Geothermische Kraftwerke in Deutschland

Die Nutzung geothermischer Ressourcen im Temperaturbereich bis 200 °C zur Stromerzeugung basiert in der Regel auf einem Sekundärprozess. Dabei wird die thermische Energie des Thermalwassers auf einen Dampfkraftprozess mit niedrig siedenden Arbeitsmedien übertragen. Hierzu stehen der Organic Rankine Cycle (ORC) oder der Kalina Cycle (KC) zur Verfügung. Im Fall des ORC werden organische Arbeitsmedien verwendet und beim KC ein Ammoniak/Wasser-­Gemisch. Tabelle 1 zeigt eine Übersicht der geothermischen Kraftwerke in Deutschland mit zugehöriger elektrischer Leistung (P_el), Thermalwassertemperatur (T_TW,) Förderrate, Arbeitsmedium und Prozessführung [1].

Die Aufstellung verdeutlicht die hohe Bandbreite der eingesetzten Technologien und Medien. Grundsätzlich kann eine Charakterisierung der Fluide hinsichtlich thermodynamischer, sicherheitstechnischer, klimarelevanter und toxischer Aspekte erfolgen [2]. Für die Medienauswahl ergibt sich ein Spannungsdreieck aus Klimarelevanz, Brennbarkeit und Toxizität. Teilfluorierte Kältemittel sind mitunter stark klimarelevant und unterliegen der EU-F-Gas-Verordnung 517/2014 [3]. In dieser Studie werden die natürlichen Kohlenwasserstoffe Isobutan und Isopentan sowie die Kältemittel R134a und R245fa als potenzielle ORC-Fluide untersucht. Die Wahl eines geeigneten Arbeitsmediums und die damit verbundenen technologischen und wirtschaftlichen Aspekte werden an einem Fallbeispiel für das süddeutsche Molassebecken dargestellt. Diese Region rund um München weist ein hohes Potenzial für die hydrothermale Geothermie auf. Für die Detailbetrachtungen werden die Randbedingungen des Kraftwerks Kirchstockach gewählt, das mit einer Anlagengröße von rund 5 MW (el.) repräsentativ für aktuelle Projekte im süddeutschen Raum ist.

Prozesssimulation

Der betrachtete 1-Druck-Prozess des geothermischen ORC-Kraftwerks ist in Bild 1 dargestellt.

Die Analyse der Simulationsergebnisse erfolgt neben einer detaillierten Auslegung der Kraftwerkskomponenten mit Hilfe der Leistungsabgabe und über die Berechnung des thermischen Wirkungsgrads.

 

 

Da die EEG-Vergütung des erzeugten Stroms auf die Bruttoleistung gewährt wird, liegt auf deren Optimierung ein besonderes Augenmerk. Für die ganzheitliche Bewertung der Kraftwerkskonzepte werden neben der thermodynamischen Analyse auch Schlüsselkomponenten der ORC-Module (Turbine und Wärmeübertrager) für die konkreten Randbedingungen ausgelegt und darauf basierend die Wirtschaftlichkeit der betrachten Konzepte gegenübergestellt.

Die Auslegung der Wärmeübertrager erfolgt als Rohrbündelwärmeübertrager. Diese Bauart wird auch bei den im Betrieb befindlichen Kraftwerken favorisiert. Die Kondensation des Arbeitsmediums wird in einem luftgekühlten Kondensator realisiert. Gemäß des VDI-Wärmeatlas [4] werden in Abhängigkeit des Phasenzustands und der Bauart des Wärmeübertragers die geeigneten Korrelationen zur Bestimmung der Wärmeübertragungsflächen gewählt. Für die Turbine ist es aufgrund der kleinen Enthalpiegefälle möglich, eine einstufige axiale Gleichdruckturbine auszulegen, deren Turbinenrad direkt auf der Generatorwelle montiert werden kann. Dadurch werden eine zusätzliche Turbinenlagerung, eine Kupplung und auch Wellendichtungen vermieden. Die Turbine wird für n = 3 000 rpm ausgelegt, so dass ein Standard-Generator zum Einsatz kommen kann. Die Wirkungsgradvoraussagen basieren auf einem Inhouse-Turbinenauslegungstool, das den Beaufschlagungsgrad, das Machzahlniveau (Überschallturbinen), die Schaufelumlenkung als auch das Schaufelseitenverhältnis der tatsächlichen Auslegung berücksichtigt [5]. Die dargestellten Turbinendaten sind das Ergebnis einer Optimierung der Turbinengeometrie für jedes Fluid und dessen thermodynamische Auslegungsrandbedingungen.

