11.04.2018

Projektinformation: Klimaneutrale Fernwärme in Hennigsdorf, Brandenburg

Fernwärmenetz wird zur Wärmedrehscheibe


Die brandenburgische Stadt Hennigsdorf will innerhalb von fünf Jahren den klimaneutral erzeugten Anteil der Wärme in ihrem Fernwärmenetz auf 80 Prozent ausbauen. Dazu planen die Stadtwerke, die Abwärme des örtlichen Stahlwerks und große Solarkollektorfelder in das Netz zu integrieren. Ein multifunktionaler Großwärmespeicher soll die notwendige Flexibilität schaffen. Das Konzept steht, die Umsetzung ist 2017 gestartet. Hennigsdorf dient damit als ein Reallabor für die regenerative Zukunft der Wärmeversorgung.


Die Stadtwerke Hennigsdorf versorgen 9.500 Wohneinheiten, kommunale Einrichtungen sowie 54 Gewerbe- und Industriebetriebe mit Fernwärme, hierunter auch große metallerzeugende und -verarbeitende Unternehmen. Der jährliche Wärmeabsatz beträgt rund 117 GWh, die derzeitige thermische Erzeugerkapazität 82,5 MW. Erneuerbare Energieträger liefern bereits die Hälfte der örtlichen Fernwärme. Für den wirtschaftlichen Betrieb eines Biomasse-Heizkraftwerks und eines Bioerdgas-Blockheizkraftwerks wurde in den Jahren 2009 und 2010 ein hydraulischer Gesamtverbund der ursprünglich vier Einzelnetze geschaffen. Die Grund- und Mittellast des Verbundnetzes lassen sich so ganzjährig aus regenerativen Quellen decken.


Jetzt möchten die Stadtwerke den Anteil an klimaneutraler Wärmeerzeugung auf 80 Prozent ausbauen. Zwei weitere Wärmequellen sollen dazu für die Fernwärmeversorgung erschlossen werden: Abwärme aus der Industrie, insbesondere aus einem im Versorgungsgebiet ansässigen Stahl- und Walzwerk, sowie solarthermische Anlagen, zentral durch Kollektorfelder der Stadtwerke und dezentral bei den Kunden. Dafür ist eine grundlegende Umstrukturierung und Weiterentwicklung des bestehenden Fernwärmenetzes und dessen Regel- und Betriebsweise notwendig.

Die Umsetzung des komplexen Projektes ist bis 2020 geplant und wird durch ein umfangreiches Mess- und Evaluierungsprogramm begleitet. Das historisch gewachsene Bestandsnetz von Hennigsdorf ist typisch für eine deutsche Mittelstadt und kann damit als Vorbild für die Weiterentwicklung solcher Netze hin zu einer klimaneutralen Fernwärmeversorgung dienen.

Ausgangslage Verbraucher

Regenerative Energien lassen sich umso besser in das Fernwärmenetz einbinden, je niedriger die Vorlauftemperatur ist. Im Hennigsdorfer Netz werden die Temperaturen bestimmt durch die Größe des Fernwärmesystems und die Abnehmerstruktur: vorwiegend nach der Wende sanierte Mehrfamiliengebäude sowie Großindustrie. Im Sommer liegt die Vorlauftemperatur bei 85 °C, die Rücklauftemperatur bei 60 °C. Im Winter gleitet die Vorlauftemperatur auf bis zu 108 °C. Diese Temperaturen sind typisch für viele deutsche Fernwärmenetze und liegen deutlich höher als in solaren Nahwärmesystemen, beispielsweise in Dänemark und in deutschen Neubau-Pilotvorhaben.

Im Rahmen der Forschungsarbeiten untersuchten Projektentwickler von Ruppin Consult die Möglichkeit, Vorlauftemperatur und Umwälzmenge abzusenken. Dafür betrachteten sie sowohl die Wärmeübergabestationen als auch die nachgeschalteten Verbrauchsanlagen zahlreicher Kunden aus unterschiedlichen Verbrauchersegmenten. Das Ergebnis: Viele Heizungsanlagen sind überdimensioniert, ein entsprechendes Optimierungspotenzial ist vorhanden. Ob die ermittelte Absenkung der Vorlauftemperatur im Winter auf max. 95 °C möglich ist, muss der praktische Netzbetrieb allerdings noch belegen.

