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Energetische Einsparpotenziale
in Trinkwasserversorgungsanlagen
am Beispiel der Wasserversorgung der
Gemeinde Aschau im Chiemgau
Bachelorarbeit 2
Zur Erlangung des akademischen Grades
„Bachelor of Science in Engineering“
Studiengang:
“Umwelt- Verfahrens- und Energietechnik”
Management Center Innsbruck
Betreuer:
Dipl.- Ing. Christian Eberl
MCI- Gutachter:
Ing. Dr. Aldo Giovannini
Verfasser:
Simon Frank
# 0910494033
I
Eidesstattliche Erklärung
„Ich erkläre hiermit an Eides statt, dass ich die vorliegende Bachelorarbeit selbständig angefertigt
habe. Die aus fremden Quellen direkt oder indirekt übernommenen Gedanken sind als solche
kenntlich gemacht.
Die Arbeit wurde bisher weder in gleicher noch in ähnlicher Form einer anderen Prüfungsbehörde
vorgelegt und auch noch nicht veröffentlicht.“
Aschau im Chiemgau, 23.05.2012
----------------------------------------
Simon Frank
II
Danksagung
Diese Bachelorarbeit wurde als Abschluss- Dokument eines sechssemestrigen berufsbegleitenden
Studiums im Studiengang „Umwelt- Verfahrens- und Energietechnik“ am Management Center
Innsbruck (MCI) erarbeitet.
Ich möchte mich bei der Bereichsleitung, Herrn Ing. Dr. Aldo Giovannini für die Genehmigung des
Themas, bei meinem Betreuer, Herrn Dipl.-Ing. Christian Eberl, sowie bei allen verantwortlichen
Beteiligten am MCI für die freundliche Unterstützung bedanken.
Weiterhin bedanke ich mich recht herzlich bei Herrn Werner Weyerer, 1. Bürgermeister der
Gemeinde Aschau im Chiemgau, für die Genehmigung dieser Arbeit, dessen Überlassung der
technischen Wasserwerksdaten, sowie diverser Auskünfte durch die Gemeindeverwaltung.
Für die Einsichtnahme der hydrogeologischen Kartenwerken bedanke ich mich herzlich bei Herrn
Dr. Roch und bei Herrn Brandner vom staatlichen Wasserwirtschaftsamt Rosenheim und bei Herrn
Pohl und Herrn Ortlieb von der Firma KSB München für die Zusendung der erforderlichen
Pumpenkennlinien.
Zur Durchführung diverser Versuche und Anlagen- Messungen standen mir dankenswerter Weise
Herr Schneikart, Herr Graf und Herr Singhartinger zur Seite.
Ein besonders herzliches Vergelt´s Gott meinen Arbeitskollegen, die mir für die benötigten
Abwesenheitszeiten und Lernphasen stets den Rücken freihielten, und mir dadurch ein
berufsbegleitendes Studium überhaupt ermöglichten, sowie allen beteiligten Korrekturlesern.
Zu guter Letzt möchte ich die Gelegenheit nutzen, um meiner Familie, vor allem aber meiner Frau
meine schwer zu formulierende Dankbarkeit auszusprechen. Eine dreijährige Weiterbildung zu
organisieren ist die eine Seite. Die andere ist es, zu akzeptieren, dass der Ehepartner und Vater
zweier Kinder zwischen Fahrzeiten, Übernachtungsorganisation, Lernphasen, Laborberichten,
Prüfungsdruck und zudem höchster Verantwortung von beruflicher Seite ausgesetzt, und dadurch
oft schwer zugänglich ist. Liebe Janina, vielen herzlichen Dank für Deine selbstlose Unterstützung!
III
Kurzfassung
Der kontinuierliche Anstieg des globalen Energiebedarfs erfordert einerseits stetige
Neuerschließungen von Ressourcen, andererseits eine praxisnahe, effiziente Entwicklung zum
Einsatz alternativer Energieträger. Im 21. Jahrhundert, dem „Jahrhundert der Energie“, werden
nicht nur intensive Untersuchungen neuer Versorgungskonzepte, sondern auch ein
wirkungsgradoptimierter Einsatz von bestehenden Prozessen, sowie die Reduktion von
Schadstoffemissionen, speziell im Bereich industrieller und öffentlicher Anlagen, angestrebt. Aber
auch viele kleine bis mittelgroße Verbraucher, die meist relativ geringe Wirkungsgrade aufweisen,
belasten oft unnötig die vorhandenen Kraftwerkskapazitäten. Dieser Tatsache sollten daher
gerade öffentliche bzw. kommunale Betriebe durch entsprechend politischem Rückhalt mit gutem
Beispiel entgegenwirken. Hier sind insbesondere Gas-, Strom-, Fernwärme-,
Wasserversorgungsunternehmen und Abwasseraufbereitungsanlagen, die überwiegend von
öffentlichen Institutionen wie Städten, Gemeinden, Verbänden und Vereinen getragen werden,
gefordert.
Diese Bachelorarbeit befasst sich mit energetischen Einsparmöglichkeiten in
Trinkwasserversorgungsanlagen. Die beispielhaften Untersuchungen erfolgen an der kommunalen
Wasserversorgungsanlage der 6.500-Einwohner-Gemeinde Aschau im Chiemgau/ Bayern, welche
die Gruppe der kleinen bis mittelgroßen Versorgungsbetriebe repräsentieren soll.
Die Untersuchungen basieren auf Bestandsaufnahme und Zusammenführung benötigter Daten
zur anschließenden Berechnung, Bearbeitung und Beurteilung der Hauptkomponenten in den
Bereichen Wassergewinnung, Förderung, Speicherung und Verteilung. Unter anderem wurden
Pumpenaggregate hinsichtlich ihres Betriebspunktes, aktueller Förderströme und deren
Schaltzyklen überprüft. Ein Überblick über die Verteilung des Energiebedarfs, dessen Vergleich
mit theoretischen Berechnungswerten und die Betrachtung des Strombedarfs durch
Rohrnetzverluste ist ebenso Bestandteil dieser Arbeit. Abrundend wurde das Versorgungskonzept
ganzheitlich betrachtet und eine Umkehr der Versorgungsrichtung unter Einsatz von
Trinkwasserturbinen angenommen und energetisch analysiert. Die Ergebnisse veranschaulichen
auch überregional vergleichbaren Versorgungsbetrieben, dass mit kleinen Eingriffen bereits
wesentliche Einsparungen im Bereich des elektrischen Energiebedarfs realisierbar sind.
IV
Abstract
The continuous rising of the global energy demand requires a constant improvement of resources
on the one hand and a practicable efficient development of alternating energy systems on the
other.
In the 21th century, the so-called „century of energy“, the energy supply concept is intensively
looked at again, in order to perhaps find new means to guarantee the energy supply in future.
Also existing processes are optimized to an acceptable standard and alternate systems are
thought about. Furthermore, the reduction of pollutant emissions, particularly in industrial and
public facilities is sought after. Many small and medium sized energy consumers which often have
minimal levels of efficiency are unnecessarily straining the existing power plants capacities. This
fact alone should persuade public/municipal enterprises, with the needed political backing, to set
a positive example for others. In particular, public institutions such as gas, electricity, district
heating, water supply and sewage treatment plants have to be named in this context.
This bachelor thesis deals with energy saving potentials in potable water supply systems. The
exemplary studies are based on the municipal water supply system of the 6500- resident
community Aschau im Chiemgau/ Bavaria. This is supposed to represent the group of small and
medium sized water supply systems. The investigations are based on inventory and merging of
data needed for subsequent calculations, processing an evaluation of the main components in the
areas of water production, transportation, storage and distribution. Among other things, pump
units were tested regarding their operating points, delivery rates and their operation cycles. An
overview of the energy demand distribution, the comparison thereof based on theoretical
calculations and the consideration of the electricity needed for piping losses are also a part of this
work. Last but not least, the supply concept in its entirety was analyzed with the main focus being
the current energy situation, by reversing the general direction of flow by using drinking water
turbines. The results also illustrate comparable utilities at a supra-regional level, showing that
little changes can have a substantial positive influence regarding the reduction of energy demand.
V
INHALTSVERZEICHNIS
1 Einleitung ......................................................................................................................................... 1
1.1 Motivation ................................................................................................................................. 1
1.2 Zielsetzung ............................................................................................................................... 2
2 Theoretische Grundlagen ................................................................................................................ 2
2.1 Kreiselpumpen .......................................................................................................................... 2
2.2 Pumpenkennlinie ...................................................................................................................... 5
2.3 Anlagenkennlinie ...................................................................................................................... 6
2.4 Betriebspunkt ............................................................................................................................ 7
2.5 Technische Pumparbeit ............................................................................................................ 8
2.6 Ursachen für Veränderungen von Betriebspunkten ................................................................. 9
3 Methodik ........................................................................................................................................ 11
3.1 Zielsetzung ............................................................................................................................. 11
3.2 Recherche .............................................................................................................................. 12
3.3 Ist-Situation ............................................................................................................................. 12
3.4 Vorbereitung Versuche ........................................................................................................... 12
3.5 Versuche und Messungen ...................................................................................................... 13
3.6 Analyse ................................................................................................................................... 13
3.7 Auswertung und Ergebnisse .................................................................................................. 13
4 Anlagen- und Betriebsdaten .......................................................................................................... 14
4.1 Allgemeines ............................................................................................................................ 14
4.2 Beschreibung der Wasserversorgungsanlage Aschau i. Chiemgau ...................................... 15
4.3 Standort .................................................................................................................................. 16
4.4 Überblick Hydraulik................................................................................................................. 17
4.5 Luftbilder der Versorgungsabschnitte..................................................................................... 18
4.6 Bezugshöhen Anlagenkomponenten ..................................................................................... 20
4.7 Hochbehälterbewirtschaftung ................................................................................................. 20
4.8 Wasserbilanz .......................................................................................................................... 21
4.9 Elektrischer Energiebedarf ..................................................................................................... 22
4.9.1 Übertrag aus Stromabrechnungen ................................................................................. 22
4.9.2 Gesamtbezug ................................................................................................................. 23
4.9.3 Untergliederung der Strombezüge ................................................................................. 24
4.10 Spezifischer Energiebedarf .................................................................................................... 25
4.11 Pumpenbetrieb im Hoch- und Niedertarif ............................................................................... 27
4.12 Überblick Pumpenkenndaten ................................................................................................. 33
4.13 Anlagenkennlinien .................................................................................................................. 33
5 Untersuchung energetischer Einsparpotenziale ........................................................................... 39
VI
5.1 Pumparbeit ............................................................................................................................. 39
5.2 Pumpenbetriebspunkte .......................................................................................................... 52
5.3 Minimierung der Förderströme ............................................................................................... 55
5.4 Energiebedarf durch Wasserverluste ..................................................................................... 58
5.5 Umkehr der Versorgungsrichtung .......................................................................................... 62
6 Ergebnisse und Interpretation ....................................................................................................... 69
6.1 Pumparbeit ............................................................................................................................. 69
6.2 Pumpenbetriebspunkte .......................................................................................................... 71
6.3 Minimierung der Förderströme ............................................................................................... 74
6.4 Energiebedarf durch Wasserverluste ..................................................................................... 75
6.5 Umkehr der Versorgungsrichtung .......................................................................................... 77
6.6 Optimierung Behälterbewirtschaftung .................................................................................... 78
7 Zusammenfassung ........................................................................................................................ 80
1
1 EINLEITUNG
1.1 MOTIVATION
Gerade nach Umweltkatastrophen wie der Explosion der Ölbohrplattform „Deepwater Horizon“
im Golf von Mexiko 2010 oder der nuklearen Katastrophe in Fukushima (Japan) im März 2011
diskutieren die Menschen weltweit intensiv über neue Energiequellen, Energiemanagement und
Energieeinsparmaßnahmen. Öffentliche Versorgungseinrichtungen und Anlagenbetreiber sollten
hier mit gutem Beispiel vorangehen und durch Energieeinsparung, effizienterem Energieeinsatz
und schließlich auch mit nachhaltiger Energieerzeugung Verbesserungen herbeiführen. Allein
durch die große Anzahl an kommunalen und verbandsmäßigen
Trinkwasserversorgungsunternehmen schlummert hier großes Potenzial, wobei mit bereits
geringen Verbesserungsmaßnahmen in Summe ein ansehnliches Ergebnis herbeigeführt werden
kann. Die möglichen Einsparpotenziale wirken sich unter anderem in Form von CO2- Einsparungen
nicht nur positiv auf unsere Umwelt aus, sondern führen langfristig auch eine Absenkung der
Energiekosten und damit der Verbrauchsgebühren der Bürger herbei. Die Betrachtung
energetischer Belange in Wasserwerken durch die jeweiligen technischen Führungskräfte spielte
in der Vergangenheit, und auch noch heute, eine eher geringe Rolle. Das Hauptaugenmerk lag und
liegt größtenteils darauf, die Verbraucher zu jeder Tages- und Nachtzeit mit qualitativ
einwandfreiem Trinkwasser zu versorgen, was selbstverständlich nach wie vor das Hauptziel eines
Wasserversorgungsunternehmens bleiben muss. Dokumentations- und Kontrollmaßnahmen,
sowie laufender Betrieb und Instandhaltung führen zur weitgehenden Auslastung des technischen
Personals. Alternden Versorgungssystemen und Anlagenkomponenten stehen bei gleichzeitigem
Wachstum der Versorgungsgebiete aus Kostengründen oft stagnierende oder sogar sinkende
Mitarbeiterzahlen in den kommunalen Ver- und Entsorgungsbetrieben entgegen. Personelle
Unterbesetzung macht sich allerdings rasch durch verstärkt auftretende Störfälle bemerkbar, was
sich wiederum auf die Versorgungssicherheit auswirkt.
