Kessel ausgeführt. Letztere sind am weitesten verbreitet und werden mit bis zu drei Rauchgaszügen gebaut. In Abhängigkeit der geforderten Kesselleistung kommen entweder Einflammrohr- oder Zweiflammrohrkessel zum Einsatz. Erstere sind durch die konstruktiven Möglichkeiten und Vorschriften in der Feuerraumbelastung begrenzt. So können Einflammrohrkessel der Gruppe II (Betriebsüberdruck max. 1 bar bei Dampfkesseln; Vorlauftemperatur max. 120 °C bei Heißwasserkesseln) in der Bundesrepublik Deutschland bis zu einer Wärmeleistung von ca. 19 MW eingesetzt werden. Bei ölgefeuerten Einflammrohrkesseln der Gruppe IV (Betriebsüberdruck > 1 bar bei Dampferzeugern; Vorlauftemperatur größer 120 °C bei Heißwasserkesseln) ist die Feuerungsleistung eines Flammrohres auf 10,5 MW begrenzt. Nach Inkrafttreten der entsprechenden europäischen Norm wird diese maximale Feuerungsleistung 14 MW betragen. Bei der Verwendung von Erdgasflammen sind bei den Kesseln der Gruppe IV bis zu 30% Mehrleistung gegenüber der Ölfeuerung zugelassen. Kesselleistungen oberhalb der vorab genannten Grenzen sind in der Bundesrepublik Deutschland nur noch mit Zweiflammrohrkesseln realisierbar, bei denen zwei Brenner verwendet werden. Diese werden häufig mit zwei vollständig voneinander getrennten Rauchgasstrecken ausgeführt und gleichzeitig für den Einflammrohrbetrieb ausgelegt, sodass die Feuerungen völlig autark sind und einzeln oder parallel betrieben werden können. Dadurch wird der Kesselregelbereich vergrößert, da durch das in Abhängigkeit vom Wärmebedarf automatische Zu- und Abschalten der Brenner der Regelbereich von der Kleinstlast eines Brenners bis zur maximalen Last beider Brenner zur Verfügung steht. Der schematische Aufbau eines dreizügigen Großwasserraumkessels als Sattdampferzeuger mit einem Flammrohr ist in Abb. 3.1, die [7] entnommen ist, schematisch dargestellt.

��

��

� ��

� ��

��

��

��

�� !��"��

#�"��$��"��

%&��'�� (�"��

)&��

!��

%&��'��(��"��

��

��(��(�� (��(��

��(��

Abb. 3.1: Schematische Schnitte eines Sattdampfkessels in Einflammrohr-Rauchgasrohr-Ausführung


Der Brenner ist an der Stirnseite des Kessels in einem Flammrohr angeordnet. Es können Öl-, Gas- sowie Mehrstoffbrenner – auch Kombibrenner genannt – eingesetzt werden. Das Flammrohr wird konstruktiv derart ausgeführt, dass eine optimale Verbrennung bei geringer Feuerraumbelastung stattfinden kann. Dabei kann entweder ein glattes oder gewelltes Rohr zum Einsatz kommen. Letzteres bringt mechanische Vorteile und ist in der Bundesrepublik Deutschland aufgrund seiner besseren Steifigkeit bei hohen Betriebsüberdrücken vorgeschrieben. Das bei der Verbrennung entstehende Rauchgas strömt durch das Flammrohr, welches den Strahlungsteil der Rauchgasstrecke darstellt, zur inneren wasserumspülten Wendekammer. Dort wird es umgelenkt und in die Rohre des zweiten Rauchgaszuges eingeleitet. Anschließend gelangt es nach dem Durchströmen des zweiten Zuges in die vordere Rauchgaswendekammer, wo das Rauchgas in den dritten Rauchgaszug umgelenkt wird. Sowohl die Rohre des zweiten als auch des dritten Rauchgaszuges stellen den Konvektionsteil der Rauchgasstrecke dar. Flammrohr und Rauchgaszüge sind vom Kesselwasser umgeben. Dieses heizt sich an der äußeren Oberfläche der Rauchgasstrecke auf, sodass im Wasserraum eine innere Zirkulation aufgrund einer freien Konvektion entsteht. Dadurch entsteht eine gute Durchmischung des Kesselwassers, was zu einer Vergleichmäßigung der Temperaturverteilung im aufzuheizenden Wasser führt. Diese wird noch durch eine asymmetrische Anordnung des Flammrohres innerhalb des Kesselkörpers gefördert, die von einigen Kesselherstellern gebaut wird. Den Aufbau eines Zweiflammrohr-Großwasserraumkessels zeigt Abb. 3.2, welche [8] entnommen ist. Die obere Hälfte zeigt den Zweiflammrohrkessel als Heißwassererzeuger. Der Zweiflammrohrkessel als Dampferzeuger ist in der unteren dargestellt. Heißwassererzeuger unterscheiden sich konstruktiv von den Dampferzeugern im Wesentlichen hinsichtlich der an den Kesselkörper angebrachten Armaturen. So ist der Heißwassererzeuger mit je einem Flansch für den Vor- und Rücklauf ausgestattet. Beim Dampferzeuger sind dagegen das Dampfventil sowie das Ventil am Speisewassereintritt zu erkennen. Ferner befindet sich bei den Dampferzeugern im oberen Kesselbereich der Dampfraum, wie im unteren Teil der Abb. 3.2 zu sehen ist. Der Sattdampf entsteht im Wesentlichen an der äußeren Oberfläche der Flammrohre. Die dort erzeugten Dampfblasen steigen nach den Abreißen von der Oberfläche durch die Wasservorlage auf und gelangen als Sattdampf in den Dampfraum. Das Speisewasser des Zweiflammrohr-Kessels wird in den unteren Bereich des Wasserraumes zwischen die beiden Flammrohre eingeleitet.


*��(��$+�(,��

*��(��$��

%&��

!��

-(��

��

��)&��$��

#��

)&��$.��"/��(��

��

/��(��

!��

��

-(��

��

��(��$��$

'��(�

��

��$.��"��!��"��

��

%&��

� ��$�� $

��

Abb. 3.2: Schematische Schnitte eines Zweiflammrohrkessels in der Ausführung als Heißwasser- und Dampferzeuger


Die beiden Brenner des Zweiflammrohrkessels sind an der Stirnseite des Kessels angeflanscht, wobei beide Flammen jeweils in einem eigenen Flammrohr brennen. Da Zweiflammrohrkessel für Nennwärmeleistungen größer 10 MW und Betriebsüberdrücke ab ca. 10 bar gebaut werden, sind sie in der Regel aus mechanischen Gründen mit gewellten Flammrohren, wie in Abb. 3.2 dargestellt, ausgestattet. Beide Rauchgasstrecken werden dreizügig gebaut, wobei die meisten Kesselhersteller diese vollständig getrennt voneinander ausbilden, sodass die beiden Brenner unabhängig voneinander geregelt werden können und damit die Rauchgasstrecken vollständig autark sind. Dieses ermöglicht zusätzlich den Einbrennerbetrieb, wodurch sich der Regelbereich des Kessels vergrößert, was wiederum sein Teillastverhalten verbessert. Zweiflammrohrkessel werden zudem meistens mit einem Economiser zwecks Abgaswärmenutzung ausgestattet, wie in Abb. 3.2 dargestellt. Dieser ist häufig im so genannten Huckepack-Verfahren am hinteren Ende des Kesselkörpers angeschweißt. Der Abgaswärmeübertrager muss beim Zweiflammrohrkessel eine mittig angeordnete Abgastrennwand aufweisen, wenn dieser für den Brennereinzelbetrieb ausgelegt sein soll. Zur Erzielung des optimalen Kesselwirkungsgrades wird der Abgaswärmeübertrager heutzutage bei jedem Lastzustand abgasseitig vollständig durchströmt, sodass ungeregelte Apparate zum Einsatz kommen. Außer wenn noch korrosionsgefährdete Abgassysteme vorhanden sind, sind geregelte Abgaswärmeübertrager notwendig, um die minimale Abgastemperatur nach dem Wärmeübertrager zu begrenzen. Beim Einsatz eines Großwasserraumkessels als Heißdampferzeuger wird ein zusätzlicher interner Wärmeübertrager entweder direkt hinter dem Flammrohr oder in der äußeren, vorderen Wendekammer angeordnet. Die Anordnung der Überhitzerheizfläche ist von der geforderten Überhitzung ∆T abhängig. Bei Überhitzungen bis ca. 100 K wird der Wärmeübertrager in der vorderen Wendekammer, die den Übergang vom zweiten in den dritten Rauchgaszug darstellt, eingebaut. Wird dagegen eine größere Überhitzung gefordert, so befindet sich der Wärmeübertrager direkt hinter dem Flammrohr innerhalb einer wassergekühlten Wendekammer. Dafür ist dann häufig die Verlängerung des Kesselkörpers erforderlich. Auf diese Weise können Heißdampftemperaturen bis ca. 450 °C mit dem Großwasserraumkessel erreicht werden. Die maximal zu erreichenden Überhitzungen sowie die konstruktive und regeltechnische Ausführung der Überhitzer sind stark herstellerabhängig. Geringe Überhitzungen (bis ca. 5K) werden häufig zur nachträglichen Dampftrocknung eingesetzt, wobei ungeregelte Überhitzermodule verwendet werden. Wird dagegen ein überhitzter Heißdampfstrom gefordert (Überhitzung größer 10 K), kommen geregelte Überhitzer zum Einsatz, welche die Heißdampftemperatur über einen weiten Lastbereich des Kessels konstant halten. Die Regelung kann z.B. durch einen im Wasserraum des Kessels angeordneten zusätzlichen Oberflächenkühler oder durch Einspritzkühlung erfolgen. Die Ausführung der Überhitzermodule ist ebenfalls herstellerabhängig. So können z.B. ein- oder mehrstufige Überhitzermodule zum Einsatz kommen, die wiederum aus verschiedenartigen Rohren (z.B. glatt oder berippt) und Rohranordnungen ausgeführt sind. Die unterschiedlichen Grundausstattungen der Großwasserraumkessel werden, wie schon in Kapitel 2 dargelegt, je nach Kesselgruppe und Einsatz durch die Technischen Regeln für Dampfkessel bestimmt. Zusätzlich zu diesen


Grundausstattungen der Kessel gibt es weitere Ausstattungsmerkmale auf die im Folgenden kurz eingegangen wird. Bei den Heißwasserkesseln ist der Einsatz einer Rücklauftemperaturanhebung üblich. Dabei wird ein Teil des erhitzten Vorlaufwassers dem Rücklaufwasser zugemischt, sodass eine Rücklauftemperatur von mindestens 50 °C gewährleistet wird, um rauchgasseitige Kondensation im letzten Zug zu vermeiden. Diese Maßnahme ist insbesondere für Niederdruck-Heißwasserkessel zum Schutz des Kessels sinnvoll, da sie häufig für die direkte Gebäudebeheizung mit möglichst geringem Temperaturniveau betrieben werden, sodass die Rücklauftemperaturen systembedingt niedrig sind. Großwasserraumkessel werden immer häufiger mit Abgaswärmeübertragern ausgestattet, die einen Teil der Rauchgaswärme nutzen. Dieser wird z.B. im Rahmen des „trockenen“ Betriebs in den so genannten Economisern zur Aufheizung des Kesselspeisewassers verwendet, was in Abhängigkeit der Kessellast zu einer Wirkungsgradverbesserung von ca. 5-7 Prozentpunkten und somit zu einer Brennstoffeinsparung führt. Es kommen sowohl interne als auch externe Wärmeübertrager zur Anwendung, wobei erstere in der Regel innerhalb der wärmegedämmten Abgaskammer des Kessels integriert sind. Letztere dienen hauptsächlich zur nachträglichen Ausrüstung bestehender Kesselanlagen mit der Abgaswärmenutzung. Economiser für den „trockenen“ Betrieb werden für Dampferzeuger und Hochdruck-Heißwassererzeuger eingesetzt und eignen sich auch für bestehende, gegen Feuchte empfindliche Abgassysteme. Dagegen sind sie für Niederdruck-Heißwassererzeuger wirtschaftlich selten vertretbar, da diese Kessel beim Einsatz zur direkten Gebäudebeheizung häufig im Teillastbereich bei einem niedrigen Temperaturniveau mit hohen Kesselwirkungsgraden zwischen 93-94% betrieben werden. Abgaswärmeübertrager werden beim „trockenen“ Betrieb mit einer Regeleinrichtung ausgestattet, welche die Abgastemperatur konstant hält und somit eine Taupunktunterschreitung vermeidet. Bei Großwasserraumkesseln kann mittels eines weiteren Wärmeübertragers, der in der Regel dem Economiser nachgeschaltet ist, dem Rauchgas weitere Wärme entzogen werden. Dabei wird durch Unterschreiten der Taupunkttemperatur des Rauchgases die Kondensationswärme des im Rauchgas enthaltenen Wasserdampfes genutzt (Brennwertnutzung). Aufgrund der Korrosionsproblematik müssen dabei der Brennwert-Wärmeübertrager, alle weiterführenden Rohrleitungen sowie die Kaminanlage in Edelstahl ausgeführt werden. Diese Technik kann bei Großwasserraumkesseln sowohl für öl- als auch gasgefeuerte Kessel eingesetzt werden, wobei aufgrund des geringeren Wasserstoffatomanteils im Öl, des daraus resultierenden niedrigeren Rauchgastaupunktes sowie seines Schwefelgehaltes die Brennwertnutzung seltener angewendet wird. Beim Einsatz eines Kombibrenners wird beim Ölbetrieb häufig der Wärmeübertrager, welcher der Brennwertnutzung dient, über eine abgasseitige Bypassschaltung vom Rauchgasstrom getrennt. Voraussetzung für die Brennwertnutzung sind immer Niedertemperaturverbraucher. Bei Dampfkesseln kann die direkte Brennwertnutzung, d.h. die Kondensationswärme kommt dem Kesselprozess zu Gute, nur angewendet werden, wenn der mit dem Kessel gekoppelte Prozess den bereitgestellten Dampf „verbraucht“, sodass kein Kondensatrückfluss zum Kessel erfolgt. In diesem Fall kann z.B. das aufbereitete Zusatzspeisewasser, welches nach der chemischen Wasseraufbereitung mit ca. 15 °C zur Verfügung steht, durch die Brennwertnutzung vorgeheizt werden. Für


Hochdruck-Heißwassererzeuger ist die direkte Brennwertnutzung grundsätzlich nicht durchführbar, da die Rücklauftemperaturen deutlich über der Taupunkttemperatur liegen. Dagegen können Niederdruck-Heißwassererzeuger mit Erdgasfeuerung zwecks Brennstoffeinsparung mit einem Brennwert-Wärmeübertrager ausgestattet werden. Bei Kesseln, welche die direkte Brennwertnutzung nicht erlauben, kann die Nutzung der Kondensationswärme des im Rauchgas enthaltenen Wasserdampfes nur in zusätzlichen externen Heiznetzen erfolgen. Dabei ist die Wirtschaftlichkeit einer solchen Maßnahme sicherlich von der eingesetzten Kesselgröße und den lokalen Gegebenheiten abhängig. Grundsätzlich benötigen alle Kessel mit Brennwertnutzung, die eine Kesselleistung größer 200 kW besitzen, eine Neutralisationseinrichtung, um das anfallende saure Kondensat, welches einen pH-Wert zwischen 3,5 und 4,5 aufweist, aufzubereiten.

3.3 Schnelldampferzeuger Schnelldampferzeuger - auch Dampfautomaten genannt – werden eingesetzt, wenn Sattdampf mit hohem Druck verlangt wird und gleichzeitig keine hohen Anforderungen an die Dampfqualität gestellt werden. Ihre Arbeitsweise beruht auf dem Wasserrohrprinzip, sodass sie kleine Wasserrohrkessel darstellen. Das zugeführte Speisewasser wird in einem Durchlauf, der von der Sp eisepumpe bewirkt wird, erhitzt und verdampft. Aufgrund der Wasserführung innerhalb der Kesselrohre weisen Schnelldampferzeuger einen geringen Wasserinhalt auf. Den Längsschnitt eines Schnelldampferzeuger in Dreizug-Bauweise zeigt Abb. 3.3, welche [7] entnommen ist.

Abb. 3.3: Schematischer Längsschnitt durch einen Schnelldampferzeuger auf der Basis des Wasserrohrprinzips


Die Strahlungs- und Konvektionsheizflächen des Kessels bestehen aus konzentrischen Rohrschlangenzylindern. Die Flamme befindet sich im Strahlungsteil des Kessels. Das bei der Verbrennung erzeugte Rauchgas strömt innerhalb des ersten Zugs durch den Strahlungsteil und anschließend durch einen kurzen Konvektionsteil am Ende des ersten Zuges und gibt Wärme an das in den Rohren strömende Wasser ab. Anschließend wird das Rauchgas umgelenkt und in den zweiten Rauchgaszug eingeleitet, der durch den Zwischenraum der beiden äußeren konzentrisch angeordneten Rohrschlangen gebildet wird. Am Ende des zweiten Zuges strömt das Rauchgas in den dritten Rauchgaszug, der von der äußeren Rauchgasschlange und dem Kesselkörper begrenzt wird. Aufgrund seiner Bauart besitzt der Schnelldampferzeuger ein extrem geringes Wasservolumen. Darin sind seine Vorteile der schnellen Dampfbereitschaft und geringen Stillstandsverluste begründet. Er erlaubt ferner aufgrund seiner Bauart relativ hohe Betriebsüberdrücke. Allerdings müssen ein relativ hoher Wassergehalt im erzeugten Sattdampf sowie starke Druckschwankungen bei größeren Laständerungen vom Betreiber hingenommen werden. Schnelldampferzeuger werden häufig als Spitzenlast-Sattdampfkessel eingesetzt, da sie schnell betriebsbereit sind, wenn keine hohen Qualitätsansprüche an den produzierten Dampf gestellt werden. Aufgrund des bereits erwähnten geringen Wasservolumens unterliegt der Schnelldampferzeuger im Bereich der kleinen und mittelgroßen Dampferzeuger (bis ca. 400 kW Nennwärmeleistung) vereinfachten Vorgehensweisen bei der behördlichen Genehmigung, da trotz des durchaus hohen Betriebsüberdruckes diese Kessel aufgrund ihres geringen Wasservolumens in die Gruppe I oder III der Dampfkesselverordnung fallen.

3.4 Wasserrohrkessel Wasserrohrkessel im unteren Leistungsbereich von ca. 2 MW bis 26 MW werden im Wesentlichen dann eingesetzt, wenn entweder Heißdampf bei hohen Drücken gefordert wird, die mit Großwasserraumkesseln aus mechanischen Gründen nicht mehr realisierbar sind, oder feste Brennstoffe, wie z.B. Kohle, Holz oder Abfall, zum Einsatz kommen sollen. Sie werden im o.g. Leistungsbereich ausschließlich als Naturumlaufkessel ausgeführt. Das Kesselwasser durchströmt den Kessel in den Kesselrohren, welche die Wandflächen des Kessels bilden, von unten nach oben. Die in der Feuerung freigesetzte Wärme wird im Wesentlichen durch Wärmestrahlung an das Wasser übertragen. Das dadurch entstehende Wasser-Dampf-Gemisch steigt aufgrund von Dichteunterschieden in den Rohren auf und gelangt in die obere Dampftrommel. Dort trennt sich der Sattdampf vom Wasser und gelangt anschließend in einen im Rauchgasstrom liegenden Überhitzer, wo Heißdampf erzeugt wird. Das in der oberen Trommel zurückgehaltene Wasser wird über Fallrohre in die untere Trommel transportiert, wo es wieder auf die Heizflächen verteilt wird. Im Nennleistungsbereich bis ca. 26 MW wird die Entscheidung für einen Wasserrohrkessel und damit gegen einen Großwasserraumkessel fast immer durch technische Randbedingungen, wie z.B. hoher Dampfdruck, fester Brennstoff oder Platzmangel, bestimmt, da die Investitionskosten des Wasserrohrkessels erheblich höher liegen als die des Großwasserraumkessels.


Da Wasserrohrkessel für jeden Anwendungsfall eine Sonderanfertigung darstellen, die insbesondere durch die Eigenschaften des eingesetzten Festbrennstoffes bestimmt wird, ist eine allgemeingültige Kostendarstellung durch mathematische Ansätze schwierig. Ferner ist der Wasserrohrkessel in KMU eher selten anzutreffen, sodass auf eine weitere Berücksichtigung im Rahmen der hier dokumentierten Untersuchung verzichtet wird. Einfache Kostenfunktionsansätze für Wasserrohrkessel wurden im Rahmen des IKARUS-Projekts hergeleitet und sind in der IKARUS-Datenbank [9] zu finden.

3.5 Thermoölkessel Bei vielen verfahrenstechnischen Prozessen werden hohe Temperaturen von 220 °C bis zu 300 °C benötigt. Bei der Verwendung von Wasser als Wärmeträger ist die Bereitstellung dieser Temperaturen nur mit Hilfe von Heißdampferzeugern möglich, wobei durch die Dampfentstehung eine erhebliche Volumenzunahme des Wärmeträgers erfolgt und demnach konstruktiv in der Anlage zu berücksichtigen ist. Dagegen erlauben Wärmeträgeröle - auch als Thermoöle bezeichnet – hohe Mediumtemperaturen bei mäßigen Betriebsdrücken und unter Beibehaltung des flüssigen Zustandes. Die Erhitzung der Thermoöle erfolgt in Kesseln, deren Bauart derjenigen von Schnelldampferzeugern gleicht. Der typische Leistungsbereich dieser Kessel reicht von einigen kW bis ca. 5 MW. Sie werden in der Regel mit einer Öl-, Gas- oder Kombifeuerung ausgestattet. Thermoölkessel kleiner Leistung sind teilweise auch mit elektrischer Beheizung ausgestattet. Bei den öl- und gasgefeuerten Thermoölkesseln durchströmt das Wärmeträgeröl innerhalb der Rohrschlangen den Strahlungs- und Konvektionsteil des Kessels und wird dadurch auf die gewünschte Temperatur gebracht. Bei elektrisch beheizten Thermoölkesseln wird das Öl durch Rohre mit innenliegenden Heizstäben geführt. Im Gegensatz zum Schnelldampferzeuger benötigen Thermoölkessel weniger komplizierte Armaturen und Sicherheitseinrichtungen aufgrund des geringeren Betriebsüberdruckes. Ferner ist keine Wasseraufbereitung notwendig, sodass die Gesamtkosten für die Einheit Kessel, Brenner und Schaltschrank häufig niedriger liegen als bei entsprechenden Dampferzeugern.


4 Kostenfunktionen für Kesselkomponenten Einleitend werden die Ergebnisse einer Literaturrecherche hinsichtlich zugänglicher Kostenfunktionen für Kesselkomponenten dargestellt. Im Anschluss wird die Wahl der unabhängigen Hauptvariable von Kesselkomponenten, die in den Kostenfunktionen verwendet wird, erläutert. Danach werden die für die herzuleitenden Kostenfunktionen verwendeten mathematischen Ansätze dargelegt. Abschließend werden diejenigen Kriterien genannt, die für die Beurteilung der Güte der Approximation herangezogen werden.

4.1 Kostenfunktionen für Kessel in der Literatur Kostenfunktionen für Kesselkomponenten sind nur spärlich in der Literatur vorhanden. In [10] ist ein funktionaler Zusammenhang für die Investitionskosten eines Abhitzekessels, der Bestandteil einer GuD-Anlage ist, gegeben. Diese Funktion setzt sich aus vier Summanden zusammen, welche die Kosten für die Wärmeübertrager (Economiser, Verdampfer, Überhitzer), die Verrohrung des Kessels auf der Wasser/Dampf- und Gasseite sowie die Speisewasserpumpen – es werden zwei oder drei Druckstufen vorausgesetzt - berücksichtigen. Die Kosten der Wärmeübertrager hängen von dem Verhältnis aus übertragenem Wärmestrom und der logarithmischen, mittleren Temperaturdifferenz des Wärmeübertragers sowie drei Korrekturfaktoren, die den Einfluss von Systemüberdruck sowie Dampf- und Abgastemperatur auf die Investitionskosten berücksichtigen, ab. Die Kosten für die Verrohrung der Dampf- bzw. Abgasstrecke werden im Wesentlichen vom Dampf- bzw. Abgasmassenstrom bestimmt. Die Kosten der Pumpen werden über die aufgenommene elektrische Leistung des Pumpenantriebes sowie einem Korrekturfaktor, der den Pumpenwirkungsgrad berücksichtigt, berechnet. Dieses Kostenmodell ist auf die Anwendung auf Wasserrohrkessel mit hohen Dampfdruck ausgerichtet, die im Wesentlichen in Kraftwerksprozessen zum Einsatz kommen. Kostenfunktionen für Kesselkomponenten, die eher auf den Bedarf von kleinen und mittelständigen Unternehmen anwendbar sind, können in der IKARUS-Datenbank gefunden werden, die im Rahmen des IKARUS-Projekts [9] entwickelt wurde. Dort sind unter den Querschnittstechnologien auch Kostenfunktionen für Wärme- und Dampferzeuger hinterlegt. Für verschiedene Kesseltypen (Heizkessel, Heißwasser- und Dampferzeuger), verschiedene Bauarten (Niedertemperaturkessel, Großwasserraumkessel, Wasserrohrkessel und Schnelldampferzeuger) sowie verschiedene Brennertypen ist jeweils eine Kostenfunktion vorhanden. Allen Funktionen gemeinsam ist der polynomische Ansatz zweiten Grades. Dabei wird als einzige unabhängige Variable die Nennwärmeleistung des Kessels verwendet. Die Funktionen enthalten zusätzlich die Mehrkosten für Montage und Inbetriebnahme des jeweiligen Kessels. Diese stellen einen prozentualen Anteil der Investitionskosten dar. Die Höhe des Anteils wurde geschätzt, sodass die o.g. Mehrkosten mit einer Unsicherheit behaftet sind.


4.2 Hauptvariable für Kessel Bei Heißwasserkesseln wird von den Herstellern stets die Nennwärmeleistung des Kessels angegeben. Dagegen werden für Satt- und Heißdampferzeuger herstellerseitig entweder die Nennwärmeleistung oder die Dampfleistung verwendet. Des Weiteren werden von ihnen unterschiedliche Speisewasserzustände bei der Berechnung der Dampfleistungen benutzt. Aus diesen Gründen wird im Rahmen dieser Untersuchung für alle Kesseltypen die Nennwärmeleistung Q als Hauptvariable der Kostenfunktionen verwendet. Das macht auch für Dampferzeuger Sinn, da die Kesselanwendungen beim Dampfkesselbetreiber durchaus unterschiedliche Speisewasserzustände aufweisen, sodass für die meisten Anwendungsfälle sowieso eine Umrechnung der von den Herstellern angegebenen Dampfleistungen auf die entsprechenden Speisewassergegebenheiten notwendig wird.

4.3 Mathematische Ansätze Die durch eine Marktanalyse ermittelten Daten für Investitionskosten bilden die Basis für die zu entwickelnden Kostenfunktionen. Die Daten werden im ersten Schritt durch verschiedene mathematische Funktionen angenähert, deren Koeffizienten durch Ausgleichsrechnungen ermittelt werden. Dabei werden folgende Ansätze untersucht:

Linear: linlinBasis bQaK +⋅= , (Gl. 4.1)

Polynom: polpol2

polBasis cQbQaK +⋅+⋅= , (Gl. 4.2)

Potenziell: potb

potBasis cQaK pot +⋅= , (Gl. 4.3)


QbexpBasis deaK

expcexp +⋅= ⋅ , (Gl. 4.4)

Logarithmisch: ( ) lnlnb

lnBasis dcQlnaK ln ++⋅= . (Gl. 4.5)

Die Kostendaten einer ausgewählten Basiskesselkonfiguration werden durch die oben stehenden Funktionsansätze angenähert. Bei der Basiskesselkonfiguration handelt es sich immer um die ölgefeuerte Variante eines Kesseltyps beim kleinsten verfügbaren Betriebsüberdruck. Anhand ausgewählter Gütekriterien, die am Schluss dieses vierten Kapitels noch näher erläutert werden, wird der geeignete Ansatz für die jeweilige Basisfunktion ausgewählt. Die Kostenfunktionen zur Beschreibung der gesamten Investitionskosten setzen sich dann aus der o.g. Basisfunktion zusammen, die anschließend mit Korrekturfaktoren multipliziert wird, welche den Einfluss von Nebengrößen, wie z.B. den Betriebsüberdruck, auf die Investitionskosten berücksichtigen. Im Folgenden sind die gesamten Ansätze der Kostenfunktionen für die einzelnen Kesseltechnologien aufgelistet.


