Abschätzung des Wasserkraftpotenzials einer Fernwasserleitung
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FACHBERICHTE Trinkwasserversorgung Abschätzung des Wasserkraftpotenzials einer Fernwasserleitung bei limitierter Datenlage in Entwicklungsländern Fallbeispiel anhand einer Trinkwassertransportleitung in Ganja, Aserbaidschan Julian Mosbach, Subhendu Bikash Hazra und Wilhelm Urban Trinkwasserversorgung, Energiegewinnung, Rohrnetzberechnung, Transportleitung, Turbinen Im vorliegenden Artikel wird das Wasserkraftpotenzial einer geplanten Trinkwassertransportleitung in Aserbaidschan unter limi­tierter Datenlage hergeleitet und abgeschätzt. Hierzu wird aus den Planungsunterlagen einer Fernwasserleitung in Ganja, Aserbaidschan, ein Referenz-Szenario entworfen und durch numerische Simulation stationäre Druckzustände in der Leitung untersucht. Anschließend wird ein geeigneter Turbinentyp gewählt, wobei eine kritische Betrachtung der verfügbaren Daten erfolgt. Da durch Nutzung der Wasserkraft neben dem Beitrag zur Stromerzeugung gleichzeitig die Möglichkeit zur Reduzierung des Treibhausgasausstoßes besteht, werden auf Basis der Methodik des United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) die vermiedenen Emissionen am Kraftwerksstandort Aserbaidschan berechnet. Im Ergebnis wird deutlich, dass die Fernwasserleitung für eine Energiegewinnungsmaßnahme geeignet ist, jedoch für eine fundierte Turbinenauswahl und Turbinenauslegung weitere Daten, wie z. B. Bemessungsdurchfluss, Abflussdauerlinie, Bemessungsfallhöhe vorliegen müssen. Die vermiedenen Emissionen sind stark abhängig von dem zu substituierenden Energieträger. Da in ­Aserbaidschan hauptsächlich Erdgas zur elektrischen Energieproduktion verwendet wird, welches einen vergleichsweise kleinen CO2-Emissionsfaktor besitzt, fällt das CO2-Einsparpotenzial durch Substitution mittels einer Trinkwassertransportleitung ­vergleichsweise zu Braunkohle relativ gering aus. Eine Abschätzung des Wasserkraftpotenzials bei limitierter Datenlage ist möglich und eine Umsetzung des Einbaus von Turbinen anstelle der geplanten Druckbrecher technisch und ökonomisch sinnvoll. Eine Implementierung des Vorhabens liefert einerseits einen Beitrag zur nachhaltigen Stromversorgung Aserbaidschans, andererseits verdeutlicht es auch die Absichten des Landes, sich den Herausforderungen des Klimawandels stellen zu wollen. Estimation of the Hydropower Potential of an Overland Pipeline with limited Data Availability in Developing Countries Case study for a drinking water pipeline in Ganja, Azerbaijan This report presents a proposal for an estimation of the hydropower potential of a planned drinking water pipeline in Azerbaijan at limited data availability. For this purpose only data/information from the design report of a transmission line in Ganja, Azerbaijan, will be taken in order to design a reference-scenario, which is the basis to investigate the steady pressure conditions by numerical simulation in the transmission line. Subsequently, a suitable turbine is chosen and a critical reflection of the available data is conducted. The use of the hydropower gives the opportunity to reduce the greenhouse gas emissions in addition to the generation of electricity. To calculate the avoided emissions at the power plant site Azerbaijan, the methodology of the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) is used. The result shows that the transmission line is suitable for an energy recovering measure, nevertheless for a funded turbine selection and design more information, such as a flow dimensioning hydrograph, flow duration graph, dimensioning head must be available. The amount of avoided emissions is heavily dependent on the energy source to be substituted. Due to the fact that the in Azerbaijan prevailing energy source is gas, which has a low emission factor, the CO2 savings potential is relatively low there comparatively to brown coal. An estimation of the hydropower potential at limited data situation is possible and the implementation of the installation of turbines instead of the planned pressure breaker devices is technically and economically viable. An implementation of the project provides on the one hand a contribution to sustainable power supply of Azerbaijan, on the other hand, it also illustrates the intentions of the country to face the challenges of climate change. 792 gwf-Wasser | Abwasser 7-8/2015 Trinkwasserversorgung 1. Einleitung Aufgrund der begrenzten fossilen Energieträger gewinnt die Nutzung erneuerbarer Energiequellen weltweit immer mehr an Bedeutung. Ein weiterer Vorteil erneuerbarer Energiequellen besteht für Länder, welche ihren Energiebedarf aktuell durch Importe fossiler Energieträger decken und somit auf andere Länder angewiesen sind. Sie können durch Nutzung der erneuerbaren Energien ihre Lieferabhängigkeit und die damit verbundenen Kosten senken sowie eine unabhängigere, eigene Energieversorgung anstreben. Dieses Argument ist für viele Staaten, unter Betrachtung der derzeit angespannten und zum Teil instabilen politischen Lage vieler rohstoffreicher Länder, von nicht unerheblicher Bedeutung. Neben ökonomischen und politischen Interessenskonflikten bieten erneuerbare Energien auch die Möglichkeit, CO2-Emissionen zu reduzieren und damit einen Beitrag zur Begrenzung des Klimawandels zu leisten. Während in Deutschland das Potenzial zur Wasserkraftnutzung mit 21 TWh/a [1] bereits zu einem großen Teil ausgenutzt wird, bleiben gerade in Entwicklungs- und Schwellenländern erhebliche Potenziale ungenutzt. Ursache dafür kann u. a. die oft sehr limitierte Datenlage sein, die es der Planung erschwert Energiegewinnungsmaßnahmen seriös zu implementieren. Vor diesem Hintergrund soll eine Abschätzung des Wasserkraftpotenzials einer Fernwasserleitung unter Einsatz von