Zur Beurteilung der Wirtschaftlichkeit werden die Bauteilkosten mit Hilfe von Kostenfunktionen nach Turton et al. [6] in Abhängigkeit der charakteristischen Größe der Komponente bestimmt. Die gesamten Herstellungskosten werden nach Bejan et al. [7] mit dem 6,32-fachen der aufsummierten Bauteilkosten abgeschätzt. Darüber hinaus wird für das ORC-Modul eine Handelsspanne von 30 % angenommen. Als Kennwerte werden die mittleren gemittelten Stromgestehungskosten (SGK) und die spezifischen Kosten des ORC-Moduls berechnet [8]. Hierzu werden gängige wirtschaftliche Randbedingungen und Preissteigerungsraten angenommen [9; 10]. In diesem Zusammenhang betragen die Explorations- und Bohrkosten für eine Dublette 45 Mio. €, die Aufwendungen für Versicherungen 2 Mio. € und sonstige Kosten 1,4 Mio. €. Die Betriebs- und Wartungskosten werden mit 4 % der Gesamtinvestitionen und der interne Zinssatz mit 6,5 % angesetzt.

Ergebnisse

Bewertung des Gesamtsystems

Für die geothermischen Kraftwerksprozesse ergibt sich in der Regel ein lokales Optimum für die Leistungsabgabe des Prozesses in Abhängigkeit der variablen Betriebsparameter Reinjektionstemperatur und oberer ORC-Prozessdruck. Ein Absenken der Reinjektionstemperatur unter den Optimalwert führt zwar zu einer gesteigerten Wärmeeinkopplung, was eine Steigerung des ORC-Massenstroms zur Folge hat, jedoch sinkt im Gegenzug der obere Prozessdruck und somit auch der thermische Wirkungsgrad des Sekundärprozesses. Dieser Zusammenhang ist in Bild 2 beispielhaft dargestellt.

Dabei gilt es anzumerken, dass die Reinjektionstemperatur in Abhängigkeit des eingesetzten Arbeitsmediums stark variiert. R245fa weist mit 60,6 °C die höchste Re­injektionstemperatur auf. Das Arbeitsmedium R134a führt aufgrund seiner Stoffeigenschaften zu einer hohen Auskühlung des Thermalwassers bis auf eine Reinjektionstemperatur von 40 °C. Damit verbunden ist eine deutlich gesteigerte Übertragung von thermischer Energie auf den Sekundärprozess, woraus eine hohe Leistungsabgabe resultiert.

Komponentenebene

Die Gegenüberstellung der Wärmeübertragungsflächen in Tabelle 3 zeigt eine hohe Schwankungsbreite der Werte für die untersuchten Medien.

So führt die Wahl von Isopentan zu einer 30 % größeren Übertragungsfläche im Vergleich zu R134a. Hierfür sind die Stoffeigenschaften bei Kondensationsbedingungen maßgeblich verantwortlich. Mit einem Anteil von durchschnittlich 70 %, bezogen auf die Gesamtübertragungsfläche, weist der Luftkondensator den höchsten Flächenbedarf auf. Dabei ist eine geringe Wärmeleitfähigkeit des Arbeitsmittels, wie im Fall von Isopentan oder R245fa, ausschlaggebend für geringe Wärmeübergangseigenschaften und somit für hohe Übertragungsflächen. Hinsichtlich der ORC-Speisepumpe führen hohe übertragene thermische Leistungen wie bei R134a oder Isobutan zu hohen ORC-Massenströmen und folglich zu einem hohen Eigenbedarf. Die Turbinenauslegung ergibt im Mittel ein Wirkungsgradniveau von 79,3 % (± 0,5 %), die Unterschiede zwischen den Arbeitsmedien sind relativ gering. Höhere Prozesswirkungsgrade gehen wie zu erwarten mit schlechteren Expansionswirkungsgraden einher (höhere Gefälle; das heißt Machzahlen). Da 1 %-Punkt im thermischen Wirkungsgrad etwa 10 %-Punkte im Turbinenwirkungsgrad ausgleichen, ist es offensichtlich, dass letzterer kein ausschlaggebendes Kriterium für die Fluidauswahl sein kann. Tabelle 3 führt die notwendigen Außendurchmesser und das Verhältnis von Schaufelhöhe zu Außendurchmesser für die vier ausgelegten Turbinen auf. Der Außendurchmesser steht für die Baugröße der Turbine und hat einen direkten Einfluss auf die Kosten. Das „Schaufelhöhendurchmesserverhältnis“ ist ein Kriterium, ob die Schaufeln prismatisch ausgeführt werden können oder ob sie für h/D > 10 % über die Schaufelhöhe verwunden sein müssen, um den prognostizierten Wirkungsgrad zu erreichen. Unter Einsatz von R134a ergibt sich die kleinste Turbine, deren Schaufeln prismatisch sein können, was insgesamt zu einem kostengünstigen Apparat führt. Isopentan benötigt das größte Rad und zusätzlich verwundene Schaufeln, was diese Turbine deutlich aufwendiger im Vergleich zur R134a-Turbine macht.

