Simulationsprogramm zur Optimie- rung eines … · c Spezifische Wärmekapazität kJ/kg*K ρ Dichte...

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Fachhochschule Köln University of Applied Science Cologne Fakultät für Institut für Informations-, Medien- und Elektrotechnik Elektrische Energietechnik Prof. Dr. Eberhard Waffenschmidt Simulationsprogramm zur Optimie- rung eines Inselnetzes mit Photo- voltaikanlagen, Dieselgeneratoren und Batteriespeichern Masterarbeit Name: Johannes Irlenborn Matrikelnummer: 11066456 Referent: Prof. Dr. Eberhard Waffenschmidt Korreferent: Prof. Dr. Ing. Christof Humpert Abgabedatum: 21.07.2014

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Fachhochschule Köln University of Applied Science Cologne Fakultät für Institut für Informations-, Medien- und Elektrotechnik Elektrische Energietechnik Prof. Dr. Eberhard Waffenschmidt

Simulationsprogramm zur Optimie-

rung eines Inselnetzes mit Photo-

voltaikanlagen, Dieselgeneratoren

und Batteriespeichern

Masterarbeit

Name: Johannes Irlenborn

Matrikelnummer: 11066456

Referent: Prof. Dr. Eberhard Waffenschmidt

Korreferent: Prof. Dr. Ing. Christof Humpert

Abgabedatum: 21.07.2014

Hiermit versichere ich, dass ich die Masterarbeit selbständig angefertigt und keine anderen als die angegebenen und bei Zi-taten kenntlich gemachten Quellen und Hilfsmittel benutzt habe.

Ich erlaube, dass die Arbeit vom Betreuer im Internet veröffent-licht wird.

Die folgenden Abbildungen habe ich von anderen Autoren übernommen:

Abbildung 1.1, 5.1: Unterliegen der Gemeinfreiheit.

Abbildung 2.1, 2.2: Die Nutzungsrechte für die Veröffentlichung im Rahmen dieser Masterarbeit sind mir erteilt worden.

Alle übrigen Abbildungen habe ich persönlich erstellt.

__________________

Johannes Irlenborn

Abstract

Heutzutage bestehen Inselanlagen meist ohne den Einsatz von erneuerbaren Energien. Im Hinblick auf die Zukunft bedeutet dies, eine enorme Herausforderung um alte Inselan-lagen aber auch neu erstellte Inselanlagen mit erneuerbare Energien effizient zu gestal-ten. Doch wie setzt sich eine optimale Kombination aus einem Inselsystem bestehend aus, Photovoltaikanlagen, Dieselgeneratoren und Batteriespeichern, in der heutigen Zeit zusammen? Mit Hilfe des erstellten Simulationsprogrammes wurde für ein geplantes Förderprojekt für die kanarische Insel La Gomera eine Inselstromversorgung mit folgen-dem Ergebnis optimiert: Bei einem Jahresverbrauch von 62.696.100 kWh wird eine Die-selgeneratorleitung von 9.450 kW, eine Photovoltaikanlage von 57.354 kWp und ein Bat-teriespeicher von 130.708 kWh erforderlich.

Nowadays island facilities usually don’t make use of renewable energies. With regard to the future, it is an enormous challenge to design old island-systems as well as newly created island-systems with renewable energy sources efficiently. But what is the optimal combination of an island-system consisting of photovoltaic systems, diesel generators and battery banks in this day and age? With the help of the simulation application creat-ed, a stand-alone power supply was optimised for a funding project for the Canary Island of La Gomera with the following result: For an annual consumption of 62.696.100 kWh, a diesel generator line of 9.450 kW, a PV system of 57.354 kWp and a battery storage of 130.708 kWh is required.

VII

Inhaltsverzeichnis

Inhaltsverzeichnis .................................................................. VII

Abbildungsverzeichnis .......................................................... XI

Tabellenverzeichnis ............................................................... XV

Nomenklatur ......................................................................... XVII

Danksagung ............................................................................. 1

1. Einleitung ........................................................................... 3

1.1 Aktuelle Situation ...................................................................3

1.2 Ziel der Arbeit ........................................................................5

1.3 Bisherige Arbeiten zu diesem Thema ....................................5

2. Grundlagen ......................................................................... 7

2.1 Batterien ................................................................................7

2.1.1 Lithium Ionen Batterie .................................................... 7

2.1.2 Redox Flow Batterie ...................................................... 7

2.1.3 Blei Säure Batterie ......................................................... 8

2.2 Dieselgenerator .....................................................................8

2.3 Dieselgeneratoren Märkisches Werk ................................... 12

VIII

2.3.1 Start und Anlauf ........................................................... 12

2.3.2 Motorerwärmung .......................................................... 12

2.3.3 Motorabkühlung ........................................................... 15

2.4 Lastprofil und Erzeugerprofil ............................................... 17

2.5 Autarkiegrad ....................................................................... 17

3. Die verwendete Software ................................................ 19

3.1 Labview ............................................................................... 19

3.2 Entwicklungsumgebung ...................................................... 19

4. Vorstellung des Simulationsprogrammes ..................... 21

4.1 Programmstruktur ............................................................... 21

4.2 Programmstruktur Zeitabschnittsberechnung ..................... 22

4.3 Eingabeparameter der Jahresberechnung .......................... 24

4.3.1 Lastprofil und Erzeugerprofil ........................................ 24

4.3.2 Batterieparameter ........................................................ 25

4.3.3 Dieselparameter .......................................................... 26

4.4 Wirtschaftlichkeitsparameter ............................................... 29

4.5 Ausgabeparameter der Jahresberechnung ......................... 31

4.5.1 Technische Ausgabeparameter ................................... 31

4.5.2 Wirtschaftliche Ausgabeparameter .............................. 32

4.6 Parametrische Analyse ....................................................... 33

5. Durchführung der Simulation am Beispiel La Gomera 37

5.1 Lastprofile und Erzeugerprofile ........................................... 38

5.1.1 Verbraucherlastprofil .................................................... 38

IX

5.2 Erzeugerprofil der Photovoltaikanlage ................................. 39

5.3 Verwendete Wirtschaftlichkeitsparameter für die

Simulationen ........................................................................ 40

5.4 Szenario 1, Simulation der geplanten Anlage

in La Gomera ....................................................................... 41

5.5 Szenario 2, PV-Erzeugung größer als geplant, ohne

Batteriespeicher mit Dieselgeneratoren ............................... 46

5.6 Szenario 3, PV-Anlage mit Batterispeicher ohne

Dieselgeneratoren ............................................................... 50

5.7 Szenario 4, PV-Anlage, Batteriespeicher und

Dieselgeneratoren ............................................................... 54

6. Schlussbetrachtung ........................................................ 61

7. Ausblick ............................................................................ 63

8. Anhang ............................................................................. 65

8.1 Batterie ................................................................................ 65

8.2 Dieselgeneratoren ............................................................... 66

8.2.1 n - Dieselgeneratoren .................................................. 66

8.2.2 Dieselgenerator ........................................................... 66

8.3 Zusammenfassung der Daten aus Ebene 3 ........................ 68

8.4 Interpolation ......................................................................... 69

8.5 Datenformat Profile .............................................................. 70

9. Literaturverzeichnis ......................................................... 71

X

XI

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1.1 Die Erde bei Nacht ..................................................... 3

Abbildung 1.2 Schaltschema einer Inselanlage ................................. 4

Abbildung 1.3 Kostenvergleich einer Inselanlage mit und ohne PV-Anlage ......................................................... 6

Abbildung 2.1 Dieselgenerator 2.700 kW .......................................... 9

Abbildung 2.2 Common-Rail System von Bosch für Vierzylinder Dieselmotor .............................................................. 11

Abbildung 2.3 Aufwärmkennlinie eines Dieselmotors mit einer Kaltstarttemperatur von 20°C und einer Betriebstemperatur von 80°C ................................... 14

Abbildung 2.4 Abkühlkennlinie eines Dieselmotors mit einer Motortemperatur von 80°C und einer Umgebungstemperatur von 20°C ............................. 16

Abbildung 4.1 Programmstruktur des Simulationsprogrammes....... 22

Abbildung 4.2 Ablaufdiagramm Zeitabschnittsberechnung ............. 23

Abbildung 4.3 Profile Einlesen in Labview ....................................... 24

Abbildung 4.4 Batterieparameter ..................................................... 25

Abbildung 4.5 Dieselgeneratorparameter ........................................ 26

Abbildung 4.6 Technische Anlagenhinweise ................................... 27

Abbildung 4.7 Motorerwärmungs- und Abkühlungsparameter ........ 28

Abbildung 4.8 Betriebsstunden und Einschaltvorgänge der Motoren .............................................................. 31

Abbildung 4.9 Parametrische Analyse ............................................. 33

XII

Abbildung 5.1 Insel La Gomera ....................................................... 37

Abbildung 5.2 Verbraucherlastprofil Jahresbetrachtung(oben) und Monatsbetrachtung(unten) ....................................... 38

Abbildung 5.3 Erzeugerprofil Jahresbetrachtung und Monatsbetrachtung ................................................... 39

Abbildung 5.4 Szenario 1, Wasserfalldiagramm Verbrauch [kW] .... 42

Abbildung 5.5 Szenario 1, Wasserfalldiagramm PV-Einspeisung [kW] ................................................ 42

Abbildung 5.6 Szenario 1, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch PV [%] ............................................................ 43

Abbildung 5.7 Szenario 1, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch Dieselgenerator(en) [%] ................................. 44

Abbildung 5.8 Szenario 1, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch Dieselgenerator(en) [kW]................................ 44

Abbildung 5.9 Szenario 2, Autarkiegrad [%] .................................... 46

Abbildung 5.10 Szenario 2, möglicher Energieüberschuss [kWh] ... 47

Abbildung 5.11 Szenario 2, Abdeckung durch PV [%] ..................... 47

Abbildung 5.12 Szenario 2, Abdeckung durch Dieselgenerator [%] ................................................ 48

Abbildung 5.13 Szenario 2, Dieselverbrauch [l] ............................... 48

Abbildung 5.14 Szenario 3, Autarkiegrad [%] .................................. 50

Abbildung 5.15 Szenario 3, Abdeckung durch PV [kWh] ................. 51

Abbildung 5.16 Szenario 3, Abdeckung Batterie [%] ....................... 51

Abbildung 5.17 Szenario 3, Gesamtanlagenkosten [€/kWh] ............ 52

Abbildung 5.18 Szenario 4, Abdeckung aller Anlagenkomponenten vom Verbrauch [%] bei einer Dieselgenerator- leistung von 9.450 kW ............................................ 55

Abbildung 5.19 Szenario 4, Anlagenkosten [€/kWh] ........................ 56

Abbildung 5.20 Szenario 4, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch PV [%] .......................................................... 57

Abbildung 5.21 Szenario 4, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch Batterie [%] ................................................... 57

XIII

Abbildung 5.22 Szenario 4, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch Dieselgenerator(en) [%] ............................... 58

Abbildung 5.23 Szenario 4, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch Dieselgenerator(en) [kW] ............................. 58

Abbildung 8.1 Struktogramm Batterie .............................................. 65

Abbildung 8.2 Struktogramm n-Generatoren ................................... 66

Abbildung 8.3 Struktogramm Dieselgenerator ................................. 68

Abbildung 8.4 Profil ......................................................................... 70

XIV

XV

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1 Wesentliche Daten eines Dieselgenerators ..................... 10

Tabelle 2 Die zu variierenden Größen ............................................. 34

Tabelle 3 Wirtschaftlichkeitsparameter PV-Anlage .......................... 40

Tabelle 4 Wirtschaftlichkeitsparameter Batterie .............................. 40

Tabelle 5 Wirtschaftlichkeitsparameter Dieselgeneratoren ............. 41

Tabelle 6 Szenario 1, Zusammenfassung aus Jahresberechnung .. 45

Tabelle 7 Szenario 2, Zusammenfassung aus Jahresberechnung .. 49

Tabelle 8 Szenario 3, Zusammenfassung aus Jahresberechnung .. 53

Tabelle 9 Szenario 4, Zusammenfassung aus Jahresberechnung .. 59

XVI

XVII

Nomenklatur

Zeichen Erklärung Einheit Erklärung

I Strom A Ampere

U Spannung V Volt

R Widerstand Ω Ohm

S Scheinleistung VA Voltampere

cos phi Leistungsfaktor

Pel Leistung elektrisch W Watt

Pmech Leistung mechanisch W Watt

P Leistung eines Solarmoduls Wp Watt Peak

E Energie Wh Wattstunde

AC Wechselspannung V Volt

DC Gleichspannung V Volt

n Drehzahl min-1 Umdr. pro Min.

τ Zeitkonstante s Sekunde

𝜟T Temperaturunterschied K Kelvin

Hu Unterer Heizwert kWh/kg

mspez. Spez. Kraftstoffverbrauch kg/kWh

c Spezifische Wärmekapazität kJ/kg*K

ρ Dichte kg/l

η Wirkungsgrad % Prozent

XVIII

1

Danksagung

Hiermit bedanke ich mich bei all denen, die mich bei der Anfertigung

der Masterarbeit unterstützt haben.