Turbinen untersucht werden. Da viele Städte ihren Wasserbedarf mangels ausreichender Ressourcen oft nicht vollständig selbst decken können, sind sie auf Fernwasserleitungen angewiesen, die das Wasser über große Entfernungen zur Stadt transportieren und so die Versorgungssicherheit der Bevölkerung mit Trinkwasser gewährleisten. Auch kann die konventionelle Wasserkraftnutzung in Flüssen durch den Bau von Wehren und dem Betrieb der Turbinen mit erheblichen Beeinträchtigungen der Natur verbunden sein. Durch Nutzung der Energie des Wassers in schon bestehenden Fernwasserleitungen werden Eingriffe in die Umgebung vermindert und die Natur im Vergleich zur konventionellen Wasserkraftnutzung geschont. Um einen möglichst hohen Realitätsbezug zu erzeugen, nimmt die Untersuchung direkten Bezug auf die Planungsunterlagen einer Fernwasserleitung (geschlossene Druckrohrleitung) in Ganja, Aserbaidschan. Aufgrund des großen Höhenunterschieds zwischen Anfang und Ende der Leitung wird gemäß Planung der Druck in der Leitung durch Druckbrecher an drei Leitungspunkten vollständig (auf Atmosphä­ rendruck) abgebaut, wodurch eine energetische Nutzung ausgeschlossen wird. Zur ersten quantitativen Abschätzung der gewinnbaren elektrischen Energie sollen deshalb die Drücke an den betroffenen drei Stellen ermittelt werden, die nutzbaren Fallhöhen bestimmt und eine grundsätzlich geeignete Turbinenvorauswahl getroffen werden. Ab­schließend wird die Masse an vermiedenen CO2-Emissionen durch Nutzung dieses Potenzials gegenüber den fossilen Energieträgern Erdgas (Aserbaidschan) und Braunkohle (Deutschland) berechnet. gwf-Wasser | Abwasser 7-8/2015 FACHBERICHTE Eingangs erfolgt ein kurzer Überblick über die technischen Daten auf Planungsgrundlage der bereits bestehenden, noch nicht in Betrieb befindlichen Leitung (Ist-Zustand). Danach wird die Drucksimulation durch Verwendung zweier unterschiedlicher Softwarepakete durchgeführt, da eine Kalibrierung des Models zum gegebenen Zeitpunkt nicht möglich ist, jedoch ein qualitativer Vergleich der Ergebnisse erfolgen bzw. deren Reproduzierbarkeit geprüft werden soll. Zum Einsatz kommen die lizenzfreie Software EPANET der amerikanischen Umweltschutzbehörde „United States ­Environmental Protection Agency“ (USEPA) sowie die lizenzierte Netzberechnungssoftware STANET des Ingenieurbüros Fischer-Uhrig. Nach Eingabe der Leitungskoordinaten sowie weiterer Planungskriterien werden mit Hilfe dieser Programme jeweils drei Drucksimulationen mit unterschiedlichen Durchflüssen durchgeführt und die Ergebnisse ausgewertet. Die berechneten Drücke an den festgelegten Punkten stehen potenziell der Energiegewinnung durch Auswahl und ­Einsatz geeigneter Turbinen zur Verfügung. Je nach Durchfluss sind unterschiedliche nutzbare Drücke zu erwarten und damit gegebenenfalls unterschiedliche Turbinentypen zu verwenden. Nach Auswahl des Turbinentyps erfolgt die näherungsweise Berechnung der elektrischen Leistung sowie der Jahresarbeit. Auf Basis der berechneten Leistung werden abschließend die mögliche CO2-Ausstoßreduzierung durch Nutzung der Wasserkraft untersucht und die ­vermiedenen Emissionen berechnet. 2. Die Fernwasserleitung Göygöl-Ganja Die Fernwasserleitung verbindet das Verteilerbauwerk nahe der Wasserentnahmestelle „Göygöl“ mit dem Reservoir T2.1A südlich der Stadt Ganja. Die Wasserentnahmestelle Göygöl befindet sich ca. 24 km südlich von Ganja, in einer Höhe zwischen 1363 müNN und 1328 müNN, an einem Nordwesthang des Kaukasusgebirges. Die Wasserentnahme erfolgt unterirdisch, über fächerförmig verlegte, perforierte Gusseisenrohre, wodurch das Wasser eine niedrige und relativ konstante Temperatur besitzt. Das derart gefasste (drainierte) Grundwasser wird in verschiedenen Sammelschächten zusammengeführt und zu einem Verteilerbauwerk geleitet, wo das Wasser in zwei getrennten Kammern gesammelt, gefiltert und anschließend der Fernwasserleitung zugeführt wird. Die Fernwasserleitung ist eine unterirdisch verlegte, geschlossene Druckrohrleitung und besteht aus epoxidharzbeschichtetem Stahl (William-Hazen-Koeffizient = 150 [2]). Sie besitzt den Durchmesser DN500 und hat eine Länge von 24 174,28 m bei einem Höhenunterschied von 726,53 m [2]. Ihr Verlauf ist Bild 1 zu entnehmen. In dieser Darstellung befindet sich die Wasser­entnahme ­(Leitungsbeginn) auf der linken, das Reservoir (Leitungs­ ende) auf der rechten Seite. Aufgrund des Höhenunterschiedes zwischen Anfang und Ende der Leitung beträgt der hydrostatische Druck im 793 FACHBERICHTE Trinkwasserversorgung Bild 1: Verlauf Fernwasserleitung Tal rechnerisch ≈ 72,6 bar. Die dafür erforderliche Wanddicke mit den damit verbundenen Materialkosten sowie einem erschwerten Transport und Einbau sind für solche Rohr­ leitungen nicht wirtschaftlich. Deshalb ist die Leitung je nach Druckhöhe im Rohrleitungsabschnitt auf die Nenndrücke PN16 (16 bar) und PN32 (32 bar) ausgelegt. Um diese Nenndrücke nicht zu überschreiten, muss die Leitung an ihren kritischen Stellen von Druckbrechern unterbrochen werden. Dazu werden drei schwimmergeregelte Teller­ ventile verwendet. Eine Übersicht über die verwendeten Rohre bietet Tabelle 1. Die Lage und Anzahl der Druckbrecher wurde in einer vorab durchgeführten Feasibility Study (FS) untersucht. Im späteren Final Design Report fand eine Optimierung der Fernwasserleitung statt, auf deren Basis über die Lage und Anzahl der Druckbrecher entschieden wurde. Eine kritische Betrachtung von Anzahl und Standort der Druckbrecher wird im Folgenden jedoch nicht durchgeführt. Unter Berücksichtigung der Geländetopographie sowie den Investitionskosten für Rohre, Verbindungen, Druc­k­ brecher und konstruktive Baumaßnahmen wurde die ­Anzahl auf insgesamt drei Standorte in der Fernwasser­ leitung beschränkt (siehe Tabelle 1). 