Ökonomische Bewertung der betrachteten Konzepte

Mit mittleren SGK von 16,3 Ct/kWh stellt die Wahl von R134a als Arbeitsmedium die wirtschaftlichste Lösung unter den gegebenen Randbedingungen dar (Bild 3).

Zusammenfassung

Das vorgestellte Fallbeispiel zeigt, dass nur eine ganzheitliche Betrachtung von thermodynamischen und strömungsmechanischen Aspekten eine belastbare wirtschaftliche Bewertung verschiedener Arbeitsmedien für geothermische ORC-Kraftwerke ermöglicht. Die berechneten Stromgestehungskosten verdeutlichen die Möglichkeit einer wirtschaftlichen Umsetzung der geothermischen Stromerzeugung in Deutschland. Hierfür sind eine individuelle Fluidauswahl und die entsprechende Anpassung der Kraftwerks­komponenten an die Randbedingungen zielführend. Die finale Festlegung auf ein Fluid erfolgt unter der Abwägung sicherheitstechnischer und klimarelevanter Aspekte.

Literatur:

[1] Bundesverband Geothermie: Tiefe Geothermieprojekte in Deutschland (Projektliste), November 2016. Verfügbar unter: http://www.geothermie.de/fileadmin/useruploads/wissenswelt/Projekte/Projektliste_Tiefe_ Geothermie_2016.pdf. (Zugegriffen: 25.1.2017).

[2] Heberle, F.; Obermeier, A.; Brüggemann,D.: Mögliche Emissionen bei der Strom- und Wärmeerzeugung aus Geothermie durch den Einsatz von F-Gasen im Energiewandlungsprozess mittels ORC. Clim. Change, Bd. 16/2012.

[3] Europäisches Parlament und Rat: Verordnung (EU) Nr. 517/2014 über fluorierte Treibhausgase und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 842/2006, 2014.

[4] VDI-Gesellschaft Verfahrenstechnik und Chemieingenieurwesen (VDI-GVC), Hrsg., VDI-Wärmeatlas, 10. Auflage. Wiesbaden: Springer Vieweg, 2006.

[5] Weiß, A. P.; Zinn, G.; Weith, T.; Preißinger, M.; Brüggemann, D.: Turbinenauslegungsparameter als Kriterien für die Fluidauswahl für ein ORC-Minikraftwerk. In Tagungsband CO2-freie Stromerzeugung durch Abwärmenutzung für dezentrale Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) und Fahrzeuge, Haus der Technik München, 2013.

[6] Turton, R.; Bailie, R. C.; Whiting, W. B.: Analysis, synthesis and design of chemical processes, 2nd edition. Old Tappan, NJ: Prentice Hall, 2003.

[7] Bejan, A.; Tsatsaronis, G.; Moran, M.: Thermal Design & Optimization. New York: John Wiley & Sons, 1996.

[8] Verein Deutscher Ingenieure: Richtlinienreihe VDI 2067 Blatt 1‚ Wirtschaftlichkeit gebäudetechnischer Anlagen – Grundlagen und Kostenberechnung, 2012.

[9] Heberle, F.: Untersuchungen zum Einsatz von zeotropen Fluidgemischen im Organic Rankine Cycle für die geothermische Stromerzeugung, Bayreuth, 2013.

[10] Kaltschmitt M.; Janczik, S.: Vorbereitung des EEG-Erfahrungsberichts 2014 – Vorhaben IIb Stromerzeugung aus Geothermie, 2014.