Ich bedanke mich bei Herrn Prof. Dr. Waffenschmidt für die

Bereitstellung und das Betreuen der Masterarbeit.

Des Weiteren bedanke ich mich bei Herrn Prof. Dr. Ing. Humpert, der

immer für Fragen zur Verfügung stand und das Korreferat

übernommen hat.

2

3

Einleitung 1.

1.1 Aktuelle Situation

Heutzutage leben weltweit 1,6 Milliarden Menschen ohne Strom und eine Milliarde Menschen leben mit keiner sicheren Stromversor-gung. Dies soll sich bis 2030 ändern, sodass alle Menschen über ei-ne „moderne Energieversorgung“ verfügen können. Laut UN Chef Ban Ki Moon „ist dies eine gewaltige Herausforderung, (...) aber es ist möglich". Des Weiteren ließ Ban Ki Moon ein Bericht vom Bera-tungsausschuss zum Thema „Überwindung der Energiearmut in den Entwicklungsländern“ erstellen. Der Bericht der Experten wurde von Ban Ki Moon mit folgenden Worten beschrieben: „Die Entscheidun-gen, die wir heute zu unserer künftigen Energieversorgung treffen, haben weitreichende Folgen für den Klimawechsel, die Entwicklung, das wirtschaftliche Wachstum und die globale Sicherheit“ [1].

Die bevölkerungsreichsten Länder ohne Strom befinden sich in Afrika und Südostasien. Hier leben die Menschen meist ländlich und weit vom nationalen Übertragungsnetz entfernt. Eine Anbindung an diese Netze ist meist unrentabel, sodass viele Dörfer auf autarke Insel-netzanlagen angewiesen sind. In der nachfolgenden Nachtaufnahme der Erde (Abbildung 1.1), kann man gut erkennen, welche Länder mit Strom versorgt sind.

Abbildung 1.1 Die Erde bei Nacht [2]

4

Die Grundversorgung eines Inselnetzes erfolgt häufig über Dieselge-neratoren. Durch die Verbesserung der Technik von regenerativen Energien, den stetig wachsenden Preisen von fossilen Brennstoffen und der umweltfreundlichen Energiegewinnung, steigt das Einbrin-gen von erneuerbaren Energien in Inselnetzen. Besonders die Ver-wendung von Photovoltaik als Stromerzeuger beim Inselbetrieb bie-tet sich an, da die Sonnenenergie überall zur Verfügung steht und genutzt werden kann. Weitere Vorteile sind die relativ einfache Instal-lation und der geringe Wartungsaufwand. Nachteile einer Photovolta-ikanlage sind die hohen Schwankungen der Energiegewinnung durch die wechselnde Sonneinstrahlung über Tag. Um den möglichen Energieüberschuss der am Tag auftritt für die Nacht zu nutzen, ist ein Speicher erforderlich. In der unten stehenden Abbildung 1.2 ist die Verschaltung einer Inselanlage dargestellt.

Abbildung 1.2 Schaltschema einer Inselanlage [3]

Wie in dem Schaltschema zu erkennen, können auch Windkraft-anlagen oder Wasserkraft zur Stromerzeugung eingesetzt werden. Eine Inselanlage kann Leistungen von wenigen Kilowatt bis in den hohen Megawattbereich erzeugen [3].

5

1.2 Ziel der Arbeit

Ziel der Arbeit ist, ein Simulationsprogramm mit der graphischen Programmiersprache LabView zu entwickeln, welches zur Entschei-dungsfindung der optimalen Kombination aus Photovoltaikanlagen, Batteriespeichern und Dieselgeneratoren in einem Inselnetz führt.

Mit dem Programm sollen verschiedene Lastprofile und Erzeugerpro-file einer Photovoltaikanlage, sowie Batteriespeicher und Dieselgene-ratoren sinnvoll verknüpft werden, um ein komplettes Jahr zu simulie-ren. Eine Aussage über die optimale Kombination aus den drei Kom-ponenten soll eine parametrische Analyse ergeben.

Diese Arbeit wird unter anderem für ein geplantes Förderprojekt ver-wendet. Das Förderprojekt beschäftigt sich mit der Erstellung eines Inselnetzes bestehend aus, Dieselgeneratoren und Photovoltaikan-lagen. Das erstellte Simulationsprogramm wird am Beispiel La Go-mera evaluiert.

In La Gomera erfolgt die Energieversorgung momentan über ein Erdölkraftwerk. Wegen der veralteten Technik, dem vergleichsweise niedriger Wirkungsgrad und der hohen CO2 Emission soll das Kraft-werk durch ein System bestehend aus, Dieselgeneratoren und Pho-tovoltaikanlagen ersetzt werden. Die entsprechende Evaluation und ausführliche Beschreibung der bestehenden Energieversorgung werden Anhand Kapitel 5 erörtert.

1.3 Bisherige Arbeiten zu diesem Thema

Im Jahre 2011 hat sich Herr Alexander Höfling mit dem Thema „Wei-terentwicklung und Optimierung einer Photovoltaik-Inselanlage“ in Form einer Bachelorarbeit beschäftigt.

Das Thema wurde nicht mit einem Simulationsprogramm untersucht, sondern mit einem möglichst praxisnahen Versuchsaufbau in der Fachhochschule. Dieser setzte sich zusammen aus einer Photovolta-ikanlage, einer Batterie, einem Wechselrichter und einem Gasgene-rator. Der Gasgenerator wurde nur zu 5 % genutzt, um Gaskosten einzusparen und den Lärmschutz innerhalb der Fachhochschule ein-zuhalten. Die restlichen 95 % wurden durch das Netz abgedeckt, welches so als Backup genutzt wurde. Der zu deckende Verbrauch dieser Inselanlage betrug 5.000 kWh pro Jahr. Dies sollte einem vier Personenhaushalt entsprechen, bestehend aus zwei Elternteilen und zwei Kindern. Im Verlauf dieser Arbeit wurde eine perfekte Dimensi-onierung der Inselanlage für diesen Verbrauch ermittelt.

6

Der optimierte Anlagenaufbau sah wie folgt aus:

PV- Anlage: 4,85 kWp

Batteriekapazität: 24 kWh

Honda Gasgenerator Nennleistung: 4 kW

Zusätzlich wurde ein Smart Load 6000 eingebracht. Dabei handelt es sich um ein Heizelement, welches Energieüberschüsse im Bedarfs-fall abführt, um zum Beispiel Brauchwasser zu erwärmen.

Um ein Vergleich zu ziehen zwischen einer Inselanlage mit Genera-tor, Batterie und Photovoltaikanlage, zu einem Dieselsystem ohne Photovoltaikanlage, wurde von der Firma Wenzl Hruby KB ein Die-selsystem angefordert, welches sich wie folgt zusammensetzte:

Dieselgenerator Nennleistung: 5,5 kW

Batteriekapazität: 28,8 kWh.

Das Ergebnis über die Kosten mit und ohne Einsatz einer Photovol-taikanlage mit einer Anlagenlaufzeit von 20 Jahren ist in der nachfol-genden Abbildung 1.3 dargestellt.

Abbildung 1.3 Kostenvergleich einer Inselanlage mit und ohne PV-Anlage [4]

Durch den Einsatz einer Photovoltaikanlage im Inselbetrieb wurden über eine Anlagenlaufzeit von 20 Jahren rund 90.000 € eingespart [4].

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass durch das Einbringen ei-ner Photovoltaikanlage in ein Dieselsystem die Betriebskosten und der CO2-Ausstoß gesenkt werden. In Bezug auf die vorliegende Ar-beit wird eine entsprechende Einsparung durch den vermehrten Ein-satz durch Photovoltaikanlagen untersucht.

7

Grundlagen 2.

Dieses Kapitel beschäftigt sich mit den technischen Grundlagen, die für das Umsetzen der Arbeit erforderlich sind.

2.1 Batterien

Dieses Unterkapitel beschäftigt sich mit verschiedenen Batterien, die für Klein- und für Großanlagen eingesetzt werden.

2.1.1 Lithium Ionen Batterie

Lithium Ionen Batterien besitzen eine hohe Energiedichte von 150 – 200 Wh/kg und werden meistens dort eingesetzt, wo hohe Energien in Abhängigkeit des Gewichts gespeichert werden müssen wie zum Beispiel in der Informationstechnik und bei Elektrofahrzeu-gen. Bei Photovoltaikanlagen ist diese Eigenschaft weniger von Be-deutung. Positive Eigenschaften in Bezug auf Photovoltaikanlagen sind, die hohe Vollzyklenzahl von 1000 – 5000, die lange Lebens-dauer von 20 Jahren, dem hohen Wirkungsgrad beim Entladen und Laden von 80 – 85% inklusive Batterieumrichter und der hohen Ent-ladetiefe von 100%. Ein Nachteil sind die hohen Kosten von 300 – 800 €/kWh.

2.1.2 Redox Flow Batterie

Bei der Redox Flow Batterie wird der Elektrolyt in großen Tanks auf-bewahrt. Damit eine chemische Reaktion stattfinden kann, wird beim Lade- und Entladevorgang der Elektrolyt über Pumpen zugeführt. Um hohe Energien zu speichern müssen große Tanks gebaut wer-den, die relativ einfach und kostengünstig hergestellt werden können. Der Elektrolyt kann über Tanklastzüge angeliefert und zugeführt werden. Aufgrund des Wartungsaufwandes der Tankanlage, den ge-setzlichen Lagerbestimmungen für Säuren und den relativ hohen Kosten in Bezug auf Kleinanlagen ist der Einsatz in Einfamilienhäu-sern eher uninteressant. Die Redox Flow Batterie besitzt eine hohe

8

Ladezyklenzahl von 10.000, eine hohe Entladetiefe von 100%, eine Lebensdauer von 20 Jahren und einen Lade- und Entladewirkungs-grad von 70% bis 80%. Die Anschaffungskosten liegen bei 300 - 500 €/kWh. Die jährlichen Betriebskosten betragen ca. 1 % vom Anschaffungspreis.

2.1.3 Blei Säure Batterie

Die Blei Säure Batterie ist bei Kleinanlagen, durch den geringen Preis von 100 – 250 €/kWh das attraktivste Speichermodell. Die La-dezyklenzahl beträgt 7000 und die Lebensdauer liegt zwischen 6 und 12 Jahren. Die Batterie besteht aus Blei, Schwefelsäure und einem Kunststoffgehäuse. Die Energiedichte ist im Vergleich zur Lithium Batterie sehr gering, jedoch für das Verwenden in einem Photovolta-iksystem relativ uninteressant. Dieses Speichersystem ist wartungs-frei. Wegen der Batteriegasung am Aufstellungsort ist für eine aus-reichende Belüftung zu sorgen. Die Endladetiefe liegt nicht wie bei Redox Flow Batterien und Lithium Batterien bei 100%, sondern bei 70% bis 75% [5].

2.2 Dieselgenerator

Ein Dieselgenerator ist ein Stromerzeuger. Er besteht typischerweise aus einem selbsterregenden Synchrongenerator, der von einem Die-selmotor über eine Kupplung angetrieben wird. Motor und Generator sind über schwingungselastische Lager auf einem gemeinsamen Grundrahmen befestigt. Die Hersteller liefern Stromerzeuger in Leis-tungsklassen von ca. 30 kW bis zu 10 MW.

Die Aggregate werden betriebsfertig mit integriertem Motormanage-mentsystem und Schnittstelle für externe Kommunikation geliefert. Das Einsatzspektrum reicht von Notstromanlagen über Blockheiz-kraftwerke und Großbaustellen bis hin zu Inselanlagen.

Wegen des Einsatzes in Blockheizkraftwerken wird vom Motorher-steller die Wärmeleistung des Motors angegeben. Dies sind die Ab-wärme des Motors an die Umgebung, die Wärmeleistung über das Kühlwasser, das Abgas und die des Ladeluftkühlers.

9

Die Abbildung 2.1 zeigt einen Dieselgenerator in der Größenord-nung, wie er in La Gomera eingesetzt werden soll.

Abbildung 2.1 Dieselgenerator 2.700 kW [6]

Die dazugehörigen wesentlichen Daten des Dieselgenerators in Ab-bildung 2.1 sind der Tabelle 1 zu entnehmen.