3. Drucksimulation in einer Fernwasserleitung Die Abschätzung des Energiegewinnungspotenzials aus der gegenständlichen Fernwasserleitung setzt eine ­Wasserdrucksimulation über deren Länge voraus. Diese wird anhand zweier Berechnungsprogramme durch­ geführt, da eine Kalibrierung des Models aufgrund fehlender Messdaten nicht durchgeführt werden kann. So können die Ergebnisse qualitativ miteinander verglichen und die Reproduzierbarkeit geprüft werden. Das Programm EPANET wurde von der amerikanischen Umweltschutzbehörde „United States Environmental Protection Agency“ (USEPA) zur hydraulischen Analyse von Wasserversorgungsnetzen entwickelt und ist für jedermann frei zugänglich nutzbar. Mit EPANET können Druckrohrnetze, bestehend aus Knoten, Strängen, Speichern, Pumpen und Ventilen/Drosseln, erstellt, anschließend stationär oder instationär simuliert und hinsichtlich verschiedener Hydraulikparameter untersucht werden. Das Programm STANET ist eine kostenpflichtige Software zur stationären und instationären Netzberechnung. Es wurde vom Ingenieurbüro Fischer/Uhrig entwickelt und kann „... zur Berechnung aller flüssigen und dampfförmigen Medien verwendet werden, die in geschlossenen Rohren fließen.“ [3]. Weiter können auch Abwasser und elektrische Netze simuliert werden. Für weitere Informationen und Funktionen siehe „Epanet2 User Manual“ bzw. „STANET Handbuch Version 9“. Der Wassertransport in der Fernwasserleitung nach Ganja basiert auf Gravitation und ist in der Planung auf einen konstanten Durchfluss von Q = 200 L/s bei einer Geschwindigkeit von v = 1,02 m/s ausgelegt worden. Aller­ dings wurden bei der Dimensionierung zu erwartende Durchflussschwankungen mangels vorliegender Messdaten nicht berücksichtigt, da der Durchfluss von der zufließenden Wassermenge am Entnahmestandort und den natürlichen Anreicherungsmengen im Einzugsgebiet abhängig ist und diese nicht näher spezifiziert sind. Da sich die Leitung zum Zeitpunkt dieser Arbeit noch nicht in Betrieb befindet, liegen auch keine Durchflussganglinien vor, welche für die konkrete Turbinenauslegung und die Berechnung der Tabelle 1: Verwendete Rohre 794 PipeDN (Stahl) Nenndruck [bar] Rohrleitungs­ abschnitt Länge [m] Stahlsorte DIN DN500 16 PK0 – G49 844,73 St 37-2 Standort ­Druckbrecher Wanddicke [mm] 5,6 DN500 32 G49 – G636 10 983,25 St 44-2 Druckbrecher1 6,3 DN500 16 G637 – G726 2329,52 St 37-2 Druckbrecher2 5,6 DN500 16 G727 – G749 735,05 St 37-2 DN500 32 G749 – PBT3a 2577,31 St 44-2 DN500 16 PBT3b – Reservoir 6670,02 St 37-2 5,6 Druckbrecher3 6,3 5,6 gwf-Wasser | Abwasser 7-8/2015 Trinkwasserversorgung erzielbaren elektrischen Leistung erforderlich sind. Auf eine instationäre Berechnung der Drücke wurde deshalb zugunsten einer stationären mit drei verschiedenen Durchflüssen (Q = 150 L/s, Q = 200 L/s, Q = 250 L/s) verzichtet. Weiter ist die Temperatur des Wassers zu berücksichtigen, da diese einen direkten Einfluss auf dessen Dichte besitzt, worüber ebenfalls keine Messdaten vorliegen. Da die Wasser­ entnahme unter Gelände erfolgt (siehe Kapitel 2), sind relativ niedrige Temperaturen mit vernachlässigbar kleinen Tempe­ raturschwankungen zu erwarten. Die Dichte wird deshalb im Folgenden näherungsweise mit 1000 kg/m³ angenommen. Zwischen den Knoten G636-G637, G726-G727 und PBT3a-PBT3b sind die genannten drei Druckbrecher lokalisiert. In EPANET werden diese durch „Pressure Reducing Valves“ (PRV) dargestellt. Das „Setting“ der PRV beschreibt den gewünschten Gegendruck im Unterwasser eines Druckbrechers und besitzt die Einheit [m]. In Tabelle 2 sind die geodätischen Daten des Verteilerbauwerks, von den Knoten vor und nach den Druckbrechern sowie die erforderlichen Gegendrücke im Unterwasser (laut Planung) dargestellt. In STANET werden die Druckbrecher durch „Regler“ bzw. „Druckregler“ repräsentiert. Der gewünschte Gegendruck im Unterwasser wird unter „Sollwert Nachdruck“ in der Einheit [bar] angegeben. Die Knoten welche die jeweiligen Druckbrecher (Druckregler) einschließen, müssen die gleiche geodätische Höhe besitzen. Dies ist eine Abweichung von der bestehenden Planung und wird bei der Bestimmung des „Sollwert Nachdruck“ berücksichtigt. Die Höhen­ differenz der jeweiligen Knoten ist in allen drei Fällen ∆h = hK,i – hK,i+1 = 0,55 m. Daraus folgt, dass der Gegendruck des im Unterwasser liegenden Knotens um die jeweilige Differenz verringert werden muss, um die der Knoten angehoben wurde. Durch Umrechnung in die Einheit [bar] mit 1 bar ≈ 10,2 mWS [5] ergeben sich folgende Werte: Druckbrecher 1:Sollwert Nachdruck 1 = 0,39 bar Druckbrecher 2:Sollwert Nachdruck 2 = 0,39 bar Druckbrecher 3:Sollwert Nachdruck 3 = 0,49 bar Verluste Reibungsverluste (kontinuierliche Verluste) sowie Einzelverluste (lokale Verluste) werden in dieser Ausarbeitung durch geeignete Wahl materialabhängiger Koeffizienten nicht differenziert berechnet. Sie werden in den kontinuier­ lichen Verlusten zusammengefasst. Die Berechnung der Verlusthöhe infolge von Reibung erfolgt in EPANET, analog zur bestehenden, offiziellen Planung, durch die Formel nach Hazen-Williams für turbulente Strömungen. Die Verwendung dieser Formel in der Planung ist darauf zurückzuführen, dass es sich bei Planung, Bemessung und Bau der Fernwasserleitung um ein internationales Projektkonsortium handelt und sich die Formel nach Hazen-Williams im eng- gwf-Wasser | Abwasser 7-8/2015 FACHBERICHTE Tabelle 2: Simulationsrelevante Daten Geodätische Höhe [müNN] Knoten Gegendruck Unterwasser [m] Verteilerbauwerk 1322,55* – G636 1102,76 – G637 1102,21 4,55 G726 956,82 – G727 956,27 4,55 PBT-3a 683,19 – PBT-3b 682,64 5,50 * Wasserstand in Verteilerbauwerk bzw. Energielinie lischen Sprachraum etabliert hat. Eine Strömung wird als turbulent bezeichnet, wenn die dimensionslose Reynoldszahl Re > 2 320 ist. Die Reynoldszahl wird wie folgt berechnet: Re = ν ·ν D [-] (Gl. 3.1) Die Symbole sind am Ende des Abschnittes