Versorgungssicherheit muss allerdings nicht bedeuten, dass unnötige Energie verschwenderisch in
ein System gesteckt wird. Diese Arbeit soll ein Anreiz sein, Versorgungsanlagen ganzheitlich zu
betrachten und Techniken zu hinterfragen, die evtl. bereits seit Jahrzehnten störungsfrei
funktionieren, jedoch aus energiewirtschaftlicher Sicht längst überarbeitet werden sollten.
2
1.2 ZIELSETZUNG
In dieser Bachelorarbeit sollen energetische Einsparpotenziale in Trinkwasserversorgungsanlagen
im allgemein gültigen Sinne, veranschaulicht am Beispiel der Wasserversorgungsanlage der
Gemeinde Aschau im Chiemgau (Bayern), erörtert werden. Sie können in vergleichbaren
Versorgungsbetrieben redundant angewandt bzw. überprüft werden. Dabei erscheint es als
sinnvoll, diejenigen Aspekte herauszuheben, die unmittelbar und kostengünstig realisiert werden
können. Als Ergebnis der Arbeit soll eine kurze Zusammenfassung entstehen, aus der die
Stellschrauben für Energieeinsparungen in bestimmten Bereichen hervorgehen. Die größten
Potenziale werden im Bereich der Pumpenoptimierung, Tag-/ Nachtstromtarifanpassung und der
Abstimmung der Förderströme erwartet. Weiterhin soll eine gesamtkonzeptionelle Betrachtung
vorgenommen, und somit Möglichkeiten zur Wirtschaftlichkeitssteigerung dargestellt werden.
Hierzu erfolgt eine überschlägige Analyse zum Einsatz von Trinkwasserturbinen innerhalb der
vorliegenden Beispielanlage.
2 THEORETISCHE GRUNDLAGEN
2.1 KREISELPUMPEN
Kreiselpumpen sind die Hauptenergieverbraucher in Wasserversorgungsanlagen. Mit der
Wasserentnahme aus Tiefbrunnen, Speisung von Wasserspeicheranlagen oder
Druckhaltesystemen und der Beschickung von Aufbereitungsanlagen tragen Sie einen bzw. den
wesentlichen Anteil zur Versorgungssicherheit einer Anlage bei. Die energetisch günstige
Eigenschaft, dass ein Wassergewinnungsgebiet geodätisch oberhalb eines Versorgungsgebiets
oder deren untergliederter Druckzonen liegt, trifft nur selten zu. Zur Bedienung eines höher
gelegenen Versorgungsgebietes über den darüber gelagerten Hochbehälter kommen in den
meisten Fällen Kreiselpumpen zum Einsatz. Die Wirtschaftlichkeit eines
Wasserversorgungsunternehmens hängt somit vornehmlich von der Auslegung, Wartung,
Instandhaltung und ständiger Optimierung dieser Förderanlagen ab. Querschnittsveränderungen
von Rohrleitungen, Änderung der Oberflächeneigenschaften der Apparate, Kavitationsschäden
am Pumpenlaufrad oder strukturelle Situationsänderungen im Rohrnetzsystem sind nur einige
Beispiele für Einflussfaktoren auf den Wirkungsgrad von Kreiselpumpen. Als Kriterium zur
richtigen Pumpenauswahl muss mitunter der erforderliche Energiebedarf berücksichtigt werden,
da dieser einen wesentlichen Anteil der Lebenszykluskosten darstellt. Oft wird hier bei
Ausschreibungen und Vergleichsangeboten eine divergente Gegenüberstellung der
Anschaffungskosten angesetzt. Eine alleinige Betrachtung der Beschaffungskosten, die nur rund
3
zehn Prozent an den Lebenszykluskosten betragen (Abbildung 1), als Entscheidungshilfe im Zuge
einer Neuanschaffung wir im Laufe der Betriebsjahre evtl. zu sehr hohen Energie- und
Wartungskosten führen:
Abbildung 1: Diagramm allg. Lebenszykluskosten Kreiselpumpen [2]
10%
35%
45%
10%
Anschaffungskosten Instandhaltungskosten Energiekosten sonst. Kosten
4
In Abbildung 2 sind die allgemeinen Wirkungsgradverluste der Einzelkomponenten von
Pumpenaggregaten dargestellt. Der Pumpenteil selbst trägt hier einen Verlustanteil von ca. 10 bis
30 %, wodurch ein großer Handlungsspielraum charakterisiert wird.
Abbildung 2: allg. Verlustanteile Pumpenaggregate [1]
5
2.2 PUMPENKENNLINIE
Pumpen dienen der Übertragung mechanischer Energie auf einen Medien- Förderstrom Q mit
dessen zugehöriger Förderhöhe H. Die Druckdifferenz wird dabei unter Beaufschlagung von
Fliehkraft auf das zu fördernde Medium und anschließender Ausleitung über das Pumpengehäuse
in die Druckleitung erzeugt. Durch die charakteristischen Eigenschaften der vielfältigen
Ausführungen von Pumpenlaufrädern und Varianten der Strömungskanäle im Gehäuse wird eine
Pumpe individuell auf den vorliegenden Anwendungsfall abgestimmt und ausgewählt. Die
Pumpenhersteller stellen hierzu die zugehörige Pumpenkennlinie, auch Q/H- Kennlinie oder
Drosselkurve genannt, zur Verfügung.
Abbildung 3: Beispiel Pumpenkennlinien mit unterschiedlichen Nullförderhöhen
Jede Änderung der Förderhöhe bewirkt eine Verschiebung des Förderstroms und damit auch der
Leistungsaufnahme und umgekehrt. Wie in Abbildung 3 dargestellt, kann eine steile bzw. flache
Pumpenkennlinie vorliegen, welche dem Betreiber im Praxiseinsatz ganz individuelle Vorteile
bieten. Förderhöhe und Förderstrom verhalten sich unmittelbar gekoppelt in konträrer Weise.
Große Förderhöhe – kleine Fördermenge, kleine Förderhöhe – große Fördermenge. Durch
Parallelschaltung zweier Pumpen kann der Förderstrom erhöht, aufgrund höherer Rohr-
Reibungsverluste jedoch nicht verdoppelt werden. Durch Reihenschaltung, auch in Form von
mehrstufigen Pumpen (entspricht auch der Aneinanderreihung von Pumpenlaufrädern), kann eine
Steigerung der Förderhöhe herbeigeführt werden.
6
2.3 ANLAGENKENNLINIE
Wird ein Rohrleitungssystem von einem Medium durchströmt, so entstehen in Abhängigkeit der
Mediengeschwindigkeit Reibungsverluste, die wiederum über die Pumpenleistung zugeführt
werden müssen. Sie setzen sich aus der Reibung in der Rohrleitung und den örtlichen Verlusten
(Armaturen, Formstücke, Bauteile etc.) zusammen und bilden unter Berücksichtigung des
geodätischen Höhenunterschiedes Hgeo die Gesamtförderhöhe eines Systems. Zur Auslegung und
Neubeschaffung eines Pumpenaggregates ist es unerlässlich, die Kennlinie der Anlage, in der die
Pumpe eingesetzt werden soll, vorzuhalten.
Abbildung 4: Beispiel Anlagenkennlinie
Bei Nullförderung (Q=0 m³/s) lastet auf dem System ausschließlich die Wassersäule der
geodätischen Höhendifferenz. Die Druckmessung erfolgt dabei am druckseitigen
Pumpenanschlussstutzen. Wie in Abbildung 4 ersichtlich, müssen mit Zunahme des Förderstroms
die steigenden Reibungsverluste nach folgender Formel berücksichtigt werden:
(Glg.1)
(Glg.2)
Bei der Berechnung von bestehenden Rohrleitungssystemen kommt es hierbei zu der
Problematik, dass Armaturenverlustbeiwerte und Rohrreibungswiderstandsbeiwert
7
ausschließlich auf Annahmen basieren. Herstellerangaben, wenn überhaupt verfügbar, können
aufgrund starker Abweichungen zum Auslieferungszustand kaum herangezogen werden. Abrasion
an der Rohrinnenwand aber auch Anlagerung von Rostpartikeln, Calcit und Sedimenten können
die Oberflächenstruktur und damit den tatsächlichen Widerstandsbeiwert stark verändern.
2.4 BETRIEBSPUNKT
Der Betriebspunkt stellt den Betriebszustand dar, an dem sich die Pumpenkennlinie und die
Anlagenkennlinie bei Überlagerung in einem Q/H- Diagramm schneiden. Im optimalen
Auslegungsfall entspricht der Betriebspunkt dem Bestpunkt oder Auslegungspunkt des
Pumpenaggregates, also dem Punkt mit dem maximal möglichen Wirkungsgrad der Pumpe. Der
Betrieb oberhalb dieses Bestpunktes wird als Überlast-Bereich, der untere Bereich dessen als
Teillastbereich bezeichnet. Im Zuge dieser Bachelorarbeit werden die bestehenden
Pumpenaggregate auf Ihren Betriebspunkt hin überprüft und evtl. zu ergreifende Maßnahmen zur
Optimierung und Anpassung erarbeitet.
