Optimierung der Konfigurationen von Fernwärmeversorgungsanlagen unter Berücksichtigung der Einsatzpläne
Bruche, Stefan
Die Fernwärme spielt in Deutschland eine wichtige Rolle in der Wärmeversorgung und wird voraussichtlich, insbesondere im urbanen Raum, in Zukunft ihre Anteile noch weiter ausbauen können. Aktuell werden zur Fernwärmeerzeugung jedoch vielerorts noch alte, teilweise kohlegefeuerte Anlagen betrieben, die aus Klimaschutzgründen zeitnah ersetzt werden müssen. Diese Arbeit beschäftigt sich daher mit der Untersuchung von optimalen Konfigurationen für neue Fernwärmeversorgungsanlagen und nimmt dabei auch den Anlagenbetrieb explizit in den Blick. Die Untersuchung erfolgt dabei für einen exemplarischen Standort und unter Verwendung von mathematischen Optimierungsmodellen. Diese Modelle beinhalten alle relevanten technischen, ökonomischen und regulatorischen Randbedingungen und können mithilfe des eigens entwickelten Python-Pakets aristopy flexibel erstellt und parametriert werden. Zur Lösung der Modelle wird ein zweistufiger Ansatz basierend auf aggregierten Zeitreihen verwendet, welcher gegenüber der konventionellen einstufigen Lösung deutliche Rechenzeiteinsparungen bei vergleichbarer Lösungsqualität ermöglicht. Die Ergebnisse der Berechnungen zeigen, dass das mathematische Problem über ein flaches Optimum, mit vielen unterschiedlichen nahe-optimalen Lösungen verfügt. Die aktuell wirtschaftlichsten Konfigurationen setzen einen starken Fokus auf die Verwendung erdgasbefeuerter Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen (KWK) zur Fernwärmeerzeugung. Dieser Trend scheint auch in Zukunft Bestand zu haben, wie Szenariorechnungen für die Jahre 2025 und 2030 verdeutlichen. Die Impulse hierfür kommen aus dem geltenden regulatorischen Rahmen – vor allem dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz. Bei der Berechnung von Fernwärmeemissionen liefert die Exergie-basierte Allokation plausiblere Ergebnisse und wirkungsvollere Anreize zur Emissionsreduktionen, als die aktuell vorgeschriebene Stromgutschrift-Methode. Konfigurationen mit reduzierten Emissionen gehen dabei in der Regel insbesondere mit höheren Investitionskosten einher, wodurch ein deutlicher Anstieg der Fernwärmepreise resultieren kann. In dieser Arbeit werden daher auch die Auswirkungen des neu eingeführten §7a des Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetzes untersucht, der einen ökonomischen Anreiz setzt zur Verringerung der verwendeten KWK-Leistung, bei gleichzeitiger Installation von innovativen erneuerbaren Wärmeerzeugungstechnologien, wie Wärmepumpen oder Solarthermie-Kollektoren.
District heating plays an essential role in Germany’s heat supply and is expected to increase its share in the future, especially in urban areas. However, many cities currently rely on old and partly coal-fired combined heat and power plants (CHP) to provide district heating, which will have to be replaced soon for climate protection reasons. Hence, this thesis investigates optimal configurations for new district heating supply plants while explicitly considering the plant operation. The investigation is carried out on an exemplary plant site and is applying mathematical optimization models. These models include all relevant technical, economic, and regulatory constraints and can be flexibly created and parameterized using the specially developed Python package aristopy. A two-stage approach based on aggregated time series data is used to solve the models. Compared to the conventional single-stage solution, this approach significantly reduces the computation time while retaining comparable solution quality. The results of the calculations illustrate that the mathematical problem has a flat optimum with many different near-optimal solutions. Currently, the economically most viable configurations strongly focus on using natural gas-fired cogeneration plants to supply district heating. This trend seems to persist in the future, as illustrated by scenario calculations for the years 2025 and 2030, and is incentivized by the current regulatory framework – primarily the Combined Heat and Power Act. For calculating CO2-emissions related to district heating, exergy-based allocation provides more plausible results and more effective incentives for emission reductions than the current legally mandated electricity credit method („Stromgutschrift-Method”). Configurations with reduced emissions are usually accompanied by higher investment costs, resulting in a significant increase in district heating prices. Therefore, this study also examines the effects of the newly introduced §7a of the Combined Heat and Power Act, which provides an economic incentive to reduce the CHP capacity when simultaneously installing innovative renewable heat generators, such as electric heat pumps or solar thermal collectors.
