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Thesis (M.S.)--Humboldt State University, 2008. / Includes bibliographical references (leaves 114-118). Also available via Humboldt Digital Scholar.

Organic Rankine Cycle (ORC) heat engines convert low-grade heat to other forms of energy such as electrical and mechanical energy. They achieve this by vaporizing and expanding the organic fluid at high pressure, turning the turbine which can be employed to run an alternator or any other mechanism as desired. Conventional Rankine Cycles operate with steam at temperatures above 400 ℃. The broad aspect of the research focussed on the generation of electricity to cater for household needs. Solar energy would be used to heat air which would in turn heat rocks in an insulated vessel. This would act as an energy storage in form of heat from which a heat transfer fluid would collect heat to supply the ORC heat engine for the generation of electricity. The objective of the research was to optimize power output of the ORC heat engine operating at temperatures between 25℃ at the condenser and 90 to 150℃ at the heat source. This was achieved by analysis of thermal energy, mechanical power, electrical power and physical parameters in connection with flow rate of working fluid and heat transfer fluids.

The technology of cogeneration is reviewed through an examination of the prime movers most commonly used for this purpose in industrial and commercial facilities. The systems characteristics which are of particular importance to the congeneration application are emphasized along with the advantages and limitations of each. A comparative examination of the methods selected for use in the evaluation of profitability in cogeneration systems is presented. The examination focuses on the interpretation of the projections made by each method and their implications for the decision to adopt cogeneration. A computer simulation model is utilized to perform a sensitivity study in order to identify the key variables determining economic viability of cogeneration. Employing a gas turbine system as a representative installation, the variables used in the sensitivity study are presented along with the justification for the assignment of the baseline and study range values. A simplified method for analyzing the profitability of cogeneration systems is developed. The technique is specifically tailored to gas turbine based cogeneration which is the technology most commonly proposed for moderate size facilities. The significance of the incremental energy consumption factor as a determinant of profitability is investigated. The application of the simplified method for comparative studies of different gas turbine systems is described and the results compared to projections made by the simulation model. Finally, the simplified method is utilized to examine the implications of regional fuel price differences and the implications of natural gas price deregulation on the profitability of gas turbine cogeneration.

The installation of variable renewable energy sources has rapidly increased during the last decade in several countries. It is likely that it will also increase in Sweden. Such a development could lead to periods of very high power production. In order to keep the stability of the electric grid, curtailment is the most common feed-in management method. This study examines how Power-to-Heat can utilize this surplus power in Swedish district heating systems instead of using curtailments and thereby facilitate the development of installed variable renewable energy sources. During this study a model was developed in MatLab where the capacity utilization was simulated for Power-to-Heat. The study indicates that the capacity utilization varies from 1,1–4,2 TWh electricity. In this scenario a share of the base load is substituted with new installed wind and solar power; 50 TWh respectively 10 TWh. The parameter that showed greatest sensitivity for the analysis were how the net power profile was simulated.