definiert. Die Formel nach Hazen-Williams für Reibungsverluste lautet: hKv = ∑hKvi = 10,67 · L · Q1,85 C 1,85 · D4,87 [m] (Gl. 3.2) Diese besitzt einen materialabhängigen Koeffizient C [-], welcher den Planungsunterlagen entnommen und für Stahl mit C = 150 [-] [2] gesetzt wurde. Da STANET diese Formel nicht unterstützt bzw. die Formel nach Hazen-Williams dort nicht verfügbar ist, wird die Fließformel nach ­Darcy-Weisbach bzw. Prandtl-Colebrook verwendet. Die Prandtl-Colebrook-Gleichung gilt ebenfalls für turbulente Strömungen und besitzt einen materialabhängigen k-Wert [mm], der als betriebliche Rauheit unter Berücksichtigung aller den Druckverlust beeinflussenden Faktoren definiert ist. Um alle Verluste (inklusive lokaler Verluste wie z. B. ­Ventile, Krümmer etc.) zu berücksichtigen, wird der k-Wert nach DVGW GW 303-1 (Notation in DVGW als k2) mit k = 0,1 mm [4] für Fernwasserleitungen aus Stahl angenommen. Formel nach Darcy-Weisbach für Reibungsverluste: 2 hKv = l · –L · ν [m] D 2g (Gl. 3.3) Formel nach Prandtl-Colebrook zur iterativen Ermittlung des Widerstandsbeiwerts λ: ! 2,51 k2 $ 1 = – 2log # + & [-] λ " Re · λ 3,71· D % (Gl. 3.4) hKv = kontinuierliche Verlusthöhe [m] Q = Durchfluss [m³/s] L = Länge [m] v = Fließgeschwindigkeit [m/s] Re = Reynoldszahl [-] l = Widerstandsbeiwert [-] ν = kinematische Viskosität [m²/s] 795 FACHBERICHTE Trinkwasserversorgung 3.1 Drucksimulation EPANET Bild 2: Druckverlauf bei Q = 200 L/s Tabelle 3: Drucksimulation Epanet EPANET Fließgeschwindigkeit Q = 150 L/s v = 0,76 m/s [m] Q = 200 L/s v = 1,02 m/s [m] Q = 250 L/s v = 1,27 m/s [m] G636 209,49 202,24 193,26 G726 147,92 146,50 144,75 PBT-3a 274,74 272,17 270,19 3.2 Drucksimulation STANET Tabelle 4: Drucksimulation Stanet STANET Fließgeschwindigkeit Q = 150 L/s v = 0,76 m/s [bar] Q = 200 L/s v = 1,02 m/s [bar] Q = 250 L/s v = 1,27 m/s [bar] G636 20,422 19,607 18,579 G726 14,467 14,307 14,105 PBT-3a 26,880 26,652 26,363 C= Hazen-Williams-Koeffizient [-] D = Durchmesser [mm] k = betriebliche Rauheit unter Berücksichtigung aller den ­Druckverlust beeinflussenden Faktoren [mm] Eine genaue Ermittlung der Koeffizienten C und k ist ­mangels betrieblicher Messwerte (Vergleichsmessung) nicht erfolgt. Die getroffenen Annahmen werden in diesem Stadium jedoch als hinreichend genau eingestuft. Ebenso ist eine Kalibrierung des Modells zum derzeitigen Zeitpunkt aufgrund der limitierten Datenlage nicht möglich. Dies bedingt eine vollständige Inbetriebnahme und verlässliche Durchfluss- und Druckmessungen. Durch Abgleich der geodätischen Höhen bzw. der Höhendifferenzen zwischen den Druckbrechern und den Simulationsergebnissen kann jedoch eine Abschätzung der zu erwartenden Ergebnisse erfolgen. 796 Analog zur bestehenden Planung erfolgt die erste Drucksimulation mit einem Durchfluss von Q = 200 L/s. Aufgrund der zu erwartenden Durchflussschwankungen an der Entnahmestelle erfolgen zwei weitere Simulationen mit einem um 25 % geringeren (Q = 150 L/s) und um 25 % höheren (Q = 250 L/s) Durchfluss. Je nach Durchfluss variiert neben dem Druck auch die Fließgeschwindigkeit in der Rohrleitung. Die Ergebnisse sind Tabelle 3 zu entnehmen. Durch die Berechnung der Verluste entlang jedes Leitungsabschnitts ergeben sich folgende Druckhöhen unmittelbar vor den Druckbrechern. Der Gegendruck im Unterwasser wurde im „Setting“ [m] der PRV berücksichtigt. Zur exemplarischen Ansicht ist der Verlauf des Drucks, der Energielinie sowie der Geländehöhe in Bild 2 für Q = 200 L/s graphisch dargestellt. Deutlich zu erkennen sind die durch rote Pfeile gekennzeichneten Sprünge des Druckverlaufs und der Energielinie an den Stellen der Druckbrecher, durch die der Druck bzw. die Energie ab­ gebaut wird. Vergleicht man weiterhin den Verlauf der Geländehöhe mit dem Druckverlauf, so lässt sich erwartungsgemäß eine eindeutige Abhängigkeit erkennen. In Bereichen abnehmender Geländehöhe steigt der Verlauf des Drucks und umgekehrt. In den folgenden Simulationen wird auf eine graphische Darstellung verzichtet. Das Vorgehen zur Ermittlung der Druckhöhen erfolgt ­simultan zu Kapitel 3.1. Der gewünschte Gegendruck im Unterwasser wurde unter „Sollwert Nachdruck“ [bar] berücksichtigt. Die Ergebnisse sind Tabelle 4 zu entnehmen. Durch die Berechnung der Verluste entlang jedes Leitungsabschnitts ergeben sich folgende Druckhöhen unmittelbar vor den Druckbrechern. 3.3 Berechnung der Nettofallhöhen Die Fallhöhe bezeichnet den senkrechten Abstand zwischen zwei Wasserspiegeln (Ober- und Unterwasser), der für die Wasserkraftnutzung wichtig ist. Es wird dabei zwischen Bruttofallhöhe hBrutto [m] und Nettofallhöhe hNetto [m] unter­schieden. Die Bruttofallhöhe hBrutto [m] bezeichnet die vertikale Distanz, die das Wasser zurücklegt ohne ­Berücksichtigung der Verluste. Subtrahiert man von der Bruttofallhöhe die Summe aller über die Fließstrecke ­entstehenden Verluste, so erhält man die Nettofallhöhe. hNetto = hBrutto – ∑hVerluste [m] (Gl. 3.5) Die Nettofallhöhe entspricht der für die Turbine und somit der zur Energiegewinnung zur Verfügung stehenden ­Fallhöhe. Durch die Berechnung aller Verluste mit Hilfe der Simulationssoftware entsprechen in EPANET die Werte „Headloss“ der „Pressure Reducing Valves“ den Nettofallhöhen in der Einheit [m]. In STANET entsprechen die W ­ erte gwf-Wasser | Abwasser 7-8/2015 Trinkwasserversorgung „diffP“ der „Druckregler“ den Nettofallhöhen in der Einheit [bar]. Um die Vergleichbarkeit der Ergebnisse zu gewährleisten, wurde in die Einheit [mWS] (Meter Wassersäule) wie folgt umgerechnet: 1 bar = 10,2 mWS [5] In Tabelle 5 sind die ermittelten Nettofallhöhen dargestellt. 