Multifunktionaler Großwärmespeicher

Aus dem Stahlwerk fällt nur diskontinuierlich Abwärme an. Gleichzeitig muss sich dezentral produzierte Wärme, sei es aus Klein-KWK-Anlagen oder aus Solaranlagen, jederzeit in das Netz einspeisen lassen. Um diese Wärmequellen effizient einzubinden, ist also eine Entkopplung voneinander und vom aktuellen Wärmeverbrauch notwendig. Dafür ist ein multifunktionaler Wärmespeicher geplant, der die Fähigkeiten von Tages-, Monats- und Langzeit-Wärmespeichern vereint: Er kann aktuell nicht benötigte Wärme aufnehmen, sie saisonal speichern und zugleich im Netz kurzzeitig Leistungsspitzen ausgleichen.

Auch für das vorhandene Biomasse-Heizkraftwerk und das Bioerdgas-BHKW schafft ein Großwärmespeicher Verbesserungen. Weil beide bisher wärmegeführt arbeiten, hängt die Stromerzeugung vom Wärmebedarf der Abnehmer ab. Entfällt dieser Zusammenhang, lässt sich die Produktion von regenerativer Wärme und Strom insgesamt erhöhen und der Strom bedarfsgerechter produzieren.

Dynamische Simulationsrechnungen des Fernwärmenetzes und der langfristig einzubindenden Wärmequellen halfen bei der Auslegung des Speichers. Er ist mit 22.000 m3 Wasservolumen als druckloser Speicher mit einer maximalen Temperatur von 98 °C konzipiert. Da in Hennigsdorf das Grundwasser sehr hoch steht, soll er oberirdisch aus zusammengespannten Stahlbeton-Fertigteilen realisiert werden. Das Konzept basiert auf der Bauweise des Tank-Wärmespeichers aus dem abgeschlossenen Pilotprojekt zur Solaren Nahwärmenutzung am Ackermannbogen in München. Eine wesentliche Kostenreduktion wäre durch ein „schwimmendes Dach“ erreichbar. Hierfür muss die Dachkonstruktion dänischer Pilotspeicher weiterentwickelt werden, um eine zulässige Maximaltemperatur der Dachkonstruktion von dauerhaft 98 °C statt der aktuell nur möglichen 80 °C zu erreichen.

Das Netz als Wärmedrehscheibe

Das Fernwärmenetz selbst muss neben den klassischen Transporteigenschaften zukünftig weitere Aufgaben erfüllen: Es dient nicht nur als Speicher für kurzzeitige Lastspitzen bei der Wärmebereitstellung, sondern soll den Einsatz unterschiedlicher, auch dezentraler Wärmeeinspeisungen optimieren und das Lastmanagement der in das Netz integrierten Wärmespeicher übernehmen. Dazu wurden sowohl stationäre als auch dynamische, thermohydraulische Simulationen des gesamten Versorgungsnetzes und in einzelnen Netzmaschen durchgeführt.

Das angestrebte Wärme-Verbundnetz in Hennigsdorf soll im Hinblick auf den statischen Netzdruck ein zusammenhängendes System bilden. Der Multifunktionsspeicher wird in dessen Rücklauf eingebunden und dient als zentrale Druckhaltung. Bei einer hohen Wärmeanforderung im Winter speisen sowohl das Bio-Heizkraftwerk als auch der Standort Stahlwerk / solarthermische Großanlage in ihren gemeinsamen, offenen Netzbereich ein. Netzhydraulisch bilden sich dadurch zwei Versorgungsbereiche aus, die sich innerhalb des Netzgebietes berühren. Ihre Grenzlinie verschiebt sich dabei dynamisch mit jeder Laständerung im Netz. Die Lastaufteilung auf beide Erzeugerstandorte kann durch den Netzbetrieb bewusst über die Förderhöhe und folglich über die Fördermengen der gegeneinander drückenden Pumpenanlagen gesteuert werden. Diese sollen angesteuert werden abhängig vom Status der Wärmeerzeugungsanlagen (zur Verfügung stehendes Abwärmepotential aus dem Stahlwerk, Betriebsbereitschafts- bzw. Störmeldung der einzelnen Wärmeerzeugereinheiten) sowie vom Beladezustand der Speicher. Außerdem fließt eine Hierarchiezuordnung der Wärmeerzeugeranlagen nach betriebswirtschaftlichen bzw. technischen Kriterien des Betreibers ein.