In der Darstellung Abbildung 5 sind beispielhaft die Kennlinien zweier verschiedener Pumpen mit
deren spezifischen Betriebspunkten auf einer identischen Anlagenkennlinie ersichtlich. Die Lage
des Betriebspunktes kann hier nur auf der Anlagenkennlinie variieren.
Abbildung 5: Beispiel Betriebspunkte
8
2.5 TECHNISCHE PUMPARBEIT
Betrachtet man den Energiegehalt eines Kubikmeters Wasser in kWh/m³, so kann dieser an jeder
Stelle des Anlagen- bzw. Rohrnetzsystems errechnet werden. Hierdurch wird dargestellt, wie viel
elektrische Energie je Kubikmeter Wasser zugeführt wurde, um dieses zu fördern.
Die Berechnung dieses Energieinhaltes erfolgt mithilfe der Bernoulligleichung:
(Glg.3)
Abbildung 6: Energielinie und Drucklinie f. Druckrohrleitung [3]
Die Geschwindigkeiten können vernachlässigt werden, wodurch dieser Term entfällt. Zur
Ermittlung der aufzuwendenden elektrischen Leistung wird nachfolgende Formel angewandt:
(Glg.4)
Der Leistungsbedarf ist mit
(Glg.5)
proportional abhängig vom Volumenstrom.
9
Unter Bezugnahme auf Gleichung 4 wird im Zuge dieser wissenschaftlichen Arbeit jeder
abschnittsbezogene Förderstrom rechnerisch auf ein Minimum reduziert, um dadurch die
entstehenden Reibungsverluste zu senken.
Für die Berechnung der theoretischen Pumparbeiten wird nachfolgende Formel verwendet:
(Glg.6)
2.6 URSACHEN FÜR VERÄNDERUNGEN VON BETRIEBSPUNKTEN
Im Verlauf der täglichen Betriebsanforderungen und zeitlicher Veränderungen des technischen
Anlagenzustandes können durch nachfolgende beispielhafte Gründe geringe bis massive
Verschiebungen des Betriebspunktes auftreten:
zeitliche Veränderung der Spaltspiele zwischen Laufrad und Gehäusekörper z. B. durch
zeitweiliges Berühren, Erosionskorrosion infolge möglicher Abrasion (Feststoffpartikel im
Fluid) [3]
Querschnittsänderungen in Rohrleitungen (z.B. durch Inkrustierung; Abrasion)
Veränderungen der Struktur der Rohrinnenwände (Rauhigkeit; Brüchigkeit,
Beschichtungsschwund)
Pumpenschäden (Kavitationsschäden am Laufrad, Leitapparat etc.)
Strukturelle Netzveränderung
Veränderung der Versorgungssituation
Erneuerungen oder Sanierungen von Rohrleitungsabschnitten
vormalige Sicherheits- Überdimensionierung mit Folge von ständigem Betrieb im
Teillastbereich
Durch die Verschiebung des Betriebspunktes sind nicht selten schwerwiegende
Verschlechterungen des Wirkungsgrades die Folge. Das in Abbildung 7 dargestellte Beispiel einer
charakteristischen Pumpenkennlinie zeigt hier einen reduzierten Förderstrom von vormals 9 l/s
auf derzeit 6 l/s, was eine Wirkungsgradreduzierung von ca. 74 % auf ca. 64 % zur Folge hat.
10
Abbildung 7: Beispiel Wirkungsgradverschiebung
Bei der Instandsetzung oder Erneuerung von Pumpenaggregaten ist die Auswahl und
Dimensionierung derer den aktuellen hydraulischen Umständen anzupassen. Die z.T.
angewandten Sicherheitszuschläge sind zu überprüfen, um dauerhafte Einbußen im
Wirkungsgradbereich vermeiden zu können.
11
3 METHODIK
3.1 ZIELSETZUNG
Innerhalb dieser Bachelorarbeit werden folgende Ziele verfolgt:
Feststellung des spezifischen und des gesamten Energiebedarfs der jeweiligen
Anlagenabschnitte
Energetische Bewertung durch rechnerischen Vergleich der geleisteten elektrischen
Pumparbeit
Vergleich der theoretischen, mit den aktuell tatsächlich vorliegenden
Pumpenwirkungsgraden
Aufdecken von Bereichen mit erhöhtem Untersuchungs- und Handlungsbedarf bzgl. des
Energieverbrauchs
Untersuchung möglicher energetischer Einsparpotenziale
Nennung beispielhafter Vorschläge zur Umsetzung von Optimierungsmaßnahmen
Überprüfung, ob Zweckerfüllung der Wasserversorgung auch mit weniger Energieinput
möglich ist
Darstellung und kurze Erläuterung redundanter Versorgungsmethoden (z.B. Turbinierung/
Umstellung Gewinnung)
Alle innerhalb dieser Arbeit verwendeten Daten bzgl. des durchschnittlichen Energiebedarfs und
der gemittelten Fördermengen beziehen sich auf den Zeitraum 2005 bis einschließlich 2010. Die
Werte werden aus einzelnen Energie- Abrechnungen in überschaubare Ansichten, siehe Tabelle 31
und
Tabelle 32 im Anhang, eingepflegt und für die Berechnungen herangezogen
Vernachlässigung einiger Kriterien:
Kleine Stromverbraucher wie Luftentfeuchter, Lichtstrom, MSR- Technik werden keiner
Untersuchung unterzogen
Nebenverbraucher wie Verwaltungsräume, Lager, Werkstätten, Fuhrpark etc. werden
nicht berücksichtigt, da hierin keine technischen Anlagen im Sinne des
Wasserwerkbetriebes vorliegen
Kleinere Versorgungszonen, wie Gschwendt, Wasserthal und Attich, die an die
untersuchten Hauptgebiete nicht hydraulisch angebunden sind, werden aufgrund der
geringen Fördermengen und dem aktuellen Stand der Technik (Baujahre um 2000) nicht
in die Überprüfungen integriert
12
3.2 RECHERCHE
Einholung von fehlenden Pumpendatenblättern beim Hersteller
Aufnahme relevanter Anlagendaten aus dem Archiv des Wasserwerkes Aschau in
Tabellenwerken und Übersichten
Anfrage der Leitungs- und Armaturendaten bzgl. deren Rohrreibungszahlen und
Widerstandsbeiwerten bei den Lieferanten und Herstellern
Auskünfte beim Energienetzbetreiber E-on Bayern zu den Lieferkonditionen,
insbesondere den Charakteren bei der Tag- und Nachtstromschaltung
Hydrogeologische Auskünfte über die Verhältnisse am Spitzstein (Sachrang/ Erl) beim
zuständigen Wasserwirtschaftsamt Rosenheim einholen
Allgemeine Information über die Entstehungsgeschichte der Wasserversorgung in Aschau
Betrachtung struktureller, demographischer und geologischer Aspekte
Bezug der Stromkostenabrechnungen der zu untersuchenden Anlagen
3.3 IST-SITUATION
Die Grenzwerte der Schaltzyklen, die bereits seit dem Erbau der Gesamtanlage auf nächtliche
Befüllungen abgestimmt sind, wurden im Jahre 2003, im Zuge der Inbetriebnahme eines neuen
Prozessleitsystems, von Schütz-Regelungen auf SPS-Steuerung mehr oder weniger übernommen.
Die Instandhaltung der Pumpenanlagen erfolgt nach Ausfallstrategie. Ein Anlagen- Sanierungsplan
existiert bislang nicht.
3.4 VORBEREITUNG VERSUCHE
Montage von fehlenden Manometern zur praktischen Messung der jeweiligen
Anlagenkennlinien
Nächtliche abschnittsweise Notversorgungen während der Aufnahme der
Anlagenkennlinien
Vorbereitung entsprechender Tabellen und Formblätter für die Versuchsreihen
Personelle und strategische Organisation der Versuchsdurchführungen
Bereitstellung der technischen Ausstattung wie Sprechfunkgeräte, Fernauslesung etc.
Funktionsprüfung der nötigen Messwerkzeuge und Instrumente
Bedienung der Frequenzumrichter zur manuellen Förderstromregelung
Teilweise neue Messinstrumente montieren und Messpunkte auf Plausibilität prüfen
Erstellung hydraulischer Übersichten und Darstellungen zur besseren Visualisierung
Tabellarische Aufnahme der geodätischen Höhenlagen
13
Tabellarische Integration der Stromabrechnungen der Jahre 2005 – 2010 zur Herstellung
der besseren Übersichtlichkeit
Bestandsaufnahme der enthaltenen Rohrleitungen und Armaturen in den verschiedenen
Versorgungszonen
3.5 VERSUCHE UND MESSUNGEN
Zusammenfassung und Zusammentragen der Werte in die vorbereiteten Formblätter in
digitaler Form
Erfassen der Anlagenkennlinien mit gestaffelten Förderströmen
Versuchsreihe wird von maximalem Förderstrom zum Nullförderstrom gefahren um
Messwertverfälschungen durch den Anfahrzustand (Pumpenanlauf) zu vermeiden
Datenerfassung erfolgt in Versorgungsrichtung der Anlage, also beginnend mit den
Brunnenanlagen
Zwei Messgehilfen erfassen den jeweils am Manometer konstant anstehenden Netzdruck
und teilen diesen per Sprechfunk für den momentan eingestellten Volumenstrom mit
Rechnerische Überlagerung der Anlagenkennlinie
3.6 ANALYSE
Feststellung der Aufteilung des Energieverbrauches inklusive Darstellung von
Diagrammen und Tabellen
Plausibilitätsüberprüfung der Ergebnisse
Hinterfragung der praktischen Umsetzbarkeit der Überlegungen
3.7 AUSWERTUNG UND ERGEBNISSE
Vergleich der Messergebnisse mit den Berechnungen
Beschreibung von Differenzen und Abweichungen
Wertung und Gewichtung der energiespezifischen Verbräuche
Ursachen erkennen und beschreiben
Ansätze zu Optimierungen schaffen
Interpretation der gewonnenen Erkenntnisse
14
4 ANLAGEN- UND BETRIEBSDATEN
4.1 ALLGEMEINES
Die Gemeinde Aschau im Chiemgau betreibt eine Wasserversorgungsanlage in Form eines
kommunalen Regiebetriebes zur zentralen Versorgung der Einwohner mit Trinkwasser, sowie zur
Sicherung des Löschwasserbedarfs. Wie auch in vielen anderen Versorgungsunternehmen wird in
Aschau Grundwasser von der topographisch tiefsten Lage in die höchste Zone gefördert.
Energetisch betrachtet wäre es wünschenswert, die Wassergewinnungsanlagen oberhalb des
jeweiligen Versorgungsgebietes anzuordnen, um unnötigen Pumpeneinsatz zu vermeiden. Weil
im gebirgigen Quellbereich (z.B. Karstgestein) jedoch oft die nötigen Verweilzeiten des Wassers in
den filternden Bodenpassagen fehlen, wird es den strengen hygienischen Anforderungen nur
selten gerecht. Gerade nach Starkregen treten nicht selten Verunreinigungen und Infiltration von
Oberflächenwasser auf. Bei der Erstellung neuer Versorgungskonzepte wird dem Aspekt der
bestmöglichen Schützbarkeit [4] und der Natürlichkeit des Wassers oberste Priorität zugeordnet,
wie es in der Europäischen Wasserrahmenrichtlinie EUWRRL 2000 gefordert wird. Ein weiterer
Grund für den Einsatz von Pumpenaggregaten ist die Anforderung der Versorgung
unterschiedlicher Druckniveaus, was sich besonders in gebirgig- hügeligen Gebieten massiv auf
den Energiebedarf auswirkt.