3.4 Auswertung und Vergleich der Ergebnisse Die Nettofallhöhen besitzen erwartungsgemäß bei minima­lem Durchfluss (Q = 150 L/s) die höchsten und bei maximalem Durchfluss (Q = 250 L/s) die geringsten Werte. Durch die Erhöhung des Durchflusses, mit einer damit verbundenen Erhöhung der Fließgeschwindigkeit, kommt es zu einer Erhöhung der hydraulischen Verluste infolge Reibung. Dies ist aus den vorgestellten Verlusthöhenformeln von Hazen-Williams und Darcy-Weisbach abzuleiten, in denen der Durchfluss bzw. die Fließgeschwindigkeit im Zähler stehen. Dies erklärt, weshalb die Nettofallhöhe bei geringen Durchflüssen hoch bzw. bei hohen Durchflüssen niedrig ist. Durch die getroffene Annahme der betrieblichen Rauheit k = 0,1 mm in STANET sowie des nicht kalibrierten Koeffizienten C = 150 [-] sind Abweichungen der Ergebnisse zu erklären. Die Reynoldszahl liegt im hydraulisch rauhen Bereich (Re >> 2 320), wodurch der Widerstandsbeiwert λ der Prandtl-Colebrook-Gleichung nur noch von k und dem Durchmesser D des Rohres abhängig ist (der erste Term der Prandtl-Colebrook-Gleichung wird vernachlässigbar klein). Da der Widerstandsbeiwert direkten Einfluss auf die (durch die Darcy-Weisbach-Gleichung ermittelten) Reibungsverluste besitzt, sind die unterschiedlichen Fallhöhen durch die Annahme des k-Wertes zu erklären. Tatsächlich liegen die Abweichungen beim Vergleich aller Druckbrecher und Durchflusssimulationen zwischen 0,2 % und 2,0 % (siehe Tabelle 5). Dabei besitzen die ermittelten Nettofallhöhen aus EPANET in jeder Simulation leicht höhere Werte. Aufgrund der sehr geringen Abweichungen wurde auf eine Optimierung des k-Wertes verzichtet. 4. Auswahl eines geeigneten Turbinentyps und Berechnung der Leistung Die Auswahl eines Turbinentyps hängt im Wesentlichen von der Bemessungsfallhöhe ( = Nettofallhöhe) sowie dem FACHBERICHTE Bemessungsdurchfluss Q ab. Weiter müssen jedoch vor allem die Kosten, die Drehzahl bzw. Wirkungsgradverläufe und die Vermeidung von Druckstößen und Kavitation berück­ sichtigt werden. Der Durchfluss unterliegt in der Realität Schwankungen, welche von der Anzahl und Intensität der Niederschlagsereignisse, der natürlichen Grundwasser­ anreicherung im Einzugsgebiet und damit von der Wasserverfügbarkeit an den Entnahmestellen abhängen. In der Planung wurde von einem konstanten Q = 0,2 m³/s aus­ gegangen, der lediglich für eine erste Abschätzung einer mittleren Durchflussleistung bei limitierter Datenlage anzu­ sehen ist. So sind für eine fundierte Turbinenauswahl und -auslegung u. a. Kenntnisse über die Q-Ganglinie und Q-Dauerlinie sowie H-Q- und P-Q-Kennlinien unbedingt erforderlich. Aus ihnen kann der Bemessungsdurchfluss und die Bemessungsfallhöhe detailliert bestimmt werden, „(...) bei denen die Nennleistung der Turbine erreicht wird, die im Allgemeinen wiederum dem höchsten Wirkungsgrad zugeordnet ist“ [6]. Außerdem muss vor der Wahl eines geeigneten Turbinentyps ein Abgleich der Simulationswerte mit den tatsächlichen Messwerten durchgeführt werden. Wie schon erwähnt, stehen diese Daten zum ­derzeitigen Zeitpunkt nicht zur Verfügung, wodurch die Ermittlung der theoretischen Leistung und Jahresarbeit überschlägig durch die simulierten Nettofallhöhen bei konstantem Durchfluss sowie durch Erfahrungswerte für Wirkungsgrade erfolgt. Die Fallhöhen 1–3 liegen in allen Simulationen zwischen 139,83 m und 269,79 m (siehe Kapitel 3.3) und sind damit relativ hoch. Als Richtlinie zur Auswahl eines geeigneten Turbinentyps dient Bild 3 [7]. Die simulierten Durchflüsse sowie die daraus zur Verfügung stehenden Fallhöhen liegen hier im Bereich der Peltonturbine. Allerdings können sich die Einsatzbereiche herstellerspezifisch unterscheiden, sodass eventuell auch Francisturbinen geeignet wären. Die Peltonturbine besitzt jedoch gegenüber der Francis­ turbine den Vorteil, durch ihren flachen Wirkungsgrad­ verlauf sowie die Regulierbarkeit ihrer Düsen schwankende Zuflüsse besser kompensieren zu können [6]. Da in der Realität hohe Durchflussschwankungen in der Leitung zu erwarten sind (siehe Kapitel 3), spricht dies und die vergleichsweise geringen Investitionskosten [8] sowie gute Wartungsund Reparaturmöglichkeiten durch gute Erreichbarkeit der Turbinenbauteile [6] für die Peltonturbine. Für die Ermittlung der erzielbaren theoretischen elektrischen Leistung werden Tabelle 5: Nettofallhöhen Q = 150 L/s Q = 200 L/s Q = 250 L/s Epanet Stanet Abw. [%] Epanet Stanet Abw. [%] Epanet Stanet Abw.[%] hNetto1 [m] 205,49 204,24 0,60 198,24 195,94 1,2 189,26 185,45 2,00 hNetto2 [m] 143,92 143,53 0,30 142,5 141,89 0,4 140,75 139,83 0,70 hNetto3 [m] 269,79 269,15 0,20 267,76 266,82 0,4 265,24 263,88 0,50 gwf-Wasser | Abwasser 7-8/2015 797 FACHBERICHTE Trinkwasserversorgung Aufgrund von Inspektionen, Wartungs- sowie Instand­ setzungsarbeiten an Leitung und Turbinen wird pro Jahr mit einer 5 %igen Ausfallzeit der Turbinen gerechnet [9]. Dies entspricht einer Dauer von ca. 18 Tagen. An allen anderen Tagen wird die Fernwasserleitung 24 h/Tag betrieben, ­womit sich die Jahresarbeit W [kWh] berechnet durch: W = Pelektr, Netto,i · ∆t [kWh] (Gl. 4.4) ∆t = 24 h/Tag · 347 Tage/Jahr = 8328 [h/Jahr] (Gl. 4.5) Bild 3: Einsatzbereiche hydraulischer Maschinen [5] im Folgenden anstelle der drei Druckbrecher, drei Peltonturbinen angenommen, deren Leistungsberechnung wie folgt beschrieben wird. Zur Ermittlung der Leistung und Jahresarbeit werden folgende Gleichungen verwendet: Wie bereits in Kapitel 3 beschrieben, sind durch die unterirdische Wasserentnahme niedrige Wassertemperaturen zu erwarten, wodurch näherungsweise eine Dichte ρ = 1000 kg/m³ angenommen wird. Der Gesamtwirkungsgrad der Anlage ηGes wird durch das Produkt von Turbinenwirkungsgrad ηT und Generatorwirkungsgrad ηG bestimmt: ηGes, Anlage = ηT · ηG (Gl. 4.1) Daraus erfolgt die Ermittlung der elektrischen Bruttoleistung Pelektr, Brutto Pelektr,Brutto,i = 1 · ρ · g · Q · hNetto,i · ηGes, Anlage [kW] (Gl. 4.2) 1000 ρ = Dichte [kg/m³] g = Erdbeschleunigung [m/s²] Q = Durchfluss [m³/s] ∆t = Zeitspanne [h/Jahr] Um die Nettoleistung