Wärmequelle Elektrostahlwerk

Im Konzept der zukünftigen Fernwärmeversorgung in Hennigsdorf ist die Einkopplung industrieller Abwärme fest einkalkuliert. Deshalb untersuchten die Projektentwickler die Abwärmepotenziale aus dem ortsansässigen Stahlwerk detailliert. Die ursprüngliche Idee, die Abwärme aus einem Kühlkreislauf zu nutzen, scheiterte daran, dass diese auf maximal 60 °C entnommen werden kann. Dies entspricht bereits der durchschnittlichen Rücklauftemperatur des Fernwärmenetzes. Der Einsatz von Hochtemperatur-Wärmepumpen rechnet sich an dieser Stelle nicht. Um die heißen Abgase aus dem Schmelzprozess nutzen zu können, wäre der Einbau weiterer Abgaswärmeübertrager notwendig. Auch diese Variante wäre nur mit sehr hohem technischen und finanziellen Aufwand realisierbar und schied deshalb aus. Dadurch geriet der Hubbalkenofen als Abwärmequelle in den Fokus, in dem mithilfe von Erdgas Stahl-Zwischenprodukte auf die erforderliche Walztemperatur gebracht werden. Er wird mit sehr flexiblen Feuerungsbedingungen betrieben: Innerhalb kurzer Zeiträume schwankt die Leistung zwischen 0 und 80 Prozent – eine besondere Herausforderung bei der Verwertung der Abwärme. Derzeit steht fest, dass eine thermische Leistung von ca. 6 MW im Mittel über einen Abgaswärmetauscher zur direkten Einkopplung in die Fernwärme nutzbar ist. Ein detailliertes Messprogramm soll noch die zeitlich stark schwankenden Abgasvolumenströme und Temperaturen ermitteln. Die starken Lastschwankungen und Produktionszyklen müssen durch eine entsprechende Wärmespeicherung ausgeglichen werden.

Wärmequelle Solarthermie

Bereits jetzt speist eine solarthermische Anlage mit 854 m2 Kollektorfläche in das Fernwärmenetz ein. Wie die solarthermische Wärmeerzeugung ausgebaut werden sollte, ermittelten die Wissenschaftler von Solites mit Hilfe eines TRNSYS-Modells. Um das Ziel einer zu 80 Prozent klimaneutralen Fernwärmeversorgung zu erreichen, ergaben die Annahmen zu Dynamik und Umfang der Abwärme aus dem Hubbalkenofen eine notwendige Kollektorfläche von ca. 20.000 m2. Da sich aber die Menge und der zeitliche Verlauf des Abwärmeanfalls noch nicht exakt vorhersagen lassen, ist in einer ersten Stufe zunächst eine Realisierung von 3.000 m2 geplant. Mithilfe weiterer Systemsimulationen während der Umsetzungsphase wird ermittelt, wie viel Kollektorfläche tatsächlich noch errichtet werden muss, um die 80-Prozent-Marke zu erreichen.

Für die Aufstellung von Solarthermieanlagen steht neben einigen privaten Dachflächen die frühere Schlackehalde des Stahlwerks mit einer Größe von ca. 30.000 m2 zur Verfügung. Sie bietet beste Voraussetzungen: Da eine Hochspannungsleitung die Fläche überspannt, lässt sie sich nicht anderweitig industriell-gewerblich nutzen. Zudem grenzt sie an das Grundstück, auf dem der Großwärmespeicher realisiert werden soll.