Durch den Ausbau insbesondere wetterabhängiger erneuerbarer Energien steigen zukünftig die Anforderungen an die Bereitstellung von Flexibilität im Stromsektor. Wärmespeicher und Power-to-Heat-Anlagen in der Fernwärmeversorgung können einen großen Beitrag zur Bereitstellung von Flexibilität an der Schnittstelle von Strom- und Wärmesektor liefern. Die vorliegende Arbeit untersucht vor dem Hintergrund von unterschiedlichen regulatorischen Rahmenbedingungen, an welchen Märkten der Einsatz der Power-to-Heat-Anlagen aus Systemsicht den größten Mehrwert zur Integration von erneuerbaren Energien liefern kann. Mithilfe des Strommarktmodells MICOES-Europe wird der stündliche Kraftwerkseinsatz aller europäischen Kraftwerke vor dem Hintergrund des Ausbaus der erneuerbaren Energien untersucht. Ziel der gemischt-ganzzahligen Optimierung, die insbesondere techno-ökonomische Charakteristika thermischer Kraftwerke berücksichtigt, ist die kostenminimale Deckung des Strombedarfs im Großhandelsmarkt bei gleichzeitiger Erfüllung der Leistungsvorhaltung für Regelenergie. In Deutschland werden die größten Fernwärmenetze mit ihren zugehörigen Erzeugungsanlagen (Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen, Heizwerke, Wärmespeicher) abgebildet und stündlich die optimale Deckung des Wärmebedarfs berechnet. In einem Szenario für das Jahr 2025 wird die Verfügbarkeit von 1.000 MW an Elektrokesseln in großen deutschen Fernwärmenetzen angenommen. Hierbei wird deren Einsatz nur am Spotmarkt oder nur für negative Sekundärregelleistung dem Fall gegenübergestellt, dass die Anlagen auf beiden Märkten agieren und sich situationsabhängig zwischen ihnen entscheiden können. Es werden dabei die Fälle verglichen, bei denen Elektrokessel entweder Abgaben auf den Stromverbrauch zahlen oder keine zusätzlichen Abgaben tragen müssen. Der Einsatz der Elektrokessel in Verbindung mit Wärmespeichern in der Fernwärmeversorgung kann den Einsatz der KWK-Anlagen so flexibilisieren, dass sich deren Stromerzeugung stärker an die Einspeisesituation der erneuerbaren Energien anpassen kann. Auf diese Weise kann in allen betrachteten Szenarien die marktbedingte Abregelung von erneuerbaren Energien verringert werden. Dabei sinken die CO2-Emissionen der Strom- und Wärmeversorgung ebenfalls in allen Szenarien. Die größten Reduktionen sowohl bei CO2-Emissionen als auch bei den variablen Kosten der Strom- und Wärmeerzeugung werden dabei in den Szenarien mit Teilnahme der Elektrokessel am Regelleistungsmarkt erreicht. Stellen Elektrokessel negative Sekundärregelleistung bereit, kann hierdurch die Must-run-Erzeugung thermischer Kraftwerke in Stunden mit hoher Einspeisung von erneuerbaren Energien deutlich gesenkt werden. Hierdurch ergibt sich ein großer Hebel für die Integration von Strom aus erneuerbaren Energien. / The requirements for the provision of flexibility in the power sector will increase in the future due to the expansion of the usage of weather-dependent renewable energy sources. Heat storage and power-to-heat-plants (electric boilers) in the district heating supply can provide flexibility at the interface of the power and heat sector. At the moment the use of power-to-heat plants is only cost-effective on the control power market due to the current regulation. High charges for the direct use of electricity impede a use on the spot market. The present work examines from a system perspective on which market the use of electric boilers can provide the largest benefits for the integration of renewable energies considering different regu-latory frameworks. The year 2025 is considered where Germany aims to reach a share of 40 to 45 % renewable energy generation in the gross power consumption. For this purpose the hourly power plant dispatch of all European power plants is examined using the electricity market model MICOES-Europe. The model describes the wholesale electricity market and the control power market (secondary and tertiary reserve). The aim of the mixed-integer optimization is the calculation of the cost-minimal coverage of the electricity demand in the wholesale market while at the same time fulfilling the provision of control power. The optimization takes into account in particular the techno-economic characteristics of thermal power plants. In Germany, the largest district heating grids with their associated generation plants (combined heat and power plants, fossil-fuel and electric boilers, heat storage) are modelled and the optimal coverage of the heat demand is calculated for every hour. With the assumed payment of high electricity charges the use of electric boilers on the spot market is no business case in 2025. The situation changes in the scenario without electricity charges. Here, electric boilers reach between 1,050 and 2,140 full load hours. If the electric boilers provide negative secondary control power, the must-run generation of thermal power plants in hours with a high feed-in of renewable energies can be reduced significantly. This results in a large lever for the integration of renewable energies. Electric boilers reach up to 1,800 full load hours by providing control energy, if they provide control power all year round and without payment of electricity charges. The use of the electric boilers in combination with heat storages in the district heating system can make the dispatch of combined heat and power plants more flexible, so that their electricity generation can be better adapted to the feed-in situation of renewable energies. In this way, the market-dependent curtailment of renewable energies can be reduced in all scenarios. The CO2-emissions of the electricity and heat supply can be reduced by this technology in Germany. Furthermore, CO2-emissions in other European countries can be reduced as well due to effects of the power trade. The highest reductions in both CO2-emissions and variable costs of electricity and heat generation are achieved in the scenarios with electric boilers participating in the control power market.