Pelektrisch,Netto ermitteln zu können, werden neben dem Turbinenwirkungsgrad ηT und dem Wirkungsgrad des Generators ηG auch die ­Wirkungsgrade der Umspannanlage, Leitungen etc. ηTrafo, sowie der Wirkungsgrad ηEig (Eigenversorgung der Wasserkraft­anlage) benötigt. Die Nettoleistung ergibt sich daraus zu: Pelektr, Netto,i = · ρ · g · Q · hNetto,i · ηGes, Anlage · ηTrafo · ηEig [kW] 798 (Gl. 4.3) Berechnung der Leistung und Jahresarbeit Bei der Umwandlung von Energie entstehen Verluste. Diese fließen in Form von Wirkungsgraden in die Berechnung der Leistung mit ein. Der Wirkungsgrad ist deshalb ein Maß für die Effektivität und wird bei einer Peltonturbine hauptsächlich durch die Drehzahl bzw. den Durchfluss beeinflusst. Durch die gute Regulierbarkeit ihrer Düsen besitzt die Peltonturbine ab einer Beaufschlagung von 60 % einen Turbinenwirkungsgrad ηT von ca. 88–90 % [6]. Unter der Annahme eines mittleren Durchflusses von Q = 200 L/s an 347 Tagen/Jahr, der mit EPANET ermittelten Nettofallhöhen (siehe Kapitel 3.3) und den Erfahrungs­ werten eines renommierten Turbinenherstellers, werden die Turbinenwirkungsgrade sowie die Wirkungsgrade der Generatoren wie folgt angenommen: Turbine 1 (zwischen Knoten G636–G637): ηT = 90,2 [%], ηG = 95,4 [%] Turbine 2 (zwischen Knoten G726–G727): ηT = 90,1 [%], ηG = 95,8 [%] Turbine 3 (zwischen Knoten PBT-3a–PBT-3b): ηT = 89,47 [%], ηG = 95,4 [%] Für die Wirkungsgrade ηTrafo und ηEig werden nach [6] ­angenommen: ηTrafo = 98,8 [%], ηEig = 99,3 [%] Durch Verwendung der Gleichungen 4.1 bis 4.5 errechnen sich folgende Ergebnisse: Turbine 1 erzeugt bei einer Nettofallhöhe von hNetto1 = 198,24 m eine Bruttoleistung Pelektr, Brutto1 = 335 kW, bzw. eine ­Netto­leistung von Pelektr, Netto1 = 328 kW. Damit wird eine Jahresarbeit von ca. W1 ≈ 2732 MWh/Jahr erzielt. Durch die ­geringere Nettofallhöhe (hNetto2 = 142,5 m) produziert die Turbine 2 eine Bruttoleistung Pelektr, Brutto2 = 241 kW bzw. eine Nettoleistung Pelektr, Netto2 = 237 kW. Sie erzielt damit eine Jahresarbeit von W2 ≈ 1974 MWh/Jahr. In T­ urbine 3 wird die höchste Nettofallhöhe „abge­arbeitet“ (hNetto3 = 267,76 m). Sie besitzt eine ­ Brutto­ leistung Pelektr, Brutto3 = 448 kW bzw. eine N ­ ettoleistung Pelektr, Netto3 = 440 kW. Die Jahresarbeit b ­ eträgt W3 ≈ 3664 MWh/Jahr. gwf-Wasser | Abwasser 7-8/2015 Trinkwasserversorgung Alle drei Turbinen zusammen leisten theoretisch eine ­Jahresarbeit von WGes = W1 + W2 + W3 ≈ 8370 MWh/Jahr. Die Berechnung der Jahresarbeit bei den Durchflüssen Q = 150 L/s bzw. Q = 250 L/s sind nur der Vollständigkeit halber aufgeführt. Da sich bei veränderlichem Durchfluss auch die Wirkungsgrade und die Nettofallhöhen ändern, sind die Ergebnisse als Abschätzungen der möglichen Bandbreite der erzielbaren Jahresarbeit zu verstehen. Bei einem konstanten Durchfluss von Q = 150 L/s ­errechnet sich für die drei Turbinen eine Jahresarbeit von WGes ≈ 6388 MWh/Jahr und bei Q = 250 L/s eine Jahres­ arbeit von WGes ≈ 10 234 MWh/Jahr. 5. CO2-Bilanz/vermiedene Emissionen Durch den Einsatz erneuerbarer Energien können fossile Energieträger substituiert und damit Emissionen klimaschädlicher Treibhausgase reduziert werden. Entscheidend dabei ist, welcher fossile Energieträger ersetzt werden soll. Bei der Ermittlung der Emissionsbilanz ist zu beachten, dass zwischen „vermiedenen“ und „verursachenden“ Emissionen unterschieden wird. Durch Gewinnung, Verarbeitung, Transport und Einbau der Rohstoffe entstehen schon vor Inbetriebnahme einer Wasserkraftanlage Emissionen. D ­ iese Daten finden hier keine Berücksichtigung, wodurch sich die nachfolgenden Berechnungen auf die vermiedenen Emissionen beschränkten. Durch die Ratifizierung des Kyoto-Protokolls ist ­Aser­baidschan Mitglied der in Annex B aufgeführten ­Staaten. Der Mechanismus zur Gemeinschaftsreduktion (engl. „Joint Implementation“, JI) ermöglicht es anderen in Annex B aufgeführten Ländern, Projekte zur Reduzierung von T­ reib­hausgasemissionen zu finanzieren [10]. Im Gegenzug kann das finanzierende Land die Menge der ver­ miedenen Emissionen in der Verpflichtungsperiode selbst (zusätzlich) emittieren oder sich in Form eines Emissionsguthabens gutschreiben lassen [11]. Damit ist ein Anreiz zur Finanzierung solcher Projekte auch für andere Länder gegeben. Das Vorgehen zur Ermittlung des Einsparpotenzials ist deshalb der Methodologie „AMS-ID.: Grid connected ­renewable electricity generation – Version 17.0“ des ­„United Nations Framework Convention on Climate Change“ (UNFCCC) [12] entnommen, welche die Basis für kleine CDM-Projektaktivitäten (= Clean Development ­Mechanism) darstellt, allerdings auch auf JI-Projekte ­anwendbar ist. Der CDM ist ein vom Kyoto-Protokoll ­vor­gesehener Mechanismus zur Reduktion der Treibhausgase. Ziel des Mechanismus ist die Unterstützung von ­Ent­wicklungsländern, um ihrerseits einen Beitrag zum ­Klimawandel leisten zu können sowie gleichzeitig eine nachhaltige Entwicklung zu fördern. Die Ermittlung ist in folgende Schritte gegliedert: gwf-Wasser | Abwasser 7-8/2015 FACHBERICHTE 1. Energiebereitstellung aus erneuerbaren Energien (hier: Wasserkraftnutzung) Verwendung der in Kapitel 4.1 ermittelten, zur Verfügung stehenden Energie [MWh/a] 2. Bestimmung des Emissionsfaktors (EF) 3. Berechnung der vermiedenen Emissionen Ad 1.: Energiebereitstellung der Wasserkraftanlage Durch Nutzung der Energie der Peltonturbinen kann die gleiche durch einen fossilen Energieträger produzierte Energie substituiert werden (siehe Kapitel 4.1). Ad 2.:Bestimmung des Emissionsfaktors (EF) / ­CO2-­Umrechnungsfaktors in Aserbaidschan Zur Beurteilung der Klimawirkung einer Stromerzeugungstechnik werden alle entstehenden Klimagase (z. B. CH4, N2O) auf ein Wirkungsäquivalent von CO2 umgerechnet [13]. Aus diesem Wirkungsäquivalent lässt sich im Anschluss die äquivalente CO2-Menge