4.4 Heizkessel und Heißwasserkessel Bei den Heizkesseln muss nur der Brennereinfluss über einen Korrekturfaktor berücksichtigt werden, da für diese Kesseltechnologie keine verschiedenen Druckstufen angeboten werden. Es ergibt sich:

Heizkessel,Basisi,BHeizkessel,Inv KfK ⋅= . (Gl. 4.6)

Darin stellt fb,i den Korrekturfaktor für den Brennertyp dar. Dieser nimmt, je nach dem ob ein Öl-, Gas- oder Kombibrenner eingesetzt wird, unterschiedliche Werte an. Da die Basiskonfigurationen der untersuchten Kesseltypen stets ölgefeuert sind, gilt auch für jede andere Kesseltechnologie fB,Öl=1,0. Bei den Heißwasserkesseln ist zum Brennereinfluss zusätzlich der Einfluss des Betriebsüberdruckes auf die Investitionskosten zu berücksichtigen. Ferner zeigte die Untersuchung, dass in Abhängigkeit der jeweiligen Kesselgruppe unterschiedliche Basisfunktionen und Korrekturfaktoren zu verwenden sind. Ferner ist bei den „Gruppe IV“-Kesseln zwischen Einflamm- und Zweiflammrohr-Kesseln zu unterscheiden. Damit lautet für den Heißwasserkessel der allgemeine Aufbau der Gesamtkostenfunktion für Heißwassererzeuger:

kesselHeißwasser,Basisi,BpkesselHeißwasser,Inv KffK ⋅⋅= . (Gl. 4.7)

4.5 Dampfkessel Bei den Dampfkesseln ist zwischen Sattdampf- und Heißdampfkesseln zu unterscheiden, da bei letzteren durch die Überhitzung ein zusätzlicher Summand in der Kostenfunktion auftritt.

4.5.1 Sattdampfkessel Für Sattdampfkessel hat die Kostenfunktion den Aufbau

esselSattdampfk,Basisi,BpesselSattdampfk,Inv KffK ⋅⋅= . (Gl. 4.8)

Darin sind fp und fB,i die für die Sattdampfkessel gültigen Korrekturfaktoren hinsichtlich des Druck- und Brennereinflusses auf die gesamten Investitionskosten. Dieser Ansatz gilt sowohl für Sattdampfkessel der Bauart Großwasserraumkessel als auch der Bauart Dampfautomat.


4.5.2 Heißdampfkessel Die Kostenfunktionen für Heißdampfkessel basieren auf den Funktionen des jeweiligen Sattdampfkessels unter Verwendung eines zusätzlichen Summanden, der die Mehrkosten für die Überhitzung des Dampfes beschreibt. Der allgemeine Aufbau der Kostenfunktion von Heißdampferzeugern lautet:

K5T,esselHeißdampfkTesselSattdampfk,InvesselHeißdampfk,Inv KfKK =∆∆ ∆⋅+= . (Gl. 4.9)

Die gesamten Investitionskosten des Heißdampfkessels setzen sich aus den gesamten Investitionskosten des entsprechenden Sattdampfkessels (siehe Gl. 4.8) und einem zusätzlichen Term, der die Mehrkosten für die Überhitzung bei einem bestimmten ∆T berücksichtigt, zusammen. Dieser Term berechnet sich aus den Faktoren ∆KHeißdampf,∆T=5K und f∆T. Ersterer gibt die Mehrkosten für die Überhitzung des Sattdampfes um 5K, die häufig zur Dampftrocknung verwendet wird, wieder. Der zweite Faktor gibt die Mehrkosten für die oberhalb von ∆T= 5 K liegende Überhitzung wieder.

4.6 Thermoöl-Kessel Thermoölkessel arbeiten bei niedrigen Drücken, sodass der Betriebsüberdruck bei diesen Kesseltypen keinen wesentlichen Einfluss auf die Investitionskosten ausübt. Demnach ergibt sich für die Kostenfunktion der Thermoölkessel die Beziehung

sselThermoölke,Basisi,BsselThermoölke,Inv KfK ⋅= (Gl. 4.10)

Die Basisfunktion wird bei den Thermoölkesseln somit nur mit dem Korrekturfaktor für den Brennereinfluss multipliziert.

4.7 Gütekriterien Die Kostendaten der Hersteller werden durch Ausgleichsrechnungen mit den o.g. funktionalen Ansätzen (Gl. 4.1 bis 4.5) angenähert. Dabei wird die Methode der kleinsten Fehlerquadrate angewendet. Bei dieser Methode werden die Parameter der funktionalen Ansätze derart berechnet, dass die Abstandsquadratsumme, die sich aus den Datenpunkten und den zugehörigen Funktionswerten ergibt, minimiert wird. Es werden somit für jede zu entwickelnde Kostenfunktion fünf Ausgleichsrechnungen durchgeführt, wodurch fünf Abstandsquadratsummen generiert werden. Der Ansatz, der die kleinste Abstandsquadratsumme ergibt, stellt dann in der Regel die beste Approximation der Messwerte dar. Bei großen Beträgen der Mess- und Funktionswerte, wie sie bei den Investitionskosten von Kesseln durchaus vorkommen, kann die Abstandsquadratsumme trotz Minimierung sehr große Werte annehmen, wodurch die Anschaulichkeit dieses Gütekriteriums verloren geht. Aus vorgenanntem Grund wird als zusätzliches Kriterium das Bestimmtheitsmaß verwendet. Es ist ein Kriterium für den linearen Zusammenhang zweier Variablen x und y. Je näher die Abhängigkeit der beiden Variablen dem linearen Zusammenhang


kommt, desto größer wird der Wert des Bestimmtheitsmaßes, wobei es den Maximalwert 1 erreichen kann. Dieser Wert bedeutet , dass die beiden Variablen x und y durch einen linearen funktionalen Zusammenhang dargestellt werden können. Im Rahmen der Entwicklung der Kostenfunktionen wird das Bestimmtheitsmaß auf die benutzten Kostendaten sowie die zugehörigen Funktionswerte der Kostenfunktionen angewendet. Im Idealfall nimmt es den Wert 1 an, sodass in diesem Fall die Kostenfunktion jeden Wert der zugehörigen Kostendaten exakt wiedergibt. Damit ist eine anschaulichere Darstellung der Approximationsgüte möglich. Durch die Verwendung des Bestimmtheitsmaßes wird aber keine zusätzliche Information hinsichtlich der Approximationsgüte gegeben. Die detailliertere Beschreibung sowie die Bestimmungsgleichungen für die Gütekriterien Abstandsquadratsumme und Bestimmtheitsmaß sind in Teil I, Kapitel 4 zu finden.


5 Ergebnisdarstellung Im Folgenden werden die entwickelten Kostenfunktionen für die verschiedenen Kesseltypen dargestellt, mit den Herstellerangaben verglichen und bewertet. Für jeden Kesseltyp wird eine Basisfunktion aufgestellt, die in der Regel die Investitionskosten für den ölgefeuerten Kessel beim kleinst möglichen Betriebsüberdruck beschreibt. Als Hauptvariable wird in den Gleichungen die Nennwärmeleistung des Kessels Q in kW sowohl für Heiz- und Heißwasserkessel als auch für Dampferzeuger verwendet. Ein höherer Betriebsüberdruck des Kessels bzw. ein vom Ölbrenner abweichender Brennertyp (hier Gas- oder Kombibrenner) werden über die Korrekturfaktoren fp und fB berücksichtigt. Die entwickelten Kostenfunktionen der Kessel umfassen den Investitionsaufwand für den Kessel einschließlich der gesetzlich vorgeschriebenen Sicherheitseinrichtungen und Regelung, den Brenner sowie den entsprechenden Schaltschrank. Hilfsaggregate, wie z.B. Speisewasserpumpe, Wasseraufbereitung etc, oder die notwendige Abgasstrecke sind – sofern nicht ausdrücklich erwähnt - aufgrund eines einfacheren Vergleichs zwischen Kesseln verschiedener Hersteller nicht in den Funktionen berücksichtigt. Für eine ganzheitliche kostenmäßige Untersuchung einer Kesselanlage müssten für solche Hilfskomponenten entsprechende Kostenfunktionen bereitgestellt werden, was den Rahmen dieses Vorhabens allerdings sprengen würde. Für alle hier berücksichtigten Kesseltypen zeigte die Approximation der Daten, dass die Investitionen der Basiskesselkonfigurationen mit guter Genauigkeit durch den potenziellen Funktionsansatz, der in Gleichung 4.3 dargestellt ist, wiedergegeben wird. Darin werden die Investitionskosten in Euro berechnet, wobei die Nennwärmeleistung Q in kW verwendet werden muss. Damit ergeben sich für die Parameter apot, bpot und cpot der Gleichung 4.3 die Einheiten [��b)], [-] sowie [��Im Folgenden werden für die Kesseltypen Heiz-, Heißwasser-, Sattdampf- und Heißdampfkessel, Dampfautomaten sowie Thermoölkessel die aus den Herstellerdaten entwickelten Basiskostenfunktionen zusammen mit den jeweiligen Herstellerangaben dargestellt und vergleichend bewertet. Des Weiteren werden – sofern vorhanden – die aus den Korrelationen der IKARUS-Datenbank [9] berechneten Investitionskosten der jeweiligen Kessel gezeigt. Die abgeleiteten Korrekturfaktoren für den Betriebsüberdruck und den Brennertyp werden anschließend gezeigt und diskutiert. In allen Diagrammen werden die Kostendaten, die auf Herstellerangaben basieren und die Basis für die Entwicklung der Kostenfunktionen und Korrekturfaktoren bilden, als Symbole dargestellt. Dagegen werden die Verläufe der Kostenfunktionen mit durchgezogenen Linien gezeigt. Dabei stimmen die Farben der Funktionsverläufe mit denen der entsprechenden Kostendaten überein.

5.1 Heizkessel Die hergeleiteten Basiskostenfunktionen für Heizkessel ohne und mit Brennwertnutzung sind in Kapitel 5.1.1 zusammengefasst. Der Betriebsüberdruck beträgt für Heizkessel maximal 6 bar, sodass ein Einfluss des Betriebsüberdruckes auf den Kesselpreis für Heizkessel nicht gegeben ist. Der Einfluss des verwendeten Brenners auf den Kesselpreis sowie dessen rechnerische Berücksichtigung wird in


Kapitel 5.1.2 diskutiert. Kapitel 5.1.3 zeigt abschließend den Aufbau der endgültigen Kostenfunktionen zur Bestimmung der Investitionskosten der hier behandelten Heizkesseltypen.

5.1.1 Basiskostenfunktionen Die Verläufe der Basisfunktionen für Heizkessel werden sowohl für Kessel ohne als auch mit Brennwertnutzung in Abb. 5.1 den Kostendaten vergleichend gegenübergestellt. Die für Heizkessel ohne Brennwertnutzung gegebene Funktion

kW750.1QkW105:sbereichGültigkeit

,Q9221,35926,168.2K 6015,0Heizkessel,Basis

≤≤

⋅+= (Gl. 5.1)

beschreibt die Investitionskosten von ölgefeuerten Kesseln und ist sowohl für Guss- als auch Stahlausführungen gültig. Die Gleichung für die Heizkessel mit Brennwertnutzung ist dagegen ausschließlich auf gasbefeuerte Kessel anwendbar. Sie lautet

.kW500.1QkW105:sbereichGültigkeit

,Q3492,67533,521.4K 5753,0selGasheizkesBW,Basis

≤≤

⋅+=−

(Gl. 5.2)

Abb. 5.1: Kostendaten und Kostenfunktionen für die Investition bei Heizkesseln ohne und mit Brennwertnutzung

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000

Nennwärmeleistung Q [kW]

Ko

sten

[€]

Hersteller Heizkessel ÖlKorrelation Heizkessel ÖlWE-K<O-N-ZB-3>95Hersteller Brennwert-Heizkessel GasKorrelation Brennwert-Heizkessel GasWE-K<G-B-GB-3>95


Des Weiteren sind in Abb. 5.1 die für den ölgefeuerten Heizkessel (WE-K<O-N-ZB-3>95) und den gasgefeuerten Brennwert-Heizkessel (WE-K>G-B-GB-3>95) aus den IKARUS-Korrelationen berechneten Investitionskosten dargestellt. Im Vergleich mit den Kostendaten und den entwickelten Basiskostenfunktionen zeigt sich für beide Kesseltypen eine gute Übereinstimmung der Daten. Ölgefeuerte Brennwert-Heizkessel werden nur von einer geringen Anzahl von Herstellern angeboten und sind zudem teuer. Im Vergleich zu Gas kann bei Öl weniger Kondensationswärme aufgrund des geringeren H/C-Verhältnis des Brennstoffs sowie der geringeren Taupunkttemperatur im Rauchgas genutzt werden. Ferner erschwert der Schwefelgehalt von Öl die Brennwertnutzung. Die genannten Punkte machen die Brennwertnutzung im kleinen Leistungsbereich der Heizkessel für den Brennstoff Öl im Vergleich zum Gas teurer und damit weniger attraktiv. Somit stellt die obige Gleichung 5.2 – wie auch noch in Kapitel 5.1.3 gezeigt wird - die endgültige Beziehung für die Investitionskosten von Brennwert-Heizkesseln dar, da keine weiteren Korrekturfaktoren zu berücksichtigen sind.

5.1.2 Korrektur Brennertyp Den Einfluss des eingesetzten Brennertyps auf die Investitionskosten von Heizkesseln ohne Brennwertnutzung zeigt Abb. 5.2.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

55.000

0 250 500 750 1.000 1.250 1.500 1.750 2.000 2.250


Ko

sten

[€]

Hersteller Heizkessel ÖlKorrelation Heizkessel ÖlWE-K<O-N-ZB-3>95Hersteller Heizkessel GasKorrelation Heizkessel GasWE-K<G-N-GB-3>95Hersteller Heizkessel KombiKorrelation Heizkessel Kombi

Abb. 5.2: Einfluss des Brenners auf die Investitionskosten von Heizkesseln ohne Brennwertnutzung

Die gesamten Investitionskosten dieser Kessel ergeben sich durch Multiplikation der Basisfunktion (Gl. 5.1) mit dem Korrekturfaktor fB,i, der den Einfluss der gewählten Brennerausführung ( Öl-, Gas- oder Kombibrenner) ausdrückt. Dieser ist hier keine


Funktion der Kesselleistung und nimmt somit im Falle der Heizkessel konstante Werte an, die im Folgenden aufgelistet sind:


,3039,1f

,1706,1f

,0,1f

Heizkessel,Kombi,B

Heizkessel,Gas,B

Heizkessel,Öl,B

≤≤

==

=

(Gl. 5.3)

Die günstigste Variante stellt immer der Kessel mit Ölbrenner dar. Soll dagegen ein Gasbrenner eingesetzt werden, so ist bei den Heizkesseln ein Mehrpreis von 17% zu erwarten. Dieser Mehrpreis ist in den zusätzlichen Hilfsaggregaten des Gasbrenners, wie z.B. Gasdruckregler, Dichtheitskontrolle etc., begründet. Bei Einsatz eines Kombi-Brenners, mit dem wahlweise Öl oder Gas verfeuert werden kann, ist ein Mehrpreis von ca. 30% bezogen auf den ölgefeuerten Heizkessel zu kalkulieren. Die Basiskostenfunktion multipliziert mit den Korrekturfaktoren für den Brennereinfluss gibt die durch die Kostendaten gegebene Spreizung der Investitionskosten, die durch den Einsatz unterschiedlicher Brenner entsteht, mit guter Genauigkeit wieder. Die dargestellten IKARUS-Daten für den öl- und gasgefeuerten Heizkessel geben diese Spreizung der Kosten nicht wieder. In IKARUS liegen die Investitionskosten der beiden Kessel nah beieinander, was aufgrund der notwendigen Mehrausstattung des Gasbrenners als nicht realistisch erscheint.

5.1.3 Gesamtinvestitionskosten Heizkessel Die endgültige Kostenfunktion für Heizkessel ohne Brennwertnutzung lautet:

,KfK Heizkessel,BasisHeizkessel,i,BHeizkessel,Inv ⋅= (Gl. 5.4)

wobei die Gleichungen 5.1 und 5.3 zur Bestimmung der Basisfunktion und des Korrekturfaktors verwendet werden. Für die Brennwert-Heizkessel ist die Basiskostenfunktion identisch mit der endgültigen Kostenfunktion, da im Rahmen dieser Untersuchung ausschließlich gasgefeuerte Brennwertkessel berücksichtigt wurden, sodass keine Korrekturterme notwendig sind. Die Investition der gasgefeuerten Brennwert-Heizkessel berechnet sich mit:

.KK selGasheizkesBW,BasisselGasheizkesBW,Inv −− = (Gl. 5.5)

Zur Berechnung der Basisfunktion wird Gleichung 5.2 benutzt. Die gegebenen Gültigkeitsbereiche der Korrelationen, die zur Bestimmung der rechten Seite der beiden oben genannten Gesamtkostenfunktionen erforderlich sind, sind bei der Benutzung der Kostenfunktionen zu beachten.


5.2 Heißwasserkessel Im Folgenden werden die entwickelten Funktionen zur Bestimmung der Investitionskosten von Heißwassererzeugern dargestellt. Dabei handelt es sich im Wesentlichen um Kessel des Typs Großwasserraumkessel. Bei der kostenmäßigen Beschreibung muss zwischen den Kesseln der Kesselgruppen II und IV unterschieden werden, wobei für die Kessel der Gruppe IV zusätzlich die Unterscheidung zwischen Ein- und Zweiflammrohr-Kesseln gemacht werden muss. In Kapitel 5.2.1 werden die hergeleiteten Basiskostenfunktionen diskutiert. Sie geben die Investitionskosten der berücksichtigten Kesseltypen für die gewählte Basiskonfiguration wieder. Diese stellt immer den ölgefeuerten Kessel beim kleinsten Betriebsüberdruck des jeweiligen Kessels dar. Bei den Basisfunktionen wird zwischen Kesseln ohne und mit Abgaswärmeübertrager (AGWÜ) unterschieden, die in den Kapiteln 5.2.1.1 und 5.2.1.2 getrennt behandelt werden. In den Kapiteln 5.2.2 und 5.2.3 wird der Einfluss des Betriebsüberdruckes und des Brennertyps auf die Investitionskosten dargestellt und formelmäßig beschrieben. Die endgültige Gestalt der Kostenfunktionen wird abschließend in Kapitel 5.2.4 erläutert.

5.2.1 Basiskostenfunktionen Bei den Basiskostenfunktionen wird zwischen Kesseln ohne und mit Abgaswärmeübertragern unterschieden, sodass die Basiskostenfunktionen in den folgenden beiden Kapiteln 5.2.1.1 und 5.2.1.2 getrennt beschrieben werden.

5.2.1.1 Kessel ohne AGWÜ Die Investitionskosten von ölgefeuerten Heißwassererzeugern ohne Abgaswärmeübertrager sind in Abb. 5.3 anhand des Vergleichs zwischen den Kostendaten und den entwickelten Basiskostenfunktionen dargestellt. Ferner sind die für ölgefeuerte Heißwasserkessel gültigen IKARUS-Werte (schwarze Kurven) gegeben, die auf Polynome zweiter Ordnung basieren und nur die Nennwärmeleistung des Kessels als unabhängige Variable nutzen. Die blaue Kurve stellt die Basiskostenfunktion für die Investitionen von ölgefeuerten Niederdruck-Heißwassererzeugern, die zur Kesselgruppe II gehören (Vorlauftemperatur < 120 °C), dar. Sie berechnet sich aus dem potenziellen Ansatz:


Q6115,6460,418.11K 7978,0HWKEFRND,Basis

≤≤

⋅+=−−

(Gl. 5.6)

Bei den ölgefeuerten Hochdruck-Heißwassererzeugern, die zur Kesselgruppe IV gehören, muss zwischen Ein- und Zweiflammrohrkesseln unterschieden werden. Die Investitionskosten von ersteren werden durch die rote Kurve der Abb. 5.3 wiedergegeben. Die dazugehörige Kostenfunktion lautet:



Q9866,3413,542.24K 9027,0HWKEFRHD,Basis

≤≤

⋅+=−−

(Gl. 5.7)

Die Investitionskosten der ölgefeuerten Zweiflammrohr-Heißwasserkessel sind durch die schwarze Kurve gegeben, die durch

.kW000.26QkW000.10:sbereichGültigkeit

Q3237,2344,455.180K 8774,0HWKZFRHD,Basis

≤≤

⋅+=−−

(Gl. 5.8)

darstellbar ist.

Abb. 5.3: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktionen für die Investition bei ölgefeuerten Heißwassererzeugern in Ein- und Zweiflammrohr-ausführung

Grundsätzlich zeigen die hergeleiteten Kostenfunktionen eine gute Wiedergabe der Herstellerdaten. Im Vergleich zu den IKARUS-Werten geben die Basiskostenfunktionen geringere Investitionskosten wieder. Neben einer konservativen Wiedergabe der Investitionskosten in der IKARUS-Datenbank – Aufteilung in Kesselgruppen und Korrektur der Kostenfunktionen bei höheren Betriebsüberdrücken wird nicht durchgeführt - beinhalten die IKARUS-Werte auch die Kosten der Speisewasserpumpe und der Wasseraufbereitung. Trotzdem erscheinen die in der IKARUS-Datenbank implementierten Investitionskosten von Kesselkomponenten etwas zu hoch angesetzt zu sein. Die Streuungen bei den Kostendaten innerhalb der einzelnen Kesseltypen sind auf die unterschiedlichen

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000


Ko

sten

[��

Hersteller EFR Öl 6 barü

Korrelation EFR Öl 6 barü



Hersteller ZFR Öl 10 barü

Korrelation ZFR Öl 10 barü

DE-H<1f1-...>95

DE-H<2f1-..V>95


Produkte der berücksichtigten Hersteller zurückzuführen. So werden z.B. sogenannte Standardkesseleinheiten angeboten, die einen eher günstigeren Preis aufweisen aber keine speziellen Änderungswünsche des Kunden zulassen. Dagegen gibt es Produkte, die auf lokale Gegebenheiten beim Kunden angepasst werden können, was sich in einem höheren Kesselpreis niederschlägt. Dabei können diese verschiedenen Produktausrichtungen durchaus auch bei einem einzigen Hersteller vorkommen. Des Weiteren ist die Richtpreisgestaltung der verschiedenen Hersteller durchaus unterschiedlich, sodass sich dadurch ebenfalls Streuungen der angefragten Preise ergeben haben. Die Unterschiede bei den Investitionskosten der Niederdruck- und Hochdruckheißwasserkessel sind im Wesentlichen auf die unterschiedliche konstruktive und sicherheitstechnische Ausführung der Kessel zurückzuführen, die durch die Technische Regeln für Dampfkessel gefordert werden. So unterscheiden sich je nach Kesselgruppe z.B. die Wandstärke sowie das zu verwendende Material des Kesselkörpers. Die Kesselarmaturen müssen bei den HD-Kesseln für höhere Betriebsüberdrücke ausgelegt werden, was sich in den Kosten ebenfalls niederschlägt. Der Zweiflammrohrkessel ist durch das Vorhandensein von zwei Rauchgasstrecken sowie dem größeren Kesselkörper bauartbedingt teurer als ein entsprechender Einflammrohrkessel. Im Nennwärmeleistungsbereich zwischen 10 MW und 15 MW werden beide Kesselvarianten angeboten. Dort rechnet sich der teurere Zweiflammrohrkessel immer dann, wenn dieser häufig im Teillastbereich betrieben werden soll, da aufgrund des möglichen Einbrennerbetriebs der Zweiflammrohrkessel einen größeren Teillastbereich zulässt als ein entsprechender Einflammrohrkessel. Wird dagegen der Kessel hauptsächlich in der Nähe des Volllastpunktes betrieben, so ist der Einflammrohrkessel im o.g. Nennleistungsbereich die bessere Wahl. Dabei ist jedoch zu beachten, dass in der Bundesrepublik Deutschland die Wärmeleistung eines Flammrohres aus Sicherheitsgründen begrenzt ist (siehe auch Kapitel 3.2), sodass aufgrund dieser Vorschrift der Einsatz eines Zweiflammrohr-Kessels zwingend sein kann. In vielen außereuropäischen Ländern gibt es eine derartige Begrenzung dagegen nicht.

5.2.1.2 Kessel mit AGWÜ Durch den Einsatz eines Abgaswärmeübertragers, der häufig zur Vorheizung des Kesselspeisewassers eingesetzt wird, ist bei Großwasserraumkesseln eine Wirkungsgradsteigerung zwischen 5 und 7 Prozentpunkten möglich. Bei Neuinvestitionen kommen in der Regel Kessel mit integriertem Wärmeübertrager zum Einsatz, wobei dieser auf die Abgassammelkammer der Großwasserraumkessel aufgesetzt wird. Zwecks Nachrüstung bestehender Kesselanlagen werden von den Herstellern auch externe Abgaswärmeübertrager angeboten. Die im Folgenden gegebenen Basiskostenfunktionen für Heißwasserkessel mit AGWÜ sind für neue Kesselanlagen, bei denen sowohl integrierte als auch externe Abgaswärmeübertrager zum Einsatz kommen, gültig. Für die ölgefeuerten Niederdruck-Heißwasserkessel mit AGWÜ berechnet sich die Basiskostenfunktion zu



Q1204,032.190,059.3K 5296,0AGWÜHWKEFRND,Basis

≤≤

⋅+=−−−

(Gl. 5.9)

Bei den Hochdruck-Heißwassererzeugern ist wiederum zwischen Ein- und Zweiflammrohrkesseln zu unterscheiden. Die Basiskostenfunktion des ölgefeuerten Einflammrohr-Heißwasserkessels mit AGWÜ lautet:


Q2239,15976,394.23K 7457,0AGWÜHWKEFRHD,Basis

≤≤

⋅+=−−−

(Gl. 5.10)

Für den ölgefeuerten Zweiflammrohrkessel gilt:


Q2310,156,343.220K 1672,1AGWÜHWKZFRHD,Basis

≤≤

⋅+=−−−

(Gl. 5.11)

Die graphische Darstellung der Kostendaten, der IKARUS-Werte und der Basiskostenfunktionen für die Investitionskosten von ölgefeuerten Heißwasserkesseln mit AGWÜ zeigt Abbildung Abb. 5.4.

Abb. 5.4: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktionen für die Investition von ölgefeuerten Heißwasserkesseln mit Abgaswärmeübertrager

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000


Ko

sten

[€]

Hersteller EFR AGWÜ Öl 6 barüKorrelation EFR AGWÜ Öl 6 barüHersteller EFR AGWÜ Öl 10 barüKorrelation EFR AGWÜ Öl 10 barüHersteller ZFR AGWÜ Öl 10 barüKorrelation ZFR AGWÜ Öl 10 barüDE-G<1f1-E.V>95DE-G<2f1-E.V>95


Hinsichtlich der Investitionskosten ist wiederum zwischen Kesseln der Gruppen II und IV zu unterscheiden. Durch die höheren Anforderung an die Kesselkonstruktion und sicherheitstechnische Ausrüstung von Kesseln der Gruppe IV, die durch die TRD gefordert werden, sind diese bei gleicher Nennwärmeleistung teurer als Kessel der Gruppe II. Innerhalb der Kesselgruppe IV haben Zweiflammrohrkessel bauartbedingt die höheren Investitionskosten. Wie schon bei den Heißwasserkesseln ohne AGWÜ zu sehen war, führen die Korrelationen der IKARUS-Datenbank auch hier zu höheren Investitionskosten. Neben den integrierten Kostenanteilen für Speisewasserpumpe und Wasseraufbereitung sind die Abweichungen auch auf eine konservative Abschätzung zurückzuführen. Diese wurde unter anderem durchgeführt, da kostenbestimmende Parameter, wie z.B. der Betriebsüberdruck, nicht in die IKARUS-Kostenfunktionen eingehen. Die Korrekturen für den Betriebsüberdruck der Kessel sowie den eingesetzten Brenner berechnen sich - wie für die Kessel ohne AGWÜ - aus den in den folgenden beiden Kapiteln aufgelisteten Korrekturfunktionen.