10

Wesentliche technische Daten eines Dieselgenerators: Tabelle 1 Wesentliche Daten eines Dieselgenerators

Generator

Leistung 3.410 kVA (entspr. bei

cos φ 0,8 2.700 kW)

Nennspannung 400V / 230V

Nennstrom 4.492 A

Nenndrehzahl 1.500 min -1

Gewicht 20.500 kg

Motorgewicht 9.640 kg

Motor

Nennleistung (PRP)/(LTP) 2.590 kW / 2.850 kW

Nenndrehzahl 1.500 min -1

Zylinder 20/ V

Kraftstoffverbrauch 100% 592 l/h / 192 g/kWh

75% 456 l/h / 197 g/kWh

50% 321 l/h / 208 g/kWh

25% 181 l/h / 237 g/kWh

Mindestlast 10%

Schmierölverbrauch 0,5% vom Kraftstoffverbrauch

Abzuführende Wärmeleistungen (Angaben für BHKW)

Abwärme Motorkühlkreis 1.040 kW

Über den Ladeluftkühler 410 kW

Über das Abgas 1.100 kW

Über die Oberfläche 105 kW

Füllmengen

Motoröl 300 l

Kühlwasser 260 l

[6]

11

Zur Verbesserung der Abgaswerte und der besseren Kraftstoffaus-nutzung werden zunehmend Common-Rail Einspritzsysteme einge-setzt.

Das CR-Einspritzsystem besteht im Wesentlichen aus einem ge-meinsamen Kraftstoffspeicher, den Injektoren, der Hochdruckkolben-pumpe und das elektronische Steuergerät (siehe nachfolgende Ab-bildung 2.2).

Abbildung 2.2 Common-Rail System von Bosch für Vierzylinder Dieselmotor [7]

Im Gegensatz zu herkömmlichen Diesel-Einspritzsystemen mit zent-raler Einspritzpumpe oder Pumpe-Düse Systemen, wird beim CR-System in einem Druckspeicher Kraftstoff unter hohem Druck 200-2000 bar für alle Zylinder vorgehalten. Über einen Injektor wird der Kraftstoff je nach Bedarf in den Zylinder eingespritzt. Das Steu-ergerät regelt hierbei die Einspritzmenge und die Einspritzintervalle über das am Injektor befindliche schnell schaltende Piezoventil [8].

12

2.3 Dieselgeneratoren Märkisches Werk

Die vom Märkischen Werk eingesetzten Dieselgeneratoren werden über Druckluft angelassen und nach Erreichen der Nenndrehzahl li-near steigend an Nennlast geführt. Die Lastzuschaltung erfolgt über das integrierte Motormanagementsystem.

Aufgrund des hohen Schmierölverbrauchs von bis zu 1 g/kWh sind die Motoren an einem gemeinsamen Öltank angeschlossen. Die Öltemperatur wird wegen den Schmiereigenschaften, konstant auf 40 °C gehalten. Die Motorbetriebstemperatur beträgt 70 °C.

2.3.1 Start und Anlauf

Die Lebensdauer eines Motors hängt unter anderem davon ab, wie der Motor im Kaltstart belastet wird. Hohe Temperaturunterschiede zwischen Verbrennungsraum, Zylinderwand und Kolben, erzeugen bei voll belastetem Motor im Kaltstart Spannungen im Material, die in Verbindung mit den ungünstigeren Schmiereigenschaften des kalten Motoröls zu erhöhtem Verschleiß der Laufflächen führt [9]. Aus diesem Grund werden bei Großmotoren ab ca. 800 kW Kühl-wasser und Öl vorgewärmt. Auch in der Anlaufphase werden die Dieselgeneratoren einer thermischen Lastaufschaltung unterzogen, um die hohen Temperaturunterschiede zu vermeiden. Hierdurch kann der Dieselgenerator in der Anlaufphase nicht seine volle Nenn-leistung bereitstellen.

2.3.2 Motorerwärmung

Die Wärmeströme eines Motors sind sehr komplex und schwer zu berechnen. Es gibt zur Optimierung des Fahrzeugwärmemanage-ments Simulationsprogramme die in Verbindung mit Messergebnis-sen von Testmotoren relativ genaue Ergebnisse liefern [10]. Da die gesamten Parameter für eine genaue Berechnung des zeitli-chen Temperaturverlaufs beim Anlauf der eingesetzten Dieselgene-ratoren nicht zur Verfügung stehen, muss aus den gegebenen tech-nischen Daten des Motorherstellers der Temperaturablauf abgebildet werden. Gemäß dem ersten Hauptsatz der Wärmelehre setzt sich die Die-selenergie zusammen aus: Nutzarbeit + Reibarbeit + Energie der Abwärme Die abzuführende Wärmeleistung besteht aus: Abgasleistung + Ladeluftleistung + Kühlleistung [11]

13

Im Anlauf, kurz nach der Selbstzündung des eingespritzten Diesel-kraftstoffes wird die mechanische Leistung nur für den Selbstlauf des Motors und dessen Nebenaggregate verwendet. Die Wärmeübertra-gung vom Zylinder und Zylinderkopf umschließenden Verbrennungs-raumes zum Motorblock, erfolgt beim Anlauf nur über das im Motor-inneren zirkulierende Kühlwasser und das rücklaufende Umlauf-schmieröl von Zylinderwand und Kolbenoberfläche. Das Öl wiederum gibt die aufgenommene Wärme wieder an den im Motorblock integrierten Ölkühler ab, der am Wasserkühlkreis ange-schlossen ist. Wird die Motorbetriebstemperatur erreicht, öffnet das Thermostat im Kühlwasserkreislauf und die überschüssige Wärmeleistung wird über den externen Kühler abgeführt [12]. Vereinfacht erfolgt der Temperaturanstieg des Motors entsprechend der Ladespannung eines elektrischen Kondensators mit einer An-fangsspannung U0 [13].

( (

)) Gl. [1]

Tmot ist dabei die momentane Motortemperatur, Tstart die Temperatur die der Motor beim Start haben muss und Tbetrieb die Motorbetriebs-temperatur. Um den Motor von der Starttemperatur auf Betriebstemperatur zu bringen muss der Motorblock, das Motoröl und das Kühlwasser er-wärmt werden. Hierfür ist folgende Wärmeenergie Qmot erforderlich.

Gl. [2]

c ist die spezifische Wärmekapazität, m die zu erwärmende Masse und ΔT der Temperaturunterschied. Mit den Einzelmassen und den jeweiligen spezifischen Wärmekapa-zitäten errechnet sich die erforderliche Wärmeenergie für das Auf-wärmen des Motors.

( ) Gl. [3]

Die Kühlleistung beim Anlauf beträgt ca. 33% der Kraftstoffleistung Pdiesel [14]. Die Kraftstoffleistung ist der stündliche Kraftstoffverbrauch mdiesel multipliziert mit dem unteren Heizwert Hu des Kraftstoffes.

(

) Gl. [4]

14

Somit errechnet sich die Aufwärmzeit des Motors.

( ) Gl. [5]

Mit der Aufwärmzeit t wird die Zeitkonstante für das Aufwärmen des Motors bestimmt

τ (

(

)) Gl. [6]

Somit errechnet sich die momentan vorhandene Motortemperatur während der Aufwärmzeit t nach Gl. 1. Die aus Gleichung 1 resultierende Motortemperatur Tmot, ist dabei die Motortemperatur die zum Zeitpunkt t gerade vorhanden ist. Die nächste Abbildung 2.3 zeigt das Aufwärmen eines Motors. Auf der Y-Ache ist die Motortemperatur in °C aufgetragen und auf der X-Achse die Zeit in Minuten.

Abbildung 2.3 Aufwärmkennlinie eines Dieselmotors mit einer Kaltstarttem-peratur von 20°C und einer Betriebstemperatur von 80°C

Anfangs ist der Temperaturanstieg nach einer e-Funktion gut zu er-kennen. Nach ca. 7 Minuten hat der Motor seine Betriebstemperatur von 80 °C erreicht und hält diese durch das Öffnen des Thermostats konstant.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Mo

tort

em

pe

ratu

r in

°C

Zeit in Minuten

15

2.3.3 Motorabkühlung

Beim Abstellen des Motors sind alle Motornebenaggregate ausge-schaltet und der umlaufende Kühlmittelmassenstrom ist gleich Null. Die Abkühlung erfolgt vereinfacht anlog der Entladung eines Kon-densators mit einer Grenzspannung U0 [15].

( ) (

) Gl. [7]

Tmot ist dabei die momentane Motortemperatur, Tumgebung die Umge-bungstemperatur und Tbetrieb die Motorbetriebstemperatur. Wie auch beim Aufwärmen des Motors ist analog nach Gl. 2 die ge-speicherte Wärmekapazität des Motors für das Abkühlen zu ermitteln [16]. Im Motordatenblatt des Herstellers ist die Wärmeleistung des Motors an die Umgebung angegeben (Pabwärme). Hierüber errechnet sich der thermische Widerstand Rth.mot des Motors [17].

Gl. [8]

Mit dem thermischen Widerstand und der Wärmekapazität des Mo-

tors lässt sich anschließend die Zeitkonstante τ für das Abkühlen

des Motors bestimmen

τ Gl. [9]

Somit errechnet sich die momentan vorhandene Motortemperatur während der Abkühlzeit t nach Gl. 7.

16

Die nachfolgende Abbildung 2.4 zeigt das Abkühlen eines Motors. Wie auch bei der Erwärmungskennlinie des Motors, ist auf der Y-Achse die Motortemperatur in °C und auf der X-Achse die Zeit in Minuten aufgetragen.

Abbildung 2.4 Abkühlkennlinie eines Dieselmotors mit einer Motortemperatur von 80°C und einer Umgebungstemperatur von 20°C

Wie zu erkennen, nähert sich der Temperaturverlauf nach einer e-Funktion der Umgebungstemperatur an (im Bespiel Umgebungs-temperatur 20 °C).

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

10

0

11

0

12

0

13

0

14

0

15

0

16

0

17

0

18

0

19

0

20

0

Mo

tort

em

pe

ratu

r in

°C

Zeit in Minuten

17

2.4 Lastprofil und Erzeugerprofil

Profile beschreiben ein Verbraucherverhalten oder ein Erzeugerver-halten über der Zeit. Lastprofile werden vom Netzbetreiber gemes-sen. Die gemessenen Werte sind Mittelwerte, der in einem festgeleg-ten Zeitintervall gemessenen Leistung [18].

2.5 Autarkiegrad

Der Autarkiegrad ist das Verhältnis zwischen der Abdeckung der er-zeugten Energie zum Verbrauch. Der Autarkiegrad wird in Prozent angegeben und mit folgender Formel bestimmt:

[ ]

Gl. [10]

Ist das Verhältnis „Abdeckung der erzeugten Energie vom Ver-brauch“ zum „Verbrauch“ gleich eins, so spricht man von einem au-tarken System. Der Autarkiegrad bei einem Inselsystem muss immer 100 % betragen [19].

18

19

Die verwendete Software 3.

Das Simulationsprogramm wurde in der Software Labview umge-setzt, da Labview auf einer grafischen Programmierung basiert und somit eine übersichtliche Programmierung erfolgen kann.

3.1 Labview

Labview steht für „Laboratory Virtual Instrument Engineering Work-bench“ und ist eine graphische Programmiersprache der Firma Nati-onal Instruments. Sie dient zur Messdatenverarbeitung und Anlagen-steuerung. Labview wird in der Messtechnik, Regelungstechnik und Automatisierungstechnik verwendet [20].

3.2 Entwicklungsumgebung

Das Programm Labview besteht aus dem sog. Frontpanel und dem Blockdiagramm. Das Frontpanel dient als Bedieneroberfläche. Hier können numerische Eingabeelemente, numerische Ausgabeelemen-te, Schalter, Graphen etc. erstellt werden. Im Blockdiagramm erfolgt die graphische Programmierung nach dem Datenflussmodell. Hier werden die im Frontpanel erstellten Elemente anhand bestehender Funktion logisch miteinander verknüpft. Labview ermöglicht zudem das Erstellen von Unterfunktionen den sog. SubVI`s, so lassen sich auch deutlich komplexere Systeme einfacher lösen.

20

21

Vorstellung des Simulationspro-4.

grammes

Dieses Kapitel beschreibt die Programmstruktur und beinhaltet wei-terhin die Beschreibung der Bedienoberfläche des Simulationspro-grammes, welches sich in Form eines erstellten Registers in Labview zusammensetzt. Das Register besteht aus den Anlagenparametern, Wirtschaftlichkeitsparametern, Ausgabeparametern und der paramet-rischen Analyse.

4.1 Programmstruktur

Das Simulationsprogramm unterteilt sich im Wesentlichen in drei Ebenen, die der Übersicht halber eingeführt worden sind.

Die erste Ebene beschäftigt sich mit dem Einlesen und der Verarbei-tung der vom Benutzer im Frontpanel eingegeben Werten. Die Pa-rametrierung und deren Darstellung erfolgt ebenfalls in Ebene 1. Nachdem die Eingabe erfolgt ist, werden die Anlagenparameter so-wie die Lastprofile und Erzeugerprofile an die zweite Ebene überge-ben. Die zweite Ebene ruft anschließend Ebene drei, welche die Be-rechnung erfasst, zyklisch so oft auf, wie die Größe des Lastprofiles (Erzeugerprofil), typischerweise ein Jahr, hinterlegt wurde. Die rück-gegebenen Werte aus Berechnungsebene 3 werden in Ebene 2 zu-sammengefasst, in diversen Diagrammen dargestellt und anschlie-ßend an die erste Ebene zurückgegeben. Wird eine parametrische Berechnung ausgewählt, so werden Ebene 2 und 3 so oft aufgeru-fen, wie die Anzahl der erzeugten Parameter aus Ebene 1. Der Pro-grammablauf ist in der nachfolgenden Abbildung 4.1 gezeigt.