pro erzeugter kWh berechnen. Aus Tabelle 6 der „International Energy Agency“ [14] geht hervor, dass die elektrische Energie in Aserbaidschan in überwiegendem Maße aus Gas gewonnen wird. Das ­CO2-Äquivalent bzw. der CO2-Umrechnungsfaktor für produ­ zierte elektrische Energie aus Erdgas in Aserbaidschan beträgt: EFCO2,grid,y = 416 kg CO2/1000 kWh [15] = 0,416 t CO2/MWh Anzumerken ist, dass dieser Wert nicht einer einzelnen Anlage zugerechnet werden kann, sondern einen durch­ schnittlichen Wert des Anlagenbestandes darstellt. Ad 3.: Berechnung der vermiedenen Emissionen Die verwendete Gleichung zur Ermittlung der vermiedenen Emissionen lautet nach [12]: BEy = EGBL,y · EFCO2,grid,y (Gl. 5.1) Tabelle 6: Elektrizitätsproduktion nach Energieträgern ­Aserbaidschan 2012 [13] Energieträger Elektrizität [GWh] Kohle Öl Biokraftstoff Gas Wasserkraft* 0 503 0 20 664 1821 Atomkraft 0 Solarstrom 0 Windkraft 0 Geothermie 0 Gesamt 22 988 * inkl. Produktion aus Pumpwasserspeichern 799 FACHBERICHTE Trinkwasserversorgung Brutto-Stromerzeugung 2013 in Deutschland: 629 Mrd. Kilowattstunden* Erdgas 10,5 % Steinkohle 19,7 % Heizöl, Pumpspeicher und Sonstige 5,2 % Wind 7,9 % Erneuerbare 23,4 % Biomasse 6,8 % Wasser 3,4 % Photovoltaik 4,5 % Siedlungsabfälle 0,8 % Kernenergie 15,4 % Braunkohle 25,8 % Quellen: BDEW, AG Energiebilanzen Stand: 12/2013 * vorläufig, teilweise geschätzt Bild 4: Brutto-­Strom­erzeugung nach Energieträgern 2013 [15] BEy = Vermiedene Emissionen in einem Jahr y [t CO2] EGBL,y =In das Netz eingespeiste Energiemenge, als Folge der Umsetzung eines CDM-Projektes [MWh/Jahr] EFCO2,grid,y =CO2-Emissionsfaktor des zu ersetzenden fossilen ­Energieträgers [t CO2/MWh] Unter den getroffenen Annahmen von Q = 200 L/s über 347 Tage im Jahr verrichten die drei Turbinen eine ­Jahresarbeit von ca. 8370 MWh/Jahr. Durch Verwendung der Gleichung 5.1 sowie des CO2-Umrechnungsfaktors (= 0,416 t CO2/MWh) können durch die Nutzung der ­Wasserkraft in der Fernwasserleitung pro Jahr Emissionen von ca. 3482 t CO2 vermieden werden. Zurückzuführen ist der relativ geringe Wert auf den CO2-Emissionsfaktor von Gas. In Ländern, in denen Energie durch andere fossile ­Energieträger (z. B. Braunkohle) erzeugt wird, fällt der ­Faktor ­deutlich höher aus, wodurch die vermiedenen Emissionen steigen. In Bild 4 ist die Bruttostromerzeugung nach ­Energieträgern 2013 in Deutschland aufgeführt [16]. Aus ihr ist zu entnehmen, dass der fossile Energieträger Braunkohle mit 25,8 % den größten Anteil nach Energieträgern an der Brutto-Stromerzeugung 2013 in Deutschland besitzt. Möchte man CO2-Äquivalente für Deutschland ­berücksichtigen, d. h. die vermiedenen Emissionen bei gleichbleibender Energiemenge am Kraftwerksstandort Deutschland bestimmen, ergäbe sich der CO2-Um­ rechnungsfaktor für Braunkohle: EFCO2,grid,y = 1190 g CO2/kWh = 1,19 t CO2/MWh [13] Am Kraftwerksstandort Deutschland würden demnach Emissionen von ca. 9960 t CO2/Jahr vermieden werden. 6. Zusammenfassung und Fazit Ziel der Arbeit ist es, eine Abschätzung der nutzbaren elektrischen Arbeit einer Fernwasserleitung in Aserbaidschan durchzuführen, deren Energiepotenzial in der bisherigen Planung nicht berücksichtigt wurde. Vor dem Hintergrund 800 der limitierten Datenlage stellen die hydraulischen Berechnungen der Fernwasserleitung bei stationärem Durchfluss die Grundlage zur Auswahl geeigneter Turbinentypen dar. Für die Ermittlung der Anlagenleistung und des Anlagentyps wurde ein Referenz-Szenario zur bestehenden Planung erstellt und die erforderlichen Nettofallhöhen an den geplanten Standorten der Druckbrecher ermittelt. Dabei kamen nur Daten zum Einsatz, welche bereits aus Planungsunterlagen entnommen werden können. Aufgrund der zu erwartenden Durchflussschwankungen wurden die Durchflüsse Q = 150 L/s, Q = 200 L/s, Q = 250 L/s simuliert und ausgewertet. Auf eine Kalibrierung des Modells muss aufgrund fehlender Betriebsdaten verzichtet werden. Die ermittelten Nettofallhöhen sind relativ hoch bei vergleichsweise geringem Durchfluss. Die Wahl des Turbinentyps fällt deshalb an allen drei Standorten auf eine Peltonturbine. Die in den Planungsunterlagen erwarteten Durchflussschwankungen können durch den flachen Wirkungsgradverlauf der Peltonturbine sowie die Regulierbarkeit ihrer Düsen gut kompensiert werden. Die Wahl der Peltonturbine wurde inoffiziell durch einen renommierten Turbinenhersteller bestätigt. Basierend auf Erfahrungswerten für die Wirkungsgrade der Turbinen und Generatoren sowie Annahmen für die Wirkungsgrade des Umspannwerks und der Eigenversorgung generiert die Anlage bei einem Durchfluss Q = 200 L/s eine Nettogesamtleistung von ca. 1 MW. Um einen Beitrag zur CO2-Minderung und damit zur Verringerung der allgemeinen Klimaänderungen zu leisten, wurde die Höhe der vermiedenen CO2-Emissionen infolge der Nutzung der Wasserkraft bestimmt. Die vermiedenen Emissionen be­ tragen am Standort Aserbaidschan ca. 3500 t CO2/Jahr. Zurückzuführen ist dieser relativ geringe Wert auf den CO2-Emissionsfaktor von Erdgas in Aserbaidschan. Würde eine solche Anlage in Deutschland betrieben und bspw. der Energieträger Braunkohle substituiert werden, würden die vermiedenen Emissionen mit fast 10 000 t CO2/Jahr deutlich höher ausfallen. Aufgrund des Planungsstadiums fehlen die für eine fundierte Turbinenauslegung unerlässliche Durchflussganglinie und Durchflussdauerlinie sowie ein Abgleich der Simulationswerte mit den tatsächlichen Druckmesswerten. Die Durchflussganglinie wird durch Messungen erstellt und entspricht der tatsächlich zur energetischen Nutzung zur Verfügung stehenden Wassermenge. Erst bei genauer Kenntnis ihres Verlaufs lässt sich die optimale hydraulische Ausrüstung für einen spezifischen Standort bestimmen, da sich durch den schwankenden Durchfluss Änderungen der Nettofallhöhe und des Wirkungsgrades der Turbinen