5.2.2 Korrektur Betriebsüberdruck Der Betriebsüberdruck hat bei den Heißwasserkesseln einen nicht zu vernachlässigenden Einfluss auf den Kesselpreis. Mit steigendem Überdruck ist eine konstruktive Änderung am Kesselkörper sowie die Verwendung anderer Armaturen notwenig, was sich im Preis widerspiegelt. Im Rahmen dieser Untersuchung wird der Druckeinfluss auf die Investitionskosten durch den Korrekturfaktor fp berücksichtigt. Für den Niederdruck-Heißwasserkessel berechnet sich fp nach:

.bar16pbar6:sbereichGültigkeit

,barü6pmit,p

pp0552,00,1f 0

0

0HWKEFRND,p

≤≤

=

−

⋅+=−− (Gl. 5.12)

Es ergibt sich eine lineare Abhängigkeit vom Betriebsüberdruck, wobei für den Niederdruck-Heißwasserkessel als Referenzüberdruck 6 bar verwendet wird. Den Einfluss des Druckkorrekturfaktors auf den Kesselpreis des ND -Heißdampferzeugers zeigt Abb. 5.5.


0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000


Ko

sten

[��









Abb. 5.5: Druckeinfluss auf den Kesselpreis des ölgefeuerten Niederdruck-Heißwasserkessels der Kesselgruppe II

Der Einfluss des Betriebsüberdruckes auf die Investitionskosten des ölgefeuerten Hochdruck-Einflammrohr-Heißwasserkessels ist in Abb. 5.6 dargestellt. Er berechnet sich nach:


,barü10pmit,p

pp0968,00,1f 0

0

0HWKEFRHD,p

≤≤

=

−

⋅+=−− (Gl. 5.13)

Die Druckkorrektur zeigt ebenfalls eine lineare Abhängigkeit vom Betriebsüberdruck, wobei für die HD-Einflammrohr-Heißwasserkessel als Bezugsüberdruck p0 = 10 bar verwendet wird.


Abb. 5.6: Druckeinfluss auf die Investitionskosten von Einflammrohr-Heißwasserkessel der Kesselgruppe IV

Für den Zweiflammrohr-Heißwasserkessel kann der Einfluss des Betriebsüberdruckes auf die Investitionskosten des Kessels mit


,barü10pmit,p

pp1110,00,1f 0

0

0HWKZFRHD,p

≤≤

=

−

⋅+=−− (Gl. 5.14)

berechnet werden. Als Referenzüberdruck p0 wird 10 bar verwendet. Die graphische Darstellung des Druckeinflusses bei Zweiflammrohr-Heißwasserkesseln zeigt Abb. 5.7.

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000


Ko

sten

[��

Hersteller EFR Öl 10 barüKorrelation EFR Öl 10 barüHersteller EFR Öl 13 barüKorrelation EFR Öl 13 barüHersteller EFR Öl 16 barüKorrelation EFR Öl 16 barü


Abb. 5.7: Druckeinfluss auf die Investitionskosten von ölgefeuerten ZFR-Heiß-wasserkessel der Kesselgruppe IV

Grundsätzlich geben die Druckkorrekturfaktoren den Einfluss des Betriebsüberdruckes qualitativ mit guter Genauigkeit wieder. Bei den ND-Heißwasserkesseln sind größere Abweichungen zwischen Kostendaten und Funktionswerten im Leistungsbereich zwischen 4.000 kW und 6.000 kW zu erkennen, was auf erheblich abweichende Preisangaben eines Herstellers zurückzuführen ist. Für die HD-Einlammrohrkessel ist eine gute Übereinstimmung zwischen Daten und Funktionswerten zu beobachten, wobei größere Streuungen im oberen Leistungsbereich zu sehen sind. Bei den Zweiflammrohrkesseln gibt die Kostenfunktion im Leistungsbereich zwischen 10.000 kW und 15.000 kW eher konservative Kesselpreise wieder. Dies ist auf die geringe Anzahl von Herstellerangaben zurückzuführen, wobei diese zudem erhebliche Schwankungen untereinander aufweisen. Bei Nennwärmeleistungen oberhalb von 18.000 kW ist dagegen eine bessere Wiedergabe der Kostendaten durch die entwickelte Kostenfunktion zu beobachten.

5.2.3 Korrektur Brennertyp Der verwendete Brennertyp hat ebenfalls einen wesentlichen Einfluss auf den Kesselpreis. Grundsätzlich ist der ölgefeuerte Kessel die günstigste Variante. Der Gasbrenner ist gegenüber des ölgefeuerten Brenners teurer, was durch die notwendigen Hilfsaggregate, wie z.B. Gasdruckregler, Dichtheitskontrolle etc., bedingt ist. Die teuerste Variante stellt der Kombibrenner – auch Mehrstoffbrenner genannt –dar, mit dem die abwechselnde Verwendung von Öl und Gas möglich ist. Der Brennereinfluss auf die Investitionskosten des Heißwasserkessels wird durch die Multiplikation des Korrekturfaktors fB mit der entsprechenden Basisfunktion des

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000


Ko

sten

[��
















Kessels berücksichtigt. Für den Niederdruck-Heißwasserkessel berechnet sich der Korrekturfaktor aus:


,Q103842,21834,1f

,Q102898,80818,1f

,0,1f

6HWKEFRND,Kombi,B

7HWKEFRND,Gas,B

HWKEFRND,Öl,B

≤≤

⋅⋅−=

⋅⋅−=

=

−−−

−−−

−−

(Gl. 5.15)

Da die ölgefeuerte Variante die Basiskonfiguration darstellt, ist deren Korrekturfaktor fB,Öl gleich 1,0. Die Korrekturfaktoren für den Gas und Kombibrenner sind schwach linear abhängig von der Nennwärmeleistung des ND-Heißwasserkessels. Die vergleichende Darstellung zwischen Kostendaten und Korrelation bezüglich des Brennereinflusses ist für den Niederdruck-Heißwasserkessel in Abb. 5.8 dargestellt. Der Einfluss des Brennertyps auf die Investitionskosten von HD-Heißwasserkesseln in Einflammrohrausführung zeigt Abb. 5.9. Der Korrekturfaktor fB,i ist wiederum schwach linear von der Nennwärmeleistung des Kessels abhängig. Es gelten für die drei untersuchten Brennervarianten die folgenden Beziehungen:


,Q102795,11242,1f

,Q102249,20444,1f

,0,1f

6HWKEFRHD,Kombi,B

7HWKEFRHD,Gas,B

HWKEFRHD,Öl,B

≤≤

⋅⋅−=

⋅⋅+=

=

−−−

−−−

−−

(Gl. 5.16)


Abb. 5.8: Brennereinfluss auf die Investitionskosten von Heißwasserkessel der Kesselgruppe II

Abb. 5.9: Einfluss des Brennertyps auf die Investitionskosten von Hochdruck-Heißwasserkessel in Einflammrohrausführung

Für den Zweiflammrohr-Heißwasserkessel berechnet sich der Brennereinfluss, der in Abb. 5.10 dargestellt ist, nach:

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000


Ko

sten

[��



Hersteller EFR Gas 10 barü

Korrelation EFR Gas 10 barü

Hersteller EFR Kombi 10 barü

Korrelation EFR Kombi 10 barü

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000


Ko

sten

[��









,Q106447,21861,1f

,Q106502,41525,1f

,0,1f

6HWKZFRHD,Kombi,B

6HWKZFRHD,Gas,B

HWKZFRHD,Öl,B

≤≤

⋅⋅−=

⋅⋅−=

=

−−−

−−−

−−

(Gl. 5.17)

Abb. 5.10: Brennereinfluss auf die Investitionskosten von HD-Heißwasser-kesseln in Zweiflammrohrausführung

Abb. 5.8 bis Abb. 5.10 zeigen zufriedenstellende Übereinstimmungen zwischen den Herstellerangaben und den Werten der dazugehörigen Kostenfunktionen, die durch die Multiplikation der jeweiligen Basisfunktion mit dem entsprechenden Korrekturfaktor für den Brennereinfluss berechnet wurden. Die Abweichungen sind auf Streuungen in den Richtpreisen der verschiedenen Hersteller zurückzuführen und stimmen mit denen aus Kapitel 5.2.2 überein.

5.2.4 Gesamtinvestitionskosten Heißwasserkessel Unter Verwendung der Gleichung 4.7 sowie der in diesem Kapitel 5.2 dokumentierten mathematischen Beziehungen können die Investitionskosten von Heißwasserkesseln in den gegebenen Gültigkeitsbereichen berechnet werden. So ergibt sich für den Niederdruck-Heißwasserkessel (Kesselgruppe II) die Gleichung:

HWKEFRND,BasisHWKEFRND,i,BHWKEFRND,pHWKEFRND,Inv KffK −−−−−−−− ⋅⋅= (Gl. 5.18)

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000


Ko

sten

[��



Hersteller ZFR Gas 10 barü

Korrelation ZFR Gas 10 barü

Hersteller ZFR Kombi 10 barü

Korrelation ZFR Kombi 10 barü


wobei zur Bestimmung der Faktoren der rechten Seite die Gleichungen 5.6 (oder 5.9 im Falle eines Kessels mit AGWÜ), 5.12 und 5.15 zu verwenden sind. Die Gesamtinvestitionskosten des Hochdruck-Einflammrohr-Heißwasserkessels wird mit der Beziehung

HWKEFRHD,BasisHWKEFRHD,i,BHWKEFRHD,pHWKEFRHD,Inv KffK −−−−−−−− ⋅⋅= (Gl. 5.19)

berechnet. Für die Berechnung der rechten Seite werden die Gleichungen 5.7 (oder 5.10 beim Kessel mit AGWÜ), 5.13 und 5.16 benutzt. Der Kesselpreis des Zweiflammrohr-Heißwasserkessels wird mit

HWKZFRHD,BasisHWKZFRHD,i,BHWKZFRHD,pHWKZFRHD,Inv KffK −−−−−−−− ⋅⋅= (Gl. 5.20)

bestimmt, wobei ferner die Gleichungen 5.8 (oder 5.11 bei einem Kessel mit AGWÜ), 5.14 und 5.17 notwendig sind. Bei der Verwendung der genannten Gleichungen muss auf die gegebenen Gültigkeitsbereiche der Korrelationen geachtet werden. In der Regel bestimmt der Gültigkeitsbereich der verwendeten Basiskostenfunktion auch denjenigen der Gesamtkostenfunktion.

5.3 Sattdampfkessel Bei den Sattdampfkesseln wird im Folgenden zwischen Niederdruck- und Hochdruckkesseln unterschieden. Bei letzteren ist ferner die Unterteilung in Ein- und Zweiflammrohrkessel notwendig, da die Investitionskosten der Zweiflammrohrkessel bauartbedingt wesentlich höher liegen als die der Einflammrohrkessel, sodass eine Unstetigkeitsstelle im Verlauf der Kostenfunktionen entsteht. Die genannte Unterscheidung wird durch die Unterteilung der Sattdampfkessel in die Kesselgruppen II und IV und die damit verbundenen durch die gesetzlichen Vorschriften der DampfkV und den TRD geforderten unterschiedlichen Kesselausrüstungen erforderlich. Zu den in diesem Kapitel behandelten Sattdampferzeugern werden die Bauarten Wasserraum- und Großwasserraumkessel zusammengefasst. Dampfautomaten , die kleine Wasserrohrkessel darstellen, werden aufgrund ihrer abweichenden Bauart isoliert in einem eigenen Kapitel behandelt.

5.3.1 Basiskostenfunktionen Wie schon bei den Heißwasserkesseln geschehen, wird auch bei den Sattdampfkesseln die Unterscheidung zwischen Kesseln ohne und mit Abgaswärmeübertrager gemacht, sodass die entwickelten Basiskostenfunktionen getrennt in den Kapiteln 5.3.1.1 und 5.3.1.2 behandelt werden.


5.3.1.1 Kessel ohne AGWÜ Die Investitionskosten für Niederdruck-Sattdampferzeuger ohne Abgaswärmeübertrager (AGWÜ) zeigt Abb. 5.11.

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500


Ko

sten

[��

Hersteller EFR-Sattdampferz. Öl 1 barü

Korrelation EFR-Sattdampferz. Öl 1 barü

DE-G<1f1-...>95

Abb. 5.11: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktion für den ölgefeuerten Niederdruck-Sattdampfkessel ohne Abgaswärmeübertrager

Die Kostenfunktion für den Niederdruck-Sattdampferzeuger, welcher der Kesselgruppe II zuzuordnen ist, in der Basiskonfiguration (Betriebsüberdruck max. 1bar) lautet:


Q5827,052.125,365.4K 4913,0esselSattdampfkND,Basis

≤≤

⋅+=−

(Gl. 5.21)

Die Kostendaten und Basisfunktionen für Hochdruck-Sattdampferzeuger in Ein- und Zweiflammrohrausführung, die zur Kesselgruppe IV gehören, sind in Abb. 5.12 dargestellt. Die Investitionskosten für den Einflammrohr-HD-Sattdampfkessel in der Basiskonfiguration (ölgefeuert, Betriebsüberdruck 10 bar) lassen sich mit


,Q1962,19300,275.14K 7263,0esselSattdampfkEFRHD,Basis

≤≤

⋅+=−−

(Gl. 5.22)


beschreiben. Für den ölgefeuerten Hochdruck-Sattdampfkessel in Zweiflammrohr-Ausführung gilt:


,Q0001,073,923.190K 0883,2esselSattdampfkZFRHD,Basis

≤≤

⋅+=−−

(Gl. 5.23)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

550.000

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000


Ko

sten

[��

Hersteller EFR-Sattdampferz. Öl 10 barü

Korrelation EFR-Sattdampferz. Öl 10 barü

Hersteller ZFR-Sattdampferz. Öl 10 barü

Korrelation ZFR-Sattdampferz. Öl 10 barü

DE-G<1f1-...>95

DE-G<2f1-..V>95

Abb. 5.12: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktionen von ölgefeuerten Hochdruck-Sattdampferzeugern in Ein- und Zweiflammrohraus-führung

Die mit den Korrelationen der IKARUS-Datenbank berechneten Investitionskosten von Sattdampfkesseln ohne AGWÜ zeigen – wie bereits bei den Heißwasserkesseln gezeigt - eine Abweichung von den im Rahmen dieses Vorhabens entwickelten Kostenfunktionen. Die Gründe für diese Abweichung wurden schon bei den Heißwasserkesseln erläutert und sollen an dieser Stelle nicht wiederholt werden. Die bauartbedingten höheren Investitionskosten von Zweiflammrohrkessel sind auch hier erkennbar. Grundsätzlich geben die entwickelten Funktionen die Kostendaten der ölgefeuerten Sattdampferzeuger mit guter Genauigkeit wieder. Um die Gesamtinvestitionskosten eines Sattdampfkessels zu erhalten, muss die jeweilige Kostenfunktion für die Basiskonfiguration des Sattdampfkessels mit den Korrekturfaktoren für den Druck- und Brennereinfluss multipliziert werden. Diese Einflüsse werden in den folgenden Kapiteln 5.3.2 und 5.5.3 beschrieben.


5.3.1.2 Kessel mit AGWÜ Die Kostendaten, die IKARUS-Werte und die im Rahmen dieses Vorhabens entwickelte Basiskostenfunktion für ölgefeuerte Niederdruck-Sattdampferzeuger mit Abgaswärmeübertrager (Kesselgruppe II) sind in Abb. 5.13 dargestellt.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500


Ko

sten

[��

Hersteller ND-EFR-Sattdampferz. AGWÜ Öl (1 barü)

Korrelation ND-EFR-Sattdampferz. AGWÜ Öl (1 barü)

DE-G<1f1-E.V>95

Abb. 5.13: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktion für ölgefeuerte Niederdruck-Sattdampferzeuger mit Abgaswärmeübertrager

Der dargestellte Verlauf der Basiskostenfunktion berechnet sich für den Niederdruck-Sattdampferzeuger aus:


,Q3710,352.320,365.4K 3434,0AGWÜesselSattdampfkEFRND,Basis

≤≤

⋅+=−−−

(Gl. 5.24)

Die vergleichende Darstellung der Kostendaten, der IKARUS-Korrelationen und der Basisfunktionen ist für die ölgefeuerten Hochdruck-Sattdampferzeuger mit Abgaswärmeübertrager sowohl für die Ein- als auch Zweiflammrohrausführung in Abb. 5.14 gezeigt.


0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000


Ko

sten

[��

Hersteller HD-EFR-Sattdampferz. AGWÜ Öl (10 barü)

Korrelation HD-EFR-Sattdampferz. AGWÜ Öl (10 barü)

Hersteller HD-ZFR-Sattdampferz. Öl AGWÜ (10 barü)

Korrelation HD-ZFR-Sattdampferz. AGWÜ Öl (10 barü)

DE-G<1f1-E.V>95

DE-G<2f1-E.V>95

Abb. 5.14: Kostendaten (inkl. IKARUS) und Basiskostenfunktionen für ölgefeuerte Hochdruck-Sattdampferzeuger mit Abgaswärmeübertrager in Ein- und Zweiflammrohrausführung

Die Basiskostenfunktion für den ölgefeuerten Einflammrohr-HD-Sattdampferzeuger mit AGWÜ lautet:


,Q2537,291.149,228.1K 5337,0AGWÜesselSattdampfkEFRHD,Basis

≤≤

⋅+=−−−

(Gl. 5.25)

Für die ölgefeuerte Zweiflammrohrausführung berechnet sich die Basisfunktion mit:


,Q6579,5185,988.169K 7955,0AGWÜesselSattdampfkZFRHD,Basis

≤≤

⋅+=−−−

(Gl. 5.26)

Wie bereits bei den Kesseln ohne AGWÜ, ist auch bei den Kesseln mit AGWÜ eine gute Wiedergabe der Kostendaten durch die ausgewählten potenziellen Funktionsansätze zu erkennen. Die Abweichung der IKARUS-Werte ist aus den schon diskutierten Gründen auch hier erkennbar.


Die Korrekturfaktoren für den Druck- und Brennereinfluss auf den Kesselpreis berechnen sich nach den in den folgenden beiden Kapiteln beschriebenen Ansätzen. Diese gelten sowohl für Kessel ohne als auch mit AGWÜ.

5.3.2 Korrektur Betriebsüberdruck Der Druckeinfluss auf die Investitionskosten ist nur für die Hochdruck-Sattdampfkessel der Kesselgruppe IV zu berücksichtigen, da Sattdampfkessel der Gruppe II nur einen Betriebsüberdruck von maximal 1 bar haben dürfen, was durch die entsprechenden Vorschriften gefordert wird. Der Einfluss des Betriebsüberdruckes auf die Investitionskosten ist für den Einflammrohrkessel in Abb. 5.15 dargestellt. Die Korrekturfaktor fp berechnet sich für den Einflammrohr-HD-Sattdampfkessel nach:


,barü10pmit,p

pp1626,00,1f 0

0

0esselSattdampfkEFRHD,p

≤≤

=

−

⋅+=−− (Gl. 5.27)

Der Referenzüberdruck beträgt für den Einflammrohr-Sattdampfkessel 10 bar.

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000


Ko

sten

[€]

Hersteller EFR Öl 10 barüKorrelation EFR Öl 10 barüHersteller EFR Öl 13 barüKorrelation EFR Öl 13 barüHersteller EFR Öl 16 barüKorrelation EFR Öl 16 barüHersteller EFR Öl 18 barüKorrelation EFR Öl 18 barüHersteller EFR Öl 20 barüKorrelation EFR Öl 20 barüHersteller EFR Öl 22 barüKorrelation EFR Öl 22 barüHersteller EFR Öl 24 barüKorrelation EFR Öl 24 barü

Abb. 5.15: Druckeinfluss auf die Investitionskosten von ölgefeuerten HD-Satt-dampferzeugern in Einflammrohrausführung

Die Druckkorrektur für den Zweiflammrohr-Sattdampfkessel berechnet sich nach:



,barü10pmit,p

pp1402,00,1f 0

0

0esselSattdampfkZFRHD,p

≤≤

=

−

⋅+=−− (Gl. 5.28)

Die graphische Darstellung dieser Druckkorrektur ist für den ölgefeuerten Zweiflammrohr-Kessel in Abb. 5.16 gegeben. Beide Abbildungen machen eine gute Wiedergabe des druckabhängigen Kesselpreises von Hochdruck-Sattdampferzeugern durch die mit den entsprechenden Druckkorrekturen multiplizierten Basiskostenfunktionen deutlich.

Abb. 5.16: Druckeinfluss auf die Investitionskosten von HD-Sattdampf-erzeugern in Zweiflammrohrausführung

5.3.3 Korrektur Brennertyp Für den Niederdruck-Sattdampfkessel berechnet sich der Korrekturfaktor für den eingesetzten Brenner nach:


,Q104139,41834,1f

,Q100704,40504,1f

,0,1f

6SattdampfEFRND,Kombi,B

6SattdampfEFRND,Gas,B

SattdampfEFRND,Öl,B

≤≤

⋅⋅+=

⋅⋅+=

=

−−−

−−−

−−

(Gl. 5.29)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

0 2.500 5.000 7.500 10.000 12.500 15.000 17.500 20.000 22.500


Ko

sten

[��

Hersteller ZFR Öl 10 barüKorrelation ZFR Öl 10 barüHersteller ZFR Öl 13 barüKorrelation ZFR Öl 13 barüHersteller ZFR Öl 16 barüKorrelation ZFR Öl 16 barüHersteller ZFR Öl 18 barüKorrelation ZFR Öl 18 barüHersteller ZFR Öl 20 barüKorrelation ZFR Öl 20 barüHersteller ZFR Öl 22 barüKorrelation ZFR Öl 22 barüHersteller ZFR Öl 24 barüKorrelation ZFR Öl 24 barü


Die graphische Darstellung des Brennereinflusses auf den Preis des Niederdruck-

Sattdampferzeugers zeigt Abb. 5.17.

Abb. 5.17: Brennereinfluss auf die Investitionskosten des Niederdruck-Sattdampferzeugers

Die Korrekturfaktoren für den jeweiligen Brennertypen sind für die Hochdruck-Sattdampferzeuger in der Ein- und Zweiflammrohrausführung durch die folgenden Gleichungen gegeben. Für den Einflammrohr-Sattdampferzeuger gilt:


,Q109555,41622,1f

,Q100469,30674,1f

,0,1f

6SattdampfEFRHD,Kombi,B

6SattdampfEFRHD,Gas,B

SattdampfEFRHD,Öl,B

≤≤

⋅⋅−=

⋅⋅−=

=

−−−

−−−

−−

(Gl. 5.30)

Abb. 5.18 zeigt den Brennereinfluss für den ölgefeuerten Hochdruck-Sattdampferzeuger in Einflammrohrausführung.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500


Ko

sten

[��








Abb. 5.18: Brennereinfluss auf die Investitionskosten des Hochdruck-Sattdampferzeugers in Einflammrohrausführung

Abb. 5.19: Brennereinfluss auf die Investitionskosten des Hochdruck-Sattdampferzeugers in Zweiflammrohrausführung

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000


Ko

sten

[€]







0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000


Ko

sten

[€]



Hersteller ZFR Gas 10 barü

Korrelation ZFR Gas 10 barü

Hersteller ZFR Kombi 10 barü

Korrelation ZFR Kombi 10 barü


Der Korrekturfaktor für den Zweiflammrohr-Kessel lautet:

,kW560.19QkW740.11:sbereichGültigkeit

,Q100093,71173,1f

,Q105531,10627,1f

,0,1f

8SattdampfZFRHD,Kombi,B

6SattdampfZFRHD,Gas,B

SattdampfZFRHD,Öl,B

≤≤

⋅⋅+=

⋅⋅−=

=

−−−

−−−

−−

(Gl. 5.31)

wobei die graphische Darstellung dieses Einflusses Abb. 5.19 zeigt. Eine erhebliche Streuung der Kostendaten oberhalb von 1.500 kW zeigt Abb. 5.17 für den ND-Sattdampferzeuger. Dabei handelt es sich im unteren Bereich um Richtpreise eines Herstellers für eine so genannte Standardeinheit. Diese wird nur in einer einzigen Ausstattung und schlüsselfertig geliefert, sodass der Kessel zu einem günstigen Kesselpreis angeboten werden kann. Änderungen an der Kesseleinheit im Kundenauftrag sind bei derartigen Standardeinheiten kaum möglich. Die Richtpreise im oberen Kostenbereich sind für Kesselanlagen, die auf die lokalen Verhältnisse beim Kunden sowie auf dessen Wünsche angepasst werden können. Diese Möglichkeit spiegelt sich in einem höheren Kesselpreis wider. Der Verlauf der in Abb. 5.17 dargestellten Kostenfunktion gibt eine Mittelung wieder, die zur Beschreibung der Investitionskosten beider Produktausrichtungen geeignet ist. Bei den Sattdampferzeugern der Kesselgruppe IV ist eine gute Wiedergabe der Investitionskosten durch die Kombination der entsprechenden Basiskostenfunktionen mit den dazugehörigen, den Brennereinfluss beschreibenden Korrekturfaktoren zu erkennen.

5.3.4 Gesamtinvestitionskosten Sattdampfkessel Die Gesamtinvestitionskosten von Sattdampferzeugern der Kesselgruppen II und IV berechnen sich mit Hilfe der Gleichung 4.8. Für den Niederdruck -Sattdampferzeuger ist eine Druckkorrektur nicht notwendig, sodass sich die gesamten Investitionskosten aus

esselSattdampfkEFRND,BasisesselSattdampfkEFRND,i,BesselSattdampfkEFRND,Inv KfK −−−−−− ⋅= (Gl. 5.32)

berechnen lassen. Zur Bestimmung der Faktoren der rechten Seite werden die Gleichungen 5.21 (5.24 beim Kessel mit AGWÜ) und 5.29 benötigt. Die Berechnungsvorschrift für den Hochdruck-Sattdampfkessel in Einflammrohr-ausführung lautet:

.KffK .SattdampfkEFRHD,Basis.SattdampfkEFRHD,i,B.SattdampfkEFRHD,p.SattdampfkEFRHD,Inv −−−−−−−− ⋅⋅= (Gl. 5.33)

Zusätzlich müssen die Gleichungen 5.22 (für den Kessel mit AGWÜ Gleichung 5.25), 5.27 und 5.30 verwendet werden.


Für die Zweiflammrohrausführung gilt:

.KffK .SattdampfkZFRHD,Basis.SattdampfkZFRHD,i,B.SattdampfkZFRHD,p.SattdampfkZFRHD,Inv −−−−−−−− ⋅⋅= (Gl. 5.34)

Zur Bestimmung der Basiskosten sowie der Korrekturfaktoren müssen die Gleichungen 5.23 (für den Kessel mit AGWÜ Gleichung 5.26), 5.28 und 5.31 benutzt werden. Grundsätzlich muss bei der Verwendung der Kostenfunktionen auf die angegebenen Gültigkeitsbereiche der Korrelationen geachtet werden.