22

Abbildung 4.1 Programmstruktur des Simulationsprogrammes

4.2 Programmstruktur Zeitabschnittsberechnung

In diesem Unterkapitel wird die Programmstruktur des SubVI`s „Zeit-abschnittsberechnung“ anhand eines Ablaufdiagrammes erörtert. In Abbildung 4.2 ist das Ablaufdiagramm dargestellt.

23

Abbildung 4.2 Ablaufdiagramm Zeitabschnittsberechnung

Im Programm sind die Prioritäten so gesetzt, dass der Bedarf an Energie als erstes durch die Photovoltaikanlage gedeckt werden soll. Reicht die erzeugte Energie der Photovoltaikanlage nicht aus, wird die Batterie entladen. Für die Überbrückung des Anlaufverhaltens des Dieselgenerators wird eine entsprechende Energie in der Batte-rie vorgehalten, soweit dies durch die max. Entladeleistung möglich ist (siehe Kapitel 2.3.1). Ist danach immer noch eine Energiefehl-menge vorhanden, wird diese durch die optimale Auswahl der vor-handenen Dieselgeneratoren gedeckt. Reicht die erzeugte Energie der Dieselgeneratoren ebenfalls nicht aus, kann mit der vorliegenden Konstellation kein Inselbetrieb gewährleistet werden und dem Benut-zer wird eine Fehlermeldung ausgegeben. Sind die Generatoren rich-tig dimensioniert, so wird der Batterie die erforderliche Energie, die

24

für die nächste anstehende Überbrückung des Anlaufs der Dieselge-neratoren benötigt wird, zugeführt.

Im Fall eines Energieüberschusses, nach der Verrechnung zwischen dem Energiebedarf und der erzeugten Energie durch die Photovolta-ikanlage, wird die Batterie geladen. Voraussetzung hierfür ist, dass die maximale Ladeleistung dies zulässt.

Tritt der Fall auf, dass der Energiebedarf genau durch die Photovol-taikanlage gedeckt werden kann, ändern sich die Zustandsgrößen nicht, der Bedarf ist gedeckt und der Autarkiegrad beträgt 100%.

4.3 Eingabeparameter der Jahresberechnung

4.3.1 Lastprofil und Erzeugerprofil

Zu Beginn erfolgt das Hinterlegen eines Verbraucherlastprofiles und dem eines Erzeugerprofiles einer Photovoltaikanlage. Ein entspre-chendes Beispiel zum Datenformat ist im Anhang unter 8.5 aufge-führt. Beide Profile sind als Energiewerte gegeben. Werden Profile hinterlegt die nicht zeitlich gleich aufgelöst sind, so werden diese, durch ein integriertes Interpolationsprogramm zu dem Profil, welches die kleinere zeitliche Auflösung besitzt, interpoliert. (SubVI siehe An-hang Kapitel 8.4),

Abbildung 4.3 Profile Einlesen in Labview

Der Jahresenergieverbrauch und der Jahresenergieertrag der Photo-voltaikanlage können rechts neben den Profilen in kWh pro Jahr hin-terlegt werden, damit die Profile entsprechend skaliert werden. Des Weiteren ist der spezifische Ertrag in kWh/kWp zu hinterlegen. Zu-dem kann neben dem spezifischen Ertrag eine Anlagenlaufzeit, die für die wirtschaftliche Betrachtung von Bedeutung ist, hinterlegt wer-den.

25

4.3.2 Batterieparameter

Abbildung 4.4 zeigt die Eingabefelder der relevanten Batterieparame-ter, die das Verhalten der Batterie für die Simulation wiedergeben.

Abbildung 4.4 Batterieparameter

Im rot eingerahmten Feld 1 wurden alle wichtigen Eigenschaften ei-ner Batterie vorgesehen. Feld 2 sieht die Eingabe der Batteriezu-standsgrößen vor. Diese beschreiben den Ladezustand und die La-dezyklen beim Start der Simulation. Ist die Batterie beispielsweise ungenutzt so wird für den Ladezyklus eine „0“ hinterlegt. Das Einga-befeld Ladezustand der Batterie beschreibt den Ladezustand der Batterie beim Start der Simulation.

26

4.3.3 Dieselparameter

Die Erstellung der Eingabemaske für die Dieselgeneratoren wurde mit Hilfe des Märkischen Werks erstellt. Das Märkische Werk ist füh-render Hersteller für die Erstellung von Verbrennungsmotoren die in Schiffen, Lokomotiven etc. eingesetzt werden [21].

Die Eingabemaske sieht in Programm Labview wie folgt aus: (Abbil-dung 4.5)

Abbildung 4.5 Dieselgeneratorparameter

Für die Anpassung der Dieselgeneratoren an das Lastprofil wurde eine Eingabe für „n“ Dieselgeneratoren in Labview realisiert. Die Ein-gabe der „n“ Dieselgeneratoren erfolgt im Feld 1 nacheinander auf-steigend, beginnend mit dem kleinsten Dieselgenerator, wobei die Null für den ersten Dieselgenerator steht. Im Feld 2 sind die gesam-ten Parameter hinterlegt, die für eine Simulation erforderlich sind. Bei der Simulation wurde neben der variablen Startzeit, auch ein An-lauf mit thermisch geführter Lastaufschaltung berücksichtigt (siehe Kapitel 2.3.1). Je nach Anlage, können die Startzeit und der Anlauf mittels boolescher Schalter ein- oder ausgeschaltet werden. Die Kennlinie für die Auslastung des Dieselmotors in Abhängigkeit der Temperatur muss hinterlegt werden, um im Anlauf zur momentanen Motortemperatur, die gefahrene mögliche Auslastung zu berücksich-tigen. Die Vorwärmkennlinie ist zu hinterlegen, um eine Vorwärm-phase des Dieselmotors zu berücksichtigen. Des Weiteren ist eine

27

Kennlinie Pelktr. zu Pmech. erforderlich. Sie ist im Wesentlichen dafür da, um den Dieselverbrauch zu bestimmen. Alle zu hinterlegenden Kennlinien werden analog den Last- und Erzeugerprofilen über Da-teipfade eingegeben. Des Weiteren ist die Dichte von Diesel zu hinterlegen, um den Die-selverbrauch zu ermitteln. Der Eingabeparameter Umgebungstempe-ratur ist für den Abkühlvorgang erforderlich. (siehe Kapitel 2.3.3). Bevor die Dieselmotoren überhaupt starten können, müssen sie eine Mindestmotortemperatur haben, die ebenfalls im Eingabefeld “Motor mind. Starttemperatur“ hinterlegt werden muss. Liegt die Motortem-peratur unterhalb der Mindesttemperatur so wird der Motor vorge-wärmt (siehe Kapitel 2.3.1). Die Dieselmotormindestlast ist das Verhältnis Dieselmotorleistung zu Dieselmotornennleistung in [%]) und muss im Feld Mindestlast hin-terlegt werden, da die Dieselmotoren gemäß Herstellerangaben nicht unter dieser Mindestlast betrieben werden dürfen (siehe Tabelle 1). Sobald ein Dieselmotor innerhalb einer Jahresberechnung diese Grenze unterschreitet, werden Hinweise ausgegeben.

Abbildung 4.6 Technische Anlagenhinweise

Der Dieselgenerator besitzt, wie auch die Batterie, Zustandsgrößen. Diese sind bei einem Dieselmotor Betriebsstunden vorher und bishe-rige Einschaltvorgänge. Beide Eingabeparameter berücksichtigen, ob dieser Dieselgenerator schon einmal im Betrieb war oder nicht.

Um die Erwärmung und Abkühlung des Dieselmotors zu berücksich-tigen, sind wie in den Grundlagen beschrieben, mehrere Parameter erforderlich, die in der nächsten Eingabemaske zu sehen sind. (Ab-bildung 4.7)

28

Abbildung 4.7 Motorerwärmungs- und Abkühlungsparameter

Wie in Kapitel 2.3.2 und 2.3.3 beschrieben, sind die verschiedenen Eingabeparameter, wie spezifische Wärmekapazität des Öles, spezi-fische Wärmekapazität des Kühlwassers, spezifische Wärmekapazi-tät des Graugusses, Ölmenge, Kühlwassermenge und Motortrocken-gewicht erforderlich, um die gesamte gespeicherte oder aufzuneh-mende Wärmekapazität (Qmot) eines Dieselmotors zu bestimmen. Des Weiteren ist die Dichte des Kühlwassers als Eingabeparameter vorgesehen. Die Dichte vom Kühlwasser ist in der Regel wie beim Wasser gleich eins. Ist sie jedoch nicht eins, sondern kleiner als eins, so wird das Gewicht des Kühlwassers geringer und die damit ver-bundene Wärmekapazität kleiner. Auch die abgegebene Strahlungs-leistung ist für den Abkühlvorgang zu berücksichtigen (siehe Kapitel 2.3.3).

Ein weiterer Parameter ist die Öldichte. Über diesen Parameter wird unter anderem das Gewicht des Öles für die Wärmekapazitätsbe-rechnung ermittelt.

29

4.4 Wirtschaftlichkeitsparameter

Die Wirtschaftlichkeitsparameter unterteilen sich im Wesentlichen auf in:

Investitionskosten

Instandhaltungskosten

Betriebskosten

Bei der Photovoltaikanlage sind Investitionskosten und Instandhal-tungskosten zu berücksichtigen. In den Instandhaltungskosten sind auch Reinigungskosten enthalten. Des Weiteren ist ein Eingabefeld für Wechselrichterkosten pro kWp installierte Photovoltaikanlagen-leistung vorgesehen. Wie in den Grundlagen beschrieben entstehen bei einer Batterie nicht nur Investitionskosten, sondern auch War-tungskosten, die eingegeben werden müssen. Weiterhin sind die maximalen Ladezyklen oder die kalendarische Lebensdauer zu be-achten. Bei den Dieselgeneratoren sind neben den Investitionskos-ten und Instandhaltungskosten auch die Betriebskosten zu berück-sichtigen. Für die Berechnung der Betriebskosten sind Kraftstoffver-brauch und Ölverbrauch pro Liter Diesel anzugeben. Die Lebens-dauer muss ebenfalls angegeben werden. Neben den technischen Anlagenhinweisen werden auch wirtschaftliche Hinweise angezeigt. Die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung erfolgte ausschließlich über das Auflisten aller Kosten ohne Infrastruktur- und Kapitalkosten.

Bei den Investitionskosten der Batterie sind die kalendarische Le-bensdauer und die Zyklenfestigkeit zu beachten, welche vor Ende der Anlagenlaufzeit erreicht werden können. Bei Überschreitung der Lebensdauer oder der Zyklenzahl wird die entsprechende resultie-rende Zusatzinvestition in der Bilanz berücksichtigt

Investitionskosten:

[ ] [ ] [

] [

]

[

]

Gl. [11]

[ ] [ ] [

] Gl. [12]

30

[ ] [ ] [

] Gl. [13]

Instandhaltungskosten:

Die Instandhaltungskosten wurden pro Jahr für die verschiedenen Anlagenparametern bestimmt. Für die Anlagenkomponenten Photo-voltaikanlage und Batteriespeicher konnten Instandhaltungspreise prozentual vom Investitionspreis recherchiert werden. Beim Diesel-generator wurden die Instandhaltungskosten pro kW angegeben.

[ ] [ ] [ ]

Gl. [14]

[ ] [ ]

[ ]

Gl. [15]

[ ] [ ]

[

]

Gl. [16]

31

Betriebskosten:

Die Betriebskosten sind nur bei den Dieselgeneratoren zu erwarten. Wie in den Grundlagen beschrieben, fällt auch ein gewisser Ölver-brauch pro verbrauchten Liter Dieselkraftstoff an.

[ ] [

] [ ]

( [ ] [ ]

) [

]

Gl. [17]

4.5 Ausgabeparameter der Jahresberechnung

In diesem Unterkapitel werden die Ausgabeparameter der Jahresbe-rechnung erläutert.

4.5.1 Technische Ausgabeparameter

In einem Inselnetz spielt der Autarkiegrad (Definition siehe Kapitel 2.5) eine sehr wichtige Rolle, deswegen wurde eine Ausgabegröße über den Autarkiegrad und eine über die Energiefehlmenge erstellt. Um einen Überblick über die Energien zu erhalten, welche Kompo-nenten wieviel vom Verbrauch abgedeckt haben, wurden absolute und prozentuale Ausgabegrößen angelegt. Ein wichtiger Ausgabepa-rameter ist der „möglicher Energieüberschuss“. Dieser gibt Auf-schluss darüber, wieviel Energie die Photovoltaikanlage überschüs-sig produzieren kann. Weitere Ausgabegrößen der Batterie sind La-dezyklen, Entlade- und Ladeverluste. Wichtige Ausgabeparameter bezogen auf den Dieselgenerator sind, der Dieselverbrauch, der CO2-Ausstoß, sowie Einschaltvorgänge und Betriebsstunden. Die Betriebsstunden und Einschaltvorgänge werden wie folgt angezeigt:

Abbildung 4.8 Betriebsstunden und Einschaltvorgänge der Motoren

32

Im Feld 1 können die Betriebsstunden und im Feld 2 die Einschalt-vorgänge der einzelnen Dieselgeneratoren ausgelesen werden. Die Ausgabegrößen sind nach Eingabe der Dieselgeneratoren sortiert.