15
4.2 BESCHREIBUNG DER WASSERVERSORGUNGSANLAGE ASCHAU I. CHIEMGAU
In den Jahren 1964 bis 1975 ersetzte man die vielen kleinen Einzelversorgungssysteme, die
überwiegend aus Quellfassungen gespeist wurden, durch eine zentrale Trink- und
Löschwasserversorgungsanlage. Das geschaffene Unternehmen „Wasserwerk“ stellt einen
Regiebetrieb der Gemeinde Aschau im Chiemgau dar. Die damaligen Baukosten betrugen rund
20 Mio. Deutsche Mark. Im Laufe der folgenden Jahre wurden zahlreiche Erweiterungen und
Gebietserschließungen vorgenommen. 2004 wurde die Anlage mit einem modernen
Fernwirksystem ausgestattet, was einen wesentlichen Fortschritt für den laufenden Betrieb
darstellt. Bezüglich des Energiebedarfs haben sich seit Inbetriebnahme der Anlage, ausgenommen
dem massiven Anstieg des Energiepreises, keine wesentlichen Änderungen ergeben. Die Anzahl
der versorgten Personen innerhalb der Gesamtgemeinde Aschau – Sachrang (geografische Lage
siehe Abbildung 8 und Abbildung 9) ist seit Beginn des Anlagenbetriebes von rd. 3.800 auf derzeit
rd. 6.300 Personen angestiegen. Diese Einwohnersteigerungsrate stehen hingegen jedoch
rückläufige Pro-Kopf-Verbräuche, verursacht durch wassersparende Maßnahmen entgegen [5].
Die theoretischen Gesamtverbräuche für die Folgejahre können somit als relativ konstant
angenommen werden. Das Rohrnetzsystem besteht aus ca. 63 km Hauptleitungen sowie rund
38 km im Bereich der Hausanschlussleitungen. Die Versorgung des Gesamtgebietes erfolgt über
zwei Tiefbrunnen zur Grundwasserentnahme aus quartärem Aquifer sowie insgesamt fünf
Wasserspeicheranlagen. In dieser Arbeit werden ausschließlich die Hochbehälter im Kernbereich
der Anlage mit oben genannten Baujahren betrachtet. Es handelt sich hierbei um die
Hochbehälter Kohlstatt, Schlechtenberg und Mitterleiten, wie in Abbildung 10 dargestellt. Zur
Befüllung der Speicheranlagen wurden durch die bestehenden Pumpwerksanlagen Haindorf,
Kohlstatt, Hainbach und Mitterleiten im Zeitraum 2005 bis 2010 gemäß Tabelle 5 jährlich
durchschnittlich rund 274.000 kWh elektrische Energie bezogen. Der Verbrauch für Beleuchtung,
Luftentfeuchtung, MSR-Technik und anderen kurzfristigen Verbrauchern wird innerhalb dieser
Arbeit vernachlässigt, da die Pumparbeit den Kernanteil des Energieverbrauches in Wasserwerken
darstellt.
16
4.3 STANDORT
Abbildung 8: Überblick Standort Großraum [6]
Abbildung 9: Überblick Standort Region [6]
17
4.4 ÜBERBLICK HYDRAULIK
Abbildung 10: Übersicht Hydraulik- Hauptkomponenten
18
4.5 LUFTBILDER DER VERSORGUNGSABSCHNITTE
Abbildung 11: Rohrleitungstrasse Abschnitt A [5]
Abbildung 12: Rohrleitungstrasse Abschnitt B [5]
19
Abbildung 13: Rohrleitungstrasse Abschnitt C Teil 1[5]
Abbildung 14: Rohrleitungstrasse Abschnitt D [5]
20
4.6 BEZUGSHÖHEN ANLAGENKOMPONENTEN
Tabelle 1: Bezugshöhen mNN
Die Bestandsermittlung in Tabelle 1 erfolgt auf Basis von bestehenden Angaben aus
Anlagenplanungen und fortlaufenden GPS-Einmessungen [5].
4.7 HOCHBEHÄLTERBEWIRTSCHAFTUNG
Zur Ermittlung der aktuellen Behälterbewirtschaftung wird mit Tabelle 2 eine übersichtliche
Darstellung der bauseitigen und programmierten Füllhöhen, spezieller Volumina sowie der Ein- u.
Ausschaltpunkte hergestellt.
Tabelle 2: Behälterbewirtschaftung
21
4.8 WASSERBILANZ
Tabelle 3: Wassereinspeisung u. Verluste 2005 - 2010
Jahr Netzeinspeisung Verkauf Variation Rohrnetzverlust Rohrnetzverlust
[m³] [m³] [%] [m³] [%]
2005 479.023 311.227 167.796 35,0
2006 351.421 308.403 -0,92 % 43.018 12,2
2007 397.193 319.123 3,36 % 78.070 19,7
2008 379.297 313.665 -1,74 % 65.632 17,3
2009 458.443 318.503 1,52 % 139.940 30,5
2010 354.885 329.801 3,43 % 25.084 7,1
Ø 403.377 316.787 86.590 20,3
Schwankungen des Energiebedarfs (siehe Abbildung 16) sind mehrheitlich auf die Variation der
momentan vorherrschenden Rohrnetzverluste zurückzuführen. Die Schwankungen der Kunden-
Verbräuche (Verkauf) hingegen sind nach Tabelle 3 und Abbildung 15 mit Variationen zwischen
0,92 % und 3,43 % als relativ gering einzustufen.
Abbildung 15: Diagramm Wassereinspeisung und Wasserverluste
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
500.000
2005 2006 2007 2008 2009 2010
479.023
351.421
397.193 379.297
458.443
354.885
311.227 308.403 319.123 313.665 318.503 329.801
167.796
43.018
78.070 65.632
139.940
25.084
[m³/a]
Netzeinspeisung [m³] Verkauf [m³] Verlust [m³]
22
In der grafischen Darstellung Abbildung 15 wird deutlich, dass der erhöhte Energiebedarf in den
Jahren 2005 und 2009 nach Abbildung 16 hauptsächlich auf die erhöhten Wasserverluste im
Rohrnetz zurückzuführen ist. Abrupt auftretendem Schadensaufkommen, das mit Hilfe des
Prozessleitsystems unmittelbar zu verifizieren ist, kann aufgrund der aktuellen personellen
Besetzung [5] meist nicht unverzüglich entgegengewirkt werden, was wiederum zu zeitweise sehr
hohen Spitzenverlusten führt [7].
4.9 ELEKTRISCHER ENERGIEBEDARF
4.9.1 ÜBERTRAG AUS STROMABRECHNUNGEN
Zur besseren Übersicht und als Basis weiterer Berechnungen werden die formlosen monatlichen
bzw. halbjährlichen Stromrechnungen der Jahre 2005 bis 2010 tabellarisch aufgenommen. Die
nachfolgende Zusammenfassung basiert auf den Monats- und Jahreswerten aus Tabelle 31 und
Tabelle 32 im Anhang.
Tabelle 4: Bedarfsdaten Strombezug, Betriebsstunden, Wasserbedarf 2005-2010
Hinweis: Die Stromversorgung f. Brunnen und Pumpwerk Kohlstatt erfolgt über einen Anschluss
am Brunnen I. Der gemessene Strombedarf für die beiden Stationen wird anhand der
Fördermengen anteilig zugeordnet, da hierfür kein Stromzwischenzähler existiert. Abweichende
Förderbedingungen in Bezug auf unterschiedlicher Förderhöhen und –mengen werden für diese
Überschlagsrechnung vernachlässigt.
23
4.9.2 GESAMTBEZUG
Abbildung 16: Diagramm Verlauf Jahresenergiebedarf Gesamtanlage [5]
Die Verbrauchswerte basieren auf der Bedarfsaufstellung aus Tabelle 4. Ein auffällig hoher
Strombedarf ist hier in den Jahren 2005 und 2009 zu verzeichnen. Dieser ist gemäß Abbildung 15
auf erhöhte Rohrnetzverluste in diesem Zeitraum zurückzuführen.
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
2005 2006 2007 2008 2009 2010
314.843
247.517 264.527 255.614
309.124
253.855
[kWh/a]
24
4.9.3 UNTERGLIEDERUNG DER STROMBEZÜGE
Die Energiebezüge an den Pumpwerken Hainbach und Mitterleiten können direkt aus der
Rechnung des Stromanbieters übernommen werden. Da jedoch an den Anlagen- Stationen
Brunnen und Kohlstatt nur ein gemeinsamer Stromanschluss mit nur einem Stromzähler des
Netzbetreibers besteht, muss zunächst eine Aufteilung des Strombezugs auf die einzelnen
Stationen erfolgen. Aus diesem Anlass werden die Energieanteile über die Fördermengen
prozentual errechnet und mit dem Gesamtenergiebedarf der zwei Stationen multipliziert.
Hier eine beispielhafte Berechnung anhand des Januar 2005 aus Tabelle 31,
Tabelle 32 und dem Übertrag aus Tabelle 4:
; ; ;
(Glg.7)
(Glg.8)
Auf Basis der Energieaufschlüsselung in Tabelle 4 wird in nachfolgender Tabelle 5 der
durchschnittliche elektrische Energiebedarf der jeweiligen Anlagenstationen anhand der
Berechnung der mittleren Verbrauchswerte aus den Jahren 2005 – 2010 durch Anwendung unten
aufgeführter Formeln dargestellt:
(Glg.8)
25
(Glg.9)
Tabelle 5: Durchschnittlicher elektr. Energiebedarf der Anlagenkomponenten 2005 - 2010
[kWh/a]Ø Niedertarif NT-Anteil Hochtarif HT-Anteil Gesamt Ges.- Anteil
Brunnen I&II 112.292 77,1 % 33.262 22,9 % 145.554 53,1 %
PW Kohlstatt 47.059 76,7 % 14.322 23,3 % 61.381 22,4 %
PW Hainbach 44.619 81,8 % 9.951 18,2 % 54.570 19,9 %
PW Mitterleiten* 12.742 12.742 4,6 %
Gesamt 274.247 100,0 %
Es kann ein durchschnittlicher Jahres- Gesamtbedarf von 274.247 kWh ermittelt werden.
4.10 SPEZIFISCHER ENERGIEBEDARF
Um zu ermitteln, in welchem Versorgungsbereich wie viel elektrische Energie in einen Kubikmeter
Wasser gesteckt wird, um diesen in die nächsthöhere Versorgungsebene zu befördern, werden
die Quelldaten aus Tabelle 4 nach folgender Berechnung eingesetzt.
Beispielwerte der Jahresdurchschnitte der Brunnen I & II:
(Glg.10)
Folglich werden im Abschnitt A durchschnittlich 0,342 kWh je Kubikmeter investiert, um diesen zu
verpumpen. Die Werte aller Anlagenbereiche sind in Tabelle 6 dargestellt.
Tabelle 6: Spezifischer Energiebedarf je gefördertem Kubikmeter Wasser
Station AØ AØspez_m³ AØ%
[kWh/a] [m³/a] [kWh/m³] [%]
Brunnen I&II 145.554 425.209 0,342 53 %
PW Kohlstatt 61.381 180.064 0,341 22 %
PW Hainbach 54.570 86.766 0,629 20 %
PW Mitterleiten 12.742 8.077 1,578 5 %
Gesamt 274.247 700.115 0,392 100 %
26
Die Werte in Tabelle 6 und Abbildung 17 enthalten anteilig auch Aufwendungen im Bereich der
MSR- und Luftentfeuchtungstechnik, sowie kurzfristige Verbraucher.