5.4 Heißdampferzeuger Heißdampferzeuger stellen grundsätzlich Kessel der Gruppe IV dar. Ihre Kostenfunktionen basieren auf den Kostenfunktionen der Sattdampferzeuger, die im vorigen Kapitel 5.3.4 zusammengefasst wurden. Um den kostenmäßigen Einfluss der Dampfüberhitzung zu berücksichtigen, wird zu den Kosten des Sattdampfkessels ein zusätzlicher Term addiert. Dieser gibt die Mehrkosten für die Überhitzereinheit in Abhängigkeit der Überhitzung ∆T an. Diese ist die Differenz aus gewünschter Heißdampftemperatur und zum Betriebsüberdruck gehörender Siedetemperatur. Damit errechnen sich die Gesamtinvestitionskosten der Heißdampfkessel aus:

K5T,gÜberhitzunTesselSattdampfk,InvesselHeißdampfk,Inv KfKK =∆∆ ∆⋅+= . (Gl. 5.35)

Die Investitionskosten des Sattdampfkessels berechnen sich je nachdem ob ein Ein- oder Zweiflammrohrkessel zum Einsatz kommen soll aus der Kombination der Gleichungen des Kapitel 5.3. Damit sind auch die Einflüsse des Betriebsüberdruckes und des Brennertyps schon berücksichtigt. Die Basiskorrelation für die Überhitzung des Dampfes um ∆T = 5 K lautet für den Einflammrohrkessel:


,Q2598,180,965.18K K5T,KesselEFR,gÜberhitzun

≤≤

⋅+=∆ =∆−

(Gl. 5.36)

Für den Zweiflammrohrkessel gilt:


,Q4059,119,863.33K K5T,KesselZFR,gÜberhitzun

≤≤

⋅+=∆ =∆−

(Gl. 5.37)

Die Mehrkosten für die Überhitzereinheit sind linear von der Nennwärmeleistung des Kessels abhängig, die im Wesentlichen von der Größe des einzusetzenden Wärmeübertragers bestimmt werden. Bei einer Überhitzung von 5 K sind Überhitzer in der Regel ungeregelt ausgeführt, da die Überhitzung im Wesentlichen zur


nachgeschalteten Dampftrocknung eingesetzt wird. Die Überhitzung beim Zweiflammrohrkessel ist bauartbedingt teurer, da zwei Rauchgasstrecken mit jeweils einer Überhitzereinheit ausgestattet werden müssen, wobei auch im Überhitzer die strenge Trennung der beiden Rauchgasstrecken beibehalten wird. Durch die Verwendung der Gleichungen 5.36 und 5.37 werden entsprechend der dort angegebenen Gültigkeitsbereiche diejenigen der dazugehörigen Korrelationen des entsprechenden Sattdampferzeugers eingeschränkt. Eine Überhitzung größer 5 K wird eingesetzt, wenn als Produkt Heißdampf benötigt wird. Für diese Fälle werden die Überhitzereinheiten regelbar ausgeführt, um die Heißdampftemperatur über einen weiten Lastbereich des Kessels konstant halten zu können. Zur kostenmäßigen Berücksichtigung einer Überhitzung oberhalb von 5 K wird der Korrekturfaktor f∆T benutzt. Dieser berechnet sich sowohl für den Ein- als auch Zweiflammrohr mit dem linearen Zusammenhang:

.K100TK5:sbereichGültigkeit

,K5T;T

TT009708,00,1f 0

0

0T

≤∆≤

=∆

∆∆−∆

⋅+=∆

(Gl. 5.38)

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

0 2.500 5.000 7.500 10.000 12.500 15.000 17.500 20.000


Ko

sten

[��

Hersteller EFR-Heißdampferz. Öl 10 barü DT=5KKorrelation EFR-Heißdampferz DT=5KHersteller EFR-Heißdampferz. Öl 10 barü DT=30KKorrelation EFR-Heißdampferz DT=30KHersteller EFR-Heißdampferz. Öl 10 barü DT=100KKorrelation EFR-Heißdampferz DT=100KHersteller ZFR-Heißdampferz. Öl 10 barü DT=5KKorrelation ZFR-Heißdampferz DT=5KHersteller ZFR-Heißdampferz. Öl 10 barü DT=20KKorrelation ZFR-Heißdampferz DT=20KHersteller ZFR-Heißdampferz. Öl 10 barü DT=30KKorrelation ZFR-Heißdampferz DT=30KHersteller ZFR-Heißdampferz. Öl 10 barü DT=100KKorrelation ZFR-Heißdampferz DT=100K

Abb. 5.20: Investitionskosten von Heißdampferzeugern in Ein- und Zweiflammrohr-Ausführung als Funktion der Überhitzung ∆∆∆∆T

Die vergleichende Darstellung der aus den o.g. Kostenfunktionen berechneten Investitionskosten von Heißdampferzeugern mit den Herstellerangaben zeigt Abb. 5.20 für verschiedene Überhitzungen. Korrelationen in der IKARUS-Datenbank sind für Heißwasserkessel in der Bauart Großwasserraumkessel nicht vorhanden. Die


Kostendaten für Heißdampferzeuger werden von den Kostenfunktionen, mit guter Genauigkeit wiedergegeben. Ferner sind, wie schon bei den Sattdampferzeugern, die bauartbedingten höheren Kosten des Zweiflammrohrkessel zu erkennen. Damit zeigt sich, dass der gewählte Ansatz der Gleichung 5.35, bei der die Investitionskosten der Heißdampferzeuger ausgehend von den Investitionskosten der entsprechenden Sattdampferzeugers unter Verwendung eines Erweiterungsterms berechnet werden, die Kostendaten der Hersteller mit guter Genauigkeit arbeitet.

5.5 Dampfautomaten Dampfautomaten stellen Sattdampferzeuger dar, die aufgrund ihres geringen Wasserinhaltes, der durch die Bauart als Wasserrohrkessel bedingt ist, kurze Inbetriebnahmezeiten aufweisen und somit häufig als Spitzenlastdampferzeuger eingesetzt werden. Im Rahmen dieser Untersuchung werden sowohl öl- und gasgefeuerte Dampfautomaten als auch Elektro-Dampfautomaten behandelt. Für letztere stehen allerdings nur Kostendaten im Leistungsbereich kleiner 100 kW zur Verfügung. In den folgenden Kapiteln werden die abgeleiteten Funktionen zur Beschreibung der Gesamtinvestitionskosten von Dampfautomaten dargestellt. Hinsichtlich der Basiskostenfunktion für fossil befeuerte Dampfautomaten wird zwischen Kesseln ohne und mit Abgaswärmeübertrager (AGWÜ) unterschieden. Die Basiskostenfunktionen der Dampfautomaten beschreiben die Investitionskosten für die Einheit aus Kessel, Brenner, Schaltschrank sowie Speisewasserpumpe. Im Gegensatz zu den in Kapitel 5.3 diskutierten Sattdampfkessel, die von der Bauart Wasserraum- bzw. Großwasserraumkessel sind, gehört bei Dampfautomaten die Speisewasserpumpe immer zum Lieferumfang, da Dampfautomaten aufgrund ihrer geringen Größe als betriebsbereite Einheiten vertrieben werden.

5.5.1 Basiskostenfunktionen In den folgenden Kapitel 5.5.1.1 und 5.5.1.2 werden die entwickelten Basiskostenfunktionen für Dampfautomaten ohne und mit Abgaswärmeübertrager dargestellt. Bei ersteren handelt es sich sowohl um ölgefeuerte Kessel als auch um Elektrokessel. Bei den Dampfautomaten mit AGWÜ wird im Rahmen dieser Untersuchung nur die Basiskostenfunktion für den ölgefeuerten Kessel gegeben.

5.5.1.1 Dampfautomaten ohne AGWÜ Die Basiskostenfunktion für den ölgefeuerten Dampfautomaten lautet:


,Q2649,29078,673.11K 6545,0atDampfautom,Basis

≤≤

⋅+=

(Gl. 5.39)

Die vergleichende Darstellung der Basiskostenfunktion mit den verwendeten Kostendaten ist in Abb. 5.21 dargestellt. Dort ist ferner der aus den IKARUS-


Korrelationen berechnete Verlauf der Investitionskosten von ölgefeuerten Dampfautomaten gezeigt. Die Abweichungen zwischen den IKARUS-Daten und den Funktionswerten der Basiskostenfunktion sind im Gegensatz zu den bisher behandelten Kesseltypen gering. Die hier entwickelte Basiskostenfunktion beinhaltet für Dampfautomaten – wie auch die IKARUS-Werte – die Kosten für die Speisewasserpumpe. Ferner ist der Einfluss des Betriebsüberdruckes auf den Kesselpreis aufgrund der Wasserrohr-Bauart geringer als bei vergleichbaren Wasserraumkesseln, was im folgenden Kapitel 5.5.2 noch erläutert wird. Diese beiden Gründe spiegeln sich auch in den IKARUS-Werten wieder, sodass diese kaum von der hier entwickelten Basiskostenfunktion abweichen. Da sich die IKARUS-Werte auf die Preise des Jahres 1995 beziehen, ist auch hier eine eher konservative Abschätzung von IKARUS anzunehmen.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400


Ko

sten

[��

Hersteller Dampfautomat Öl (10 barü)Korrelation Dampfautomat Öl (10 barü)DE-S<0f1-...>95DE-S<1f1-...>95

Abb. 5.21: Kostendaten und Basiskostenfunktion ölgefeuerte Dampfautomaten

Die Investitionskosten von elektrisch betriebene Dampfautomaten berechnen sich für den unteren Leistungsbereich nach:

.kW72QkW22:sbereichGültigkeit

,Q9363,7558,287.8K 7840,0atDampfautomElektro,Basis

≤≤

⋅+=−

(Gl. 5.40)

Diese Basiskostenfunktion stellt gleichzeitig die endgültige Kostenfunktion für Elektro-Dampfautomaten kleiner Nennwärmeleistung dar, da Korrekturfaktoren nicht zu berücksichtigen sind. Für den gegebenen kleinen Leistungsbereich sind in der IKARUS-Datenbank keine Kostendaten zu finden. Die graphische vergleichende


Darstellung der Basisfunktion mit den Kostendaten von Elektro-Dampfautomaten zeigt Abb. 5.22.

Abb. 5.22: Kostendaten und Basiskostenfunktion von Elektro-Dampfautomaten

5.5.1.2 Dampfautomaten mit AGWÜ Die Basiskostenfunktion für ölgefeuerte Dampfautomaten mit Abgaswärmeübertrager lautet:


,Q0880,46734,423.12K 6206,0AGWÜatDampfautom,Basis

≤≤

⋅+=−

(Gl. 5.41)

Den Vergleich der Kostendaten, der IKARUS-Werte sowie der Basiskostenfunktion zeigt Abb. 5.23. Aufgrund der geringen Anzahl an Herstellern ist eine wesentliche Streuung der Kostendaten zu erkennen. Im Vergleich zu den IKARUS-Daten ist – wie schon bei den ölgefeuerten Dampfautomaten ohne AGWÜ zu sehen war – eine geringe Abweichung zu erkennen, die auf die berücksichtigte Speisewasserpumpe zurückzuführen ist.

0

2.500

5.000

7.500

10.000

12.500

15.000

0 20 40 60 80 100


Ko

sten

[��

Hersteller Elektro-Dampfautomat

Korrelation Elektro-Dampfautomat


Abb. 5.23: Kostendaten und Basiskostenfunktion für die Investition von ölgefeuerten Dampfautomaten mit Abgaswärmeübertrager

5.5.2 Korrektur Betriebsüberdruck Der Einfluss des Betriebsüberdruckes auf die Investitionskosten von Dampfautomaten kann durch den Druckkorrekturfaktor, der folgender linearen Funktion gehorcht, berücksichtigt werden:


,barü8pmit,p

pp0193,00,1f 0

0

0atDampfautom,p

≤≤

=

−

⋅+= (Gl. 5.42)

Der Referenzüberdruck beträgt für Dampfautomaten 8 bar. Die graphische Darstellung des Druckeinflusses auf den Kesselpreis ist in Abb. 5.24 zu erkennen. Dampfautomaten ermöglichen aufgrund ihrer Bauart als Wasserrohrkessel ohne wesentliche bauliche Änderungen hohe Sattdampfdrücke, sodass der Druckeinfluss auf die Investitionskosten im Gegensatz zu den Großwasserraumkesseln gering ist.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400


Ko

sten

[��

Hersteller Dampfautomat AGWÜ Öl (8 barü)

Korrelation Dampfautomat AGWÜ Öl (8 barü)

DE-S<0f1-E..>95

DE-S<1f1-E..>95


Abb. 5.24: Druckeinfluss auf die Investitionskosten von Dampfautomaten

5.5.3 Korrektur Brennertyp Den Einfluss des Brennertyps auf den Preis von Dampfautomaten zeigt Abb. 5.25.

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600


Ko

sten

[��

Hersteller Dampfautomat Öl 10 barü

Korrelation Dampfautomat Öl 10 barü

Hersteller Dampfautomat Gas 10 barü

Korrelation Dampfautomat Gas 10 barü

Hersteller Dampfautomat Kombi 10 barü

Korrelation Dampfautomat Kombi 10 barü

Abb. 5.25: Brennereinfluss auf die Investitionskosten von Dampfautomaten

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600


Ko

sten

[��


Korrelation EFR Öl 8 barüHersteller EFR Öl 10 barü









Der Korrekturfaktor für den Brennereinfluss auf den Kesselpreis von Dampfautomaten ergibt sich aus den folgenden Beziehungen:


,Q109418,21465,1f

,Q107387,50204,1f

,0,1f

5atDampfautom,Kombi,B

5atDampfautom,Gas,B

atDampfautom,Öl,B

≤≤

⋅⋅−=

⋅⋅+=

=

−

−

(Gl. 5.43)

Die Verläufe der Funktionswerte zeigen eine gute Wiedergabe der Kostendaten. In Abb. 5.25 ist oberhalb von 800 kW der nicht parallele Verlauf der Korrelation für gasbefeuerte Dampfautomaten im Hinblick auf die beiden anderen Kostenkurven zu erkennen. Dieses Verhalten ist auf die hohen Richtpreise eines Herstellers für gasbefeuerte Dampfautomaten zurückzuführen. Da gleichzeitig derselbe Hersteller keine Kessel mit Kombibrenner vertreibt, kommt es im oberen Leistungsbereich zur Annäherung der beiden Kostenkurven für die mit Gas- und Kombibrennern ausgestatteten Dampfautomaten.

5.5.4 Gesamtinvestitionskosten Dampfautomaten Die Gesamtinvestitionskosten für fossil befeuerte Dampfautomaten berechnen sich unter Verwendung der Gleichung 4.8 nach:

atDampfautom,BasisatDampfautom,i,BatDampfautom,Inv KfK ⋅= (Gl. 5.44)

Zur Bestimmung der rechten Seite sind die Gleichungen 5.39 (Gleichung 5.41 bei Dampfautomaten mit AGWÜ), 5.42 und 5.43 zu verwenden. Bei der Berechnung des Kesselpreises von Elektro-Dampfautomaten kleiner Leistung sind keine Korrekturfaktoren zu berücksichtigen, sodass die oben angegebene Basisfunktion (Gleichung 5.40) mit der Gesamtkostenfunktion identisch ist. Damit gilt:

atDampfautomElektro,BasisatDampfautomElektro,Inv KK −− = (Gl. 5.45)

Bei der Anwendung der Kostenfunktionen zur Bestimmung der Gesamtinvestitionskosten nach den beiden obigen Beziehungen ist auf die Gültigkeitsbereiche der Korrelationen zu achten.

5.6 Thermoölkessel Thermoölkessel erlauben auf Grund der Verwendung eines Wärmeträgeröls hohe Temperaturen unter Beibehaltung des flüssigen Zustandes des Wärmeträgermediums. Daraus resultieren moderate Betriebsüberdrücke der Thermoölkessel, sodass zur kostenmäßige Beschreibung eine Druckkorrektur nicht


erforderlich ist. Thermoölkessel sind von ihrer Bauart in der Regel wie Dampfautomaten ausgeführt. Die in Kapitel 5.6.1 gegebene Basiskostenfunktion gilt für derartige Kessel. Aufgrund der vorliegenden Datenbasis werden im Rahmen dieser Untersuchung ausschließlich Kessel ohne Abgaswärmeübertrager behandelt. Nachgeschaltete Abgaswärmeübertrager sind zwar auch bei Thermoölkesseln einsetzbar. Jedoch wird dieses in der Praxis eher selten genutzt, da sich die Mehrinvestition für die Abwärmenutzung wegen der geringen Brennstoffkosten in dem Leistungsbereich nicht lohnen. Der Einfluss des eingesetzten Brenners auf den Kesselpreis wird in Kapitel 5.6.2 dargestellt. Abschließend wird in Kapitel 5.6.3 die Gesamtkostenfunktion für Thermoölkessel diskutiert.

5.6.1 Basiskostenfunktionen In Abb. 5.26 sind die Kostendaten, die IKARUS-Werte sowie die entwickelte Basiskostenfunktion für ölbefeuerte Thermoölkessel gegeben. Letztere gehorcht der folgenden Beziehung:


Q0702,5976,015.14K 8835,0sselThermoölke,Basis

≤≤

⋅+= (Gl. 5.46)

Die Kostendaten werden mit guter Übereinstimmung durch den potentiellen Ansatz der Basiskostenfunktion wiedergegeben. Die entsprechenden IKARUS-Werte zeigen eine gute Übereinstimmung mit dem Verlauf der Basiskostenfunktion Im Vergleich zu den Investitionskosten von Dampfautomaten ist zu erkennen, dass trotz derselben Bauart der Kesselpreis von Thermoölkesseln bei gleicher Leistung unter dem der Dampfautomaten liegt. Dieses ist auf die weniger komplizierten Armaturen und Sicherheitseinrichtungen der Thermoölkessel zurückzuführen, die aus den geringeren Betriebsüberdrücken der Thermoölkessel resultieren.


Abb. 5.26: Investitionskosten und Basiskostenfunktion für ölgefeuerte Thermoölkessel

5.6.2 Korrektur Brennertyp Der Einfluss des Brennertyps auf die Investitionskosten von Thermoölkesseln berechnet sich mit den nachstehenden aufgelisteten Korrekturfaktoren:


,Q100476,32739,1f

,Q102379,11584,1f

,0,1f

5sselThermoölke,Kombi,B

5sselThermoölke,Gas,B

sselThermoölke,Öl,B

≤≤

⋅⋅−=

⋅⋅−=

=

−

−

(Gl. 5.47)

Die graphische Darstellung des Brennereinflusses zeigt Abbildung Abb. 5.27. Dort ist eine gute Übereinstimmung zwischen den mit der Basiskostenfunktion und dem Korrekturfaktor berechneten Werten und den Kostendaten der Hersteller zu sehen.

0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

150.000

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500


Ko

sten

[��

Hersteller Thermoölkessel Öl

Korrelation Thermoölkessel Öl

DE-T<0f1-...>95

DE-T<1f1-...>95


Abb. 5.27: Brennereinfluss auf die Investitionskosten von Thermoölkesseln

5.6.3 Gesamtinvestitionskosten Thermoölkessel Unter Verwendung der Gleichung 4.10 ergeben sich die gesamten Investitionen des Thermoölkessels mit:

sselThermoölke,BasissselThermoölke,i,BsselThermoölke,Inv KfK ⋅= (Gl. 5.48)

Zur Bestimmung der rechten Seite der Gesamtkostenfunktion sind die Gleichungen 5.46 und 5.47 zu benutzen, wobei auf die gegebenen Gültigkeitsbereiche der Korrelationen zu achten ist.

5.7 Zusammenfassende Ergebnisdiskussion Im Rahmen des Vorhabens wurden für den Bereich „Anlagen zur Wärmeerzeugung“ Kostenfunktionen für die Kesseltypen Heiz-, Heißwasser-, Sattdampf- und Heißdampfkessel, Dampfautomaten sowie Thermoölkessel entwickelt. Basis für die Herleitung der Korrelationen waren Kostendaten (Preise aus 2002), die durch eine Marktanalyse generiert wurden. Die Untersuchung zeigte, dass die Investitionskosten größerer Kessel (ab ca. 200 kW) auch von den gesetzlichen Vorschriften der Dampfkesselverordnung (DampfkV) und den Technischen Regeln für Dampfkessel (TRD) bestimmt werden. Nach der DampfkV sind Kessel in vier Kesselgruppen einzuordnen. Für jede Gruppe werden von der TRD typische Kesselausstattungen gefordert, sodass die Investitionskosten der Kessel unmittelbar dadurch beeinflusst werden.

0

25.000

50.000

75.000

100.000

125.000

150.000

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000 5.500


Ko

sten

[��

Hersteller Thermoölkessel Öl

Korrelation Thermoölkessel Öl

Hersteller Thermoölkessel Gas

Korrelation Thermoölkessel Gas

Hersteller Thermoölkessel Kombi

Korrelation Thermoölkessel Kombi


Die entwickelten Kostenfunktionen setzen sich aus einer so genannten Basiskostenfunktion sowie Korrekturfaktoren zusammen. Erstere beschreibt immer eine Basiskonfiguration des Kessels, die in der Regel den ölgefeuerten Kessel inkl. Brenner und Schaltschrank beim kleinsten verfügbaren Betriebsüberdruck darstellt. Die Basiskostenfunktionen wurden sowohl für Heiz- und Heißwasserkessel, Dampferzeuger als auch für Thermoölkessel als Funktion der Nennwärmeleistung des Kessels Q formuliert. Die Ausgleichsrechnungen zeigten, dass für alle hier behandelten Kesseltypen die Investitionskosten der Basiskonfiguration durch den potenziellen Funktionsansatz mit guter Genauigkeit zu den Kostendaten wiedergegeben werden. Die Korrekturfaktoren beschreiben den Einfluss von Betriebsüberdruck, Brennertyp und Überhitzung (nur für Heißdampferzeuger) auf den Kesselpreis. Durch Multiplikation der entsprechenden Basiskostenfunktion mit den dazugehörigen Gleichungen der Korrekturfaktoren können die Investitionskosten von Kesseln bestimmt werden, deren Ausführung von der Basiskonfiguration abweichen. Die Preise von Heißdampferzeugern können ausgehend von der gesamten Kostenfunktion des entsprechenden Sattdampferzeugers über einen zusätzlichen Term als Funktion der gewünschten Überhitzung ∆T berechnet werden. Die entwickelten Kostenfunktionen zeigen für alle Kesseltypen eine gute Wiedergabe der von den verschiedenen Herstellern zur Verfügung gestellten Richtpreise. Es zeigt sich, dass die Verwendung von Basiskostenfunktion und Korrekturfaktoren zu guten Ergebnissen führt. Die Kostenfunktionen für Kesselkomponenten erlauben im Gegensatz zu bisherigen Ansätzen, die ausschließlich die Kesselleistung zur Berechnung der Investitionskosten nutzen, auch die Auflösung des Einflusses verschiedener Nebengrößen, wie Druck, Brennertyp und Überhitzung, auf den Kesselpreis. Neben der Nennwärmeleistung des Kessels, die den Kesselpreis zum großen Teil bestimmt, haben aber auch die vorab genannten Größen einen nicht zu vernachlässigenden Anteil am Kesselpreis. Diesem wird durch den gewählten Aufbau der Kostenfunktion Rechnung getragen. Damit ist eine genauere Vorhersage der zu erwartenden Investitionskosten von Kesselkomponenten möglich.

5.8 Zusammenfassende Darstellung der entwickelten Kostenfunktionen

Die tabellarische Zusammenfassung der entwickelten Basiskostenfunktionen und Korrekturfaktoren ist in Tab. 5.1 bis Tab. 5.5 gegeben. Die Kostenfunktion für die gesamte Investition setzt sich grundsätzlich aus einer für den betrachteten Kesseltyp gültigen Basiskostenfunktion und aus Korrekturfaktoren zusammen. Die Rechenvorschriften für die verschiedenen Kesseltypen sind in Kapitel 4 zusammen-gefasst. Bei der Anwendung der Kostenfunktionen müssen die entsprechenden Gültigkeitsbereiche der zu verwendenden Gleichungen beachtet werden. Der Gültigkeitsbereich der gesamten Kostenfunktion bestimmt sich immer aus dem der verwendeten Basiskostenfunktion. Die zu den Basiskostenfunktionen gehörenden Basiskonfigurationen der behandelten Kesseltypen können dem Kapitel 5 entnom-men werden. Zur Berechnung der Investitionskosten von Heißdampferzeugern werden in Abhängigkeit des zu untersuchenden Kesseltyps (z.B. EFR oder ZFR, ohne od er mit


AGWÜ, Betriebsüberdruck etc.) im ersten Schritt die Gesamtinvestitionskosten des entsprechenden Sattdampferzeugers bestimmt. Anschließend werden über einen Korrekturterm die Mehrkosten für die gewünschte Überhitzung addiert.


Tab. 5.1: Kostenfunktionen Heizkessel


Tab. 5.2: Kostenfunktionen Heißwasserkessel


Tab. 5.3: Kostenfunktionen Sattdampfkessel


Tab. 5.4: Kostenfunktionen Heißdampfkessel


Tab. 5.5: Kostenfunktionen Dampfautomaten und Thermoölkessel


6 Montage-, Inbetriebnahme-, Wartungs- und Instandhaltungskosten

Die mathematische Beschreibung der Montage-, Inbetriebnahme- und Wartungs- und Instandhaltungskosten von Kesselanlagen gestaltet sich aufgrund der vielfältig zu berücksichtigenden Randbedingungen schwierig. Die Montage- und Inbetriebnahmekosten hängen grundsätzlich von den lokalen Gegebenheiten beim Kesselbetreiber ab. So ist z.B. die Montage eines Großwasserkessels weniger aufwendig, wenn mit einem Kranwagen der Kessel bis zu seinem Aufstellungsort transportiert werden kann. Ist dagegen die Verwendung eines Kranwagens auf der letzten Wegstrecke zum Aufstellungsort auf Grund der lokalen Gegebenheiten nicht möglich, so ist unter Umständen mit einem erheblichen zeitlichen und damit auch finanziellen Mehraufwand bei der Montage zu rechnen. Des Weiteren erfolgt bei den Großkesseln der Kauf der Kesselanlage in der Regel nicht unmittelbar durch den späteren Betreiber sondern durch einen Anlagenbauer, der diese im Rahmen eines Gesamtauftrages einer Anlage errichtet. In einem solchen Fall wird die Montage und Inbetriebnahme der Kesselanlage durch einen Unterauftrag an Fremdfirmen vergeben, wodurch der Aufwand zur Ermittlung der Kosten erheblich ansteigt. Die Beispiele zeigen, dass die Montagekosten eines Kessels je nach Installation erheblich voneinander divergieren können, was wiederum die Problematik einer allgemeingültigen mathematischen Formulierung aufzeigt. Die Inbetriebnahmekosten sind zwar weniger von den lokalen Gegebenheiten abhängig. Die mathematische Erfassung ist trotzdem schwierig, da die Inbetriebnahme häufig nicht von den Komponentenherstellern selbst sondern auch von Fremdfirmen übernommen wird und zudem getrennt für Kessel und Brenner durchgeführt wird. Die vorab stehenden Ausführungen verdeutlichen, dass eine genaue mathematische Formulierung zur Darstellung der Montage- und Inbetriebnahmekosten im Rahmen dieses Vorhabens nicht möglich ist. Aus diesem Grunde soll auch hier der häufig angewendete Ansatz, bei dem der kostenmäßige Aufwand für Montage und Inbetriebnahme durch eine prozentualen Ansatz vom Kesselpreis ermittelt wird, verwendet werden. Da im Rahmen dieser Untersuchung nur wenige Aussagen zu den Montage- und Inbetriebnahmekosten ermittelt werden konnten und somit eine Verbesserung hinsichtlich der Genauigkeit der Ansätze der IKARUS-Datenbank [9] nicht möglich war, sollen diese auch hier Verwendung finden. Dabei werden je nach Kesseltyp die Montage- und Inbetriebnahmekosten durch prozentuale Anteile der Investitionskosten der Kesselanlage ausgedrückt. Aus oben genannten Gründen kann dieser Ansatz nur eine grobe Abschätzung darstellen, da sich die Randbedingungen von Fall zu Fall zum Teil erheblich unterscheiden können Die folgende Tabelle listet die für die betrachteten Kesseltypen in der IKARUS-Datenbank implementierten Ansätze auf:


Kesseltyp Montage- und Inbetriebnahmekosten Ölgefeuerter Heizkessel: 25 % der Investition des Einzelgerätes Gasgefeuerter Heizkessel: 16 % der Investition des Einzelgerätes Gasgefeuerter Brennwert-Heizkessel: 17 % der Investition des Einzelgerätes Heißwasserkessel: 30 % der Investition des Einzelgerätes Dampfkessel: 30 % der Investition des Einzelgerätes Schnelldampferzeuger: 25 % der Investition des Einzelgerätes Thermoölkessel: 30 % der Investition des Einzelgerätes

Tab. 6.1: Montage- und Inbetriebnahmekosten verschiedener Kesseltypen als prozentuale Anteile des Kesselpreises (aus [9])

Die Kosten für die Wartung einer Kesselanlage, die zur Bewahrung des Sollzustandes der Anlage dient, sind einerseits vom Betreiber selbst abhängig. So bestimmt der Betreiber die Häufigkeit der Wartungsarbeiten an der Kesselanlage. Des Weiteren spielt auch die Größe des Betreibers eine Rolle. So werden kleinere Betriebe die Wartung der Kesselanlage eher über Wartungsverträgen von externen Fachfirmen durchführen lassen. Große Betriebe, die über entsprechendes Potential an Personal verfügen, können die Wartung zum großen Teil in Eigenregie sicherstellen. Andererseits werden die Wartungsintervalle und -arbeiten und damit auch die Kosten durch gesetzliche Vorschriften vorgeschrieben. Für größere Kessel sind die Technischen Regeln für Dampfkessel zu beachten. Dort werden für die verschiedenen Kesselgruppen Wartungsintervalle und Prüfungen festgesetzt. Ferner sind erstere auch von der Betriebsweise der Kesselanlage abhängig. So erhöht sich z.B. der Wartungsaufwand für Kessel, die im 24- oder 72-stündigen Betrieb ohne Beaufsichtigung (BoB) eingesetzt werden. Die Kosten für die Instandhaltung, die zur Wiederherstellung des Sollzustandes von Kesseln dient, sind im Wesentlichen von der Störanfälligkeit der Komponenten der Kesselanlage abhängig. Zur formelmäßigen Beschreibung der Wartungs- und Instandhaltungskosten soll auch hier auf die IKARUS-Daten [9] zurückgegriffen werden. Dort werden für Heizkessel prozentuale Anteile an der Investition des Einzelgerätes pro Jahr verwendet. Für Heißwasserkessel, Dampferzeuger, Schnelldampferzeuger und Thermoölkessel sind mathematische Ansätze in Form von Polynomen zweiter Ordnung vorhanden, wobei die Nennwärmeleistung des Kessels als unabhängige Variable dient. Die zusammenfassende Darstellung der Ansätze der IKARUS-Datenbank ist in Tab. 6.2 zu sehen. Die Korrelationen wurden derart umgerechnet, dass die Nennwärmeleistung Q in kW einzusetzen ist und die Kosten sich in ��

Damit sind die Korrelationen unter Beachtung der in der nachfolgenden Tabelle angegebenen Gültigkeitsbereiche auf die in Kapitel 5 dargestellten Kostenfunktionen anwendbar.