4.5.2 Wirtschaftliche Ausgabeparameter

Die wirtschaftlichen Ausgabeparameter setzten sich aus Gesamtin-vestitionskosten der Anlage, Gesamtinvestitionskosten der Anlage pro Jahr, Instandhaltungskosten der Anlage pro Jahr und Betriebs-kosten der Anlage pro Jahr zusammen. Für eine genauere Betrach-tung wurden die Investitionskosten, Instandhaltungskosten und Be-triebskosten der einzelnen Anlagenkomponenten aufgeführt. Zusätz-lich wurden für den Dieselgenerator, der Photovoltaikanlage und dem Batteriespeicher die Kosten pro erzeugte kWh als Ausgabegröße vorgesehen.

33

4.6 Parametrische Analyse

Die parametrische Analyse basiert auf der Jahresberechnung. Sie ist im Programm Labview unter dem Register „Parametrische Berech-nung“ zu finden. Die parametrische Analyse ist dafür da, um viele verschiedene Anlagenvarianten zu variieren und diese graphisch darzustellen. Zu den Eingabeparametern der Analyse ist nachfolgend eine Gesamtübersicht dargestellt (Abbildung 4.9).

Abbildung 4.9 Parametrische Analyse

Im Feld 1 kann über den boolescher Schalter die parametrische Ana-lyse aktiviert werden. In Feld 2 kann ausgewählt werden, mit welchen

34

von den drei Anlagenkomponenten, Photovoltaikanlagengröße, Die-selgeneratorgrößen oder Batteriespeichergröße variiert werden soll. Wie zu erkennen, ist es nur möglich zwei Komponenten variieren zu lassen. Werden zwei Komponenten gewählt, so wird die dritte Kon-stant gehalten und für die parametrische Analyse aus den eingege-benen Anlagenparametern verwendet. Es ist zu beachten, dass bei der parametrischen Analyse nur ein Dieselgenerator als Gesamtgrö-ße betrachtet wird. Zusätzlich kann die Darstellung über den Schalter in Feld 2 auf linear oder logarithmisch ausgewählt werden. Einen Überblick der Möglichkeiten, die das Programm bietet und welche Größen variiert werden, ist in der nachfolgenden Tabelle 2 darge-stellt.

Tabelle 2 Die zu variierenden Größen

Konstant (aus Anlagenparametern)

X-Achse Plot

Batteriekapazität [kWh]

PV-Jahresenergieertrag [kWh]

Dieselgeneratorgröße [kW]

Batteriekapazität [kWh]

Dieselgeneratorgröße [kW]

PV-Jahresenergieertrag [kWh]

Batteriekapazität [kWh]

PV-Anlagengröße [kWp]

Dieselgeneratorgröße [kW]

Batteriekapazität [kWh]

Dieselgeneratorgröße [kW]

PV-Anlagengröße [kWp]

Dieselgeneratorgröße [kW]

PV-Jahresenergieertrag [kWh]

Batteriekapazität [kWh]

Dieselgeneratorgröße [kW]

Batteriekapazität [kWh]

PV-Jahresenergieertrag [kWh]

Dieselgeneratorgröße [kW]

PV-Anlagengröße [kWp]

Batteriekapazität [kWh]

Dieselgeneratorgröße [kW]

Batteriekapazität [kWh]

PV-Anlagengröße [kWp]

PV-Jahresenergieertrag [kWh]

Dieselgeneratorgröße [kW]

Batteriekapazität [kWh]

PV-Jahresenergieertrag [kWh]

Batteriekapazität [kWh]

Dieselgeneratorgröße [kW]

PV-Anlagengröße [kWp]

Dieselgeneratorgröße [kW]

Batteriekapazität [kWh]

PV-Anlagengröße [kWp]

Batteriekapazität [kWh]

Dieselgeneratorgröße [kW]

Nachdem die Auswahl erfolgt ist, welche Anlagenkomponenten vari-iert werden sollen, wird in Feld 3 der Start und Stopp der zu variie-renden Größen für die Darstellung auf der X-Achse und der Start/Stopp des Plot´s ausgewählt. Des Weiteren können die Anzahl der Punkte bestimmt werden.

35

Wird die Batterie variiert, ist ein Eingabefeld für den Batterieladezu-stand prozentual zu der variierten Batteriekapazität vorgesehen.

Im Feld 4 werden als Hinweise für den Benutzer die variierten Grö-ßen in den links dargestellten numerischen Anzeigeelementen ange-zeigt. Des Weiteren können die Anzahl der Plot´s über die boole-schen Schalter aktiviert oder deaktiviert werden. Grün für aktiviert und Rot für deaktiviert.

36

37

Durchführung der Simulation am 5.

Beispiel La Gomera

Dieses Kapitel beschäftigt sich mit der Simulation am Beispiel La Gomera.

La Gomera ist die zweitkleinste Insel der Kanaren und liegt auf dem 18. Breitengrad [22]. La Gomera hat 22.259 Einwohner. Die Einwoh-nerdichte beträgt 51,4 Einwohner / km². Die Insel ist fast kreisförmig und hat einen Durchmesser von 25 km [23]. Die Hauptstadt der Insel ist San Sebastian de La Gomera. Von dort aus wird die Insel durch ein Erdölkraftwerk mit elektrischem Strom versorgt [24]. Das Erdöl-kraftwerk besitzt eine CO2-Emission von 890 g/kWh und die jährli-chen Betriebskosten betragen ca. 15.022.950 € [25]. Der jährliche Verbrauch dieser Insel liegt bei 62.696.100 kWh/a. Die nächste Ab-bildung 5.1 zeigt die Insel La Gomera.

Abbildung 5.1 Insel La Gomera [26]

38

5.1 Lastprofile und Erzeugerprofile

In diesem Unterkapitel werden die verwendeten Profile betrachtet.

5.1.1 Verbraucherlastprofil

Das Verbraucherlastprofil ist ein gemessenes Profil der Firma Ener-giebau Solarstromsysteme GmbH von 2012 und zeigt den Verbrauch der Insel La Gomera von 62.696.100 kWh/a. Die aufgenommenen Werte des Lastprofiles sind im Stundentakt gegeben.

Abbildung 5.2 Verbraucherlastprofil Jahresbetrachtung(oben) und Monatsbe-trachtung(unten)

39

Oben in Abbildung 5.2 wird das Verbraucherlastprofil über ein Jahr in La Gomera gezeigt. Es ist relativ jahreszeitlich unabhängig, eine Ausnahme bildet der Sommer, hierbei wird im unteren Bild der präg-nanteste Zeitabschnitt August dargestellt. Am Freitag den 17 August 2012 um 22 Uhr beträgt die Höchstlast 10.409 kW.

5.2 Erzeugerprofil der Photovoltaikanlage

Das Erzeugerprofil der Photovoltaikanlage wurde über die gegebene globale Einstrahlung aus dem Jahre 2012 aus La Gomera von der Firma Energiebau Solarstromsysteme GmbH bestimmt und für die Simulation verwendet. Daraus folgt ein spezifischer Energieertrag von 1.200 kWh/kWp.

Die Photovoltaikanlage die in La Gomera installiert werden soll, be-sitzt eine Größe von 3 MWp. Dies entspricht bei einem spezifischen Energieertrag von 1.200 kWh/kWp einem Jahresenergieertrag von 3.600.000 kWh/a.

Nachfolgend ist das Erzeugerprofil der Photovoltaikanlage darge-stellt.

Abbildung 5.3 Erzeugerprofil Jahresbetrachtung und Monatsbetrachtung

Auffällig am vorliegenden Erzeugerprofil ist, dass es im Herbst wie auch im Winter zu einer relativ hohen Energieerzeugung der Photo-voltaikanlage gegenüber einem deutschen Erzeugerprofil kommt.

40

5.3 Verwendete Wirtschaftlichkeitsparameter für

die Simulationen

Dieses Unterkapitel beschäftigt sich mit den Wirtschaftlichkeitspara-metern, die für die Simulationen verwendet wurden. Es wurde eine Anlagenlaufzeit von 20 Jahren angenommen. Alle aufgeführten Ein-heitspreise beinhalten keine Steuer und keine Kapitalkosten. (siehe Kapitel 4.4).

Für die Photovoltaikanlage sind folgende wirtschaftliche Parameter für die Simulation verwendet worden.

Tabelle 3 Wirtschaftlichkeitsparameter PV-Anlage

Parameter Wert Einheit

Investitionskosten Photovoltaikanlage

1000 [27] €/kWp

Wechselrichterkosten 99 [28] €/kW

Instandhaltungskosten 1 [29] %

vom Einkaufspreis pro Jahr

Die Investitionskosten der Photovoltaikanlage gelten für große Frei-flächenanlagen. Dieser Preis beinhaltet die Verkabelung und Monta-ge. Der Preis für die Wechselrichter wurde separat angegeben. Die Wartungskosten betragen laut Frauenhofer Institut 1% der Investiti-onskosten pro Jahr.

Tabelle 4 Wirtschaftlichkeitsparameter Batterie

Parameter Wert Einheit

Investitionskosten Redox Flow Batterie

350 [5] €/kWh

Instandhaltungskosten 1,5 [30] %

vom Einkaufspreis pro Jahr

Kalendarische Lebensdauer

20 [5] a

Zyklenfestigkeit 10.000 [5] Stk.

Die Investitionskosten für Batterien, beziehen sich auf die verwende-te Batterietechnologie Redox Flow. Diese Art von Batteriespeicher eignet sich, wie in den Grundlagen beschrieben, sehr gut für Großan-lagen, wegen der hohen Zyklenfestigkeit und der maximalen Entlade-tiefe von 100% (siehe Kapitel 2.1.2). Die Wartungskosten wurden nach Rücksprache mit der Firma Gildemeister mit 1,5 % pro Jahr der

41

Anschaffungskosten angegeben. Die Firma Gildemeister stellt Groß-speicher für erneuerbare Energien her.

Tabelle 5 Wirtschaftlichkeitsparameter Dieselgeneratoren

Parameter Wert Einheit

Investitionskosten Dieselgenerator

390 [21] €/kW

Instandhaltungskosten 7 [21] €/kW

Kraftstoffpreis 0,6 [31] €/ltr.

Öl 5 [32] €/ltr.

Prozentualer Öl-Verbrauch / ltr. Diesel

0,5 [6] %

Lebensdauer 20 [21] a

Die Investitionskosten der Dieselgeneratoren beinhalten Installation und Montage. Pro Liter Diesel wird Schmieröl mitverbraucht. Der Schmierölverbrauch wird vom Hersteller mit 0,5 % pro Liter Diesel-verbrauch angegeben (Vgl. Tabelle 5).

5.4 Szenario 1, Simulation der geplanten Anlage

in La Gomera

In La Gomera ist eine Anlage geplant, die aus mehreren Dieselgene-ratoren und einer Photovoltaikanlage besteht. Die Höchstlast des Verbrauchsprofiles tritt am Freitag den 17 August um 22.00 Uhr auf und beträgt 10.409 kW. Entsprechend müssen die Dieselgeneratoren ausgelegt werden. Nach Angaben der Firma „Märkisches Werk“, setzt sich die Kombination aus der Dieselgeneratorenreihe wie folgt zusammen:

2 x 1.700 kW

2 x 3.600 kW

∑ 10.600 kW

Die geplante Photovoltaikanlagengröße beträgt 3,6 MWp. Die ge-plante Anlage enthält keinen Batteriespeicher. In der untenstehenden Abbildung 5.4 ist der Verbrauch über das Jahr in einem Wasserfall-diagramm dargestellt. In der Abbildung 5.4 lässt sich die Verteilung des Verbrauchs über den Tag gut erkennen. Auf der X-Achse ist der Tag des entsprechenden Jahres aufgetragen. Auf der Y-Achse die entsprechende Uhrzeit. Die Farbskala stellt die Höhe des jeweils auf-tretenden Verbrauchs dar.

42

Abbildung 5.4 Szenario 1, Wasserfalldiagramm Verbrauch [kW]

Die Farbe rosa zeigt den Maximalverbrauch von 10.409 kW und die Farbe schwarz den kleinsten auftretenden Verbrauch von 5.209 kW am Tag. Wie aus dem Wasserfalldiagramm zu entnehmen ist, tritt der meiste Verbrauch von Juli bis Februar zwischen den Uhr-zeiten von 18.00 Uhr bis 23 Uhr auf. Die Höchstlast tritt hierbei am 17 August um 22 Uhr auf und zeigt, dass die Mindestgröße der Die-selgeneratorenleistung 10.409 kW betragen muss, da die Photovolta-ikanlage zu dieser Uhrzeit keine Energie erzeugt.