Weiterer Fahrplan

2018 laufen die Planungen und Ausschreibungen zur Wärmeauskopplung aus dem Stahlwerk sowie zur Errichtung einer Fernwärmetrasse vom Stahlwerk zum Fernwärmenetz. Die Inbetriebnahme ist noch in der Heizperiode 2018/19 vorgesehen, um mithilfe konkreter Messwerte den Großspeicher exakt dimensionieren zu können. Ab 2020 soll dieser errichtet werden, was im Anschluss den schrittweisen Ausbau der Solarthermie erlaubt. Parallel dazu laufen die Arbeiten zur hydraulischen und regelungstechnischen Optimierung des Netzbetriebs, um die örtlich verteilten Wärmeenergieeinspeisungen und auch die Umkehr von Strömungsrichtungen im Fernwärmenetz zu ermöglichen.

Neue Flexibilität für Fernwärmenetze

Für bestehende Fernwärmenetze bedeutet die dezentrale Einspeisung und Speicherung volatiler Energien, wie Solarwärme oder Abwärme, mit fluktuierender, meist zum Verbrauch zeitlich versetzter Energieerzeugung eine große Herausforderung. Sie wirkt sich nicht nur auf das Netz- und Speichermanagement sowie die Thermohydraulik, sondern auch auf die technischen Komponenten aus. Geforscht wird deshalb sowohl an Softwarelösungen zur Netzsimulation, Steuerung und Betriebsführung als auch an Einzelkomponenten. Parallel dazu werden in konkreten Pilotprojekten neue Lösungen erprobt.

Im Verbundvorhaben DELFIN entwickelten Forscher auf der Grundlage statistischer und modellbasierter Methoden Softwaremodule. Diese sollen helfen, die Auswirkungen dezentraler Einbindung von Wärme aus erneuerbaren Energien und anderen Wärmeerzeugern in Fernwärmenetze zu prognostizieren (FKZ 03ET1358).

Eine dynamische Netzsimulation, um beispielsweise Fernwärmenetze kontrolliert als Energiespeicher nutzen zu können, ist das Ziel des Verbundvorhabens DYNEEF. Statt wie üblich den Einsatz lokaler Betriebsmittel zu optimieren, soll die gesamte Komplexität und zeitliche Dynamik des Netzbetriebs berücksichtigt werden (FKZ 03ET1346).

In einem weiteren Forschungsprojekt wird ein Simulationstool für die Ertragsprognose solarthermischer Großanlagen entwickelt, das den Gegebenheiten und Anforderungen von Wärmenetzen Rechnung trägt. Grundlage ist das eingeführte Programm ScenoCalc (FKZ 0325554).

Um beim Ausbau der Solarisierung von Fernwärmenetzen die Kosten zu reduzieren, werden im Verbundvorhaben SOLSTAND Standardisierungsmöglichkeiten untersucht. Dabei stehen sowohl die Schnittstellen von Fernwärmebezug und solarer Einspeisung in das Fernwärmesystem als auch die Systemkonfigurationen im Fokus (FKZ 0325553).

Konkret wird es im Verbundvorhaben SWD.SOL: Wärme aus erneuerbaren Energien soll dezentral in das KWK-Fernwärmesystem der Stadtwerke Düsseldorf eingebunden werden. Erforscht wird insbesondere der technische Aspekt der multiplen Wärmeeinspeisung in Fernwärmenetze. Hierzu werden neuartige Konzepte angewandt, Einzelkomponenten erprobt und ein Messprogramm zur Betriebsoptimierung und Evaluierung durchgeführt (FKZ 03ET1269).

In Dresden läuft das Forschungsprojekt Green Heat3. Auch sein Ziel ist es, das gewachsene Fernwärmesystem vor Ort für die Integration erneuerbarer Energien umzugestalten. Als Kernkomponenten sind ein modularer Großwärmespeicher und eine solarthermische Großanlage geplant (FKZ 0325872).



Von: © BINE Informationsdienst

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