Kesseltyp Wartungs- und

Instandhaltungskosten [��

Gültigkeitsbereich

Ölgefeuerter Heizkessel kW400.1QkW80 ≤≤ Gasgefeuerter Heizkessel kW000.2QkW80 ≤≤ Gasgefeuerter Brennwert-Heizkessel

2 % der Investition pro Jahr kW900QkW80 ≤≤

Heißwasserkessel ohne AGWÜ

27 Q102378,6Q3057,01537,686 ⋅⋅−⋅+ − kW000.20QkW000.1 ≤≤

Heißwasserkessel mit AGWÜ 27 Q103566,9Q3680,02865,873 ⋅⋅−⋅+ − kW000.20QkW000.1 ≤≤ Dampfkessel ohne AGWÜ 27 Q102378,6Q3057,01537,686 ⋅⋅−⋅+ − kW000.20QkW000.1 ≤≤ Dampfkessel mit AGWÜ 27 Q103566,9Q3680,02865,873 ⋅⋅−⋅+ − kW000.20QkW000.1 ≤≤ Schnelldampferzeuger ohne AGWÜ

25 Q106928,3Q6550,02657,374 ⋅⋅−⋅+ − kW000.5QkW100 ≤≤

Schnelldampferzeuger mit AGWÜ

25 Q106097,4Q7860,02657,374 ⋅⋅−⋅+ − kW000.5QkW100 ≤≤

Thermoölkessel ohne AGWÜ 25 Q104908,1Q5614,09089,810 ⋅⋅−⋅+ − kW000.5QkW100 ≤≤

Tab. 6.2: Wartungs- und Instandhaltungskosten verschiedener Kesseltypen (aus [9])


7 Literatur [1] Energieforschung. Investition in die Zukunft. Bundesministerium für Wirtschaft

und Technologie, Berlin, 2001. [2] Reichert, J.; Eichhammer, W.: Dampf- und Heißwassererzeuger. IKARUS-

Bericht 8-09, Teilprojekt 8 „Querschnittstechniken“, Fraunhofer-Institut für Systemtechnik und Innovationsforschung, Karlsruhe, 1997.

[3] Verordnung über Dampfkesselanlagen (Dampfkesselverordnung – DampfkV).

Vom 27. Februar 1980, zuletzt geändert am 12. Dezember 1996. [4] Technische Regeln für Dampfkessel (TRD). Vom 1. Juni 1970, zuletzt

geändert am 28. Mai 1997. [5] Gesetz über technische Arbeitsmittel (Gerätesicherheitsgesetz – GSG). Vom

11. Mai 2001. [6] Pfitzner, G: Konventionelle Wärmeerzeuger. IKARUS-Bericht 8-03, Teilprojekt

8 „Querschnittstechniken“, Forschungsstelle für Energiewirtschaft, München, 1994.

[7] Loos, J.: Welcher Dampfkessel für welchen Bedarf. Fachbericht, LOOS

International. [8] Loos, J.: Zweiflammrohr-Kessel. Fachbericht, LOOS International. [9] Datenbank des IKARUS-Projekts. [10] Pelster, S.: Environomic Modeling and Optimization of Advanced Combined

Cycle Cogeneration Power Plants Including CO2 Separation Options. École Polytechnique Fédéral de Lausanne, 1998.

[11] Lehmann, H.: Handbuch der Dampferzeugerpraxis. 2. Auflage, Resch Verlag,

München, 1990.

IUTA e.V.: Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung VI.1 Projektträger: Stiftung Industrieforschung

Teil VI: Anlagen zur Kälteerzeugung Inhalt Teil VI: Anlagen zur Kälteerzeugung........................................................................... 1 1 Technik der Kälteerzeugung................................................................................ 4

1.1 Die Kaltdampf-Kompressionskältemaschine ................................................ 4 1.2 Die Absorptionskältemaschine...................................................................... 5 1.3 Gegenüberstellung von KKM und AKM ........................................................ 7

2 Kostenfunktionen für Kompressionskältemaschinen............................................ 9

2.1 Datenquellen ................................................................................................ 9 2.2 Ableitung der Kostenfunktionen .................................................................... 9 2.3 Zusammenfassung – Investitionskosten für KKM....................................... 12

3 Kostenfunktionen für Absorptionskältemaschinen ............................................. 14

3.1 Datenquellen .............................................................................................. 14 3.2 Ableitung der Kostenfunktionen .................................................................. 14 3.3 Zusammenfassung – Investitionskosten für AKM....................................... 17

4 Wartungs- sowie Betriebskosten von KKM und KKM ........................................ 18 5 Kostenfunktionen für Rückkühlwerke................................................................. 19

5.1 Kostenfunktionen für die Typen HD und HS ............................................... 20 5.2 Kostenfunktionen für die Typen RD und RS ............................................... 26 5.3 Zusammenfassende Darstellung der Kostenfunktionen ............................. 32 5.4 Beispiel zur Anwendung der Kostenfunktionen .......................................... 33

6 Kostenfunktionen für Kühltürme......................................................................... 36

6.1 Investitionskosten für offene Kühltürme...................................................... 36 6.2 Betriebskosten (Strom) für offene Kühltürme.............................................. 37

7 Literatur.............................................................................................................. 39


Abbildungen Abb. 1.1: Prinzip einer KKM........................................................................................ 4 Abb. 1.2: Prinzip einer AKM........................................................................................ 6 Abb. 2.1: Abweichungen der Approximationen - Kälteanlage ................................... 10 Abb. 2.2: Abweichungen der Approximationen - Wasserkühlsatz............................. 11 Abb. 2.3: Kosten und Kostenfunktion für KKM.......................................................... 12 Abb. 3.1: Kostendaten für einstufige AKM ................................................................ 15 Abb. 3.2: Kosten und Kostenfunktion für einstufige AKM.......................................... 16 Abb. 3.3: Kosten und Kostenfunktion - zweistufige AKM .......................................... 17 Abb. 5.1: Bauarten für Rückkühler ............................................................................ 19 Abb. 5.2: Investitionskosten für Rückkühler – Typen HD und HS ............................. 21 Abb. 5.3: Abweichungen der Approximationen – Typ HD......................................... 22 Abb. 5.4: Abweichungen der Approximationen – Typ HS ......................................... 22 Abb. 5.5: Korrekturfaktor zur Berücksichtung der Eintrittstemperaturen von Sole und

Luft – Typen HD und HS.................................................................................... 23 Abb. 5.6: Relative Leistung der Ventilatormotoren – Typen HD und HS................... 25 Abb. 5.7: Relative Leistung der Solepumpe – Typen HD und HS............................. 26 Abb. 5.8: Investitionskosten für Rückkühler - Typen RD und RS.............................. 27 Abb. 5.9: Abweichungen der Approximationen - Typ RD.......................................... 28 Abb. 5.10: Abweichungen der Approximationen - Typ RS ........................................ 28 Abb. 5.11: Korrekturfaktor zur Berücksichtigung der Eintrittstemperaturen von Sole

und Luft - Typen RD und RS.............................................................................. 29 Abb. 5.12: Relative Leistung der Ventilatormotoren - Typen RD und RS.................. 30 Abb. 5.13: Relative Leistung der Solepumpen - Typen RD und RS.......................... 31 Abb. 5.14: Verlauf der Kostenfunktionen: Absolute Kosten ...................................... 33 Abb. 5.15: Verlauf der Kostenfunktionen: Spezifische Kosten .................................. 33 Abb. 5.16: Jährliche Gesamtkosten (Beispiel) .......................................................... 35 Abb. 6.1: Kostendaten und Kostenfunktion für offene Kühltürme.............................. 37 Abb. 6.2: Antriebsleistung offener Kühltürme............................................................ 38


Tabellen Tab. 1.1: Kälteverfahren.............................................................................................. 4 Tab. 1.2: Gegenüberstellung von KKM und AKM ....................................................... 8 Tab. 2.1: Datenquellen Investitionskosten KKM.......................................................... 9 Tab. 2.2: Qualität der Approximationen - Kälteanlage .............................................. 10 Tab. 2.3: Qualität der Approximationen - Wasserkühlsatz ........................................ 10 Tab. 2.4: Kostenfunktionen für KKM - Zusammenfassung........................................ 13 Tab. 3.1: Datenquellen Investitionskosten AKM........................................................ 14 Tab. 3.2 : Qualität der Approximationen - einstufige AKM ........................................ 15 Tab. 3.3: Qualität der Approximationen - zweistufige AKM....................................... 16 Tab. 3.4: Kostenfunktionen für AKM - Zusammenfassung........................................ 17 Tab. 4.1: Richtwerte für Antriebsenergie, Hilfsantriebe sowie Wasserbedarf von KKM

und AKM............................................................................................................ 18 Tab. 5.1: Qualität der Approximationen – Typ HD .................................................... 21 Tab. 5.2: Qualität der Approximationen – Typ HS..................................................... 21 Tab. 5.3: Faktoren zur Bestimmung der elektrischen Leistung der Ventilatoren und

Pumpen aus der Nennleistung – Typen HD und HS.......................................... 26 Tab. 5.4: Qualität der Approximationen - Typ RD ..................................................... 27 Tab. 5.5: Qualität der Approximationen - Typ RS ..................................................... 27 Tab. 5.6: Faktoren zur Bestimmung der elektrischen Leistung der Ventilatoren und

Pumpen aus der Nennleistung - Typen RD und RS .......................................... 31 Tab. 5.7: Kostenfunktionen - Zusammenfassung...................................................... 32 Tab. 6.1: Qualität der Approximationen – offene Kühltürme ..................................... 37


1 Technik der Kälteerzeugung Zur Erzeugung von Kälte stehen verschiedene Prozesse mit unterschiedlichen Techniken und Verfahren sowie Medien zur Verfügung (Tab. 1.1): Kälteprozess Verfahren Kompression Kaltdampf Kaltgas bzw. Kaltluft Dampfstrahl Sorption Absorption Adsorption Thermoelektrisch

Tab. 1.1: Kälteverfahren

Von Bedeutung sind hier der Kaltdampfprozess und der Absorptionsprozess. Auf dem Kaltdampfprozess beruhen mehr als 90% der betriebenen Kältemaschinen1. Er ist bei Kältebedarf immer im Rahmen einer Energiesystemanalyse zu betrachten. Der zweite hinsichtlich der derzeitigen Zahl an ausgeführten Anlagen bedeutsame Kälteprozess im Rahmen einer Energieanalyse ist der Absorptionskälteprozess, da hier die Möglichkeit besteht, benötigte Kühlleistung aus Wärmeleistung – und damit ggf. aus Abwärme – zu gewinnen.

1.1 Die Kaltdampf-Kompressionskältemaschine Die Kaltdampf-Kompressionskältemaschine (KKM) ist die am meisten verbreitete Kältemaschine. Ihr Prinzip ist in Abb. 1.1 dargestellt.

DrosselungVerdichter

1

Q 0

Verdampfero

4

P el

2 3

Kondensator

o

Q C

Abb. 1.1: Prinzip einer KKM

1 Recknagel, Sprenger, Schramek: Taschenbuch für Heizung und Klimatechnik 2000, R. Oldenbourg Verlag, München 1999


Im Verdichter wird das dampfförmige Kältemittel verdichtet (1 � 2) und anschließend bei der Temperatur tC (tC > Umgebungstemperatur) kondensiert (2 � 3). Die Wärmemenge CQ� ist dabei an die Umgebung abzugeben. Das flüssige Kältemittel wird entspannt (3 � 4) und im Verdampfer bei der Temperatur t0 (t0 < tC) verdampft (4 � 1). Dabei wird der Wärmestrom 0Q� aufgenommen ( 0Q� = Kälteleistung). Zur

Beschreibung der Kaltdampfmaschine dient die Leistungszahl ε:

elP

Q0�

=ε

Sie beschreibt das Verhältnis der erzeugten Kälteleistung und der eingesetzten Leistung. Dies ist hier die zur Verdichtung notwendige elektrische Energie. Bei gegebener Kälteleistung ist daher die erforderliche elektrische Leistung bestimmbar. Aus der Energiebilanz

00 =−+ Cel QPQ �� kann mit Hilfe der Leistungszahl die abzuführende Wärme als Funktion der Kälteleistung errechnet werden:

+⋅==

ε1

10QQQ Cab��

Die Kompressionskältemaschine zeichnet sich durch ihren geringen Bedarf an elektrischer Antriebsenergie aus. Die Leistungszahl ε liegt für KKM zur Klimatisierung in der Praxis zwischen 3 und 5. Dementsprechend beträgt die am Kondensator abzuführende Leistung lediglich das 1,33 bis 1,2-fache der Kälteleistung. Die Rückkühlanlagen der Kompressionskältemaschinen können entsprechend klein dimensioniert werden. Ein weiterer Vorteil ist die kompakte Bauart dieser Maschinen, was gerade bei beengten Platzverhältnissen für die Kompressionskältemaschinen spricht. Ein betrieblicher Nachteil der Kompressionskältemaschinen ist der Wartungsaufwand, der durch die mechanisch bewegten Teile zustande kommt. Es werden Turbo-, Schrauben- und Kolbenverdichter eingesetzt. Das Leistungsspektrum und die erreichbaren Temperaturen sind bei der Kompressionskältemaschine sehr variabel, und es kann jeder Kältebedarf mit der benötigten Qualität abgedeckt werden.

1.2 Die Absorptionskältemaschine Die Absorptionskältemaschine (AKM) ist nach der Kompressionskältemaschine die wichtigste Maschinenart zur Kälteerzeugung.


Drosselung

Verdampfer

Kondensator

Kältemitteldampf

Pumpe

Kühlwasser

Q

Absorber

o

A

reicheLösung

P el

Warmwasser

armeLösung

Austreiber

Kältemitteldampf

Qo

H

Kaltwasser0Q

o

KühlwasserCQ

o

Abb. 1.2: Prinzip einer AKM

Abb. 1.2 zeigt das Schaltschema einer AKM. Ein Kältemittel wird bei niedrigem Druck verdampft. Dem zu kühlenden Medium (hier Kaltwasser) wird dabei der Wärmestrom

0Q� ( 0Q� = Kälteleistung) bei dem Temperaturniveau t0 (t0 < Umgebungstemperatur) entzogen. Der Kältemitteldampf wird nun in einem zweiten Medium absorbiert. Dabei wird die Absorptionswärme AQ� an Kühlwasser abgegeben. Die den Absorber verlassende reiche Lösung wird auf ein höheres Druckniveau gepumpt, mittels einer Wärmerückgewinnung vorgewärmt und gelangt dann in den Austreiber. Dort wird mittels Warmwasser, Heizdampf oder durch direkte Befeuerung die zum Betrieb der Maschine notwendige Heizenergie HQ� zugeführt. Aus der Lösung wird Kältemittel-dampf ausgetrieben. Die arme Lösung fließt nach Wärmeabgabe zurück in den Absorber. Der Kältemitteldampf gelangt in den Kondensator, wo er unter Abgabe des Wärmestroms CQ� (tC > Umgebungstemperatur) kondensiert. Das flüssige Kältemittel wird entspannt und gelangt dann wieder in den Verdampfer. Das Verhältnis von Nutzen zu Aufwand wird hier durch das Wärmeverhältnis ζ beschrieben:

HQ

Q0�

=ζ

Hier muss die Wärmemenge


CAab QQQ �� += an die Umgebung abgeführt werden. Bei Vernachlässigung der elektrischen Leistung der Pumpe - die benötigte elektrische Leistung beträgt ca. 1 % der Kühlleistung - kann aus der Energiebilanz

00 =−−+ HAH QQQQ �� die Formel für die abzuführende Wärmemenge als Funktion der Kälteleistung und des Wärmeverhältnisses gewonnen werden:

+⋅=ζ1

10QQab��

Die benötigte Heizleistung kann bei einer AKM durch eine direkte oder indirekte Befeuerung bereit gestellt werden. Die indirektbefeuerte Absorptionskältemaschine erhält ihre thermische Energie mit einem Wärmeträger (Heißwasser, Dampf). Sie hat den großen Vorteil, dass sie mit minderwertiger Energie, Abwärme aus Prozessen oder Fernwärme mit mindestens 80 °C, betrieben werden kann. Von daher sind indirekt befeuerte AKM ein Instrument der rationellen Energienutzung, wenn Abwärme zu ihrem Antrieb genutzt werden kann. In der Praxis liegt das Wärmeverhältnis einer indirekt befeuerten AKM in der Größenordnung von 0,6 bis 0,8, so dass die abzuführende Wärme dem 2,7 bis 2,25-fachen der Kälteleistung beträgt. Die Rückkühlanlage ist damit wesentlich aufwändiger als bei der KKM. Die Absorptionskältemaschine hat nur die Lösungsmittelpumpe als bewegliches Teil. Sie ist deshalb äußerst wartungsarm.

1.3 Gegenüberstellung von KKM und AKM In Tab. 1.2 sind die wesentlichen Merkmale von KKM und AKM zusammen gefasst.


KKM AKM

Verdampfung bei niedrigem Druck: Wärmeaufnahme Kondensation bei hohem Druck: Wärmeabgabe

Mechanische Verdichtung Thermische Verdichtung

Hochwertige Antriebsenergie (z.B. Strom)

„Minderwertige“ Antriebsenergie (z.B. Abwärme)

Leistungszahl: elPQ /0&=ε Wärmeverhältnis: HQQ && /0=β

Abwärme: )/11(0 ε+⋅= QQab&& Abwärme: )/11(0 ζ+⋅= QQab

&&

Vorteile gegenüber der AKM: + Kompakte Bauweise + Investitionskosten + Abwärmemenge + Dynamik

Vorteile gegenüber KKM: + Kosten für Antriebsenergie + Kosten für Wartung + Zuverlässigkeit + Teillastbetrieb + Arbeitsmittel LiBr ist ungiftig

Tab. 1.2: Gegenüberstellung von KKM und AKM

Wird über eine Kältemaschine gekühlt, ist einerseits der Aufwand (Investition und Betriebskosten für die Kältemaschine) für jede kWh Nutzkälte zu erbringen und andererseits für jede kWh Nutzkälte der Aufwand für die Abfuhr der Abwärme der Kältemaschine zu berücksichtigen. Bei jeder Kältemaschine wird für jedes kWh Nutzkälte ein Betrag von mehr als einer kWh Abwärme erzeugt. Demnach liegen die Kosten für die kWh Nutzkälte bei jeder Kältemaschine oberhalb der Kosten für eine kWh Nutzkälte aus einen Kühlturm, wenn man ähnliche Temperaturen der beiden Kühlprobleme unterstellen kann. Demnach sollte möglichst viel Kühlleistung über Kühltürme abgeführt werden.


2 Kostenfunktionen für Kompressionskältemaschinen

2.1 Datenquellen Für die Investitionskosten von KKM liegen verschiedene Quellen vor. Es sind dies einerseits die Kosten für komplette Anlagen mit Kältemaschine, Kalt- und Kühlwasserkreislauf, Wasseraufbereitung, Rückkühlanlage, MSR-Anlage und Zubehöranlagenteilen (Kälteanlage) und andererseits Kosten für Kältemaschinen zum Anschluss an Kalt- und Kühlwasserleitungen (Wasserkühlsatz). Eine Übersicht über die Datenquellen gibt Tab. 2.1. Quelle Wasserkühlsatz Kälteanlage Schlott [1] Kostenfunktion

4702,00 ][43,245.6]/[� −⋅= kWQkWk �

Kälteleistung: 200 – 1.600 kW Recknagel [2] Spezifische Kosten

Kälteleistung: 50 – 10.000 kW Spezifische Kosten Kälteleistung: 50 – 10.000 kW

Buderus [3] Richtpreise Kälteleistung: 47,9 – 153 kW

Ausgeführte Anlagen

Kosten für Anlagen Kälteleistung: 39 – 5.000 kW

Huber [4] Kosten für KKM zur Temperierung Kälteleistung: bis 50 kW

Tab. 2.1: Datenquellen Investitionskosten KKM

Diese Daten bilden die Grundlage zur Ableitung der Kostenfunktionen.

2.2 Ableitung der Kostenfunktionen Die einzige Quelle mit Kostendaten für Wasserkühlsätze und Kälteanlagen sind die Angaben aus [2]. Da die hier erfassten Kostendaten weiterh in den weitesten Bereich bezüglich der Kälteleistung abdecken, werden diese für die weiteren Betrachtungen mit Funktionen approximiert. Die Qualität der Approximationen (Fehlerquadrat, Bestimmtheitsmaß) bzw. deren Abweichungen (Differenz der Werte nach Formel und Datensatz bezogen auf den Wert nach Datensatz) sind in Tab. 2.2 und Abb. 2.1 (Kälteanlage) bzw. Tab. 2.3 und Abb. 2.2 (Wasserkühlsatz) zu sehen.



Linear y = mx + b 66.433,736 0,34609452

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 9.468.599,931 0,18693934

Logarithmus y = a ln(xn + b) + c Kein Ergebnis Kein Ergebnis



Tab. 2.2: Qualität der Approximationen - Kälteanlage

-2,0%

-1,5%

-1,0%

-0,5%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

Kälteleistung / kW

Ab

wei

chu

ng

Exponentiell

Potenziell

Abb. 2.1: Abweichungen der Approximationen - Kälteanlage


Linear y = mx + b 39.209,522 0,33203252

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 10.005.999,187 0,16998308

Logarithmus y = a ln(xn + b) + c Kein Ergebnis Kein Ergebnis



Tab. 2.3: Qualität der Approximationen - Wasserkühlsatz


-5,0%

-4,0%

-3,0%

-2,0%

-1,0%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000

Kälteleistung / kW

Ab

wei

chu

ng

Exponentiell

Potenziell

Abb. 2.2: Abweichungen der Approximationen - Wasserkühlsatz

In beiden Fällen liefert der potenzielle Ansatz eine sehr genaue Abbildung. Damit lauten die Kostenfunktionen auf Basis von [2]: Kälteanlage:

63,179][3436,991.4]/[� 6794,0 +⋅= −kWQkWk o�

Wasserkühlsatz:

30,109][2487,732.4]/[� 7382,0 +⋅= −kWQkWk o�

Die vorliegenden Daten und die abgeleiteten Funktionen zeigt Abb. 2.3.


0

250

500

750

1.000

1.250

1.500

10 100 1.000 10.000

Kälteteistung / kW

Sp

ezif

isch

e In

vest

itio

n /

Eu

ro/k

W

Schlott (Kälteanlage)

Recknagel (Kälteanlage)

Recknagel (Wasserkühlsatz)

Buderus (Wasserkühlsatz)

Ausgeführte Anlagen (Wasserkühlsatz)

Huber (Wasserkühlsatz)

Funktion (Wasserkühlsatz)

Funktion (Kälteanlage)

Abb. 2.3: Kosten und Kostenfunktion für KKM

Bei den Wasserkühlsätzen zeigt sich ein homogenes Bild. Der Verlauf für die Funktion der Wasserkühlsätze deckt sich gut mit den vorliegenden Preisen (Buderus und ausgeführte Anlagen). Die Kosten gemäß Huber liegen oberhalb der Funktion. Dies ist aber erklärbar, da es sich hier um Temperiergeräte für den Laboreinsatz handelt, die einerseits die Option zum Einbau eines Heizelementes (Umrüstung zum Thermostaten) aufweisen und andererseits mit einer sehr genauen Temperaturkonstanz (Abweichung zwischen Soll- und Istwert unterhalb 0,5 K) arbeiten. Ihre technische Ausstattung liegt damit über derjenigen eines normalen Wasserkühlsatzes. Der qualitative Verlauf der Funktion für die Wasserkühlsätze entspricht dabei den Kosten gemäß Huber. Dies spricht für die Gültigkeit der Funktion für die Wasserkühlsätze bis hinunter auf eine Kühlleistung von 10 kW, obwohl der Datensatz zur Bestimmung der Kostenfunktion als minimalen Wert eine Kühlleistung von 50 kW beinhaltete. Da die Funktion für Wasserkühlsätze auf Basis der Werte nach Recknagel als gültige Kostenfunktion angesehen wird, wird dieses auch für die Funktion für die Kälteanlagen vermutet. Hier besteht aber das Problem, dass mit der Kostenfunktion nach Schlott eine abweichende Kurve vorliegt. Im Leistungsbereich unterhalb von 1.200 kWKälte liegt sie über der Funktion für die Kälteanlage, oberhalb dieser Leistung liegt sie darunter. Da die Kurve nach Schlott bei ca. 5.000 kWKälte die Kurve für die Wasserkühlsätze schneidet, diese aber bei dieser Leistung durch einen ausgeführten Wasserkühlsatz bestätigt wird, wird die Kurve von Schlot hier nicht weiter betrachtet.

2.3 Zusammenfassung – Investitionskosten für KKM Die Kostenfunktionen für die Investitionskosten für Kompressionskältemaschinen zeigt Tab. 2.4.


Wasserkühlsatz Kälteanlage

Kostenfunktion ckWQakWEurok bKälte +⋅= ][]/[ 0

�

Koeffizienten a = 4.732,2487 4.991,3436 b= -0,7382 -0,6794 c = 109,30 179,63 Gültig für Kälteleistung / kW 10 - 10.000 10 - 10.000

Tab. 2.4: Kostenfunktionen für KKM - Zusammenfassung


3 Kostenfunktionen für Absorptionskältemaschinen

3.1 Datenquellen Für die Investitionskosten von AKM liegen verschiedene Quellen vor. Erfasst werden einerseits die Kosten für Absorptionskältemaschinen ohne Rückkühlanlage (RKA) und andererseits mit RKA. Weiterhin wird nach einstufigen und zweistufigen Maschinen unterschieden. Zweistufige Maschinen zeichnen sich technologisch bedingt durch ein höheres Temperaturniveau der Wärmequelle aus. Diese werden dann statt mit warmen oder heißem Wasser mit Dampf oder sogar direkt befeuert. Diese Maschinen sind teuerer als die einstufigen Maschinen. Dafür ist ihr Wärmeverhältnis größer als bei einstufigen Maschinen. Typische Werte für das Wärmeverhältnis liegen bei einstufigen Maschinen im Bereich 0,7 bis 0,75 und bei zweistufigen Maschinen im Bereich 0,9 bis 0,95 [5]. Eine Übersicht über die Datenquellen gibt Tab. 3.1 Quelle Einstufige AKM Zweistufige AKM Schlott [1] Kostenfunktion (mit RKA)

5655,00 ][18,554.17]/[€ −⋅= kWQkWk �

Kälteleistung: 200 – 1.600 kW

Kostenfunktion (mit RKA) 5757,0

0 ][79,184.26]/[€ −⋅= kWQkWk � Kälteleistung: 200 – 1.600 kW

ASUE [6] Spezifische Kosten (ohne RKA) Kälteleistung: 400 – 4.750 kW

Spezifische Kosten (ohne RKA) Kälteleistung: 400 – 5.270 kW

EAW [7] Richtpreise (ohne RKA) Kälteleistung: 54 – 200 kW

Ausgeführte Anlagen

Kosten für Anlagen (mit RKA) Kälteleistung: 250 – 1.400 kW

Kosten für Anlagen (mit RKA) Kälteleistung: 1.000 – 1.850 kW

Tab. 3.1: Datenquellen Investitionskosten AKM

3.2 Ableitung der Kostenfunktionen Abb. 3.1 zeigt die vorliegenden Werte für einstufige AKM.


0

200

400

600

800

1.000

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000

Kälteleistung / kW

Sp

ezif

isch

e K

ost

en /

Eu

ro/k

W

Schlott (mit RKA)

ASUE (ohne RKA)

EAW (ohne RKA)

Ausgeführte Anlagen (mit RKA)

Abb. 3.1: Kostendaten für einstufige AKM

Ziel ist die Ableitung einer Kostenfunktion für einstufige AKM ohne Rückkühlanlage, da Kostenfunktionen für Rückkühlanlagen in Kapitel 5 (Rückkühlwerke) bzw. Kapitel 6 (Kühltürme) entwickelt werden. Basis für die Kostenfunktion bilden die Kostendaten nach ASUE und EAW. Die vorliegenden Kostendaten für AKM mit Rückkühlanlage werden mit der erhaltenen Kostenfunktion qualitativ verglichen. Die Qualität der Approximationen der Daten gemäß ASUE und EAW zeigt Tab. 3.2. Funktion Fehlerquadrat Bestimmtheitsmaß

Linear y = mx + b 624.799,682 0,44421890

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 6.159.141,955 0,08583042



Potenziell y = a xb + c 22.296,215 0,98016674

Tab. 3.2 : Qualität der Approximationen - einstufige AKM

Der exponentielle und der potenzielle Ansatz liefern eine Approximation gleicher Güte. Es wird der potenzielle Ansatz gewählt. Er ist zwar etwas ungenauer als der exponentielle Ansatz, aber er ist einerseits mathematisch besser zu handhaben und andererseits weisen damit die AKM und die KKM qualitativ die gleichen Kostenfunktionen auf. Der Verlauf der Kostenfunktion und die Kostendaten sind in Abb. 3.2 gezeigt.