Das nächste Wasserfalldiagramm Abbildung 5.5, zeigt die Photovol-taikanlagerzeugung von 3.600.000 kWh/a.

Abbildung 5.5 Szenario 1, Wasserfalldiagramm PV-Einspeisung [kW]

43

Aus Abbildung 5.5 ist das typische Verhalten einer Photovoltaikanla-ge zu erkennen. Wie zu sehen, erzeugt die geplante Photo-voltaikanlage in den Monaten Februar bis September die meiste Leistung. Die Photovoltaikanlage hat am Mittwoch den 30 Mai um 13 Uhr ihre Höchstleistung von 2.393 kW. Gut zu erkennen ist auch, zu welchen Uhrzeiten die Photovoltaikanlage keine Leistung hat.

Im nächsten Wasserfalldiagramm Abbildung 5.6 wird gezeigt, wieviel die Photovoltaikanlage prozentual vom Verbrauch abdeckt.

Abbildung 5.6 Szenario 1, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch PV [%]

Die maximale Abdeckung durch die Photovoltaikanlage vom Ver-brauch liegt bei 37,39%. Die erzeugte Leistung der Photovoltaikanla-ge überschreitet zu keinem Zeitpunkt den Verbrauch und kann des-halb komplett genutzt werden. Folglich ist für die geplante Anlagen-konstellation kein Speicher erforderlich.

44

Abbildung 5.7 Szenario 1, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch Dieselge-nerator(en) [%]

Wie aus dem Wasserfalldiagramm (Abbildung 5.7) zu erkennen, de-cken die Dieselgeneratoren in der Nacht zu 100% vom Verbrauch ab, da die Photovoltaikanlage zu diesen Zeiten keine Leistung er-zeugt. Weiterhin ist zu sehen, dass die Dieselgeneratoren besonders in den Monaten Februar bis September prozentual über den Tag we-niger vom Verbrauch der Insel La Gomera abdecken. Der Grund da-für ist, dass in diesen Monaten die Photovoltaikanlage mehr vom Verbrauch abdeckt. Das Minimum der Dieselgeneratorenabdeckung beträgt 62,61 %.

Abbildung 5.8 Szenario 1, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch Dieselge-nerator(en) [kW]

In Abbildung 5.8 wird die Abdeckung der Dieselgeneratoren vom Verbrauch absolut dargestellt. Wie auch aus dem Wasserfalldia-gramm vom Verbrauch der Insel La Gomera zu erkennen, liefern die

45

Dieselgeneratoren die meiste Leistung in den Abendstunden. Die maximale Leistung die die Dieselgeneratoren abdecken, liegt bei ei-ner Höchstlast von 10.409 kW. Auch das Abbild der Photovoltaikan-lage ist in diesem Wasserfalldiagramm besonders in der Mitte des Jahres zwischen den Uhrzeiten 10.00 Uhr und 16.00 Uhr zu erken-nen, da dort die Dieselgeneratoren weniger vom Verbrauch abde-cken.

Die gesamten Ausgabegrößen aus der Jahresberechnung für Szena-rio 1 sind der nachfolgenden Tabelle 6 zu entnehmen.

Tabelle 6 Szenario 1, Zusammenfassung aus Jahresberechnung

Szenario 1, geplante Anlage ohne Batterie

Generatoren PV-Anlage Batterie

Größe in kW, kWp, kWh 10.600 3.000 -

Ertrag kWh/a - 3.600.000 -

Abdeckung vom Verbrauch kWh/a 59.096.100 3.600.000 -

Dieselverbrauch l/a 14.044.200 - -

Ölverbrauch l/a 70.221 - -

CO2 Ausstoß kg/a 37.076.688 - -

Investitionskosten € 4.134.000 3.297.000 -

Investitionskosten €/a 206.700 164.850 -

Betriebskosten €/a 8.777.625 - -

Instandhaltungskosten €/a 74.200 32.970 -

Gesamtkosten in €/a 9.058.525 197.820 -

Gesamtkosten in €/kWh Einzelanlagen 0,1445 0,0032

-

Gesamtanlagengröße kW 13.600

Gesamtertrag kWh/a 62.696.100

Gesamtdieselverbrauch l/a 14.044.200

Gesamtölverbrauch l/a 70.221

Gesamt CO2 Ausstoß kg/a 37.076.688

Investitionskosten Gesamtanlage € 7.431.000

Investitionskosten Gesamtanlage €/a 371.550

Betriebskosten Gesamtanlage €/a 8.777.625

Instandhaltungskosten Gesamtanlage €/a 107.170

Gesamtanlagenkosten €/a 9.256.345

Gesamtanlagenkosten in €/kWh 0,1476

Möglicher Energie kWh/a 0

46

5.5 Szenario 2, PV- Erzeugung größer als geplant,

ohne Batteriespeicher mit Dieselgeneratoren

Dieses Szenario beschäftigt sich mit der Simulation, die Photovolta-ikanlage größer zu wählen als geplant ist. Durch das Auftreten der Höchstlast am Freitag den 17 August um 22 Uhr sind die Dieselge-neratoren in gleicher Größe zu wählen, wie bei der geplanten Anla-ge, da die Photovoltaikanlage zu dieser Uhrzeit keine Energie er-zeugt.

Zur Verdeutlichung, dass die Dieselgeneratorenleistung nicht ge-senkt werden kann, ist in der nächsten Abbildung 5.9 die Variierung der Photovoltaikanlage von 9.620.000 kWh/a bis 100.000.000.000 kWh/a und die Dieselgeneratorgrößen von 50 kW bis 10.600 kW, ohne Speicher dargestellt.

Abbildung 5.9 Szenario 2, Autarkiegrad [%]

Wie aus der Abbildung 5.9 zu erkennen ist, wird nur mit einer Diesel-generatorgröße von 10.600 kW ein Autarkiegrad von 100% erreicht, egal wie groß der Jahresenergieertrag der Photovoltaikanlage ge-wählt wurde.

Die nächste Abbildung 5.10, zeigt den möglichen Energieüberschuss der Photovoltaikanlage. Auf der X-Achse ist der Jahresenergieertrag der Photovoltaikanlage von 3.600.000 kWh/a bis 12.000.000 kWh/a variiert worden. Der mögliche Energieüberschuss tritt dann auf, wenn der Verbrauch zu dem Zeitpunkt kleiner ist als die Erzeugung der Photovoltaikanlage.

47

Abbildung 5.10 Szenario 2, möglicher Energieüberschuss [kWh]

Bis zu einem Jahresenergieertrag der Photovoltaikanlage von 9.620.00 kWh/a wird zu keinem Zeitpunkt das Verbraucherlastprofil überschritten und somit macht es keinen Sinn einen Speicher einzu-setzen. Die nächsten Diagramme beschränken sich auf ein Erzeu-gungsintervall der Photovoltaikanlage von 3.600.000 kWh/a (geplan-te Anlage) bis 9.620.000 kWh/a (max. PV-Anlagegröße ohne Spei-cher).

Abbildung 5.11 Szenario 2, Abdeckung durch PV [%]

Abbildung 5.11 zeigt die prozentuale Abdeckung der Photovoltaikan-lage vom gesamten Verbrauch der Insel La Gomera. Die Photovolta-ikanlage deckt bei der geplanten Anlage 5,7 % vom Verbrauch ab. Durch die Erhöhung der Photovoltaikanlage auf 9.620.000 kWh/a,

48

deckt die Photovoltaikanlage rund 9,3 % mehr vom gesamten Ver-brauch der Insel La Gomera ab. Dies sind absolut gesehen 5.830.737 kWh/a mehr als bei der geplanten Anlage.

Abbildung 5.12 Szenario 2, Abdeckung durch Dieselgenerator [%]

Die prozentuale Abdeckung durch die Dieselgeneratoren sinkt folg-lich von 94,2 % auf 84,9 % (siehe Abbildung 5.12).

Abbildung 5.13 Szenario 2, Dieselverbrauch [l]

Durch die Erhöhung der Photovoltaikanlage auf einen Jahres- energieertrag von 9.620.000 kWh/a sinkt der Dieselverbrauch von 14.555.500 l/a auf 13.282.700 l/a. So können jedes Jahr 1.272.800 l

49

Kraftstoff eingespart werden (siehe Abbildung 5.13). Der resultieren-de CO2-Ausstoß sinkt auf 33.341.088 kg/a.

In der nachfolgenden Tabelle 7 sind die wesentlichen Daten des Szenarios 2 zusammengefasst.

Tabelle 7 Szenario 2, Zusammenfassung aus Jahresberechnung

Szenario 2, PV größer als geplant,

ohne Batterie

Generatoren PV-Anlage Batterie

Größe in kW, kWp, kWh 10.600 8.016 -

Ertrag kWh/a - 9.620.000 -

Abdeckung vom Verbrauch kWh/a 53.076.825 9.620.000 -

Dieselverbrauch l/a 12.629.200 - -

Ölverbrauch l/a 63.146 - -

CO2 Ausstoß kg/a 33.341.088 - -

Investitionskosten € 4.134.000 8.809.648 -

Investitionskosten €/a 206.700 440.482 -

Betriebskosten €/a 7.893.250 - -

Instandhaltungskosten €/a 74.200 88.096 -

Gesamtkosten in €/a 8.174.150 528.579 -

Gesamtkosten in €/kWh Einzelanla-gen 0,1304 0,0084

-

Gesamtanlagengröße kW 18.616

Gesamtertrag kWh/a 62.696.100

Gesamtdieselverbrauch l/a 12.629.200

Gesamtölverbrauch l/a 63.146

Gesamt CO2 Ausstoß kg/a 33.341.088

Investitionskosten Gesamtanlage € 12.943.648

Investitionskosten Gesamtanlage €/a 647.182

Betriebskosten Gesamtanlage €/a 7.893.250

Instandhaltungskosten Gesamtanlage €/a 162.296

Gesamtanlagenkosten €/a 8.702.729

Gesamtanlagenkosten in €/kWh 0,1388

50

5.6 Szenario 3, PV-Anlage mit Batteriespeicher

ohne Dieselgeneratoren

Das Szenario 3 beschreibt die Inselanlage ohne Dieselgeneratoren. Die Abbildung 5.14 zeigt den Autarkiegrad. Auf der X-Achse ist der Jahresenergieertrag der Photovoltaikanlage von 1.000.000 kWh/a bis 1000.000.000.000 kWh/a variiert worden. Die verschiedenen Batte-riekapazitäten sind dabei jeweils als Plot dargestellt. Um eine besse-re Darstellung zu gewährleisten, wurde durch eine Vorsimulation der Startwert der Batterie bestimmt. Entsprechend erfolgte die Untersu-chung der Batteriekapazität von 10.000 kWh bis 200.000 kWh.

Abbildung 5.14 Szenario 3, Autarkiegrad [%]

Gut zu erkennen ist, dass mit steigender Photovoltaikanlagengröße auch der Autarkiegrad steigt. Die Anlage ist bei einem erzeugten Jahresenergieertrag der Photovoltaikanlge von 372.759.000 kWh/a und einem Batteriespeicher von 176.250 kWh autark.

51

Abbildung 5.15 Szenario 3, Abdeckung durch PV [kWh]

Aus der Abbildung 5.15 ist gut zu erkennen, ab wann eine Erhöhung der Photovoltaikanlagegröße nicht mehr sinnvoll ist. Ab einem Jah-resenergieertrag der Photovoltaikanlage von 33.932.200.000 kWh/a bleibt die Abdeckung der Photovoltaikanlage vom Verbrauch kon-stant. Somit kann die Photovoltaikanlage maximal 52,32 % vom Ge-samtverbrauch der Insel La Gomera abdecken.

Abbildung 5.16 Szenario 3, Abdeckung Batterie [%]

Die Abbildung 5.16 zeigt die Abdeckung der Batterie in Prozent. Mit steigendem Energieertrag der Photovoltaikanlage nimmt auch die Abdeckung des Batteriespeichers zu. Bei den Batteriegrößen von 105.000 kWh, 128.750 kWh,152.500 kWh, 176.250 kWh und

52

200.000 kWh nimmt die Abdeckung mehr oder weniger im Erzeu-gungsintervall der Photovoltaikanlage von 20.000.000 kWh/a und 200.000.000 kWh/a ab. Dies liegt daran, dass die Photovoltaikanlage in diesem Bereich so groß ist, dass sie ab dieser Größe in den Abendstunden mehr Energie abdecken kann.

Abbildung 5.17 Szenario 3, Gesamtanlagenkosten [€/kWh]

Aus dem Abbild 5.17 Gesamtanlagenkosten wird klar, dass diese Va-riante zu den heutigen Kosten von Photovoltaik- und Batteriespei-cherkosten nicht wirtschaftlich und damit nicht umsetzbar ist. Bei ei-ner Batteriekapazität von 176.2500 kWh und einer Photovoltaikanlgegröße von 372.759.000 kWh/a liegen die Anlagenkosten bei 0,39 €/kWh.