Nachfolgendes Diagramm in Abbildung 17 visualisiert, dass im Bereich der Druckerhöhungsanlage
Pumpwerk Mitterleiten sehr viel spezifische Energie je Kubikmeter Wasser umgesetzt wird:
Abbildung 17: Tatsächlicher spezifischer Energiebedarf der Pumpanlagen inkl. Nebenverbraucher
Mit Anstieg der Höhenlage der einzelnen Versorgungszonen steigt kumulierend auch der
spezifische Energiebedarf [7].
Der Gesamtenergiebedarf der Anlage unterteilt sich hingegen wie folgt:
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
Brunnen I&II PW Kohlstatt PW Hainbach PW Mitterleiten
0,342 0,341
0,629
1,578 [kWh/m³]
27
Abbildung 18: Diagramm Anteile am Gesamtenergieverbrauch
4.11 PUMPENBETRIEB IM HOCH- UND NIEDERTARIF
Die Anteile der Niedertarif- bzw. Hochtarifbezüge am Gesamtstrombezug im Bereich Brunnen und
Pumpwerk Kohlstatt werden wie unten aufgeführt aus Tabelle 31 und Tabelle 32 ermittelt, da hier
aufgrund des gemeinsamen Stromanschlusses keine direkte Zählerauslesung möglich ist. Die
Daten der Pumpwerke Hainbach und Mitterleiten können hingegen direkt aus der Stromrechnung
übernommen werden. Beispielhafte Berechnung der Werte Brunnen und PW Kohlstatt vom
Januar 2005:
; ; ;
;
(Glg.11)
(Glg.12)
53,1 %
22,4 %
19,9 %
4,6 %
Brunnen I&II PW Kohlstatt PW Hainbach PW Mitterleiten
28
Die ermittelten Monatswerte werden in Tabelle 4 integriert und in Tabelle 7 weiterverwendet.
Darin gehen folgende Anteile an Nachtstrom- und Tagstrombezüge hervor:
Tabelle 7: Tag- u. Nachtstromanteile
Elektrischer Energiebedarf der Anlagenkomponenten
[kWh/a]Ø Niedertarif NT-Anteil Hochtarif HT-Anteil Gesamt Gesamtanteil
Brunnen I&II 112.292 77,1 % 33.262 22,9 % 145.554 53,1 %
PW Kohlstatt 47.059 76,7 % 14.322 23,3 % 61.381 22,4 %
PW Hainbach 44.619 81,8 % 9.951 18,2 % 54.570 19,9 %
PW Mitterleiten* 12.742 12.742 4,6 %
Gesamt 274.247 100,0%
Abbildung 19: Diagramm Anteil Strombezug NT/ HT
Der Anteil des Hochtarifbezugs beträgt bei
- Brunnen I u. II mit 33.262 kWh/a rd. 22,9 %
- Pumpwerk Kohlstatt mit 14.322 kWh/a rd. 23,3 %
- Pumpwerk Hainbach mit 9.951 kWh/a rd. 18,2 %
der Gesamt- Stromabnahme.
Das Pumpwerk in Mitterleiten wird aufgrund der Eintarifschaltung nicht gelistet. Es erfolgt keine
Differenzierung zwischen Tag und Nacht, also Hoch- u. Niedertarif durch den Energieversorger.
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
Brunnen I&II PW Kohlstatt PW Hainbach
112.292
47.059 44.619
33.262
14.322 9.951
[kWh/a]
Niedertarif-Strom Hochtarif-Strom
29
Zur optimalen Betriebsweise der stationären Pumpenaggregate wird nachfolgend detailliert
ermittelt, welche Betriebszeiten jeweils im Hoch- bzw. Niedertarifbereich stattfinden. Um
Kraftwerke in Bezug auf deren Tagesspitzen zu entlasten und die Stromabnahme von
Großverbrauchern möglichst in die verbrauchsärmere Nacht zu verlagern, sollten im betrachteten
Beispiel die Hochbehälterfüllungen im Zeitraum der Nachttarifschaltung erfolgen, soweit dies
möglich ist. Aufgrund der günstigeren Energiepreise durch den Netzbetreiber könnten hier auch
wirtschaftliche Einsparungen erzielt werden.
Anbei wird die Analyse der HT/ NT-Anteile zu verbrauchsarmer und verbrauchsreicher Zeit
angeführt.
Tabelle 8: Pumpenbetriebsstunden verbrauchsarmer Zeitraum
Station tBetr.std./Wo tNT_Std./Wo Anteil NT tHT_Std./Wo Anteil HT
[h/Wo] [h/Wo] [%] [h/Wo] [%]
Br I & II 76,0 66,0 86,8 % 10,0 13,2 %
PWKO 94,0 90,0 95,7 % 4,0 4,3 %
PWHB 37,0 21,0 56,8 % 16,0 43,2 %
GesamtØ 69,0 59,0 85,5 % 10,0 14,5 %
Wochenauszug: 7.3. - 13.3.2011
Anteilsermittlung NT- und HT-Bezüge:
(Glg.13)
30
Abbildung 20: Diagramm durchschnittliche Anteile NT/HT zu verbrauchsarmer Zeit
Legt man zugrunde, dass vom Netzanbieter E-on Bayern derzeit folgende Niedertarifzeiten
angeboten werden,
- Montag bis Freitag 22.00 bis 6.00 Uhr 8 h/d
- Samstags 0.00 bis 6.00 Uhr und 13.00 bis 24.00 Uhr 17 h/d
- Sonn- u. Feiertags 0.00 bis 24.00 Uhr 24 h/d,
so erhält man gemäß unten stehender Berechnung eine theoretisch nutzbare
Niedertarifschaltung von 81 Stunden je Durchschnittswoche (Feiertage werden für die
Berechnung vernachlässigt, würden die NT- Schaltzeiten jedoch verlängern):
(Glg.14)
Ermittlung des NT-Anteils am verfügbaren NT-Dargebot:
(Glg.15)
Das Dargebot an NT-Strom wird zu verbrauchsarmer Zeit durchschnittlich zu 72,8 % genutzt.
59,0 Std. 85,5 %
10,0 Std. 14,5 %
Anteil NT Anteil HT
31
Abbildung 21: Diagramm NT-Anteile am Wochendargebot zu verbrauchsarmer Zeit
Tabelle 9: Pumpen-Betriebsstunden verbrauchsreicher Zeitraum
Station tBetr.std./Wo tNT_Std./Wo Anteil NT tHT_Std./Wo Anteil HT
[h/Wo] [h/Wo] [%] [h/Wo] [%]
Br I & II 97,0 61,3 63,1 % 35,8 36,9 %
PWKO 155,0 89,0 57,4 % 66,0 42,6 %
PWHB 44,0 42,3 96,0 % 1,8 4,0 %
GesamtØ 98,7 64,2 65,0 % 34,5 35,0 %
Wochenauszug: 8.8. - 14.8.2011
59,0 Std. 72,8 %
22,0 Std. 27,2 %
NT-Stunden genutzt NT-Stunden ungenutzt
32
Abbildung 22: Diagramm durchschnittliche Anteile NT/HT zu verbrauchsreicher Zeit
Das Dargebot an NT-Strom wird zu verbrauchsarmer Zeit durchschnittlich zu 79,2 % genutzt.
Abbildung 23: Diagramm NT-Anteile am Wochendargebot zu verbrauchsreicher Zeit
Tabelle 10: Pumpen-Betriebszeiten gemittelt
Station tBetr.std./Wo tNT_Std./Wo Anteil NT tHT_Std./Wo Anteil HT
[h/Wo] [h/Wo] [%] [h/Wo] [%]
Br I & II 86,5 63,6 73,6 % 22,9 26,4 %
PWKO 124,5 89,5 71,9 % 35,0 28,1 %
PWHB 40,5 31,6 78,1 % 8,9 21,9 %
GesamtØ 83,8 61,6 73,5 % 22,3 26,5 %
64,2 Std. 65,0 %
34,5 Std. 35,0 %
Anteil NT Anteil HT
64,2 Std. 79,2 %
16,8 Std. 20,8 %
NT-Stunden genutzt NT-Stunden ungenutzt
33
Abbildung 24: Diagramm durchschnittliche Anteile NT/HT gemittelt
Das Dargebot an NT-Strom wird im Mittel zu 76,0 % genutzt.
Abbildung 25: Diagramm NT-Anteile am Wochendargebot gemittelt
4.12 ÜBERBLICK PUMPENKENNDATEN
Um eine Bestandsaufnahme der eingesetzten Pumpenaggregate zu erlangen, werden die in
Tabelle 11 aufgeführten Kennzahlen jeweils vor Ort registriert.
61,6 Std. 73,5 %
22,3 Std. 26,5 %
Anteil NT Anteil HT
61,6 Std. 76,0 %
19,4 Std. 24,0 %
NT-Stunden genutzt NT-Stunden ungenutzt
34
Tabelle 11: Überblick Pumpenaggregate
4.13 ANLAGENKENNLINIEN
Um abschätzen zu können, inwieweit sich Veränderungen im Bereich der Förderstromreduzierung
auswirken, werden die Rohrleitungskennlinien der drei Hauptabschnitte A, B und C jeweils sowohl
rechnerisch als auch messtechnisch erfasst. Die Mess- bzw. Rechenwerte sind in Abbildung 26 bis
Abbildung 31 hinterlegt. Alle Berechnungen beziehen sich auf den Betriebszustand der Befüllung
des jeweils nachgeschalteten Hochbehälters. Während der Aufnahme der Messreihen wird die
Versorgung der betroffenen Abschnitte mit Druckhaltesystemen sichergestellt, um einerseits die
öffentliche Trinkwasserversorgung nicht zu beeinträchtigen und andererseits die Messergebnisse
aufgrund eines abzweigenden Volumenstromes nicht zu verfälschen.
Die Ermittlung der praktischen Förderhöhe auf Basis der gemessenen Druckdifferenz zwischen
Pumpwerkausgang und Hochbehältereinlauf basiert auf:
(Glg.16)
bzw. aus dem Zusammenhang:
(Glg.17)
Bsp. Anlagenabschnitt A/ Q=14,4 m³/h:
Die berechneten Förderhöhen werden wie folgt ermittelt:
(Glg.18)
mit
35
(Glg.19)
(Glg.20)
(Glg.21)
(Glg.22)
[
]
aus
(Glg.23) [
]
Zur Berechnung der erforderlichen Höhen Htheo werden die im Versuch eingestellten
Förderströme angewandt um möglichst vergleichbare Ergebnisse zu erhalten.
Beispiel Abschnitt A:
Bsp. Ermittlung Rohrreibungsbeiwert nach Moody:
(Glg.24) (
)( )
(
)( )
Der Bezug der Rauhigkeitsbeiwerte k erfolgt z. T. aus Herstellerangaben, z. T. aus Annahmen.