0

200

400

600

800

1.000

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000

Kälteleistung / kW

Sp

ezif

isch

e K

ost

en /

Eu

ro/k

W

Schlott (mit RKA)

ASUE (ohne RKA)

EAW (ohne RKA)


Funktion (ohne RKA)

Abb. 3.2: Kosten und Kostenfunktion für einstufige AKM

Bis 200 kWKälte und ab 1.500 kWKälte bildet die Funktion die Kostendaten gut ab. Dazwischen weicht die Funktion von den Werten ab. Dies betrifft insbesondere die Werte nach ASUE. Bei diesen Werten ist aber zu vermuten dass der Anstieg der spezifischen Kosten mit abnehmender Kälteleistung eher zu gering ist. Diese Vermutung stützt auch der Verlauf der Kostenfunktion für einstufige AKM nach Schlott. Es wird daher für einstufige AKM ohne Rückkühlanlage die Kostenfunktion

29,3][2095,740.14]/[� 6849,0 +⋅= −kWQkWk o�

angesetzt. Für die zweistufigen AKM ohne Rückkühlanlage liegen Kostendaten von der ASUE [6] vor. Die anderen Quellen behandeln Kosten von zweistufigen AKM mit Rückkühlanlage. Daher werden die Daten der ASUE mit einer Funktion approximiert. Auch ergibt sich als beste Lösung der potenzielle Ansatz (siehe Tab. 3.3). Funktion Fehlerquadrat Bestimmtheitsmaß

Linear y = mx + b 22.415,811 0,59727738

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 5.945.035,040 0,01321273




Tab. 3.3: Qualität der Approximationen - zweistufige AKM

Die Kosten und die Kostenfunktion sind in Abb. 3.3 dargestellt. Die Kostenfunktion hat die Form


09,90][0507,975.231]/[€ 1422,1 +⋅= −kWQkWk o�

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000

Kälteleistung / kW

Sp

ezif

isch

e K

ost

en /

Eu

ro/k

W

Schlott (mit RKA)

ASUE (ohne RKA)


Funktion (ohne RKA)

Abb. 3.3: Kosten und Kostenfunktion - zweistufige AKM

Zweistufige AKM benötigen – wie eingangs erwähnt – eine höher temperierte Antriebswärme als einstufige AKM. Damit sind zweistufige AKM oftmals nicht in der Lage, Abwärme als (kostenlose) Antriebsenergie zu nutzen. Sie sind daher seltener als einstufige AKM. Daher ist die Datenbasis hier geringer.

3.3 Zusammenfassung – Investitionskosten für AKM Die Kostenfunktionen für die Investitionskosten für Kompressionskältemaschinen sind in Tab. 3.4 zusammen gefasst.

Einstufige AKM Zweistufige AKM

Kostenfunktion ckWQakWEurok bKälte +⋅= ][]/[ 0

�

Koeffizienten a = 14.740,2095 231.975,0507 b= -0,6849 -1,1422 c = 3,29 90,09 Gültig für Kälteleistung / kW 50 - 4.750 400 – 5.270

Tab. 3.4: Kostenfunktionen für AKM - Zusammenfassung


4 Wartungs- sowie Betriebskosten von KKM und KKM Die jährlichen Gesamtkosten einer energietechnischen Anlage und somit auch die einer Kälteanlage setzen sich in der Hauptsache aus den Investitionskosten, den verbrauchsgebundenen Kosten und den betriebsgebundenen Kosten zusammen. Die verbrauchsgebundenen Kosten umfassen hier die Kosten für die Antriebsenergie (Strom bei der KKM; Wärmearbeit bei den AKM), Kosten für Hilfsantriebe (z.B. Strom für die Kühlmittelpumpe) und den Kosten für den Wassereinsatz (Kühlung). Diese Kosten sind dabei abhängig von der eingesetzten Energie und deren Preis. Bezüglich der eingesetzten Energie werden in [8] Richtwerte (jeweils bezogen auf die Kältearbeit) genannt.

KKM AKM ε = 4 ζ = 0,7

Antriebsenergie 250 kWhel / MWhth 1.400 kWhth / MWhth Hilfsantriebe 40 – 50 kWhel / MWhth 60 – 80 kWhel / MWhth

Wasserbedarf 2,5 – 3,0 m3 / MWhth 5 – 6 m3 / MWhth

Tab. 4.1: Richtwerte für Antriebsenergie, Hilfsantriebe sowie Wasserbedarf von KKM und AKM

Die benötigte Antriebsenergie ergibt sich dabei aus der Leistungszahl bzw. dem Wärmeverhältnis. Sie ist damit schnell zu berechnen. Hinsichtlich der Preise für Strom, Wärme und Wasser sollten immer die für das untersuchte Objekt gültigen Preisregelungen angesetzt werden. Hier gibt es sehr unterschiedliche Bedingungen (Stromkosten mit oder ohne Leistungspreis; Wärme als Frischwärme oder Abwärme). Die betriebsgebundenen Kosten entstehen primär durch die Wartung und Instandhaltung der Anlage. Hier können nach [9] folgende Ansätze gemacht werden: Turbokompressoren: 4 % der Investition Absorber: 1 % der Investition


5 Kostenfunktionen für Rückkühlwerke Wird eine Kälteanlage errichtet, so ist auch ein Rückkühlwerk für die Abgabe der Abwärme der Kältemaschine notwendig. Hier werden in erster Linie Rückkühler eingesetzt, in denen der zur Wärmeabfuhr eingesetzte Wärmeträger gegen Umgebungsluft gekühlt wird. Dabei durchströmt der Wärmeträger einen Wärmeübertrager (Rippenrohr- oder Lamellenwärmeübertrager), während die Kühlluft die Rohre dieses Wärmeübertragers umströmt. Es gibt verschiedene Bauarten für solche Rückkühler (Abb. 5.1). Sie unterscheiden sich nach der Lage des Wärmeübertragers und der Anordnung des Ventilators.

Hor izontal Vert ikal

Dachbau Reihenbau Abb. 5.1: Bauarten für Rückkühler


Hauptvariable für einen Rückkühler ist seine Kühlleistung. Dabei bezieht sich die Leistung immer auf vorgegebene Randbedingungen bezüglich Art, Mengenstrom und Temperaturen des Wärmeträgers sowie Mengenstrom und Eintrittstemperatur der Luft. Zur Auswertung gelangen hier die technischen Datenblätter sowie die Preislisten der Fa. Hans Güntner GmbH, Fürstenfeldbruck. Diese Unterlagen können bei der Fa. Hans Güntner GmbH angefordert werden, sind aber auch über das Internet (www.guentner.de) erhältlich. Betrachtet werden die Baureihen GFH2 (Rückkühler mit horizontalem Wärmeübertrager) und GFD (Doppelblockrückkühler, entsprechend der Bauart Reihenbau). Berücksichtigt werden jeweils die Normalausführungen3. Für jedes Gerät kann der angegebene Preis auf zwei Leistungen bezogen werden. Einerseits für die Leistung bei Verschaltung der Ventilatormotoren in der Dreieck-Schaltung und andererseits in der Stern-Schaltung. Bei der Stern-Schaltung ist die Leistungsaufnahme der Ventilatormotoren geringer. Im Vergleich zu einem Rückkühler mit im Dreieck verschalteten Ventilatormotoren ergeben sich für den selben Kühler mit im Stern verschalteten Ventilatormotoren bei gleichen Wärmeträgerein- bzw. Wärmeträgeraustrittstemperaturen und Lufteintrittstemperatur

• ein geringer Luftvolumenstrom (Luftvolumenstrom ist proportional zur Leistung der Ventilatormotoren),

• ein geringer Wärmeträgervolumenstrom, • eine geringere Leistung und damit • höhere spezifische, d.h. auf die Kühlleistung bezogene Kosten (absolute

Kosten sind gleich). Gleichzeitig sinken damit die benötigte elektrische Arbeit der Ventilatormotoren und die für die Überwindung der Druckverluste des Wärmeträgers aufzubringende Pumpenleistung. Wie später gezeigt wird, hat dies Konsequenzen bei der Auswahl des Geräts an Hand der jährlichen Gesamtkosten für den Rückkühler. Kostenfunktionen werden daher für vier Typen abgeleitet (siehe auch Abb. 5.1):

• Bauart horizontal, Ventilatormotoren in Dreieck-Schaltung (Typ HD) • Bauart horizontal, Ventilatormotoren in Stern-Schaltung (Typ HS) • Reihenbau, Ventilatormotoren in Dreieck-Schaltung (Typ RD) • Reihenbau, Ventilatormotoren in Stern-Schaltung (Typ RS)

5.1 Kostenfunktionen für die Typen HD und HS Die Abb. 5.2 zeigt die Kostenwerte für die Apparate in Abhängigkeit von der Nennleistung. Parameter dabei sind:

• Wärmeträger: Wässrige Lösung mit 34 Vol.% Ethylenglykol • Wärmeträgereintrittstemperatur: 40 °C • Wärmeträgeraustrittstemperatur: 35 °C

2 Daneben wird die Baureihe GFV (Rückkühler mit vertikalem Wärmeübertrager) angeboten. Sie entspricht bei den technischen Daten und den Preisen der Baureihe GFH. 3 Neben der Normalausführung werden die Ausführungen „Leise“, „Sehr leise“ und „Extrem leise“ angeboten.


• Lufteintrittstemperatur: 25 °C

y = 37,419x + 312,93

R2 = 0,9904

y = 46,169x + 525,02

R2 = 0,9698

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

0 200 400 600 800 1.000 1.200

Nennleistung / kW

Ko

sten

/ �

Typ HD

Typ HS

Linear (Typ HD)

Linear (Typ HS)

Abb. 5.2: Investitionskosten für Rückkühler – Typen HD und HS

Für beide Varianten werden die Kosten mit einer linearen Kostenfunktion (Kosten [�� = f(Q[kW]) angenähert. Dabei ist gemäß den Qualitätskriterien „Summe der Fehlerquadrate“ bzw. „Bestimmtheitsmaß“ die lineare Approximation nicht die beste Lösung. Dies zeigen Tab. 5.1 bzw. Tab. 5.2. Funktion Fehlerquadrat Bestimmtheitsmaß

Linear y = mx + b 102.225.267,484 0,99041290

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 90.554.796,089 0,99150740




Tab. 5.1: Qualität der Approximationen – Typ HD


Linear y = mx + b 322.086.321,500 0,96979343

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 262.732.906,522 0,97535984




Tab. 5.2: Qualität der Approximationen – Typ HS

Allerdings beschreibt die lineare Approximation die Kosten insbesondere im Leistungsbereich bis ca. 100 kW am besten. Alle anderen Funktionsansätze weisen


hier deutliche Abweichungen von den tatsächlichen Kostenwerten auf. Die anderen Ansätze sind zwar im darüber liegenden Leistungsbereich genauer. Allerdings ist der Unterschied hier nur sehr gering, so dass der Verlust an Genauigkeit im oberen Leistungsbereich deutlich vom Gewinn an Genauigkeit im unteren Leistungsbereich übertroffen wird (Abb. 5.3, Abb. 5.4).

-100%

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

0 200 400 600 800 1.000 1.200

Nennleistung / kW

Ab

wei

chu

ng

Linear

Polynom (2)

Logarithmus

Exponentiell

Potenziell

Abb. 5.3: Abweichungen der Approximationen – Typ HD

-120%

-100%

-80%

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1.000

Nennleistung / kW

Ab

wei

chu

ng

Linear

Polynom (2)

Logarithmus

Exponentiell

Potenziell

Abb. 5.4: Abweichungen der Approximationen – Typ HS


Damit lautet der Zusammenhang zwischen den Kosten und der Nennleistung:

93,312][419,37[�� +⋅= kWQK NennHD�

02,525][169,46[�� +⋅= kWQK NennHS

� Laut Hersteller kann die Nennleistung mit einem Korrekturfaktor in die Leistung des Gerätes bei anderen Soleeintrittstemperaturen bzw. Lufteintrittstemperaturen überführt werden. Die Temperaturspreizung der Sole betrage dabei immer 5 °C:

NennHt QfQ �� ⋅= ,

Abb. 5.5 zeigt den Korrekturfaktor ft,H zur Berücksichtigung der Eintrittstemperaturen von Sole und Luft.

20

25

30

35

40

45

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3

Korrekturfaktor ft,H

Ein

trit

tste

mp

erat

ur

Lu

ft /

°C

Soleeintritt: 50,0 °C





Abb. 5.5: Korrekturfaktor zur Berücksichtung der Eintrittstemperaturen von Sole und Luft – Typen HD und HS

Zur Nutzung dieser Kurvenschar innerhalb der Kostenfunktionen ist der Verlauf des Korrekturfaktors in Abhängigkeit von den Eintrittstemperaturen der Luft und der Sole durch eine Funktion zu beschreiben. Da es sich bei allen Kurven um Geraden handelt, wird zuerst eine Geradengleichung für die Soleeintrittstemperatur von 40 °C ermittelt. Diese Gerade kann mit

5,3][1,0, +°⋅−= Ctf LuftHt

beschrieben werden. Diese Funktion kann um einen Summanden ergänzt werden, der die Abhängigkeit des Korrekturfaktors von der Soleeintrittstemperatur beschreibt:


CtmitCtCt

Ctf einSoleeinSoleeinSole

LuftHt °=

°−°++°⋅−= 40,

10

][][5,3][1,0 0,,

0,,,,

Zur Bestimmung der Kosten für einen Rückkühler bei gegebener Leistung sowie gegebenen Eintrittstemperaturen für Sole und Luft ist die Leistung mittels des Korrekturfaktors in die Nennleistung zu überführen und die Kosten für den Apparat gemäß Abb. 5.2 zu berechnen:

93,312][

419,3793,312][419,37[��,

+⋅=+⋅=Ht

NennHD f

kWQkWQK

�

�

02,525][

169,4602,525][169,46[��,

+⋅=+⋅=Ht

NennHS f

kWQkWQK

�

�

Damit liegen Kostenfunktionen für die Investitionskosten der Typen HD und HS vor. Neben den Investitionskosten sind die verbrauchsgebundenen Kosten zu berücksichtigen. Verbrauchsgebundene Kosten entstehen hier durch den Bezug von elektrischer Arbeit für

• den Antrieb der Ventilatormotoren und • den Antrieb einer Solepumpe zur Überwindung der Druckverluste der Sole im

Rückkühler. Die elektrische Leistung der Ventilatormotoren ist bekannt, da einerseits die Anzahl der Ventilatoren pro Gerät und die elektrische Leistung je Motor in den Unterlagen aufgeführt ist. Die elektrische Leistung ergibt sich aus dem Produkt der beiden Größen. Durch Bezug der elektrischen Leistung der Ventilatormotoren auf die Nennleistung kann die relative elektrische Leistung der Ventilatormotoren gewonnen werden. Sie ist in Abb. 5.6 gezeigt.


0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

0 200 400 600 800 1.000 1.200

Nennleistung / kW

Rel

ativ

e L

eist

un

g d

er V

enti

lato

rmo

tore

n

Typ HD

Typ HS

Abb. 5.6: Relative Leistung der Ventilatormotoren – Typen HD und HS

Die relative elektrische Leistung der Ventilatormotoren streut deutlich. Ein eindeutiger Verlauf ist nicht abzulesen. Es werden hier daher Mittelwerte verwendet. Sie betragen 3,5 % für den Typ HD und 2,85 % für den Typ HS. Weiterhin sind für alle Rückkühler der Volumenstrom der Sole ( SoleV� ) und dessen

Druckverlust ( Solep∆ ) bei Nennlast gegeben. Die benötigte elektrische Leistung der Solepumpen kann aus

Pumpe

SoleSoleSole

pVP

η∆⋅=

�

berechnet werden. Dabei entspricht Pumpeη dem Wirkungsgrad der Pumpe. Es wird

ein durchschnittlicher Wert von %70=Pumpeη angesetzt. Auch hier wird relative

elektrische Leistung der Solepumpen (bezogen auf die Nennleistung) betrachtet (Abb. 5.7).


0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

0 200 400 600 800 1.000 1.200

Nennleistung / kW

Rel

ativ

e L

eist

un

g d

er S

ole

pu

mp

e

Typ HD

Typ HS

Abb. 5.7: Relative Leistung der Solepumpe – Typen HD und HS

Auch hier werden Mittelwerte angesetzt. Es sind dies 0,90 % für den Typ HD und 0,61 % für den Typ HS (vgl. Abb. 5.7). Damit können die benötigte elektrische Leistung für die Ventilatoren und die Solepumpen aus der Nennleistung des Rückkühlers bestimmt werden. Die genannten Mittelwerte werden dabei als Faktoren genutzt. Sie sind in Tab. 5.3 zusammen gefasst. Dreieck Stern

Relative Leistung Ventilatormotoren fV,HD = 3,50% fV,HS = 2,85%

Relative Leistung Solepumpe fS,HD = 0,90% fS,HS = 0,61%

Tab. 5.3: Faktoren zur Bestimmung der elektrischen Leistung der Ventilatoren und Pumpen aus der Nennleistung – Typen HD und HS

Damit lassen sich die Kosten für die elektrische Arbeit der Ventilatormotoren bzw. der Solepumpe jeweils für die Typen HD bzw. HS bestimmen:

100/]/[]/[][)(]/[� kWhCtkahkWQffak StromNennSVVerbrauch ⋅⋅⋅+= τ� mit τ als den jährlichen Betriebsstunden.

5.2 Kostenfunktionen für die Typen RD und RS Die Abb. 5.8 zeigt die Kostenwerte für die Apparate in Abhängigkeit von der Nennleistung. Parameter dabei sind:


• Wärmeträger: Wässrige Lösung mit 34 Vol.% Ethylenglykol • Wärmeträgereintrittstemperatur: 45 °C • Wärmeträgeraustrittstemperatur: 40 °C • Lufteintrittstemperatur: 32 °C

y = 49,307x + 2.053,553

R2 = 0,994

y = 62,671x + 1.711,434

R2 = 0,998

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Nennleistung / kW

Ko

sten

/ �

Typ RD

Typ RS

Linear (Typ RD)

Linear (Typ RS)

Abb. 5.8: Investitionskosten für Rückkühler - Typen RD und RS

Für beide Varianten werden die Kosten mit einer linearen Kostenfunktion (Kosten [�� = f(Q[kW]) angenähert. Wie bei den Typen HD und HS ist gemäß den Qualitätskriterien „Summe der Fehlerquadrate“ bzw. „Bestimmtheitsmaß“ die lineare Approximation nicht die beste Lösung. Dies zeigen Tab. 5.4 bzw. Tab. 5.5. Funktion Fehlerquadrat Bestimmtheitsmaß

Linear y = mx + b 5.281.229,266 0,99401032

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 4.678.367,052 0,99469405




Tab. 5.4: Qualität der Approximationen - Typ RD


Linear y = mx + b 1.929.147,306 0,99781207

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 1.861.061,185 0,99788929




Tab. 5.5: Qualität der Approximationen - Typ RS


Allerdings sind hier die Unterschiede zwischen den Approximationen sehr klein. Dies zeigen die Werte für das Bestimmtheitsmaß sowie die in Abb. 5.9 und Abb. 5.10 dargestellten Abweichungen. Auf Grund der guten Genauigkeit des linearen Ansatzes und mit Blick auf die Handhabbarkeit der Kostenfunktionen sowie der Vergleichbarkeit mit den Typen HD und HS werden auch hier die linearen Ansätze für die Kostenfunktionen gewählt.

-10,0%

-7,5%

-5,0%

-2,5%

0,0%

2,5%

5,0%

7,5%

10,0%

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Nennleistung / kW

Ab

wei

chu

ng

Linear

Polynom (2)

Logarithmus

Exponentiell

Potenziell

Abb. 5.9: Abweichungen der Approximationen - Typ RD

-10,0%

-7,5%

-5,0%

-2,5%

0,0%

2,5%

5,0%

7,5%

10,0%

0 100 200 300 400 500 600

Nennleistung / kW

Ab

wei

chu

ng

Linear

Polynom (2)

Logarithmus

Exponentiell

Potenziell

Abb. 5.10: Abweichungen der Approximationen - Typ RS


Damit lautet der Zusammenhang zwischen den Kosten und der Nennleistung:

55,053.2][307,49[�� +⋅= kWQK NennRD�

43,711.1][671,62[�� +⋅= kWQK NennHS

� Analog zu den Typen HD und HS kann auch hier die Nennleistung mit einem Korrekturfaktor in die Leistung des Gerätes bei anderen Soleeintrittstemperaturen bzw. Lufteintrittstemperaturen überführt werden. Die Temperaturspreizung der Sole betrage dabei immer 5 °C:

NennRt QfQ �� ⋅= ,

Abb. 5.11 zeigt den Korrekturfaktor ft,R zur Berücksichtigung der Eintrittstemperaturen von Sole und Luft.

20

25

30

35

40

45

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5

Korrekturfaktor ft,R

Ein

trit

tste

mp

erat

ur

Lu

ft /

°C






Abb. 5.11: Korrekturfaktor zur Berücksichtigung der Eintrittstemperaturen von Sole und Luft - Typen RD und RS

Auch hier wird zur Beschreibung des Korrekturfaktors eine Funktion abgeleitet. Sie ist analog zu der Funktion der Typen HD und HS aufgebaut. Lediglich die Koeffizienten sind unterschiedlich, da bei den Typen RD und RS die Eintrittstemperaturen der Sole und der Luft bei Nennleistung andere Werte als bei den Typen HD und HS aufweisen. Hier ist:

CtmitCtCt

Ctf einSoleeinSoleeinSole

LuftRt °=

°−°++°⋅−= 45,

10

][][2,4][1,0 0,,

0,,,,


Damit lauten die Kostenfunktionen für die Investitionskosten der Typen RD und RS:

55,053.2][

307,4955,053.2][307,49[��,

+⋅=+⋅=Rt

NennRD f

kWQkWQK

�

�

43,711.1][

671,6243,711.1][671,62[��,

+⋅=+⋅=Rt

NennRS f

kWQkWQK

�

�

Die Bestimmung der verbrauchsgebundenen Kosten wird analog zu den Typen HD bzw. HS durchgeführt. Es werden Faktoren abgeleitet, die die Bestimmung der elektrischen Leistung der Ventilatormotoren bzw. der Solepumpe ermöglichen. Die relative elektrische Leistung der Ventilatormotoren ist in Abb. 5.12 gezeigt.

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%

4,5%

5,0%

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Nennleistung / kW

Rel

ativ

e L

eist

un

g d

er V

enti

lato

rmo

tore

n

Typ RD

Typ RS

Abb. 5.12: Relative Leistung der Ventilatormotoren - Typen RD und RS

Angesetzt werden hier Mittelwerte. Sie betragen 4,11 % für den Typ RD und 3,22 % für den Typ RS. Die Berechnung der benötigten elektrische Leistung der Solepumpen wird ebenfalls analog zu den Typen HD und HS durchgeführt. Die relative elektrische Leistung der Solepumpen (bezogen auf die Nennleistung) zeigt Abb. 5.13.


0,0000%

0,0001%

0,0002%

0,0003%

0,0004%

0,0005%

0,0006%

0,0007%

0,0008%

0,0009%

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Nennleistung / kW

Rel

ativ

e L

eist

un

g d

er S

ole

pu

mp

e

Typ RD

Typ RS

Abb. 5.13: Relative Leistung der Solepumpen - Typen RD und RS

Die Typen RD und RS zeichnen sich durch sehr geringe Druckverluste der Sole aus. Daher ist die elektrische Leistung der Solepumpen sehr gering und wird hier vernachlässigt. Die Faktoren zur Bestimmung der elektrischen Leistung sind in Tab. 5.6 zusammen gefasst. Dreieck Stern

Relative Leistung Ventilatormotoren fV,RD = 4,11% fV,RS = 3,22%

Relative Leistung Solepumpe fS,RD = 0,00% fS,RS = 0,00%

Tab. 5.6: Faktoren zur Bestimmung der elektrischen Leistung der Ventilatoren und Pumpen aus der Nennleistung - Typen RD und RS


5.3 Zusammenfassende Darstellung der Kostenfunktionen In Tab. 5.7 sind die Kostenfunktionen zusammen gefasst. Typ HD HS RD RS

Bauart Horizontal Horizontal Reihenbau Reihenbau

Schaltung Ventilatormotoren Dreieck Stern Dreieck Stern

Investition Kostenfunktion Absolut bkWQmK Nenn +⋅= ][[��

Spezifisch ][

]/[�kWQ

bmkWk

Nenn�

+=

Korrektur t

Nenn f

QQ

�

� =

Korrekturfaktor

−++⋅−

=

10

405,31,0 ,

,

einSoleLuft

Ht

tt

f

−++⋅−

=

10

452,41,0 ,

,

einSoleLuft

Rt

tt

f

Cintundt einSoleLuft °,

Koeffizienten m = 37,419 46,169 49,307 62,671 b = 312,93 525,02 2.053,55 1.711,43

Gültigkeit QNenn,min / kW 25 20 175 150

QNenn,max / kW 1.120 950 750 590

Verbrauch Pel,relativ Ventilatormotoren: fV 3,50% 2,85% 4,11% 3,22%

Pel,relativ Solepumpe: fS 0,90% 0,61% 0,00% 0,00%

Pel,relativ Summe 4,40% 3,46% 4,11% 3,22%

Tab. 5.7: Kostenfunktionen - Zusammenfassung

Es ist zu beachten, dass die Kostenfunktionen mit einer Temperaturspreizung in der Sole von 5 °C erstellt wurden. Damit liegt die Soleaustrittstemperatur um 5 °C unter der Soleeintrittstemperatur. Diese wiederum muss über der Lufteintrittstemperatur liegen, so dass gelten muss: tSole,ein – tLuft > 5 °C Die Verläufe der Kostenfunktionen für die absoluten bzw. spezifischen Kosten sind in Abb. 5.14 und Abb. 5.15 dargestellt. Sie gelten für eine Soleeintrittstemperatur von 42 °C und eine Lufttemperatur von 27 °C. Es ist zu sehen, dass die Investitions-kosten für den Typen HD minimal und den Typen RS maximal sind. Die Investitionskosten für die Typen HS und RD liegen dazwischen.