Die nachfolgende Excel Tabelle 8 enthält die wichtigsten Daten aus der Jahresberechnung von Szenario 3.

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Tabelle 8 Szenario 3, Zusammenfassung aus Jahresberechnung

Szenario 3 ohne Generatoren

Generatoren PV-Anlage Batterie

Größe in kW, kWp, kWh - 310.633 176.250

Ertrag kWh/a - 372.759.000 -

Abdeckung vom Verbrauch kWh/a - 28.782.651 33.913.449

Dieselverbrauch l/a - - -

Ölverbrauch l/a - - -

CO2 Ausstoß kg/a - - -

Investitionskosten € - 341.385.118 61.687.500

Investitionskosten €/a - 17.069.256 3.084.375

Betriebskosten €/a - - -

Instandhaltungskosten €/a - 3.413.851 925.313

Gesamtkosten in €/a - 20.483.107 4.009.688

Gesamtkosten in €/kWh Einzelanlagen

- 0,3267 0,0640

Gesamtanlagengröße kW 310.633

Gesamtertrag kWh/a 62.696.100

Gesamtdieselverbrauch l/a 0

Gesamtölverbrauch l/a 0

Gesamt CO2 Ausstoß kg/a 0

Investitionskosten Gesamtanlage € 403.072.618

Investitionskosten Gesamtanlage €/a 20.153.631

Betriebskosten Gesamtanlage €/a 0

Instandhaltungskosten Gesamtanlage €/a 4.339.164

Gesamtanlagenkosten €/a 24.492.795

Gesamtanlagenkosten in €/kWh 0,3907

möglicher Energieüberschuss kWh/a 283.672.000

54

5.7 Szenario 4, PV-Anlage, Batteriespeicher und

Dieselgeneratoren

Wie im Szenario 2 beschrieben kann ohne Speicher die installierte Nennleistung der Dieselgeneratoren nicht gesenkt werden, da die Höchstlast um 22 Uhr auftritt und die Photovoltaikanlage zu dieser Uhrzeit keine Energie erzeugt. Deshalb wird in diesem Szenario ein Speicher eingesetzt um die Dieselgeneratorleistung zu minimieren.

In Abbildungen 5.18 wurden die Photovoltaikanlage, der Dieselgene-rator und die Batteriekapazität untersucht und als Abdeckung in % am Gesamtverbrauch dargestellt. Der Bereich in dem die Photovolta-ikanlage variiert wurde, liegt bei 9.619.270 kWh/a bis 100.000.000.000 kWh/a. Die untersuchten Batteriekapazitäten wer-den als Plots dargestellt und von 20.000 kWh bis 200.000 kWh vari-iert. Um die Größe des optimal dazu passenden Dieselgenerators zu ermitteln, bzw. im Vergleich zu Szenario 1 diese zu verringern, wurde wie folgt vorgegangen:

Die Gesamtleistung der Dieselgeneratoren wurde pro erstelltes Dia-gramm von 10.600 kW in 1.060 kW Schritten heruntergefahren. Fol-gende Kriterien wurden hierbei berücksichtigt:

100% Autarkiegrad

Minimaler „möglicher Energieüberschuss“

Wirtschaftlichster Arbeitspunkt

55

Das in Abbildung 5.18 dargestellt Diagramm gibt die optimale Kom-bination wider.

Abbildung 5.18 Szenario 4, Abdeckung aller Anlagenkomponenten vom Ver-brauch [%] bei einer Dieselgeneratorleistung von 9.450 kW

In Abbildung 5.18 ist zu erkennen, dass mit steigendem Jahresener-gieertrag der Photovoltaikanlage und den unterschiedlichen Plots von Batteriegrößen die Dieselgeneratoren prozentual immer weniger vom Verbrauch abdecken. Durch eine schwarze senkrechte Linie wurde gekennzeichnet, ab wann das System autark ist und somit zum Einsatz kommen kann. Die oben genannten Kriterien sind bei einer Dieselgeneratorengesamtleistung von 9.450 kW am ehesten erfüllt. Um den wirtschaftlichsten Arbeitspunkt zu ermitteln, wurde Abbildung 5.19 erstellt. Dort werden die Gesamtanlagenkosten über den Jahresenergieertrag der Photovoltaikanlage und in den einzel-nen Plots der Batteriekapazität, aufgetragen. Der untersuchte Be-reich der Komponenten ist wie in Abbildung 5.18 gegeben.

56

Abbildung 5.19 Szenario 4, Anlagenkosten [€/kWh]

Abbildung 5.19 zeigt den optimalen wirtschaftlichen Arbeitspunkt der drei Anlagenkomponenten. Um das Kriterium minimaler „möglicher Energieüberschuss“ nicht außer Acht zulassen, wurde die größte Batteriekapazität gewählt, um möglichst viel Energie speichern zu können. Nach genauerer Untersuchung in der Jahresberechnung, wurde die optimale Batteriekapazität mit 130.708 kWh ermittelt. Der Jahresenergieertrag der Photovoltaikanlage beträgt hierbei 68.825.000 kWh. Der mögliche Energieüberschuss beträgt 2.968.700 kWh/a. Die kleinstmöglichen zu erreichenden Anlagenkos-ten betragen 0,147 €/kWh. Dies entspricht dem gleichen kWh-Preis wie bei der geplanten Anlage. Die Summe der Dieselgeneratornenn-leistung kann um 1.150 kW verringert werden und setzt sich nun wie folgt zusammen:

1 x 450 kW

2 x 2.700 kW

1 x 3.600 kW

∑ 9.450 kW

57

Abbildung 5.20 zeigt das Wasserfalldiagramm der Abdeckung des Jahresgesamtverbrauchs durch die Photovoltaikanlage in Prozent.

Abbildung 5.20 Szenario 4, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch PV [%]

Durch das Erhöhen der Photovoltaikanlage ist zu erkennen, dass in den Sommermonaten die Photovoltaikanlage den kompletten Energiebedarf der Insel La Gomera über den Tag abdecken kann.

In Abbildung 5.21 ist die Abdeckung des Jahresgesamtverbrauchs durch die Batterie dargestellt.

Abbildung 5.21 Szenario 4, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch Batterie [%]

Die Batterie deckt besonders in den Abendstunden 100% des Ener-giebedarfs ab, wenn die Batterie über Tag geladen werden konnte.

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Besonders kritisch ist das Verhalten am Ende und am Anfang des Jahres. Hier reicht das Laden der Batterie durch die Photovoltaikan-lage nicht aus und die Batterie kann die Nacht nicht komplett über-brücken. Dies zeigt, dass ein Dieselgenerator erforderlich wird. In der nächsten Abbildung 5.22 ist dies zu erkennen. Hier ist die Abde-ckung des Dieselgenerators in Prozent vom Jahresgesamtverbrauch dargestellt. In Abbildung 5.23 ist die äquivalente Abdeckung des Die-selgenerators in kW dargestellt.

Abbildung 5.22 Szenario 4, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch Diesel-generator(en) [%]

Abbildung 5.23 Szenario 4, Wasserfalldiagramm Abdeckung durch Diesel-generator(en) [kW]

Wie an der Farbskala in Abbildung 5.23 zu erkennen ist, hat sich die Höchstlast durch das Einbringen eines Batteriespeichers von 10.409 kW auf 9.449 kW verringert. Die Höchstlast tritt am Dienstag

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den 24. Januar um 20 Uhr auf. Dies hat den Grund, dass die Photo-voltaikanlage nicht genügend Energie erzeugen kann, um die Batte-rie zu laden und damit die Höchstlast zu decken.

Zusammenfassend alle wesentlichen Daten des Szenarios 4 in der nachfolgenden Tabelle 9

Tabelle 9 Szenario 4, Zusammenfassung aus Jahresberechnung

Szenario 4, mit weniger Generatoren und

Batterie

Generatoren PV-Anlage Batterie

Größe in kW, kWp, kWh 9.450 57.354 130.708

Ertrag kWh/a - 68.825.000 -

Abdeckung vom Verbrauch kWh/a 15.072.456 24.063.578 23.560.066

Dieselverbrauch l/a 3.599.440 - -

Ölverbrauch l/a 17.997 - -

CO2 Ausstoß kg/a 9.502.522 - -

Investitionskosten € 3.685.500 63.032.229 45.747.800

Investitionskosten €/a 184.275 3.151.611 2.287.390

Betriebskosten €/a 2.249.650 - -

Instandhaltungskosten €/a 66.150 630.322 686.217

Gesamtkosten in €/a 2.500.075 3.781.934 2.973.607

Gesamtkosten in €/kWh Einzelanla-gen 0,0399 0,0603

0,0474

Gesamtanlagengröße kW 66.804

Gesamtertrag kWh/a 62.696.100

Gesamtdieselverbrauch l/a 3.599.440

Gesamtölverbrauch l/a 17.997

Gesamt CO2 Ausstoß kg/a 9.502.522

Investitionskosten Gesamtanlage € 112.465.529

Investitionskosten Gesamtanlage €/a 5.623.276

Betriebskosten Gesamtanlage €/a 2.249.650

Instandhaltungskosten Gesamtanlage €/a 1.382.689

Gesamtanlagenkosten €/a 9.255.616

Gesamtanlagenkosten in €/kWh 0,147

möglicher Energieüberschuss kWh/a 2.968.700

60

61

Schlussbetrachtung 6.

Das vorhandene Erdölkraftwerk in La Gomera hat einen CO2-Ausstoß von 55.799.529 kg/a. Durch die geplante Anlage mit 2*3.600 kW und 2*1.700 kW und einer Photovoltaikanlage mit 3.600.000 kWh/a (3.000 kWp), wird der CO2-Ausstoß auf 37.076.688 kg/a reduziert. Die dazugehörigen Anlagenkosten ohne Infrastruktur betragen dabei 0,14763 €/kWh.

Durch die Simulation wurde eine optimale Kombination aus Diesel-generatoren, Photovoltaikanlagen und Batteriespeichern ermittelt. Die Dieselgeneratoren haben hierbei eine Größe von 1*450 kW 2*2.700 kW und 1*3.600 kW. Die Photovoltaikanlage ist mit einem erzeugten Jahresenergieertrag von 68.825.000 kWh zu wählen. Dies entspricht einer Größe von 57.354 kWp. Die Batteriekapazität beträgt 130.708 kWh. Der CO2-Ausstoß und der Dieselverbrauch verringern sich um 74,3% gegenüber der geplanten Anlage. Durch den Einsatz der größeren Photovoltaikanlage und einem Batteriespeicher redu-ziert sich die Dieselgeneratorgröße um 1.150 kW bei gleichen Kosten wie bei der geplanten Anlage.

Die Simulation hat zudem gezeigt, dass die geplante Anlage auch ohne Speicher optimiert werden kann, indem die Photovoltaikanlage mit einem Jahresenergieertrag von 3.600.000 kWh auf 9.620.000 kWh (8.017 kWp) erhöht wird. Gegenüber der geplanten Anlage wird der CO2-Ausstoß um 10% verringert und die Kosten werden um 6% gesenkt.

Wird die Anlage ohne Dieselgeneratoren betrieben, so ergibt sich ei-ne Photovoltaikanlage mit einem Jahresenergieertrag von 372.759.000 kWh (310.633 kWp) und einer Batteriekapazität von 176.250 kWh. Durch die hohen Anlagenkosten ist diese Variante zurzeit nicht empfehlenswert.

62

63

Ausblick 7.

Eine Inselanlage muss so ausgelegt sein, dass sie auch die Spitzen-leistungen, welche nur zwei bis dreimal am Tag für wenige Minuten auftreten, abdecken kann. In anderen Zeitabschnitten des Tages lau-fen die Dieselgeneratoren meist weit unter ihrer maximalen Leistung. Eine Möglichkeit besteht darin, einen separaten Batteriespeicher ein-zubringen, der vom möglichen Energieüberschuss der PV-Anlage geladen wird und nur für die Spitzenleistung gebraucht wird. So könnte die Dieselgeneratorleistung weiter gesenkt werden und auch der damit verbundene CO2-Ausstoß.

Auch besteht die Möglichkeit eines intelligenten Stromnetzes (Smart Grid) zu schaffen, wobei mittels intelligenter und vernetzter Strom-zähler (Smart Meter) der Spitzenbedarf gleichmäßig über den Tag verteilt wird und damit die Dieselgeneratorleistung gemindert wird.

Eine weitere Variante besteht darin, den möglichen Energieüber-schuss zum Beispiel für eine Wasserstoffgewinnung über Elektrolyse zu nutzen. Mit dem erzeugten Wasserstoff könnte dann ein Genera-tor betrieben werden und somit der Dieselverbrauch und CO2-Ausstoß weiter reduziert werden.

64

65

Anhang 8.

Der Anhang beschäftigt sich mit einer kurzen Beschreibung der ver-wendeten Algorithmen. Anbei die dazugehörigen Struktogramme.