Die Dissertationsschrift untersucht die Interaktion zwischen Strom- und Wärmemarkt mit einem besonderen Fokus auf Wärmepumpen und Wärmenetzen. Vor dem Hintergrund des steigenden Ausbaus erneuerbarer Energien und der langfristigen Klimaziele stellt sich dabei die Frage der Wirkung, welche die Kopplung von Strom- und Wärmemarkt auf die Reduktion der CO2-Emissionen, die Energiesystemkosten und die Integration der erneuerbaren Energien hat. Zur Beantwortung der Forschungsfrage wird das lineare Optimierungsmodell Enertile um zwei Wärmemodule zur Berücksichtigung von Wärmepumpen und Wärmenetzen erweitert. Im Unterschied zu anderen Modellen wird in der Implementierung für diese Arbeit der Ausbau und der Einsatz der erneuerbaren Energien, der KWK und der weiteren fossilen Kraftwerkskapazitäten gleichzeitig optimiert, wodurch eine Analyse der Wechselwirkungen zwischen dem Ausbau erneuerbarer Energien und der Kopplung von Strom- und Wärmemarkt möglich ist. Die in dieser Arbeit vorgenommene modellgestützte Analyse zeigt die große Bedeutung der Interaktion zwischen Strom- und Wärmemarkt. Im Rahmen einer langfristigen Dekarbonisierung der Energieversorgung durch einen verstärkten Ausbau von erneuerbaren Energien ergeben sich sowohl Chancen als auch Herausforderungen für die Interaktion zwischen Strom- und Wärmemarkt. Die Modellierung der Wärmepumpen zeigt für den gesamten Zeitraum ab 2020 deutlich geringere spezifische CO2-Emissionen gegenüber der Wärmeerzeugung in modernen Gasbrennwertkesseln. Die Ergebnisse zeigen auch, dass bivalente Systeme – die kombinierte Nutzung verschiedener Wärmeerzeugungstechnologien wie beispielsweise KWK, Gasheizkessel und Elektroheizkessel – vor dem Hintergrund der Umstrukturierung des Stromsektors eine wichtige Rolle spielen. Langfristig stellt die flexible Wärmebereistellung durch elektrische Heizungstechnologien insbesondere bei hohen Anteilen erneuerbarer Energien eine kostengünstige und CO2-arme Alternative zur fossilen Wärmeerzeugung dar.:1 Einleitung 1 1.1 Ausgangslage 1 1.2 Problemstellung 3 1.3 Zielsetzung und Vorgehen 4 2 Rahmenbedingungen auf dem Strom- und Wärmemarkt in Deutschland 7 2.1 Rahmenbedingungen auf dem Strommarkt 7 2.2 Rahmenbedingungen auf dem Wärmemarkt 12 2.3 Schlussfolgerungen für diese Arbeit 16 3 Modellierung der Interaktionen von Strom- und Wärmemarkt 17 3.1 Stand der Forschung und Anforderungen an das Modell 17 3.2 Modelle zur Untersuchung von Strom- und Wärmemarkt 18 3.3 Stromsystemoptimierung Enertile 21 3.3.1 Eingangsdaten und Ergebnisse 23 3.3.2 Problemformulierung 24 3.4 Modellerweiterung zur Integration des Wärmemarktes 26 3.4.1 Wärmepumpen 26 3.4.2 Wärmenetze 32 4 Unsicherheiten in Energiesystemmodellen 42 4.1 Unsicherheiten im Rahmen dieser Arbeit 42 4.2 Methoden zum Umgang mit Unsicherheiten in Energiesystemmodellen 43 4.3 Szenarienentwicklung und Sensitivitäten 47 5 Definition von Szenarien zur Analyse der Wechselwirkungen zwischen Strom- und Wärmemarkt 50 5.1 Szenarienübersicht 50 5.2 Zentrale Annahmen 51 5.3 Strommarkt 56 5.3.1 Erneuerbare Energien 56 5.3.2 Konventionelle Kraftwerke 57 5.3.3 Stromnachfrage 59 5.4 Wärmenetze 59 5.5 Wärmepumpen 63 5.6 Sensitivitäten 65 5.7 Kritische Reflexion der Annahmen 66 6 Modellgestützte Analyse der Wechselwirkungen zwischen Strom- und Wärmemarkt 68 6.1 Einfluss auf die CO2-Emissionen 69 6.1.1 Strommarkt 69 6.1.2 Wärmepumpen 72 6.1.3 Wärmenetze 77 6.2 Entwicklung des Kraftwerksparks und des Erzeugungsmixes 82 6.2.1 Strommarkt 82 6.2.2 Wärmepumpen 95 6.2.3 Wärmenetze 106 6.2.4 Integration erneuerbarer Energien auf dem Strommarkt 128 6.3 Änderung der Systemkosten durch die Kopplung von Strom- und Wärmemarkt 131 6.3.1 Kosten der Stromerzeugung 132 6.3.2 Kosten der Wärmeerzeugung in Wärmepumpen 134 6.3.3 Kosten der Wärmeerzeugung in Wärmenetze 136 6.4 Zusammenfassung der Szenarienanalyse 140 6.4.1 Einfluss der Kopplung von Strom- und Wärmemarkt bei ambitionierten Klimaschutz 140 6.4.2 Einfluss der Kopplung von Strom- und Wärmemarkt bei mäßigem Klimaschutz 141 7 Sensitivitäten 142 7.1 Stabile Brennstoffpreise 142 7.2 Potentiale von erneuerbaren Energien 145 7.3 Isolierte Effekte von Elektroheizkesseln und KWK 148 7.3.1 Keine KWK 148 7.3.2 Keine Elektroheizkessel 150 7.4 Hohe Flexibilität der Wärmepumpen 151 7.5 Zusammenfassung Sensitivitäten 152 8 Zusammenfassung 154 8.1 Motivation und Forschungsfrage 154 8.2 Methodisches Vorgehen 154 8.3 Ergebnisse 155 8.4 Schlussfolgerungen und kritische Reflektion 156 8.4.1 Szenarienanalyse 156 8.4.2 Methodik 157 8.4.3 Ausblick 159

Thesis (M.S.)--Massachusetts Institute of Technology, Dept. of Chemical Engineering, 1981. / MICROFICHE COPY AVAILABLE IN ARCHIVES AND SCIENCE. / Includes bibliographical references. / by Catherine E. Teague. / M.S.

Thesis (M. App. Sc.)--Carleton University, 2005. / Includes bibliographical references. Also available in electronic format on the Internet.

Thesis (M.S.)--Ohio University, June, 1995. / Title from PDF t.p.