0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

0 200 400 600 800 1.000 1.200

Leistung / kW

Ko

sten

/ �

Typ HD

Typ HS

Typ RD

Typ RS

Abb. 5.14: Verlauf der Kostenfunktionen: Absolute Kosten

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 200 400 600 800 1.000 1.200

Leistung / kW

Sp

ezif

isch

e K

ost

en / ��

Typ HD

Typ HS

Typ RD

Typ RS

Abb. 5.15: Verlauf der Kostenfunktionen: Spezifische Kosten

5.4 Beispiel zur Anwendung der Kostenfunktionen Die Nutzung der Kostenfunktionen sollen hier an einem Beispiel verdeutlicht werden. Es ist ein Rückkühler mit einer Nennleistung von 250 kW für die Kühlung der Sole


von 42 °C auf 37 °C erforderlich. Die Lufttemperatur betrage 27 °C. Es sollen die Investitionssumme und die jährlichen Gesamtkosten bestimmt werden. Zur Bestimmung der Investitionskosten ist zuerst der Korrekturfaktor für die Leistung zu bestimmen, da die Eintrittstemperaturen von Sole und Luft nicht denjenigen bei Nennlast entsprechen. Es ergibt sich

0,110

40425,3271,0

10

][][5,3][1,0 0,,,

, =

−++⋅−=

°−°++°⋅−=

CtCtCtf einSoleeinSole

LuftHt

2,110

45422,4271,0

10

][][2,4][1,0 0,,,

, =

−++⋅−=

°−°++°⋅−=

CtCtCtf einSoleeinSole

LuftRt

Damit berechnen sich die Investitionskosten zu

�668.993,3120,1

250419,3793,312

][419,37[�� =+⋅=+⋅=

f

kWQKHD

�

�067.1202,5250,1

250169,4602,525

][169,46[�� =+⋅=+⋅=

f

kWQKHS

�

�626.1255,053.22,1

250307,4955,053.2

][307,49[�� =+⋅=+⋅=

f

kWQKRD

�

�768.1443,711.12,1

250671,6243,711.1

][671,62[�� =+⋅=+⋅=

f

kWQKRS

�

Die Investitionskosten werden mittels des Annuitätenfaktor (ANF) in die jährlichen Investitionskosten überführt. Der Annuitätenfaktor wird für eine Betrachtungsdauer von 10 a und einem Zinssatz von 8 % berechnet. Er beträgt 0,149. Zur Bestimmung der jährlichen Gesamtkosten müssen die annuitierten Investitionskosten und die Verbrauchkosten (Strom für Ventilatormotoren und Solepumpe) addiert werden. Die jährlichen Verbrauchskosten berechnen sich zu

100/]/[]/[][)(]/[� kWhCtkahkWQffak StromNennSVVerbrauch ⋅⋅⋅+= τ� Die Faktoren für fV bzw. fS sind für die einzelnen Typen der Tab. 5.7 zu entnehmen. Für den Strompreis wird ein Wert von 7 Ct/kWh angesetzt. In der Formel findet sich als weitere Variable die jährliche Laufzeit. Um ihren Einfluss zu verdeutlichen, werden die Verbrauchskosten und damit die jährlichen Gesamtkosten für die einzelnen Typen als Funktion dieser Variablen berechnet. Das Ergebnis zeigt Abb. 5.16.


0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000

Jährliche Betriebsstunden / h/a

Jäh

rlic

he

Ges

amtk

ost

en / ��

Typ HD

Typ HS

Typ RD

Typ RS

Abb. 5.16: Jährliche Gesamtkosten (Beispiel)

Es ist zu sehen, dass bis zu einer jährlic hen Laufzeit von ca. 2.500 h/a die jährlichen Gesamtkosten für den Rückkühler vom Typ HD am geringsten sind. Oberhalb von 3.000 h/a erweist sich der Typ RS als die Lösung mit den geringsten Kosten. Zwischen 2.500 und 3.000 h/a sind die jährlichen Gesamtkosten aller Typen fast gleich. Hier dürften die Typen HS und RD bevorzugt werden. Die Ergebnisse erklären sich daraus, dass sich die Investitionskosten und die verbrauchsgebundenen Kosten entgegengesetzt verhalten. Der Typ HD weist die geringsten Investitionskosten aber die höchsten verbrauchsgebundenen Kosten auf. Der Typ RS als kapitalintensivste Lösung verursacht die geringsten Verbrauchskosten. Mit steigenden Betriebsstunden werden die Mehrkosten bei der Investition des Typen RS gegenüber dem Typen HD von den Minderkosten im Verbrauch kompensiert. Praktische Bedeutung hat dies bei der Auswahl eines Rückkühlers unter Beachtung der Produktionszeiten. Sind die jährlichen Betriebsstunden des Rückkühlers an diese gebunden, bedeutet dies, dass im Falle einer ein-schichtigen Produktion an fünf Tagen pro Woche der Rückkühler vom Typ HD auszuwählen ist, da bei dieser Produktionsstruktur Produktionszeiten von ca. 2.000 h/a erreichbar sind. Bei kontinuierlichem Betrieb (drei Schichten an sieben Tagen pro Woche) sind, unter Berücksichtigung von Stillstandszeiten z.B. zu Ostern und Weihnachten, Produktionszeiten von gut 8.000 h/a zu erwarten. Hier ist der Rückkühler vom Typ RS auszuwählen.


6 Kostenfunktionen für Kühltürme Neben den in Kapitel 5 beschriebenen Rückkühlern können auch Kühltürme zur Kühlung eingesetzt werden. Dabei wird zwischen offenen und geschlossenen Kühltürmen (Prinzip wie die Rückkühler) unterschieden. Bei den offenen Kühltürmen wird das Kühlwasser auf Füllkörper versprüht, während über die Füllkörper Luft geführt wird. Das abgekühlte Wasser tropft von den Füllkörpern ab und wird in einem Kühlwasserbecken gesammelt. Dabei geht ein Teil des Kühlwasser verloren (Verdunstung). Das im Kühlwasserbecken befindliche Wasser beinhaltet Verschmutzungen wegen der Wirkung dieses Systems als Luftwäscher. Es entstehen Kosten für Ergänzungswasser sowie Abschlämmung. Die Betriebskosten sind damit höher als bei einem geschlossenen System. Wegen des geringeren apparativen Aufwands gegenüber den geschlossenen Systemen sind die Investitionskosten allerdings geringen.

6.1 Investitionskosten für offene Kühltürme Von der Fa. Huckle liegen die Kosten für die Baureihe HCT (saugbelüfteter Kühlturm mit Axialventilator) und RCT (druckbelüfteter Kühlturm mit Radialventilator) aus dem Jahre 1988 vor. Angesetzt werden diese Werte zur Überprüfung, inwieweit die Kosten mit einem Preisindex auf den heutigen Stand aktualisiert werden können. Dazu werden die Kosten in Euro umgerechnet und mittels des Kölbel-Schulze-Index von 1988 auf 2000 hochgerechnet. Der Kölbel-Schulze-Index für Apparate und Maschinen betrug

in 1988: 79 in 2000: 104

Zur Umrechnung der Kosten von 1988 auf 2000 ergibt sich damit der Multiplikator zu 104 / 79 = 1,316. Mit diesen Werten werden einige aktuelle Vergleichszahlen der Fa. Buderus verglichen [3]. Dabei zeigt sich, dass die Umrechnung der Werte von 1988 auf 2000 zu befriedigenden Werten führt (siehe Abb. 6.1). Die aktualisierten Kostendaten werden daher als Datenbasis für die Kostenfunktion angesetzt. Variable ist die Nennleistung des Kühlturm, der Funktionswert sind die spezifischen Kosten. Die Qualität der Approximationen zeigt Tab. 6.1. Von nahezu gleicher Güte sind der exponentielle und der potenzielle Ansatz. Da der potenzielle Ansatz etwas genauer ist und zudem die besser handhabbare Funktion ist, wird diese Funktion hier gewählt.



Linear y = mx + b 1.861,629 0,52247499

Polynom (2) y = a2x2 + a1x + a0 1.337,537 0,65690947




Tab. 6.1: Qualität der Approximationen – offene Kühltürme

Damit lautet die Kostenfunktion zur Bestimmung der Investitionskosten für offene Kühltürme:

15,26][2,348.2]/[ 0398,1 +⋅= −kWQkWEurok � Gültig ist sie für eine Kühlleistung von 50 bis 1.200 kW. Dargestellt ist die Funktion zusammen mit den Kostendaten in Abb. 6.1.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 200 400 600 800 1.000 1.200

Kühlleistung / kW

Sp

ez. I

nve

stit

ion

/ E

uro

/kW

Radial, 1988 aktualisiert

Axial, 1988 aktualisiert

Buderus

Funktion

Abb. 6.1: Kostendaten und Kostenfunktion für offene Kühltürme

6.2 Betriebskosten (Strom) für offene Kühltürme Für die offenen Kühltürme aus Kapitel 6.1 liegen neben den Investitionskosten auch die elektrische Antriebsleistung vor. Die entsprechenden Daten sind in Abb. 6.2 gezeigt. Anders als die Investitionskosten ist die elektrische Antriebsleistung von der Anordnung des Ventilators abhängig.


y = 0,0043x1,2336

R2 = 0,9740

y = 0,0105x0,9613

R2 = 0,9859

0

5

10

15

20

25

30

0 200 400 600 800 1.000 1.200

Kühlleistung / kW

Ele

ktri

sch

e L

eist

un

g /

kW

Radial

Axial

Potenziell (Radial)

Potenziell (Axial)

Abb. 6.2: Antriebsleistung offener Kühltürme

Wie in Abb. 6.2 zu sehen ist, lässt sich die elektrische Leistung der offenen Kühltürme mit Radial- bzw. Axialventilator mittels potenziellen Funktionen gut beschreiben. Das Bestimmtheitsmaß (R2) liegt bei 0,974 (Radialventilator) bzw. 0,986 (Axialventilator). Somit besteht die Möglichkeit, die Stromkosten des Kühlturms aus seiner Nennleistung, den Betriebsstunden und dem Strompreis zu bestimmen.


7 Literatur [1] S. Schlott: Kälteerzeugung für die Klimatechnik, HLH, Beratende Ingenieure,

März 1999 [2] Recknagel, Sprenger, Schramek: Taschenbuch für Heizung und Klimatechnik

97/98; 68. Auflage, R. Oldenbourg Verlag, München 1997 [3] Buderus Heiztechnik GmbH: Projektierung BHKW mit Buderus-

Komplettmodultechnik, Teil 3 – Kälteerzeugung mit Buderus-BHKW [4] Peter Huber Kältemaschinenbau GmbH: Produktkatalog 2001/2002 und

Preisliste Stand 2002 [5] ASUE e.V.: Marktübersicht Absorptionskälteanalgen, September 2000 [6] C.-W. Seitz: Integration von Absorptionskälteanlage; in Wärme macht Kälte –

Absorptionskälteerzeugung in der Praxis; ASUE-Schriftenreihe Nr. 17, Vulkan-Verlag, 1996

[7] Informationen der EAW Energieanlagenbau GmbH (www.eaw-

energieanlagenbau.de), Mai 2002 [8] Fachinformationszentrum Karlsruhe (Hrsg.): Kälteversorgung mit KWKK; Bine

profi info II/98 [9] D. Olfen: Wirtschaftlichkeit der Absorptionskälteerzeugung; in Wärme macht

Kälte – Absorptionskälteerzeugung in der Praxis; ASUE-Schriftenreihe Nr. 17, Vulkan-Verlag, 1996

IUTA e.V.: Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung VII.1 Projektträger: Stiftung Industrieforschung

Teil VII: Anlagen zur Wärme- und Kältespeicherung Inhalt: Teil VII: Anlagen zur Wärme- und Kältespeicherung .................................................. 1 1 Wärme- und Kältespeicher .................................................................................. 3 2 Technikbeschreibung........................................................................................... 4

2.1 Warmwasser- und Heißwasserspeicher ....................................................... 4 2.1.1 Speichermaterialien............................................................................... 5 2.1.2 Wärmeübertrager .................................................................................. 6 2.1.3 Prallplatte............................................................................................... 6 2.1.4 Dämmung.............................................................................................. 6 2.1.5 Wärmeinhalt .......................................................................................... 7 2.1.6 Vorschriften für Warmwasserspeicher................................................... 7

2.2 Latentwärmespeicher ................................................................................... 7 2.2.1 Verfahren der Latentspeicherung: ......................................................... 8

2.3 Kältespeicher.............................................................................................. 10 3 Kostenfunktionen für Speicher........................................................................... 13

3.1 Kostenfunktionen für Speicher in der Literatur............................................ 13 3.2 Hauptvariablen für Wärme- und Kältespeicher ........................................... 13 3.3 Datengrundlage .......................................................................................... 14 3.4 Ergebnisdarstellung.................................................................................... 14 3.5 Wärmespeicher........................................................................................... 16

3.5.1 Basiskostenfunktion............................................................................. 16 3.5.2 Druckkorrektur ..................................................................................... 17 3.5.3 Korrekturfaktor Material ....................................................................... 18 3.5.4 Kombispeicher..................................................................................... 19

3.6 Latentwärmespeicher ................................................................................. 19 3.7 Kältespeicher.............................................................................................. 20

4 Literaturverzeichnis............................................................................................ 22


Abbildungen: Abb. 2.1: Schematischer Aufbau eines Latentwärmespeichers .................................. 9 Abb. 2.2: Schematischer Aufbau eines Eisspeichers................................................ 10 Abb. 2.3: Schematischer Aufbau eines Eisspeichers mit Kunststoffkugeln............... 11 Abb. 2.4: Kunststoffkugel für Kühlsystem.................................................................. 11 Abb. 3.1: Basiskostenfunktion für Warmwasserspeicher .......................................... 17 Abb. 3.2: Einfluss des Speicherdrucks auf die Investitionskosten von Speichern..... 17 Abb. 3.3: Einfluss des Materials auf die Investitionskosten von Speichern............... 18 Abb. 3.4: Basiskostenfunktion für die Kombispeicher ............................................... 19 Abb. 3.5: Kostenfunktionen für Latentwärmespeicher............................................... 20 Abb. 3.6: Kostenfunktion für Eisspeicher .................................................................. 21 Tabellen: Tab. 2.1: Vergleich verschiedener Medien für die Latentspeicherung ........................ 8


1 Wärme- und Kältespeicher Wärmespeicher haben die Aufgabe, vorübergehend nicht verwendbare Energie so lange zu speichern, bis eine Nutzung möglich ist. Die Suche nach geeigneten Speichern ist gegenwärtig ein wichtiges technisches Problem. Die Speicher werden nach [1] unterschieden in: a) Warmwasser- und Heißwasserspeicher: Warmwasserspeicher werden in großem

Umfang bei der Versorgung mit Warmwasser in Haushalt, Gewe rbe und Industrie verwendet. Heißwasserspeicher finden insbesondere bei Heizkraftwerken Anwendung, wenn unterschiedliche Anforderungen beim Wärme- und Strombedarf vorliegen. Beispielsweise wird mit Hilfe von Anzapfdampf aus der Turbine in Zeiten geringeren Strombedarfs der Speicher mit heißem Wasser geladen.

b) Latentwärmespeicher: Latentwärme ist die diejenige Wärme, die beim Übergang

vom flüssigen in den festen Zustand entnommen und auch wieder zugeführt werden kann (Schmelzwärme), wobei die Zustandsänderung bei konstanten Temperaturen erfolgt. Man kann also überschüssige Wärme zunächst zum Schmelzen derartiger Stoffe verwenden, um sie später bei Bedarf wieder durch Entzug von Wärme zurückzugewinnen. Wichtigste Anforderungen sind eine hohe Speicherkapazität je m3, günstige Schmelzpunkte, nicht korrosiv, wenig Volumenänderung beim Phasenwechsel, große Leitfähigkeit u.a.. Besonders geeignet sind einige Salzhydrate, z.B. Glaubersalz.

c) Kältespeicher: Zur Speicherung von Kälteenergie zu Kühlzwecken. Als

Latentspeicher eignen sich Parafine und eutektische Salzgemische. Für Anwendungen in der Klimatechnik ist zu fordern, dass der Phasenwechsel bei einer Temperatur liegen soll, die nur unwesentlich unter der üblichen Kaltwassertemperatur von 6 – 8 °C liegt. Anderenfalls ergibt sich eine schlechte Leistungszahl der Kältemaschine. Unter Berücksichtigung aller Gesichtspunkte hat sich Wasser/Eis am besten bewährt.

Es gibt noch eine Vielzahl weiterer Speicher wie z.B. Langzeitspeicher (Aquiferspeicher), Dampfspeicher und Gesteinsspeicher. In dieser Ausarbeitung werden aber ausschließlich die oben aufgeführten Speicher betrachtet, da sie die größte Relevanz für den Einsatz in der klein- und mittelständischen Industrie (KMU) besitzen.


2 Technikbeschreibung In diesem Kapitel werden die verschiedenen Techniken der Speicherung beschrieben. Es wird auf die verschiedenen Speicherarten und deren Einsatzgebiete eingegangen. Begonnen wird in Kapitel 2.1 mit den Warmwasserspeichern. Im nachfolgenden Kapitel 2.2 wird die Latentwärmespeicherung behandelt und abschließend wird in Kapitel 2.3 auf die Kältespeicherung eingegangen.

2.1 Warmwasser- und Heißwasserspeicher Warmwasserspeicher können als Druckspeicher oder auch drucklos ausgeführt werden. Druckspeicher sind zwar teurer, können dafür direkt mit Brauchwasser oder Heizungswasser durchströmt werden. Kleine Speicher werden durchweg als Druckspeicher gebaut. Drucklose Speicher müssen immer über Wärmeübertrager mit dem Wärmeträger verbunden sein. Bei den üblichen industriellen Anwendungen kommen vorwiegend Druckspeicher zum Einsatz. Bei der Konstruktion von Warmwasserspeichern macht man sich den Dichteunterschied von Wasser bei unterschiedlichen Temperaturen zunutze. Warmes Wasser ist leichter als kaltes Wasser. Steigt die Temperatur in einem Speicher von unten nach oben an, so spricht man von einer stabilen Schichtung, die auch über längere Zeiträume erhalten bleiben kann. Ist dagegen eine Temperaturumkehr gegeben, so durchmischen sich die Schichten solange, bis wieder eine stabile Schichtung erreicht ist. Warmwasserspeicher werden daher konstruktiv in vertikale Zonen unterteilt, deren Temperatur nach oben hin zunimmt. Um dies bei den Speicheranschlüssen zu berücksichtigen, muss der Anschluss des warmen einfließenden Wassers immer über dem des abfließenden aufzuwärmenden Wassers liegen. Ebenso wird warmes Wasser oben abgezogen und kaltes Wasser unten nachgeführt. Bei den Warm- bzw. Heißwasserspeichern unterscheidet man üblicherweise verschiedene Speicherarten nach ihrem Einsatzzweck. • Pufferspeicher: Pufferspeicher sind vom Aufbau her die einfachsten Speicher,

da sie nur mit Heizungswasser gefüllt sind und daher im Innenbereich keinen Korrosionsschutz benötigen. Brauchwasser wird mit ihnen nicht erzeugt. Sie werden meist aus Baustahl gefertigt. Wie der Name schon sagt, soll mit Hilfe dieser Speicher eine Pufferung der angebotenen Energie erreicht werden.

• Brauchwasserspeicher: In ihnen wird erwärmtes Brauchwasser oder Trinkwasser bevorratet. Brauchwasserspeicher werden in der Regel als emaillierte Stahlbehälter mit kathodischem Korrosionsschutz, in Edelstahlbauweise und seit einigen Jahren auch als Kunststoffspeicher ausgeführt. Für alle Bauarten muss der Korrosionsschutz und der hygienisch einwandfreie Betrieb über viele Jahre gewährleistet sein

• Kombispeicher: Die Kombispeicher werden häufig als Tank-in-Tank Systeme ausgeführt. Beim Tank-in-Tank System dient der innere kleinere Behälter wie beim Brauchwasserspeicher der Trinkwasser-/Brauchwasserbevorratung. Im zweiten, umgebenden Behälter ist Heizungswasser. Die verwendeten Materialien für den inneren Speicher sind ST37-2 emailliert, bevorzugt aber V2A und V4A.


Für den Innenbehälter aus Edelstahl spricht der Umstand, dass der Wärmedurchgang an diesem Material bis zu 2,5-mal größer ist als bei emailliertem Stahl. Es ist also bei gleicher Oberfläche eine 2,5-fach höhere Wärmestromdichte möglich. Für den äußeren Behälter wird aus Kostengründen und wegen niedrigerer Materialansprüche ausschließlich ST37-2 verwendet.

2.1.1 Speichermaterialien Die geringsten Anforderungen an das Speichermaterial stellen die Pufferspeicher. Hier wird aus Kostengründen üblicherweise einfacher Baustahl St37-2 verwendet. Der Speicherbehälter wird innen zumeist unbehandelt gelassen und von außen mit einer Rostschutzfarbe versehen. Höhere Anforderungen an die Materialeigenschaften werden an die Speicher zur Wärmespeicherung von Brauchwasser oder Trinkwasser gestellt. Diese Speicher sollen korrosionsbeständig sein. Als Materialien kommen deshalb Stahl mit Vakuum Emaillierung, Chromstahl, Stahl mit Kunststoffbeschichtung oder auch Kunststoffe zur Anwendung. Die preiswerteste Variante ist meist der Kunststoffspeicher. Diese Speichervariante hält aber für gewöhnlich keinen hohen Betriebsdruck bzw. nur einer begrenzten Speichertemperatur stand. Der emaillierte Speicher ist nach wie vor der am meisten eingesetzte Speichertyp. Um den Stahl vor Korrosion zu schützen ist er mit einer Emailleschicht überzogen. Diese fest mit dem Stahl verbundene Auskleidung ist allerdings nicht unbedingt ohne Fehlerstellen, d.h. kleine Haarrisse können im Lauf der Zeit zu Korrosion führen und den Speicher zerstören. Deshalb werden je nach Speichertyp Magnesium- (Opfer-) oder auch Fremdstromanoden eingesetzt. • Magnesiumanode: Dieser im Inneren des Speichers angebrachte Magnesiumstab

setzt ständig leicht lösliche Magnesiumionen frei. Fehlstellen im Speicher werden dadurch mit Magnesium gefüllt. Die Lebensdauer einer solchen Anode ist indessen begrenzt, da sie sich im Laufe der Zeit auflöst. Je nach Volumen des Speichers sowie Oberfläche des Wärmeübertragers muss nach 3 bis 5 Jahren spätestens eine neue Schutzanode eingebaut werden.

• Fremdstromanode: Die etwas teurere Fremdstromanode besitzt eine nahezu unbegrenzte Lebensdauer. Mithilfe eines kleinen Steuergerätes (Potentiostat) wird die Anlagerung von Kupferionen an die Speicherinnenwand verhindert. Der Speicher ist somit länger gegen Korrosion geschützt.

Stahlspeicher mit Kunststoffbeschichtung sind ebenso auf dem Markt erhältlich. Preislich etwas günstiger als emaillierte Speicher kann der kunststoffbeschichtete Stahlspeicher allerdings weniger Wärmeenergie speichern, da er nur mit geringeren Temperaturen beschickt werden kann. An Stellen von Abplatzungen der Beschichtungen, wie sie bei emaillierten Stahlspeichern vorkommen können, muss die Kunststoffbeschichtung nach Möglichkeit frei von Poren und Bläschen sein, da diese nicht mehr durch Anoden ausgebessert werden können. Als Speichermaterialien haben sich neben St37-2 (Baustahl) auch hochchromhaltige Stähle (nichtrostende Stähle) als geeignete Werkstoffe etabliert. Sogenannte Edelstahlspeicher sind sehr korrosionsbeständig, allerdings auch teurer als Stahlspeicher. Während St37-2 im Speicherinneren mit Glasemaille oder Kunst-stoffbeschichtungen und zusätzlichen Magnesiumschutzanode / Fremdstromanode vor Korrosion geschützt werden muss, ist dies bei den Edelstahlbehältern nicht mehr nötig. Bei V2A ist diese Aussage jedoch nur solange gültig, wie der Chloridgehalt des


Wassers < 300 mg/m3 beträgt. Demgegenüber steht ein nicht zu vernachlässigender Preisunterschied der Speicher, der aus dem Materialpreis, aber auch dem erhöhten Verarbeitungsaufwand herrührt.

2.1.2 Wärmeübertrager Bei Brauchwasserspeichern trennt der Wärmeübertrager das Brauchwasser vom Heizwasser. Der Wärmeübertrager hat dabei die Aufgabe die Wärme zwischen den beiden hydraulisch getrennten Kreisläufen zu übertragen. In Ausnahmefällen kann der Wärmeübertrager auch außerhalb (extern) sitzen. Externe Wärmeübertrager, wie z.B. Plattenwärmeübertrager, erreichen gegenüber internen einen höheren Wirkungsgrad. Verwendung finden sie vor allem bei Großanlagen. Als mögliche Bauformen des internen Rohrbündel-Wärmeübertragers kommen Glattrohr oder Rippenrohrwärmeübertrager in Frage. Der Rippenrohrwärmeübertrager aus Kupferrohr benötigt zwar wegen seiner gerippten (größeren) Oberfläche weniger Platz im Speicher verliert aber mit der Zeit an Leistung, da sich Kalk an seiner Oberfläche stärker ablagern kann. Schon eine Schicht von 2 mm Kalk lässt dabei die Übertragungsleistung des Wärmeübertragers um ca. 20 % fallen. Glattrohrwärmeübertrager aus emaillierten Stahlrohr, Chromstahl oder Kupfer haben bei gleicher Fläche eine höhere Wärmeübertragungsleistung und sind weniger anfällig gegen Kalkablagerungen. Bei fast allen Anbietern wird der Glattrohr-wärmeübertrager aufgrund seiner Vorteile mit kalkhaltigen Brauchwasser eingebaut.

2.1.3 Prallplatte Die am Kaltwassereintritt angebrachte Platte vermeidet eine Verwirbelung durch das einfließende Kaltwasser. So wird verhindert, dass sich dieses mit dem wärmeren Wasser in den oberen Schichten vermischt und die Schichtung beeinträchtigt.

2.1.4 Dämmung Die Wärmedämmung ist ebenso ein wichtiges Kriterium für die Qualität eines Speichers. Diese muss bei Aufstellung in Heizräumen gemäß den bestehenden Landesbauordnungen brandsicher ausgeführt werden. Bei Schaum als Wärmedämmung mindestens Brandklasse B2. Der Wärmeverlust über 24 Stunden sollte sein:

VQ ⋅≤ 142,0 in kWh (mit V = Speicherinhalt in l) Dies erfordert meist 50 ... 120 mm Dämmschicht-Dicke (DIN 4753 Teil 8) Neben der Dämmstärke (sinnvolle Werte liegen bei 80 mm Hart- bzw. 120 mm Weichschaum) sind konstruktive Details von Bedeutung. So ist es wichtig den Speicherboden mit einzubeziehen, ebenso sollte sie überall gut anliegen. Verluste durch Konvektion zwischen Speicher und Dämmung wie auch Verluste an den Anschlüssen können so minimiert werden. Die Wärmeleitfähigkeit sollte bei den


verwendeten Materialien etwa bei 0,035 W/mK liegen. Insgesamt ist ein Wärmeverlustwert kleiner 2 W/K anzustreben.

2.1.5 Wärmeinhalt Eine wichtige Kenngröße für die Auslegung von Warmwasserspeichern ist der Wärmeinhalt von Speichern. Bei Warmwasserspeichern beziehen die Hersteller die Kosten in der Regel auf das Speichervolumen. Wird aber ein bestimmter Wärmein�� öße vorgegeben, kann das notwendige Speichervolumen berechnet werden. Mit der nachfolgenden Formel lässt sich der nutzbare Wärmeinhalt des Speichers, oder umgekehrt bei vorgegebenen Wärmeinhalt das Speichervolumen, berechnen:

)( 21 SpSppSpSpSpSppSpSPSp TTcVcMQ −⋅⋅⋅=∆⋅⋅= ρϑ

mit: QSp [J] nutzbarer Wärmeinhalt des Speichers

MSp [kg] Masse des Speichers cpSp [J/kgK] spezifische Wärmekapazität des Speichermediums ��Sp [K] nutzbare Temperaturdifferenz im Speicher VSp [kg/m3] Speichervolumen �Sp [kg/m3] Dichte des Speichermediums T1Sp [°C] Temperatur bei beladenem Speicher T2Sp [°C] Temperatur bei entladenem Speicher

2.1.6 Vorschriften für Warmwasserspeicher Nach einer Richtlinie des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs aus dem Jahr 1993 (DVGW, 1993) sollen Brauchwasserspeicher über 400 l Volumen einmal täglich über 60 °C aufgewärmt werden. Der Hintergrund dieser Richtlinie liegt in dem fallweise Auftreten von Legionellen, einem Bakterium, das beim Einatmen im Sprühnebel die sogenannte „Legionärskrankheit“ hervorrufen kann. Allerdings tritt diese Krankheit sehr selten und vornehmlich bei großen Klimaanlagen und Kühltürmen auf. Optimale Vermehrungsbedingungen hat das Bakterium zwischen 25 und 50 °C. Über 60 °C wird es schnell abgetötet.