8.1 Batterie

Das SubVI Batterie beschreibt das komplette Verhalten einer Batte-rie. Bei Energieüberschuss wird die Batterie geladen. Hierbei wird zuerst überprüft, ob der Energieüberschuss nicht über der Ladeleis-tung liegt (Umwandlung in Energie über Lastprofiltakt). Liegt der Energieüberschuss unter der Ladeenergie, so kann der Energieüber-schuss, unter Berücksichtigung der Ladeverluste und der maximalen Batteriekapazität, geladen werden. Überschreitet die zu ladende Energie die freie Batteriekapazität, so wird der Rest als „möglicher Energieüberschuss“ bezeichnet. Der Entladevorgang ist äquivalent dem Ladevorgang.

Abbildung 8.1 Struktogramm Batterie

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8.2 Dieselgeneratoren

Dieses Unterkapitel beschreibt die verschiedenen SubVI`s die für die Simulation des Dieselgenerators erforderlich waren

8.2.1 n - Dieselgeneratoren

Wird Energie von den Dieselgeneratoren gefordert, erfolgt in diesem SubVI die Auswahl, welche der Dieselgeneratoren für die geforderte Energie verwendet werden müssen. Zunächst werden die eingege-benen Dieselgeneratorgrößen als Energiewerte in einem Array ge-speichert. Anschließend wird im Array der Wert gesucht, der kleiner oder gleich dem geforderten Energiewert ist. Ist der Wert gleich, so erfolgt die sofortige Ausgabe. Ist der Wert jedoch kleiner, so wird die Restenergie gebildet und der Schleifeniteration läuft so lange, bis die Restenergie gleich Null ist. Bevor der Prozess jedoch von neuem beginnt, wird der ausgewählte Wert (Dieselgenerator) aus diesem Ar-ray entfernt, da sonst mehrfache Auswahl erfolgen kann. Liegt nach der möglichen Auswahl die Dieselgeneratorenenergie über der der geforderten Energie, erfolgt eine gleichmäßige prozentuale Redukti-on der Dieselgeneratoren. Reicht die Summe der Dieselgenerato-renenergie nicht aus, so darf kein Dieselgenerator wegen Motorüber-lastung gestartet werden.

Abbildung 8.2 Struktogramm n-Generatoren

8.2.2 Dieselgenerator

Der Dieselgenerator wird gestartet, sobald die geforderte Energie über der eingegeben Mindestlast liegt. Vor dem Start wird über einen

67

mehrdimensionalen Array geprüft, welcher der Dieselgeneratoren in der vorherigen Schleifeniteration gestartet wurde. Dies ist erforder-lich, um zu überprüfen, ob dieser bereits vorher in Betrieb war. Be-findet sich einer der Dieselgeneratoren in der Startphase, so gilt die im Start geforderte Energie als Energiefehlmenge. Dadurch, dass die Dieselgeneratoren über eine thermische Lastaufschaltung an Nenn-last geführt werden, müssen die Temperaturen der n - Dieselgenera-toren gemerkt werden. Fällt die Temperatur der Dieselgeneratoren unter die Betriebstemperatur und liegt diese noch über der Mindest-starttemperatur, so erfolgt die thermische Lastaufschaltung in einem eigenen erstellten SubVI „Anlauf“. Durch eine genauere Untersu-chung der Anlaufphase, erfolgt die Betrachtung im Minutentakt. Hier-bei wurde jede Minute der Temperaturanstieg, nach den in den Grundlagen bestimmten Formeln, ermittelt. Nach der vom Hersteller hinterlegten Kennlinie „Temperatur über Motorauslastung“, erfolgte die Auslesung der Motorauslastung bei der bestehenden Motortem-peratur mittels linearer Interpolation. Beim Erreichen der Betriebs-temperatur wird das SubVI „Anlauf“ verlassen. Bevor jedoch die An-laufphase verlassen wird, wird in einem eigenen SubVI der Diesel-verbrauch über die Motorauslastungskennlinie ermittelt. Dies erfolgt ebenfalls über lineare Interpolation. Nach dem Verlassen des SubVI`s ist der Dieselgenerator in der Lage, die Restenergie mit sei-ner im SubVI n - Dieselgeneratoren bestimmte Auslastung zu fah-ren. Der Rest der Energie wird mit dieser Auslastung des Dieselge-nerators abgedeckt. Hierbei wird, wie auch schon im Anlauf be-schrieben, das SubVI Dieselverbrauch aufgerufen und der restliche Dieselverbrauch ermittelt. Wird in diesem Fall Energiefehlmenge produziert, so wird diese an den nächsten ausgewählten Dieselgene-rator weitergegeben und es beginnt die nächste Schleifeniteration. Ist der nächste Dieselgenerator für diese Energie nicht passend, so geht er in die Phase „Abkühlung“. Das Abkühlen ist ein eigenes SubVI, welches die Berechnung Abkühlung eines Motors enthält. Die Die-selgeneratoren können maximal auf die vom Benutzer eingegebene Umgebungstemperatur abkühlen. Kühlt der Dieselmotor unter die Mindeststarttemperatur ab, so wird dem Dieselgenerator für den nächsten Anlauf eine aus, die vom Hersteller eingegeben Kennlinie ausgelesen Zeit, auf die Startzeit addiert (Vorwärmzeit). Die Ein-schaltvorgänge und die Betriebsstunden werden für n - Dieselgene-ratoren in Mehrdimensionalen Arrays hinterlegt. Wie Anfangs be-schrieben kann der Fall eintreten, bedingt durch Start- und Anlauf-zeit, dass Dieselgeneratoren Energiefehlmengen produzieren. Dieser Fall wurde berücksichtigt, indem die Batterie durch die Dieselgenera-toren geladen wurde um diese Energie für den nächsten Anlauf vor-zuhalten.

68

Abbildung 8.3 Struktogramm Dieselgenerator

8.3 Zusammenfassung der Daten aus Ebene 3

Für folgende Betriebsgrößen erfolgte die Summe der Einzelwerte aus Ebene 3.

Abdeckung PV-Anlage [kWh/a]

Abdeckung Batterie [kWh/a]

Lade- Entladeverluste [kWh/a]

Abdeckung Dieselgenerator [kWh/a]

Energiefehlmenge [kWh/a]

Dieselverbrauch [l]

Der Parameter Ladezyklus erfolgte über das Auslesen des Maximal-wertes aus den Einzelwerten der Ebene 3.

Aus den oben genannten Größen folgen weitere Betriebsgrößen:

[ ] [

]

[

]

Gl. [18]

69

[ ] [

]

[

]

Gl. [19]

[ ] [

]

[

]

Gl. [20]

Autarkiegrad [%] = p [ ]

8.4 Interpolation

( )

Gl. [21]

Interpolierter Wert des neuen Profils am entsprechenden

Index

: Delta-t des zu interpolierenden Profil in min.

Delta-t des Referenzprofils in min.

⌋ Zu interpolierendes Profil, aufgelöst mit Delta-t von einer

Minute

70

8.5 Datenformat Profile

Alle vorgesehen Eingaben für Profile im erstellten Simulationspro-gramm, sind im Datenformat .txt vorzusehen. Abbildung 8.6 zeigt ein entsprechendes Beispiel eines richtig formatierten Profils.

Abbildung 8.4 Profil

71

Literaturverzeichnis 9.

[1] Frankfurter Rundschau, „1,6 Milliarden Menschen ohne Strom”, http://www.fr-online.de/politik/vereinte-nationen-1-6-milliarden-menschen-ohne-strom,1472596,3046842.html, Frankfurt, April 2010, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[2] Earthlights, http://commons.wikimedia.org/wiki/File:Earthlights_ dmsp_small.jpg, Aufruf 17.07.2014, [Online].

[3] Reiner Lemoine Institut, „ PV-basierte Inselnetze zur Elektrifizierung in Entwicklungsländern“, http://www.reiner-lemoine-institut.de/sites/default/files/cdwstiftungsverbund_rli_abschlussbericht_de_130528-2.pdf, S 3-4, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[4] Alexander Höfling, „Weiterentwicklung und Optimierung einer Photovoltaik-Inselanlage” Bachelorarbeit, http://www.tec-institut.de/diplomarbeiten/weiterentwicklung-und-optimierung-einer-photovoltaik-inselanlage-f%C3%BCr-einen-4-personen-haushalt.pdf, Waldaschaff, August 2011, Aufruf 20.06.2014, [Online].

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[8] Common Rail, http://www.kfz-tech.de/CommonRail.htm, Aufruf 20.06.2014, [Online].

72

[9] Günter P. Merker, Christian Schwarz , Rüdiger Teichmann, „Grundlagen Verbrennungsmotoren“, Expert Verlag, ISBN 978-3-8348-1393-0, München, April 2011, S.499 ff.

[10] Prof. Dr. –Ing. Ulrich Brill, „Wärmemanagement des Kraftfahrzeugs V“, Expert Verlag, ISBN-13: 978-3-8168-2651-1,Renningen, 2006, S. 29.

[11] Günter P. Merker, Christian Schwarz , Rüdiger Teichmann, „Grundlagen Verbrennungsmotoren“, Expert Verlag, ISBN 978-3-8348-1393-0, München, April 2011, S. 158.

[12] Günter P. Merker, Christian Schwarz , Rüdiger Teichmann, „Grundlagen Verbrennungsmotoren“, Expert Verlag, ISBN 978-3-8348-1393-0, München, April 2011, S. 500.

[13] http://www.technihima.in-team.biz/material/andere%20 Fachrichtungen/5o7_et-n00_elan_fo.pdf, S.35, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[14] Prof. Dr. –Ing. E. Steinmetz „Wärmemanagement des Kraftfahrzeugs II“, Expert Verlag, ISBN 3-8169-1866-2, Renningen, 2000, S. 123.

[15] Gossner Stefan, „Grundlagen der Elektronik“, Shaker Verlag, ISBN 978-3-8265-8825-9, Aachen, November 2011, Kapitel 12.

[16] Günter P. Merker, Christian Schwarz , Rüdiger Teichmann, „Grundlagen Verbrennungsmotoren“, AVLVerlag, ISBN 978-3-8348-1393-0, München, April 2011, Kapitel 3.

[17] Paul D.,Gunter K., Anselm V., „Physik für Ingenieure“, Springer Verlag, ISBN 3-519-16508-2, Stuttgart, 1971, S. 156.

[18] Lechwerke, „Was ist ein Lastprofil?“, http://www.lew.de/CLP/downloads/Produktinfos/ ERS_G_S_ Lastprofil.pdf, Augsburg, Mai 2009, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[19] Christian Märtel, „Wie Weit kann man sich autark mit Solarstrom versorgen?“, http://www.photovoltaik-web.de/batteriesysteme-akkusysteme-pv/autarkie-pv-berechnung-autarkiegrad.html, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[20] Universität Gießen „Graphisches Programmiersystem für die Mess-, Regelungs-, Automatisierungstechnik“, http://www.unigiessen.de/cms/fbz/svc/hrz/svc/software /lizenzen/labview, Aufruf 20.06.2014, [Online].

73

[21] Märkisches Werk, „ Since 1859“, http://www.mwh.de/default.aspx?sc_lang=de-DE, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[22] „Information zu San Sebastian La Gomera“ http://postleitzahl.de.mapawi.com/spanien/11/canarias/1/6/cn/san-sebastian-gomera/38800/15476/, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[23] „Allgemeine Informationen“, http://www.insel-la-gomera.de/gomera1.htm, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[24] „Elektrizität“, http://la-gomera.gequo-travel.de/reiseinfo/gut-zu-wissen/elektrizitaet.html, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[25] Summarische Darstellung der verschiedenen Bilanzen von World Nuclear Association (WNA) und Ökoinstitut nach CO2-Bilanzen verschiedener Energieträger im Vergleich (PDF-Datei, 1,01 MB), Wissenschaftliche Dienste des Deutschen Bundesta-ges, 2007.

[26] http://www.openstreetmap.org/search?query=San%20 sebastian%20de%20La%20gOmera#map=11/28.1625/-17.1991, Aufruf 17.07.2014, [Online].

[27] http://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/ veroeffentlichungen-pdf-dateien/studien-und-konzeptpapiere/ studie-stromgestehungskosten-erneuerbare-energien.pdf, Frei-burg, November 2013, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[28] Produkt, http://www.solar-moon.biz/shop/index.php?route=product/product&path=59_61_67_72&product_id=208, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[29] ISE Frauenhofer, „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutsch-land“, Veröffentlichung, http://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/veroeffentlichungen-pdf-dateien/studien-und-konzeptpapiere/aktuelle-fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland.pdf, Freiburg, 28 Mai 2014, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[30] Rücksprache Gildemeister, http://energy.gildemeister.com/de/, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[31] Rücksprache Energycomment, http://www.energycomment.de/, Aufruf 20.06.2014, [Online].

[32] Ölpreis, http://www.mobil1.de/, Aufruf 20.06.2014, [Online].