Bsp. Ermittlung Strömungsgeschwindigkeit:
( )
Bsp. Verlust im PVC-Streckenabschnitt:
( )
Bsp. örtliche Verluste an Bauteilen und Armaturen:
( )
Bsp. Berechnung Gesamthöhe bei 31 l/s im Anlagenabschnitt A:
(
) (
) ( )
36
( )
Abweichungen zwischen Berechnung und praktischer Ermittlung sind auf die altersbedingten
Veränderungen der Rohrreibungsbeiwerte zurückzuführen. Diese werden durch Abrieb von
Beschichtungen oder Veränderungen der Oberflächenstruktur der Rohrinnenwände verursacht.
Folgende Kennlinien wurden rechnerisch und im realen Versuch ermittelt:
37
Abbildung 26: Anlagenkennlinie Abschnitt A
Abbildung 27: Berechnungsblatt Anlagenkennlinie Abschnitt A
38
Abbildung 28: Anlagenkennlinie Abschnitt B
Abbildung 29: Berechnungsblatt Anlagenkennlinie Abschnitt B
39
Abbildung 30: Anlagenkennlinie Abschnitt C
Abbildung 31: Berechnungsblatt Anlagenkennlinie Abschnitt C
40
5 UNTERSUCHUNG ENERGETISCHER EINSPARPOTENZIALE
5.1 PUMPARBEIT
Anhand der durchschnittlichen Jahresfördermengen und der zugehörigen Pumpenbetriebszeiten
werden die theoretischen Energieverbräuche der jeweiligen Stationen berechnet. Ziel ist es, einen
Vergleich zwischen berechnetem Energiebedarf und tatsächlich bezogener elektrischer Arbeit zu
schaffen. Vorhandenes Einsparpotenzial soll auf diese Weise analysiert werden. Der jeweilige
Pumpenwirkungsgrad η wird den Pumpenkennlinien in Abbildung 32 bis Abbildung 37
entnommen und in folgende Formel eingesetzt:
Nachfolgend sind die benötigten Pumpenkennlinien dargestellt:
41
Abbildung 32: Pumpenkennlinie Brunnen I
42
Abbildung 33: Pumpenkennlinie Brunnen II
43
Abbildung 34: Pumpenkennlinie Pumpwerk Kohlstatt
44
Abbildung 35: Pumpenkennlinie Pumpwerk Hainbach
45
Abbildung 36: Pumpenkennlinie Pumpe 1 PWMit
46
Abbildung 37: Pumpenkennlinie Pumpe 2 u. 3 PWMit
47
Es handelt sich bei den Zahlen in obigen Datenblättern jedoch ausschließlich um den
Wirkungsgrad der Pumpeneinheit ohne Berücksichtigung der Verluste durch (Elektro-) Motor,
Kupplung, Kabelanbindung und Frequenzumrichter. Diese werden unter Verwendung der
Spitzendurchschnittsverluste aus Abbildung 2 in die Berechnung der theor. Pumparbeit mit
einbezogen:
(Glg.25)
Bsp. Pumpwerk Hainbach:
Ablesung Pumpenwirkungsgrad aus Abbildung 35: 73 %.
Der angegebene Pumpengesamtwirkungsgrad entspricht nach Berücksichtigung der
Leistungsverluste aus Motor, Kupplung, Kabel und Frequenzumrichter rund 59,94 %.
Zum Nachweis der Plausibilität der Wirkungsgradangaben für die weiteren Berechnungen wird
dieser auch aus der jeweiligen Angabe der Jahrespumparbeit anhand des Beispiels Pumpwerk
Hainbach errechnet. Diese Anlage erscheint zu diesem Zweck als repräsentativ, weil hier die
Stromverbrauchsdaten explizit bekannt sind und sich die Datenblätter auf einem aktuellen Stand
(2010) befinden.
Abweichung zwischen Theorie und Praxis:
(Glg.26)
Aufgrund der geringen Abweichungen von 3,97 % zwischen theoretischen Angaben auf den
Pumpendatenblatt und praktischer Bezugnahme im obigen Beispiel werden die weiteren
Gesamtwirkungsgrade aus Berechnungen angestellt, denen die Angaben aus den Datenblättern
des jeweiligen Herstellers zugrunde liegen. Nachfolgend werden die gemittelten
48
Wirkungsgradwerte der Pumpenaggregate für die jeweilige Anlagenkomponente nach identischer
Berechnung aufgeführt:
Tabelle 12: Ermittlung Pumpengesamtwirkungsgrad
Ermittlung Gesamtwirkungsgrad
ηPumpe_Kennlinie* ηMotor ηKupplung ηKabel ηFU ηGesamt
[-] [-] [-] [-] [-] [-] [%]
Br I&II 0,7700 0,9 0,99 0,95 0,97 0,6322 63,22 %
PWKO 0,7066 0,9 0,99 0,95 0,97 0,5802 58,02 %
PWHB 0,7300 0,9 0,99 0,95 0,97 0,5994 59,94 %
PWMit 0,1300 0,9 0,99 0,95 0,97 0,1067 10,67 %
*Werte gemittelt nach Pumpenanzahl der jeweiligen Station
Abbildung 38: Diagramm Pumpengesamtwirkungsgrad
Die Zusammenfassung der Ermittlung des jeweiligen theoretischen Energiebedarfs in Tabelle 14
basiert nach folgendem Berechnungsschema:
Berechnungsbeispiel für Brunnen I&II:
Um 4.222 Stunden im Jahr einen Förderstrom von 100,7 Kubikmetern je Stunde mit einem
Höhenunterschied von 59,5 Metern aufrechterhalten zu können, sind rechnerisch jährlich
109.003 kWh aufzuwenden. Die verwendeten interpolierten Förderhöhen ΔH unter
Berücksichtigung der Rohrreibungsverluste in oben dargestellter Beispielrechnung beziehen sich
0,00%
10,00%
20,00%
30,00%
40,00%
50,00%
60,00%
70,00%
Br I&II PWKO PWHB PWMit
63,22 % 58,02 % 59,94 %
10,67 %
49
auf den spezifischen konstanten Nennförderstrom der jeweiligen Anlage. Diese werden in
theoretischer Berechnung in Kombination mit praktischer Messung mittels Erstellung der
jeweiligen Anlagenkennlinie aus Abbildung 26, Abbildung 28 und Abbildung 30 interpoliert:
Tabelle 13: Nennförderströme mit den zugehörigen Nenndrücken aus Anlagenkennlinien
Station Qnenn Hnenn
[l/s] [m³/h] [m]
Brunnen I&II 25,0 90,0 59,5
PW Kohlstatt 14,0 50,4 71,7
PW Hainbach 10,1 36,4 133,0
Die für den Brunnen zu ermittelnde Differenz der elektrischen Arbeit ergibt sich sodann durch:
(Glg.27)
Tabelle 14: Vergleich Energiebezüge Theorie - Praxis
33.853 kWh/a entsprechen nach Ermittlung aller Stationswerte einem einzusparenden Anteil von
80,7 % an der summierten Gesamtdifferenz von 41.945 kWh/a:
(Glg.28)
Kurzfristige Verbraucher wie z.B. Beleuchtung bei Inspektionsbegehungen sowie MSR-Technik auf
Niederspannungsbasis werden aufgrund des relativ geringen Anteils am Gesamtbedarf
vernachlässigt. Nach Berechnung der weiteren Anlagenkomponenten stellt die Station Brunnen
den größten Anteil potenziell einsparbarer Energie dar, wie auch Tabelle 14 und Abbildung 39
50
zeigen. Bei den Stationen PWKO, PWHB, PWMit entfallen die Abzüge der Aufwendungen durch
UV-Reaktoren. Die Investitionen für die eingesetzten Luftentfeuchter werden gemäß den
Ablesungen der Betriebsstundenzähler in die Berechnung eingebunden. Es gilt:
Abbildung 39: Diagramm Anteile am Gesamteinsparpotenzial in kWh/a und Prozent
Ermittlung des prozentualen Anteils der Energiedifferenz am tatsächlichen Bedarf der Stationen
nach Tabelle 14:
(Glg.29)
Aus Tabelle 14 geht weiterhin hervor, dass im Bereich der mechanischen Pumparbeit jährlich
eine berechnete Energiemenge von rund 41.945 kWh/a eingespart werden kann.
(Glg.30)
33.853 kWh/a 80,7 %
78 kWh/a 0,2 %
1.764 kWh/a 4,2 %
6.251 kWh/a 14,9 %
Br I&II PWKO PWHB PWMit
51
Bei einem mittleren Strompreis von durchschnittlich 6,1 ct/kWh bedeutet dies eine Einsparung
von rund 2.559.-€ pro Jahr:
(Glg.31)
Abbildung 40: Diagramm Absolutes jährliches Einsparpotenzial im Pumpenbereich
Der hohe Energiebedarf im Bereich des Pumpwerkes Mitterleiten ist darauf zurückzuführen, dass
hier ein Druckhaltebetrieb unter Einsatz einer Grundlastpumpe (Pumpe 1), sowie zweier
baugleicher Spitzenlastpumpen (Pumpe 2 u. 3) für den Brandfall angewandt wird. Der Betrieb
erfolgt zur Vermeidung von Standschäden an Pumpe 2 und 3 im zyklischen Wechsel aller drei
Aggregate. Die Erfahrung [5] zeigte bereits, dass ein wöchentlicher Bewegungslauf nicht ausreicht
und bereits zum Blockieren der Welle führt. Der durchschnittliche Netzverbrauch bewegt sich wie
im Gangdiagramm Abbildung 41 (violette Ganglinie) gezeigt, zwischen 0 und 0,5 l/s.
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
Br I&II PWKO PWHB PWMit
111.701
61.303
52.806
6.491
33.853
78 1.764
6.251
[kWh/a]
Theoretischer Energiebedarf Theoretisches Einsparpotenzial
52
Abbildung 41: Wochen-Ganglinie Pumpwerk Mitterleiten 2.4.-8.4.2012
53
Die Pumpen, wie in Abbildung 36 und Abbildung 37 dargestellt, wurden nicht für diese geringen
Fördermengen, sondern ausschließlich zur Abdeckung eines Brandfalles mit entsprechender
Löschwasserentnahme im Abschnitt D bemessen. Der Betriebspunkt ist dadurch stark verschoben
und verursacht somit sehr geringe Pumpengesamtwirkungsgrade von durchschnittlich rund 11 %
[Tabelle 12].
5.2 PUMPENBETRIEBSPUNKTE
Zur Erkundung von Verbesserungspotenzialen im Bereich der Pumpenwirkungsgrade werden
nachfolgend die derzeitigen Betriebspunkte der Kreiselpumpen untersucht. Hierzu wird zunächst
die jeweilige Wirkungsgraddifferenz zwischen derzeitigen und optimalen Betriebspunkt, also die
Steigerungsmöglichkeit der Effizienz, mit Hilfe der Pumpenkennlinien Abbildung 32 bis Abbildung
37 grafisch abgegriffen. Durch die manuelle Auslesung kann es hierbei zu Abweichungen der
Rechenergebnisse kommen. Nach Feststellung der Wirkungsgraddifferenz Δη wird diese mit dem
realen mittleren Jahresbedarf der entsprechenden Anlage multipliziert, um das mögliche
Einsparpotenzial in absoluten Zahlen ausdrücken zu können. Die Quelldaten werden aus Tabelle 4
entnommen:
Berechnungsbeispiel Pumpe I, Pumpwerk Kohlstatt:
Abbildung 42: Bsp. grafische Ermittlung Pumpenwirkungsgrad
54
Anhand der Angaben des Pumpenherstellers in Form von Pumpen- und deren
Wirkungsgradkennlinien erfolgt die Ablesung der förderstromspezifischen Leistungsdaten:
Für den vorliegenden Förderstrom von derzeit 6 Litern je Sekunde
erhält man für den Wirkungsgrad unter Annahme einer mittlerer Laufradcharakteristik grafisch
Der pumpenspezifische Bestpunkt liegt am Scheitelpunkt der Wirkungsgradkurve, also am Punkt
mit der Tangentensteigung k des Wertes Null. Hier entstehen aufgrund der grafischen Ablesung
geringe Fehler, die innerhalb dieser Arbeit vernachlässigt werden.