einstellen. Dies hat einen direkten Einfluss auf die Gesamtleistung und damit die Wirtschaftlichkeit der Anlage. Weiter ist die Wirtschaftlichkeit einer Anlage direkt von den rechtlichen Rahmenbedingungen am Standort abhängig. Nur durch garantierte Vergütungssätze besteht eine Planungssicherheit für ­Inves­toren und die Gewährleistung eines wirtschaftlichen Betriebs. Auf diesem Gebiet herrscht jedoch in vielen gwf-Wasser | Abwasser 7-8/2015 Trinkwasserversorgung Schwellen- und Entwicklungsländern erhebliches Entwicklungspotenzial. Oft sind allgemeine Informationen schwer zugänglich und es existieren keine speziellen Gesetze für erneuerbare Energien. Ein staatliches Monopol im Wasserbereich wie in Aser­baidschan macht es außerdem für ­private Betreiber schwierig, eine Anlage wirtschaftlich zu betreiben. Dies wurde durch eine Wirtschaftlichkeitsuntersuchung durch Berechnung des internen Zinsfußes sowie der ­dynamischen Strom­gestehungskosten bestätigt [17]. Abschließend ist anzumerken, dass eine Abschätzung des Wasserkraftpotenzials bei limitierter Datenlage möglich und eine Umsetzung des Einbaus von Turbinen anstelle der jetzt geplanten Druckbrecher technisch und ökonomisch sinnvoll ist. Die Implementierung des Vorhabens würde sowohl einen Beitrag zur nachhaltigen Stromversorgung Aserbaidschans liefern als auch die Absichten des Landes verdeutlichen, sich den Herausforderungen des Klima­wandels stellen zu wollen. Danksagung Die Autoren bedanken sich bei Dornier-Schneider Consulting sowie der KfW-Entwicklungsbank für die aktive Unterstützung und Datenbereitstellung für dieses Projekt. Des Weiteren möchten wir uns beim Ingenieurbüro Fischer-Uhrig für die Bereitstellung einer Lizenz der Simulationssoftware STANET für das Institut IWAR bedanken. Literatur [1] Umweltbundesamt: Effiziente Maßnahmen und Kriterien zur Verbesserung des ökologischen Zustands an Wasserkraftanlagen Wasserkraft als erneuerbare Energie. Schlussbericht – Teilprojekt 2. Aktualisierung des Wissensstandes in Bezug auf wasserrechtliche Regelungen und umgesetzte Maßnahmen an Wasserkraft­ anlagen, Kurzfassung. 2012, S. 3–4. [11] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit: Thema Klima-Energie, Internationale Klimapolitik, Stand Dezember 2012. Im WWW abrufbar unter URL: http://www.bmu. de/­themen/klima-energie/klimaschutz/internationale-klimapolitik/glossar/#clean [22.4.14, 16:42 UTC]. [12] United Nations Framework Convention on Climate Change: Approved Small Scale Methodologies, Grid connected renewable electricity generation – Version 17.0, Ref AMS-I.D. Im WWW abrufbar unter URL: http://cdm.unfccc.int/filestorage/V/9/L/V9LRSXKP24Q7YT6HZDUBO3C0ING8AJ.1/EB61_repan17_Revision_AMS-I.D_ver17.pdf?t= dEx8bjJhMHhofDARAVUstZACe1CMvmxXDb8M [10.03.14, 15:46 UTC]. [13] Wagner, H.-J., Koch, M., Burkhart, J. et al.: CO2-Emissionen der Stromversorgung, 2007. Im WWW abrufbar unter URL: http:// www.vdi.de/fileadmin/vdi_de/redakteur_dateien/geu_dateien/ FB4-Internetseiten/CO2-Emissionen%20der%20Stromerzeugung_01.pdf [11.03.2014, 15:29 UTC]. [14] International Energy Agency: Statistics Electricity. Electricity/ Heat Data for Azerbaijan. Im WWW abrufbar unter URL: http:// www.iea.org/statistics/statisticssearch/report/?year=2012&cou ntry=AZERBAIJAN&product=ElectricityandHeat [14.05.15, 15:00 UTC]. [15] Wolf, T.: KfW-Bank: Umwelt- und Klimaanlage. Nicht publiziertes Dokument, Frankfurt, 2010. [16] BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V.: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern 2013, Online im WWW unter URL: http://bdew.de/internet.nsf/id/2F3534CF6E1 386E6C1257A41004112D3 [11.03.14, 14:12 UTC]. [17] Mosbach, J.: Technische und wirtschaftliche Untersuchung einer Fernwasserleitung in Ganja (Aserbaidschan) – Numerische Simulation zur Energiegewinnung, 2013. Im WWW abrufbar unter URL: http://tuprints.ulb.tu-darmstadt.de/view/person/ Mosbach=3AJulian=3A=3A.html [19.05.2015, 08:39 UTC]. 015 ht: 20.03.2 Eingereic r: 06.06.2015 Korrektu tachtet en begu iew-Verfahr Im Peer-Rev [2] Ingenieur- und Architekturbüro Mimko (Istanbul) / Ingenieurbüro Texnomost (Baku): Open program municipal infrastructure II Water Supply and wastwater in Ganja. General Design Report (nicht pub­ liziertes, internes Dokument des Projektkunden Azersu). Baku, 2012. [3] Ingenieurbüro Fischer-Uhrig: Benutzerhandbuch STANET Netzberechnung 9.0.36. Letzte Aktualisierung: 11.06.2013, Berlin. Autoren [4] DVGW-Arbeitsblatt GW 303-1: Berechnung von Gas- und Wasserrohrnetzen – Teil 1: Hydraulische Grundlagen, Netzmodellisierung und Berechnung, 2006. Julian Mosbach [5] Einheiten-Umrechner: im WWW abrufbar unter: www.einheitenumrechnen.de/einheiten-rechner.php?typ=druck [14.04.14, 18:20 UTC]. [6] Mosonyi, E., Giesecke, J. und Heimerl, S.: Wasserkraftanlagen – Planung, Bau und Betrieb. 5. aktualisierte und erweiterte Auflage, Springer Verlag, Berlin und Heidelberg, 2009. [7] Andritz Hydro GmbH: Compact Hydro, im WWW abrufbar unter URL: http://grz.g.andritz.com/c/com2011/00/01/24/12416/1/1/0/174808241/hy-compact-hydro-en.pdf [15.04.14, 10:27 UTC]. [8] Zanke, U. et al.: Skript Wasserbau der Technischen Universität Darmstadt, Fachgebiet Wasserbau. Überarbeitete Neuauflage von Kubetzek, Tobias (2010/2011), Darmstadt, 2001. [9] Lehmann, B.: mündliche Auskunft des Professors, mitgeteilt von e.on, Darmstadt, 2014. [10] Gabler Verlag (Hrsg.): Gabler Wirtschaftslexikon. Stichwort: Joint Implementation. Im WWW abrufbar unter URL: http://wirtschaftslexikon.gabler.de/Archiv/9445/joint-implementation-v8. html [22.4.14, 16:37 UTC]. gwf-Wasser | Abwasser 7-8/2015 FACHBERICHTE Dr. habil. Subhendu Bikash Hazra Univ. Prof. Dipl.-Ing. Dr. nat. techn. Wilhelm Urban ­(Korrespondenzautor) [email protected] | Technische Universität Darmstadt | Institut IWAR | Franziska-Braun-Straße 7 | D-64287 Darmstadt 801