2.2 Latentwärmespeicher Latentwärmespeicher sind Wärmespeicher, bei denen ein Speichermedium während einer Zustandsänderung, z.B. der des Aggregatzustandes, Wärmeenergie bei konstanter Temperatur aufnimmt bzw. abgibt. Grundsätzlich handelt es sich hierbei um die Freisetzung von Bindungsenergien. Die meisten Latentspeicher beinhalten als Speichermedium ein Salz (z.B. Glaubersalz, Natriumacetat) oder eine organische Verbindung (z.B. Paraffine, Fettsäure), bei dem der Phasenwechsel des Aggregatzustandes von fest nach flüssig ausgenutzt wird. Ähnliche Konzeptionen liegen chemischen Speichern zugrunde (Zeolith). Der Vorteil von Latentspeichern gegenüber anderen Speichern (Warmwasserspeicher) besteht darin, dass sie bei sehr geringer Temperaturdifferenz eine relativ große Wärmemenge pro


Speichervolumen aufnehmen und diese Energie über einen beliebigen Zeitraum fast verlustfrei speichern können. Die spätere Wärmeabgabe erfolgt auf dem ursprünglichen Temperaturniveau. Bei der technischen Realisierung treten eine Reihe von Schwierigkeiten auf. So sind aufgrund der schlechten Wärmeleitfähigkeit der Speichermedien relativ große Wärmeübertragerflächen erforderlich, die Medien sollen umweltverträglich, nicht korrosiv und zyclenfest und zudem kostengünstig sein. Da jeder Latentwärmespeicher nur bei einer festgelegten Speichertemperatur arbeitet, sind für verschiedene Anwendungen verschiedene Latentwärme-Konzepte erforderlich. Latentwärmespeicher wurden bisher in erster Linie im Niedertemperaturbereich für die Speicherung von Solarenergie und Abwärme (Wärmepumpe) eingesetzt. Bis auf Spezialanwendungen, wo kein anderer Speicher einsetzbar ist, konnten Latentwärmespeicher noch nicht (im Vergleich zu Warmwasserspeicher) konkurrenzfähig realisiert werden. Die nutzbare Energie des Vereisens bzw. Auftauens kann ohne Temperaturabnahme genutzt werden. Erst wenn z.B. das gesamte Speichermedium fest ist, sinkt die Temperatur bei weiterem Energieentzug. Dies macht Latentspeichermedien so interessant. Problematisch ist es jedoch, ungiftige, nicht brennbare und kostengünstige Medien zu finden, die einen Phasenwechsel ohne größere Volumensänderung bei einer Temperatur im Bereich der Wärmenutzung durchmachen. Die nachfolgende Tab. 2.1 zeigt exemplarisch die Daten einiger Medien für die Latentspeicherung. Substanz Schmelztemp.

[°C] Dichte [kg/l]

Schmelzwärme [Wh/l]

Wasser 0 1 93 Na2SO4 32 1,46 102 Na2SO3 34 1,44 101 FeCl3 36 1,62 100 Paraffin 47 – 55 0,78 46 Ca(NO3)2 47 1,86 79 Na2S2O3 48 1,65 96 NaC2H3O2 48 1,3 95 NaOH 64 1,68 126 Na3PO4 71 1,43 97 Ba(OH)2 78 2,18 184 Mg(NO3)2 95 1,46 65

Tab. 2.1: Vergleich verschiedener Medien für die Latentspeicherung

2.2.1 Verfahren der Latentspeicherung: In statischen Speichern ist die Wärmeübertragung durch Wärmeleitung im Speichermedium begrenzt. Dieses Verfahren ermöglicht zwar eine einfache und kompakte Bauweise, setzt aber eine gute Wärmeleitung zwischen Speichermedium und Wärmeträger voraus, was hohen Be- und Entladeleistungen physikalische Grenzen setzt. Problematisch bei Salzhydraten als Speichermedium ist deren Tendenz zu Stratifikationserscheinungen, d.h. zum Ausscheiden von Ablagerungen im Verlauf der Schmelz- und Kristallisationsvorgänge. Dies vermindert die Speicherkapazität und auch die Wärmeleitung. Mit Hilfe dynamischer Speicher, charakterisiert durch bewegliches Speichermaterial (Zusatz einer


Wärmetransportflüssigkeit, kurz: WTF), lassen sich diese Probleme überwinden. Somit sind dynamische Speicher weniger auf eine gute Wärmeleitung angewiesen und lassen sich für höhere Ausspeiseleistungen auslegen. Notwendig wird in der Regel der Einsatz von Wärmeübertragern, was den Speicherwirkungsgrad mindert. Folgende dynamische Speichervarianten lassen sich unterscheiden: Beim Lindner Verfahren wird durch den Speicher ein nicht mischbares WTF umgepumpt. Das leistungsfähigere GALISOL-Verfahren nutzt kondensierende bzw. siedende WTF im Speicher zum Wärmetransport in das Speichermedium bzw. aus dem Speichermedium. Das nachfolgende Abb. 2.1 zeigt Schematisch das Verfahren der Latentspeicherung.

Abb. 2.1: Schematischer Aufbau eines Latentwärmespeichers

Eine Modifikation des GALISOL Verfahrens ist die Kapselung des Speichermediums, auch bezeichnet als quasi-dynamisches Verfahren. Notwendig wird es bei Salzhydraten, da sonst keine anderen WTF als die Umweltschädigenden halogenisierten Kohlenwasserstoffe einsetzbar sind. Die Latentwärmespeicher werden bei Temperaturen bis rd. 150 °C in der Regel mit Warmwasserspeichern konkurrieren. Warmwasserspeicher sind preiswert und je nach hydraulischer Einbindung in der Lage, Wärme mit geringem Exergieverlust wieder abzugeben. Die Vorteile der Latentwärmespeicher sind die Kompaktheit, die hohe Wärmeübertragungsleistung auch im Teilentladenen Zustand und die geringen Druck- und Temperaturschwankungen.

Zufuhrsystem

Wärme- übertrager

Lade bzw. Entlade-leitung

Atmungs-leitung

Latentwärmespeicher

Speichermedium

Pumpe Ausdehnungsraum

Entnahmeleitung

Wärmetrans-portflüssigkeit

Schwimmer


2.3 Kältespeicher Kältespeicher sind erforderlich wenn ein möglicher Ausfall der Antriebsenergie für Kältemaschinen überbrückt werden muss. Sie können aber auch wirtschaftliche Vorteile bringen, wenn durch die Kältespeicherung die Lastspitzen der Kälteanlagen reduziert werden können, was zu einer Verringerung des Leistungspreises für elektrischen Strom führen kann. Zusätzliche Vorteile können sich ergeben durch die Verlegung der Speicherladung in die Niedertarifzeit. Die Ergebnisse sind abhängig von der Tarifgestaltung des jeweiligen EVU. Der Einfluss auf die Investitionen ist stark Einsatzabhängig, in günstigen Fällen kann sich eine spürbare Verringerung ergeben. Je höher und je kürzer die Kühllastspitzen gegenüber dem mittleren Tagesbedarf ist, um so größer sind die zu erwartenden wirtschaftlichen Vorteile des Einsatzes von Kältespeichern. Bei den Investitionskosten steht der Verkleinerung von Kälteanlagen und Rückkühlwerk die Investitionskosten für den Speicher und seinen Aufstellungsraum gegenüber. Beim Energieverbrauch steht der längere Vollast-Betriebszeit (besseres Teillastverhalten) der Kältemaschine gegenüber, dass für den Betrieb eines Eisspeichers die Verdampfungstemperatur etwa 10 K tiefer liegen muss als bei Kaltwasserkühlung, wodurch sich die Kälteleistung und die Leistungszahl verringern. Bei Nachrüstungen infolge gestiegenen Kältebedarfs kann es sinnvoll sein, eine bestehende Kaltwasseranlage durch eine Kältespeicheranlage zu ergänzen. In der Praxis unterscheidet man Kaltwasserspeicher und Eisspeicher. Da die Speicherkapazität bei Kaltwasserspeichern sehr klein im Vergleich zu Eisspeichern ist, werden häufiger Eisspeicher eingesetzt. Aus diesem Grunde werden in dieser Ausarbeitung auch ausschließlich die Eisspeicher als Kältespeicher betrachtet. Beim Laden eines Eisspeichers wird die Kälteenergie zum gefrieren des Wassers meist durch Direktverdampfer im Wassertank bzw. durch Zwischenschaltung eines Solekreises dem Speicher zugeführt. Beim Entladen erfolgt der Wärmeübergang direkt vom Eis an das entlangströmende Wasser. Um gleichmäßigen Eisansatz an den Kühler-Rohren oder Platten zu erhalten, wird das Wasser im Tank mit Pumpen umgerührt oder es wird Luft am Tankboden eingeblasen. Wegen der schlechten Wärmeleitung von Eis nimmt die Leistung mit zunehmender Eisdicke ab. Dadurch wird ein gewisser Selbstregulierungseffekt gegen völliges Einfrieren erreicht, es werden üblicherweise aber trotzdem Eisdickenmesser eingesetzt. Den Schematischen Aufbau eines Eisspeichers mit Direktverdampfer zeigt Abb. 2.2.

Abb. 2.2: Schematischer Aufbau eines Eisspeichers


Eine andere Bauart verwendet als Kühlmittel Sole, die in einem getrennten Verdampfer gekühlt wird und beim Laden durch den Tank strömt, in dem sich Kunststoffkugeln befinden, die ihrerseits mit Wasser gefüllt sind. Das nachfolgende Abb. 2.3 zeigt den schematischen Aufbau eines Kältespeichers mit Kunststoffkugeln.

Abb. 2.3: Schematischer Aufbau eines Eisspeichers mit Kunststoffkugeln

Die Kunststoffkugeln mit etwa 10 cm Durchmesser sind infolge spezieller Formgebung elastisch und halten die Ausdehnung beim Gefrieren aus. Das Abb. 2.4 verdeutlicht den Aufbau einer solchen Kunststoffkugel.

Abb. 2.4: Kunststoffkugel für Kühlsystem

Das Solesystem muss die Ausdehnung aufnehmen. Der Füllungsgrad der Tanks mit Kugeln ist ca. 50 – 70 %. Es besteht bei dieser Systemvariante keine Gefahr des Zufrierens. Eine Überschlägige Ermittlung der Speicherdichte ergibt: mit der Schmelzwärme des Wassers: c= 332 kJ/kg und der Dichte von Eis: � �� 3

33. 4,84332916m

kWh

kg

kJ

m

kgcqtheor =⋅=⋅= ρ

Für den Durchfluss des Wassers des Wassers und die Kühlrohre geht jedoch Platz verloren. Daher wird praktisch nur eine Speicherdichte von q = 40 ... 60 kWh/m3


erreicht. Da es sich um Latentspeicher handelt, steht diese Speicherdichte mit der konstanten Schmelztemperatur von 0°C zur Verfügung.


3 Kostenfunktionen für Speicher Einleitend werden in Kapitel 3.1 die Ergebnisse der Literaturrecherche für Speicher dargestellt. In Kapitel 3.2 wird auf die Wahl der unabhängigen Variablen eingegangen. Die Grundlage der ermittelten Daten wird in Kapitel 3.3 behandelt. Im darauffolgenden Kapitel 3.4 werden die Ergebnisse dieser Untersuchung dargestellt. Es werden hierbei die Warm- bzw. Heißwasserspeicher in Kapitel 3.5, die Latentwärmespeicher in Kapitel 3.6 und die Kältespeicher in Kapitel 3.7 separat behandelt.

3.1 Kostenfunktionen für Speicher in der Literatur Für die Latentwärmespeicher und die Kältespeicher erbrachte die Literaturrecherche keinen Erfolg. In der offenen uns zugänglichen Literatur wurden zu diesen Speichertypen keine Preisangaben gefunden. Hingegen war die Recherche nach den Investitionskosten für Warmwasserspeicher erfolgreich. Es gibt bereits eine Marktübersicht über Solarspeicher von dem Solarenergie Informations- und Demonstrationszentrum (Solid). Unterstützt wurde die Erstellung dieser Marktübersicht von Bundesstiftung Umwelt (DBU). Es wurden vor allem folgende Punkte stark berücksichtigt: • Möglichst komplette Anbieter- und Produktliste (Stand 1998) • Internet-Darstellung im pdF-Format, welche laufend aktualisiert werden soll

Diese Marktübersicht enthält allerdings nur Speicher bis zu einem Speichervolumen von max. 2.000 l. Es werden Pufferspeicher und Kombispeicher zur kombinierten Heizwasser- und Brauchwasserspeicherung beschrieben. Es werden in dieser Marktübersicht einzelne Speichertypen sehr detailliert beschrieben (Einbaumaße, Höhe von Wasseranschlüssen, Nachheizkreisen etc.). Mathematische Modellbildungen in Form von Kostenfunktionen werden darin nicht vorgenommen. So erscheint diese Zusammenstellung für den Heizungsbauer sehr sinnvoll zu sein, der im Einzelfall recherchiert welcher Speicher sinnvoll ist.

3.2 Hauptvariablen für Wärme- und Kältespeicher Für die Warm- und Heißwasserspeicher wird von Seiten der Hersteller stets das Volumen der Speicher in Litern angegeben. Das bedeutet, die Richtpreise beziehen sich auf ein bestimmtes Volumen. Aus diesem Grunde ist es auch sinnvoll das Volumen als Hauptvariable für die Kostenfunktion zu verwenden. Anders ist es bei den Latentwärmespeichern. Da hier die verschiedensten Speichermedien, mit zum Teil sehr unterschiedlichen Speicherdichten, zum Einsatz kommen, wird hier von der Herstellerseite die Speicherkapazität in kWh mit dem entsprechenden Temperatureinsatzbereich angegeben. Aus Gründen der Vergleichbarkeit der Warmwasserspeicher mit den Latentwärmespeichern wurde hier die gleiche Variable wie bei den Warmwasserspeichern als Hauptvariable gewählt. Hierzu wurde mit den


entsprechenden Angaben für die Latentwärmespeicher die Hauptvariable als Volumen Wasseräquivalent wie folgt berechnet:

)( 21,,, TTcVQQ WasserpWasserWasserWasserSpLatentSp −⋅⋅== ρ

daraus folgt:

)( 21,

,

TTc

QV

WasserpWasser

LatentSpWasser −⋅⋅

=ρ

So werden die Investitionskosten der Latentwärmespeicher, auch wenn unterschiedliche Speichermedien zum Einsatz kommen, vergleichbar. Dieser Vergleich ist sinnvoll, da die Latentwärmespeicher in dem Temperaturbereich in dem sie verwendet werden in direkter Konkurrenz zu den Warmwasserspeichern stehen. Bei den Kältespeichern geben die Hersteller die Speicherkapazität und den Temperaturbereich an. Da ein Vergleich der Kältespeicher mit den Wärmespeichern nicht sinnvoll erscheint, wird als Hauptvariable hier die Speicherkapazität verwendet.

3.3 Datengrundlage Für das Teilprojekt Wärme- und Kältespeicher werden die Warm- bzw. Heißwasserspeicher, die Latentwärmespeicher und die Eisspeicher betrachtet. Im Hinblick auf die Verwendung der Speicher in kleinen und mittelständischen Unternehmen wird im Rahmen dieser Untersuchung der Speichervolumenbereich der Wärmespeicher zwischen 300 l und 20.000 l betrachtet. Die Speicher mit einem Volumen von kleiner als 1.000 l werden hauptsächlich zur Speicherung von Solarenergie als Brauch- oder Heizwasser oder als Heizungspufferspeicher in kleineren Wohngebäuden des privaten Bereichs eingesetzt. Größere Wärmespeicher mit Volumen größer 20.000 l werden im Rahmen dieser Untersuchung ausgeklammert, da sie nach Angaben der Hersteller Sonderanfertigungen darstellen, die auf den jeweiligen Einsatzbereich ausgerichtet sind. Bei den Eisspeichern wird aus vorgenannten Gründen eine Speicherkapazität bis 5.000 kWh betrachtet. Mit einer deutschlandweiten Richtpreisanfrage an die Anbieter von Speicher wurden diese gebeten, Richtpreise für ihre Produktpalette abzugeben. In dem Warmwasserspeicherbereich mit Volumen bis zu 10.000 l gab es eine Vielzahl von Preislisten der Hersteller, die zum großen Teil auch über das Internet abgerufen werden konnten. Bei größeren Warmwasserspeichern, sowie bei den Latentwärmespeichern und den größeren Eisspeichern wurden einzelne Richtpreisangebote von den Herstellern herausgegeben. In diesem Bereichen war die Datengrundlage nicht so ausgeprägt, wie bei den kleineren Warmwasserspeichern.

3.4 Ergebnisdarstellung Im Folgenden werden die entwickelten Kostenfunktionen für die Warm- und Heißwasserspeicher, die Latentwärmespeicher und die Kältespeicher dargestellt, mit


den Herstellerangaben verglichen und bewertet. Für die Warmwasserspeicher wird eine Basiskostenfunktion aufgestellt, die die Investitionskosten bei einem Speicherdruck von 3 bar beschreibt. Als Hauptvariable wird in den Gleichungen das Speichervolumen VSp in l verwendet. Der Kosteneinfluss des Speicherdrucks soll bei den Warmwasserspeichern durch den Korrekturfaktur fp berücksichtigt werden. Die Variation des Materials des Speichers wird über den Korrekturfaktor fM berücksichtigt. Neben den so behandelten Puffer- und Brauchwasserspeichern wird noch eine Kostenfunktion für die sogenannten Kombispeicher entwickelt, die gleichzeitig als Puffer- wie auch als Brauchwasserspeicher eingesetzt werden. Bei den Latentwärmespeichern wird aus Vergleichbarkeitsgründen zu den Warm-wasserspeichern das äquivalente Wasservolumen als Hauptvariable berechnet und benutzt. Das erscheint sinnvoll, da die Latentwärmespeicher in Konkurrenz zu den Warmwasserspeichern stehen. Bei den Kältespeichern hingegen wird die Speicherkapazität in [kWh] als Hauptvariable benutzt, da hier kein Vergleich mit den Wärmespeichern sinnvoll ist. Die durch die Marktanalyse ermittelten Daten für Investitionskosten bilden die Basis für die zu entwickelnden Kostenfunktionen. Die Daten werden im ersten Schritt durch verschiedene mathematischen Funktionen angenähert, deren Koeffizienten durch Ausgleichsrechnungen ermittelt werden. Dabei werden folgende Ansätze untersucht: Linear: linHauptlinsisB bVaK +⋅=a

Polynom: polHauptpolHauptpolBasis cVbVaK +⋅+⋅= 2

Potenziell: potb

HauptpotBasis cVaK pot +⋅=

Exponentiell: exp)(

exp

expexp deaK

cHauptVb

Basis +⋅= ⋅

Logarithmisch: lnlnln )ln( ln dcVaK bHauptBasis ++⋅=

Die jeweilige gewählte Hauptvariable wird darin mit VHaupt bezeichnet. Für die reinen Warmwasserspeicher zeigt die Approximation der Daten, dass die Investitionen der Speicherkonfigurationen mit guter Genauigkeit durch den potentiellen Funktionsansatz wiedergegeben werden. Bei den Kombispeichern ergibt der logarithmische Ansatz die besten Ergebnisse. Die Investitionen für die Latentwärmespeicher ergeben einen linearen Ansatz. Bei den Kältespeichern zeigt die Approximation der Daten, dass der potentielle Funktionsansatz eine gute Genauigkeit erreicht. Im folgenden werden für die Warmwasser-, Latent- und Kältespeicher die aus den Herstellerdaten entwickelten Kostenfunktionen zusammen mit den jeweiligen Herstellerangaben dargestellt und vergleichend bewertet. Ferner werden die o.g. Korrekturfaktoren gezeigt und diskutiert. In allen Diagrammen werden die Kostendaten, die auf Herstellerangaben basieren und die Basis für die Kostenfunktionen bilden, als Symbole dargestellt. Dagegen werden die Verläufe der Kostenfunktionen mit durchgezogenen Linien gezeigt. Dabei


stimmen die Farben der Funktionsverläufe mit denen der entsprechenden Kostendaten überein. Die Kosten werden in � �� !��

Herstellerangaben, die noch in DM gemacht wurden, sind mit dem offiziellen Umrechnungsfaktor 1 � � �"�##$% & �mgerechnet worden.

3.5 Wärmespeicher Die hergeleitete Basiskostenfunktion für die Warmwasserspeicher ist in Kapitel 3.5.1 dargestellt. Der Einfluss des Speicherdrucks sowie dessen rechnerische Berücksichtigung wird in Kapitel 3.5.2 diskutiert. Der Korrekturfaktor für das Speichermaterial wird in Kapitel 3.5.3 behandelt. Daneben wird im Kapitel 3.5.4 die Kostenfunktion für die Kombispeicher dargestellt. Das Kapitel 3.6 behandelt vergleichend zu den Warmwasserspeichern die Latentwärmespeicher. Die Kostenfunktion für die Warmwasserspeicher nimmt die folgende Gestalt an:

BasisMpspeicherWarmwasser KffK ⋅⋅=

3.5.1 Basiskostenfunktion Die Basiskostenfunktion für die Warmwasserspeicher wurde für einfache Pufferspeicher aus ST37-2, innen unbehandelt und außen mit Rostschutz gestrichen ermittelt. Der Speicherdruck beträgt 3 bar, da es sich dabei um die häufigsten Anwendungsfälle handelt und die Speichertemperatur beträgt bis zu 95 °C. Die Funktion lautet:

6347,0179,18 VKBasis ⋅= Gültigkeitsbereich: 150 l < V < 20.000 l


KBasis = 18,179 V 0,6347

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000

Volumen [l]

Pre

is [��

Hersteller

Korrelation Basiskostenfunktion

Abb. 3.1: Basiskostenfunktion für Warmwasserspeicher

3.5.2 Druckkorrektur Bei gleichem Wasservolumen sind die Speicher, die warmes Wasser mit einem höheren Druck beladen, teurer. Das nachfolgende Abb. 3.2 zeigt die Verläufe der Kostenfunktionen für die Drücke 3 bar, 6 bar und 10 bar.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000

Volumen [l]

Pre

is [��

Hersteller 3 bar

Hersteller 6 bar

Hersteller10 bar

Korrelation 3 bar

Abb. 3.2: Einfluss des Speicherdrucks auf die Investitionskosten von Speichern


Für die Drücke 6 bar und die Drücke 10 bar ergeben sich verschiedene Korrekturfaktoren. Die Korrekturfaktoren fp nehmen konstante Werte an: fp,3bar = 1 fp,6bar = 1,15 fp,10 bar = 1,35 Die günstigste Variante stellt immer der Speicher mit dem geringsten Druck dar. Je höher der Speicherdruck gewählt wird, umso teurer wird der Speicher.

3.5.3 Korrekturfaktor Material Das Material hat bei den Speichern große Auswirkungen auf den Preis. Die reinen Pufferspeicher, die aus St37-2, also normalen unbehandelten Baustahl gefertigt werden, sind die Preiswertesten. Brauchwasser oder sogar Trinkwasserspeicher benötigen allerdings höherwertige Materialien, wie vorher dargestellt. Hierbei ist die emaillierte Variante, die gebräuchlichste und gegenüber der Edelstahlvariante auch die Preisgünstigere. Die Variante eines reinen Kunststoffspeichers wurde hier nicht berücksichtigt, da nicht genügend Daten für eine mathematische Modellbildung zur Verfügung standen. Im folgenden Abb. 3.3 sind die Kostenfunktionen für die verschiedenen Materialien zusammenfassend dargestellt.

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000

Volumen [l]

Pre

is [ �

�

Hersteller St37-2

Hersteller emailliert

Hersteller Edelstahl (V2A)

Korrelation St37-2

Korrelation emailliert

Abb. 3.3: Einfluss des Materials auf die Investitionskosten von Speichern

Für die Materialien St37-2, St37-2 emailliert sowie Edelstahl (V2A) ergeben sich verschiede Korrekturfaktoren. Die Korrekturfaktoren fM nehmen konstante Werte an: fM,St37-2 = 1 fM, St37-2 emailliert = 1,449 fM, Edelstahl = 1,845


3.5.4 Kombispeicher Im Folgenden wird die Kostenfunktion von sogenannten Kombispeichern dargestellt. Dabei handelt es sich um eine Kombination von Brauchwasser (Trinkwasser) Speicher und Pufferspeicher in einem. Für die Kombispeicher ist ausschließlich die Druckkorrektur zu berücksichtigen. Die Materialien sind bei diesen Speichern vorgegeben. Der Brauchwasser (Trinkwasser) Speicher ist hierbei zumeist aus Edelstahl (V2A) gefertigt.

Kombi-Speicher

KBasis/Kombi = 3.346,5Ln(V) - 18.999

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000

Volumen [l]

Pre

is [��

HerstellerKorrelation

Abb. 3.4: Basiskostenfunktion für die Kombispeicher

Die Kostenfunktion lautet:

999.18)(5,346.3/ −⋅= VLnK KombiBasis

Damit lautet die komplette Kostenfunktion für Kombispeicher:

KombiBasispherKombispeic KfK /⋅=

3.6 Latentwärmespeicher Die Latentwärmespeicher sollen den in Kapitel 3.5 behandelten Warmwasserspeichern gegenübergestellt werden. Aus diesem Grunde wurde hier auch die Hauptvariable als Volumen-Wasseräquivalent berechnet. Bei den Latentwärmespeichern werden die Investitionskosten für zwei Temperaturbereiche


betrachtet. Zum einen wird eine Abkühlung von 80 °C auf 40 °C betrachtet und zum anderen eine Abkühlung von 63,5 °C auf 48,5 °C.

Latenwärmespeicher (Natriumacetat)

K48,5 - 63,5 °C = 0,4335 V + 4.100,6

K40 -80 °C = 1,3617x + 3.435,9

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 14.000 16.000 18.000

Volumen (lWasseräquivalent)

Pre

is [��

Hersteller 48,5 - 63,5 °C

Hersteller 40 - 80 °C

Korrelation 48,5 - 63,5 °C

Korrelation 40 - 80 °C

Abb. 3.5: Kostenfunktionen für Latentwärmespeicher

Die Korrelationen ergeben lineare Zusammenhänge. Die Basiskostenfunktionen für die Latentwärmespeicher auf Basis von Natriumacetat lautet:

9,435.33617,18040 +⋅=°− valentWasseräquiC VK

6,100.44335,05,635,48 +⋅=°− valentWasseräquiC VK

Im Vergleich zu Warmwasserspeicher sind die Investitionskosten sehr hoch. Deshalb werden sie in der Regel nur für Spezialanwendungen eingesetzt. Ein möglicher Grund für ihren Einsatz ist der Platzbedarf oder die Langzeitspeicherung. Durch die größere Speicherdichte im Vergleich zu Wasser können diese Speicher sehr klein und kompakt gebaut werden.

3.7 Kältespeicher Im Folgenden wird die Kostenfunktion für Eisspeicher auf der Basis der Herstellerangaben aufgestellt. Im Gegensatz zu den Wärmespeichersystemen geben die Hersteller als Basisgröße für den Preis die Speicherkapazität QSp [kWh] der Eisspeichersysteme an. Da hierbei die Vergleichbarkeit zu Wärmespeichersystemen nicht sinnvoll erscheint wird als Hauptvariable für die Korrelation die Speicherkapazität verwendet. Die Investitionskosten für die Kältespeichersysteme werden spezifisch in ��'� �ngegeben.


KEisspeicher = 59,656 QSp-0,1051

15

20

25

30

35

40

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000

Speicherkapazität [kWh]

Pre

is [�� Hersteller Eisspeicher

Korrelation Eisspeicher

Abb. 3.6: Kostenfunktion für Eisspeicher

Die Kostenfunktion für die Eisspeicher lautet:

1051,0656,59 −⋅= SprEisspeiche QK Gültigkeitsbereich: 150 kWh < QSp < 5.000 kWh

Die spezifischen Preise der Eisspeicher nehmen mit höherer Speicherkapazität stark ab.


4 Literaturverzeichnis [1] Recknagel/Sprenger, Taschenbuch für Heizung und Klimatechnik, Oldenburg

97/98 [2] BINE, Projekt Info – Service Latentwärmespeicher, Nr.6 August 1996 [3] BINE, Projekt Info – Service Wärmedämmung für Warmwasserspeicher,

Nr.11/November 1995 [4] BINE, Projekt Info – Service Eisspeicher, Nr. 14/November 1995 [5] W. Suttor, Praxis Kraft-Wärme-Kopplung, Verlag C.F. Müller Karlsruhe [6] Solid, Marktübersicht Solarspeicher, 1998 [7] Chemie Technik 29. Jahrgang 2000, Nr.5, Eis im Rohr [8] Hillweg / Hoffmann, Kennzahlgestützte Dimensionierung von Eisspeicher-

anlagen, Luft- und Kältetechnik 9/1999 [9] Burkhard Sanner, Aquifer-Wärmespeicher in Deutschland, Inst. für

Angewandte Geowissenschaften [10] Inst. für Wärmetechnik TU Graz, Solare Brauchwasserbereitung und Heizung

00-07 , Seite 59 – 77

Date post:	08-Dec-2016
Category:	Documents
Upload:	lamxuyen
View:	375 times
Download:	34 times

PREISATLAS

Documents