Grafische Ermittlung der Bestpunktdaten als Basis der Wirkungsgradabweichungen:
aus dem Kurvenscheitelpunkt:
zugehöriger Bestpunktförderstrom:
Somit ergibt sich für die Pumpe 1, Pumpwerk Kohlstatt eine Wirkungsgraddifferenz von rund 12%:
(Glg.32)
Die jährlichen elektrischen Energiebezüge werden durch Division des anlagenspezifischen Bezugs
durch die Anzahl der betriebenen Pumpenaggregate zugeteilt, da diese in Wechselschaltung
betrieben, und die Betriebsstunden proportional aufgeteilt werden:
(Glg.34)
Beispielhafte Anwendung auf das Pumpwerk Kohlstatt:
Es ergibt sich also eine absolute Energieeinsparmöglichkeit von 2.455 Kilowattstunden pro Jahr:
55
(Glg.33)
In Tabelle 15 sind die Ergebnisse aller Pumpenaggregate nach der Berechnung gemäß
vorhergehendem Beispiel aufgeführt:
Tabelle 15: Untersuchung Pumpenwirkungsgrade
η- Optimierung
Qakt ηakt Qopt ηopt Δη Apump_real_a AReduzierung
[l/s] [%] [l/s] [%] [%] [kWh/a] [kWh/a] [%]
Brunnen I 25,00 76,0 % 26,66 77,0 % 1,0 % 72.777 728 1,0 %
Brunnen II 25,00 78,0 % 30,00 80,0 % 2,0 % 72.777 1.456 2,0 %
PWKO-P1 6,00 64,0 % 10,50 76,0 % 12,0 % 20.460 2.455 12,0 %
PWKO-P2 9,00 74,0 % 10,50 76,0 % 2,0 % 20.460 409 2,0 %
PWKO-P3 9,00 74,0 % 10,50 76,0 % 2,0 % 20.460 409 2,0 %
PWHB-P1 10,00 73,0 % 10,00 73,0 % 0,0 % 27.285 0 0,0 %
PWHB-P2 10,00 73,0 % 10,00 73,0 % 0,0 % 27.285 0 0,0 %
PWMit-P1 0,50 15,0 % 4,60 60,0 % 45,0 % 4.247 1.911 45,0 %
PWMit-P2 0,50 12,0 % 8,00 65,0 % 53,0 % 4.247 2.251 53,0 %
PWMit-P3 0,50 12,0 % 8,00 65,0 % 53,0 % 4.247 2.251 53,0 %
Gesamt 274.245 11.870 4,3 %
Die Untersuchung der Kreiselpumpen im Pumpwerk Mitterleiten wird hier mitangeführt. Da an
dieser Station aufgrund des Druckhaltebetriebes sehr schwankende Förderströme gefahren
werden, können hier bei den Berechnungen Abweichungen zu Stande kommen. Siehe hierzu
Abbildung 41. Die Schaltzyklen zur Haltung des erforderlichen Druckniveaus werden mittels
Druckausdehnungsgefäß kompensiert und die Förderspitzen geglättet. Es wird von einem
mittleren Volumenstrom von 0,5 Litern je Sekunde ausgegangen.
Im Bereich der Wirkungsgradsteigerung sind nach folgender Darstellung potenzielle
Verbesserungen erreichbar, wenn der jeweilige Betriebspunkt auf das Optimum gebracht wird:
56
Abbildung 43: Mögliche Wirkungsgradsteigerungen der Kreiselpumpen
5.3 MINIMIERUNG DER FÖRDERSTRÖME
Anhand der vorliegenden mittleren Verbrauchswerte im Hinblick auf die geförderten
Wassermengen gemäß Tabelle 4 werden die Förderströme errechnet, die für die Versorgung des
jeweiligen Abschnittes mindestens erforderlich sind. Dabei ist vor allem zielführend, die täglichen
Befüllungen der Wasserspeicher innerhalb des Nachttarifdargebotes gewährleisten zu können.
Mit Rücknahme der Förderströme werden hierdurch nach folgenden Überlegungen die
Energieaufwendungen zur Abdeckung der Rohr- und Armaturenverluste verringert.
[
]
(
) (
)
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
1,0 % 2,0 %
12,0 %
2,0 % 2,0 % 0,0 % 0,0 %
45,0 %
53,0 % 53,0 %
57
Nach oben aufgeführten Gleichungen ist mit Rücknahme der Förderströme und der damit
verbundenen Fließgeschwindigkeiten v eine Reduzierung der nötigen Gesamtförderhöhe der
Pumpen zu erwarten. Folglich kann dadurch elektrische Arbeit eingespart werden. Anbei ein
Berechnungsbeispiel, dem das Pumpwerk Kohlstatt zugrunde liegt. Vorab erfolgt die Ermittlung
des nötigen Mindestförderstromes zur Abdeckung des mittleren Wochenbedarfs binnen des NT-
Dargebotes:
(Glg.35)
(Glg.36)
Die rechnerisch mögliche Rücknahme des Förderstromes beträgt rund 2,1 l/s. Grafische Auslesung
der Anlagenkennlinie auf Basis der Abbildung 28 bzgl. der Rücknahme des Förderstromes um
2,1 l/s:
Abbildung 44: Anlagenkennlinie Abschnitt B
58
Geringe Ablesefehler werden im Zuge der Werteauslesung vernachlässigt. Die Versorgung kann
folglich durch einen Förderstrom von 11,9 l/s (≈ 43 m³/h) mit der zugehörigen Förderhöhe von
H ≈ 69 Metern sichergestellt werden. Die Förderhöhe reduziert sich damit um 3 Meter:
(Glg.37)
Die einsparbare Förderhöhe von 3 m lässt sich wiederum als reduzierbare Pumparbeit
ausdrücken:
(Glg.38)
Tabelle 16: Reduzierung Pumparbeit
Die eingeschränkten NT-Zeiten lassen im Bereich Brunnen I & II keine Absenkungen der
Förderströme zu. In den Anlagen Kohlstatt und Hainbach können durch reduzierte
Strömungsgeschwindigkeiten die in Tabelle 16 errechneten Energiemengen eingespart werden.
Summiert man die einzusparende elektrische Arbeit, so ergibt sich eine Quote von 2,22 % des
Gesamtenergiebedarfes:
59
Abbildung 45: Diagramm Einsparpotenzial durch Förderstromreduzierung
Für das Pumpwerk Mitterleiten werden aufgrund des dortigen Druckhaltebetriebes keine
Berechnungen dieser Art angestellt.
5.4 ENERGIEBEDARF DURCH WASSERVERLUSTE
Leckagen im Rohrnetz stellen nicht nur ein moralisch bedenkliches Problem dar, sondern
schmälern auch wirtschaftlich betrachtet die Effizienz von Wasserversorgungsanlagen. Über die
Pumpenleistungen und der jeweiligen spezifischen Betriebsstunden kann in Kombination mit den
zonenbezogenen Verlustmengen eine ganzheitliche Betrachtung der vergeudeten Energie
angestellt werden. In diesem Kapitel werden im Gegensatz zu Kapitel 4.10 ausschließlich die
Pumpenleistungen betrachtet. Sekundärverbraucher wie Frequenzumrichter, UV-Reaktoren und
MSR-Technik sind nicht Bestandteil der Berechnungen. Die nachfolgenden Recherchen mit deren
Ergänzungen in den Tabellenwerken basieren anhand der Beispielwerte der Tiefzone Aschau bzw.
der Station Brunnen I und II.
Bestimmung der spezifischen Pumpenarbeitszeit je Kubikmeter Wasser:
(Glg.39)
Unter Berücksichtigung der jeweiligen Pumpenleistung kann nun die aufzuwendende elektrische
Pumparbeit je Kubikmeter Wasser wie folgt ermittelt werden:
(Glg.40)
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
Br I & II PW KO PW HB
0 %
5,63 % 4,83 %
60
Tabelle 17: Spezifische elektr. Pumparbeit für Wasserverluste im Rohrnetz[7]
QSpeisepumpe tm³ PPumpe Am³ Einzel Am³ kumuliert
l/s m³/h h/m³ kW kWh/m³ kWh/m³
Tiefzone Aschau 25,0 90,0 0,011 24,0 0,267 0,267
Hochzone Aschau 11,0 39,6 0,025 12,0 0,303 0,570
Tiefzone Sachrang 10,0 36,0 0,028 18,0 0,500 1,070
Hochzone Sachrang 1,0 3,6 0,278 16,5 4,583 5,653
Abbildung 46: Diagramm spezifische elektr. Pumparbeit für Wasserverluste im Rohrnetz
Um den gesamten Jahreswasserverlust auf die einzelnen Versorgungszonen umlegen zu können
wird vorab in der Tabelle 18 der prozentuale Anteil am Gesamtwasserverbrauch ermittelt:
Bsp. Jahr 2005:
(Glg.41)
0,000
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Tiefzone AschauHochzone Aschau
TiefzoneSachrang Hochzone
Sachrang
0,267 0,303
0,500
4,583
0,267 0,570 1,070
5,653
[kWh/m³]
Elektrische Pumpenarbeit Einzelbetrachtung Elektrische Pumpenarbeit Gesamt
61
Tabelle 18: Ermittlung prozentualer Wasserbedarfsanteile je Zone[7]
Netzeinspeisung TZ Aschau HZ Aschau TZ Sachrang HZ Sachrang
[m³] [m³] % [m³] % [m³] % [m³] %
2005 505.732 178.970 35,4 82.346 16,3 69.209 13,7 7.411 1,5
2006 378.454 168.779 44,6 87.442 23,1 70.315 18,6 8.900 2,4
2007 435.624 206.514 47,4 69.224 15,9 73.303 16,8 8.513 2,0
2008 380.597 137.215 36,1 98.181 25,8 69.304 18,2 10.265 2,7
2009 460.993 174.347 37,8 41.778 9,1 99.167 21,5 5.761 1,2
2010 356.385 206.729 58,0 55.806 15,7 61.117 17,1 7.649 2,1
Über die zonenspezifischen Anteile können nun die zugehörigen Verlustmengen aus den Jahres-
Gesamtverlustmengen zugeteilt werden:
(Glg.42)
Tabelle 19: Zonenmäßige Verlustmengenzuteilung [7]
Verlustmenge TZ Aschau HZ Aschau TZ Sachrang HZ Sachrang
QVRGes QVRTZA %
QVRHZA %
QVRTZS %
QVRHZS %
[m³] [m³] [m³] [m³] [m³]
2005 167.796 59.380 35,4 27.321 16,3 22.963 13,7 2.459 1,5
2006 43.018 19.185 44,6 9.939 23,1 7.993 18,6 1.012 2,4
2007 78.070 37.010 47,4 12.406 15,9 13.137 16,8 1.526 2,0
2008 65.632 23.662 36,1 16.931 25,8 11.951 18,2 1.770 2,7
2009 139.940 52.925 37,8 12.682 9,1 30.103 21,5 1.749 1,2
2010 25.084 14.551 58,0 3.928 15,7 4.302 17,1 538 2,1
Ø 86.590 34.452 39,8 13.868 16,0 15.075 17,4 1.509 1,7
Gesamt 519.540 206.713 39,8 83.208 16,0 90.448 17,4 9.054 1,7
Über die erhaltenen jährlichen Wasserverluste je Versorgungszone kann durch Multiplikation mit
dem kumulierten spezifischen Pumpaufwand je Kubikmeter aus Tabelle 17 die aufgewendete
elektrische Arbeit dargestellt werden:
(Glg.43)
62
Der jährliche Gesamtaufwand für Rohrnetzverluste ergibt sich aus:
(Glg.44)
Tabelle 20: Aufwendung elektr. Arbeit für zonenmäßige u. gesamte Wasserverluste [7]
TZ Aschau HZ Aschau TZ Sachrang HZ Sachrang Gesamt
QVRTZA ATZA QVRHZA AHZA QVRTZS ATZS QVRHZS AHZS Agesamt
[m³/a] [kWh/a] [m³/a] [kWh/a] [m³/a] [kWh/a] [m³/a] [kWh/a] [kWh/a]
2005 59.380 15.854 27.321 15.574 22.963 24.570 2.459 13.901 69.899
2006 19.185 5.122 9.939 5.665 7.993 8.553 1.012 5.721 25.061
2007 37.010 9.882 12.406 7.071 13.137 14.057 1.526 8.626 39.636
2008 23.662 6.318 16.931 9.651 11.951 12.788 1.770 10.006 38.762
2009 52.925 14.131 12.682 7.229 30.103 32.210 1.749 9.887 63.457
2010 14.551 3.885 3.928 2.239 4.302 4.603 538 3.041 13.769
ØJahr 9.199 7.905 16.130 8.530 41.764
Berechnung des Jahresdurchschnittes:
(Glg.45)
Aus Tabelle 20 geht hervor, dass für Wasserverluste im Rohrnetz jährlich durchschnittlich
41.764 kWh elektrischer Strom investiert wird.
Dies entspricht einem Anteil von 15,23% am durchschnittlichen Gesamtenergiebedarf aus
Tabelle 4:
(Glg.46)
63
Abbildung 47: Diagramm zonenweise elektr. Energiebedarf für Rohrnetzverluste
Aus Abbildung 47 geht hervor, dass der Versorgungsbereich Tiefzone Sachrang mit 38,6% den
größten Anteil am Gesamtenergieaufwand für Wasserverluste innehält.
5.5 UMKEHR DER VERSORGUNGSRICHTUNG
Um energetisch aufwendige Pumparbeiten zu vermeiden, wird die theoretische Überlegung
angestellt, die Versorgungsrichtung umzukehren. Das heißt, die Versorgung würde dann von der
höchsten Versorgungszone, Hochzone Sachrang (Abschnitt D) zur tiefsten, Tiefzone Aschau
(Abschnitt A) erfolgen. Dabei wird die Trinkwasserversorgung durch das freie Höhengefälle
sichergestellt. Zur Nutzung von evtl. verfügbarer Restenergie in Form von Druck und
Volumenstrom ist eine bereichsweise Integration von Trinkwasserturbinen zur Erzeugung
elektrischer Energie denkbar.
9.199 kWh/a 22,0 %
7.905 kWh/a 18,9 %
16.130 kWh/a 38,6 %
8.530 kWh/a 20,4 %
Tiefzone Aschau Hochzone Aschau Tiefzone Sachrang Hochzone Sachrang
64
Als mögliches Trinkwassereinzugsgebiet wird zunächst ein an der Tiroler Landesgrenze liegendes
Areal am Spitzstein (1.596 m) in Sachrang angenommen:
Abbildung 48: Luftbild Areal Einzugsgebiet am Spitzstein
Die Abflussrichtung wird hier nur schematisch dargestellt und bedarf bei weiteren
Untersuchungen umfangreicherer hydrogeologischer Erkundung.
65
Abbildung 49: Luftbild Quellfassung Spitzstein u. Abschnitt D mit Turbinierung
Nach behördlichen Auskünften beim zuständigen Wasserwirtschaftsamt in Rosenheim liegen zum
dargestellten Gebiet in Abbildung 49 keine quantitativen Messdaten bezüglich der
Abflussmengen, Kontinuität der Abflüsse, Einzugsgebietsflächen und hydraulischer
Zusammenhänge vor. Die in den Wintermonaten 2011/ 2012 mehrmals durchgeführten
Inaugenscheinnahmen der Abflüsse sowie die Rücksprachen mit alteingesessenen Anwohnern der
Ortsteile Mitterleiten und Reichenau lassen rückschließen, dass auch in längerfristigen
Trockenperioden ein konstanter Abfluss der betrachteten Bachläufe stattfindet. Weitere
Untersuchungen bzgl. der Schüttungen werden hier jedoch dem Fachbereich der Hydrogeologie
zugeordnet und werden innerhalb dieser Arbeit nicht näher behandelt. Eine weitere
Herausforderung einer neu zu erschließenden Quellfassung ist es auch, ein entsprechendes
Wasserschutzgebiet auszuweisen. Deutsche Wasserschutzgebiete werden nach den Prinzipien der
Schutzbedürftigkeit, der Schützbarkeit sowie der Schutzwürdigkeit von der zuständigen
Kreisverwaltungsbehörde festgesetzt. Dieselbe ist auch die Genehmigungsbehörde für die
erforderliche Wasserrechtliche Entnahmegenehmigung. Politischer Einfluss, naturschutzrechtliche
und planungsorganisatorische Belange werden im Zuge dieser überschlägigen Betrachtungen
nicht behandelt.
66
Zur Speisung des Quellsammelbehälters müssten Quellsammelleitungen erstellt werden, die
einen sicheren Wasserzufluss von den einzelnen Quellfassungen (derzeit Ursprung der Bachläufe)
zum Sammler sicherstellen.
Über die bestehende Speiseleitung vom Pumpwerk Hainbach nach Sachrang zum Hochbehälter
Mitterleiten kann, wie in Abbildung 50 dargestellt, die Versorgung des Abschnittes C bei weiterer
Möglichkeit einer Turbinierung am Standort des Pumpwerkes Hainbach erfolgen:
Abbildung 50: Luftbild Abschnitt C mit Turbinierung
Der aufgrund der Fließrichtungsumkehr nachfolgende Hochbehälter Schlechtenberg, der über den
Restdruck von mind. 4,0 bar aus der Turbinierung 2 in Hainbach befüllt wird, enthält wiederum
überschüssig gespeicherte Energie im Medium Trinkwasser. Dieses kann bei Abfluss in den
nächsten Versorgungsbereich, Tiefzone Aschau, ein drittes Mal über eine Turbine geschickt
werden, um das Druckniveau den niedrigeren Anforderungen anzugleichen:
67
Abbildung 51: Luftbild Abschnitt B mit Turbinierung
Ermittlung der zonenmäßigen kontinuierlichen Netzverbräuche mit Wertebezug aus Tabelle 4:
Beispiel Netzabschnitt A:
(Glg.47)
Tabelle 21: Zonenmäßige kontinuierliche Volumenströme gemittelt
Qkonti Qa QKonti
[m³/a] [m³/h] [l/s]
Abschnitt D 8.077 0,92 0,26
Abschnitt C 86.766 9,90 2,75
Abschnitt B 180.064 20,56 5,71
Abschnitt A 425.209 48,54 13,48
Die errechneten Zonenverbräuche werden in Abbildung 52 eingesetzt, um die turbinierfähigen
„Rest“-Volumenströme ermitteln zu können.
68
Abbildung 52: Hydraulikschema Trinkwasserturbinen
69
(Glg.48)
Beispiel Turbinenleistung TT1:
(Glg.49) [
]
Beispiel erzeugte elektrische Arbeit TT1:
Tabelle 22: Turbinenleistung [kW]und Jahresarbeit [kWh/a]
Turbinierung: ΔH Q ρ g ηturb_ges t PTurb ATurb
[m] [l/s] [m³/h] [kg/m³] [m/s²] [-] [h/a] [kW] [kWh/a]
TT1 60 21,94 78,98 999,7 9,81 0,65 8.424 8,39 70.677
TT2 146 19,19 69,08 999,7 9,81 0,65 8.424 17,86 150.453
TT3 57 13,48 48,53 999,7 9,81 0,65 8.424 4,90 41.278
Gesamt 262.408
Nach obigen Berechnungen könnten durch Einsatz von Trinkwasserturbinen bei Umkehr der
Versorgungsrichtung jährlich rund 262.408 Kilowattstunden elektrische Energie erzeugt und in das
öffentliche Stromnetz eingespeist werden.
Anmerkung: Ähnliche Verfahren wären auch an zahlreichen anderen Quellen und Wasserabläufen
aus den gebirgigen Lagen im Bereich des Prientales (Aschau – Sachrang) denkbar. Weiterhin wäre
eine partielle Nutzung der Höhengefälle, z. B. im Bereich des Abschnittes C, technisch möglich.
70
6 ERGEBNISSE UND INTERPRETATION
6.1 PUMPARBEIT
Nach manueller Übertragung aller benötigten Daten aus Stromrechnungen der Jahre 2005 – 2010
werden diese in Kapitel 4.9.1 in tabellarische Form übertragen, um für die weitere Anwendung
eine bessere Überschaubarkeit herzustellen. Die Berechnung des Strombezuges, der für die
Stationen Brunnen und Pumpwerk Kohlstatt benötigt wird, erfolgt durch den Netzbetreiber als
eine Anlage „Wasserwerk Aschau“. Die beiden Anlagenkomponenten sind durch ein Erdkabel
miteinander verbunden. Das Pumpwerk Kohlstatt wird dabei im Regelbetrieb vom Brunnen
mitversorgt. Im Falle einer Stromversorgungsunterbrechung wird die Versorgung der Stationen
Brunnen I und II mittels Inselbetrieb durch eine am Hochbehälter Kohlstatt stationierte
Netzersatzanlage aufrechterhalten. Durch den anlagenbaulich fehlenden Stromzwischenzähler am
Pumpwerk Kohlstatt zur eindeutigen Zuteilung dessen Energieverbrauches wird dieser mit Hilfe
der bekannten Wasserfördermengen und der zugehörigen Förderhöhen rechnerisch ermittelt.
Hierbei kann es zu Abweichungen zwischen den Berechnungsergebnissen und den tatsächlich
benötigten Bezügen kommen. Auch deshalb, weil die Versorgung über das betreibereigene
Erdkabel Übertragungsverlusten unbekannten Ausmaßes ausgesetzt ist. Eine Berechnung der
Übertragungsverluste auf der ca. 800 Meter langen Verbindungsstrecke kann aufgrund fehlender
Material- u. Ausführungsangaben nicht angesetzt werden. Vergleicht man die Werte der
erhaltenen Gesamtwirkungsgrade zum einen aus den Pumpendatenblättern mit jenen aus der
rechnerischen Ermittlung, so sind geringe Abweichungen, z.B. 3,97 % für das Pumpwerk Hainbach,
festzustellen. Diese entstehen unter anderem durch Ablesefehler der grafischen
Pumpenkennlinie. Werden demnach Berechnungen der Pumparbeit angesetzt, die die jeweiligen
Fördermengen und –höhen beinhalten, so erhält man diverse Einsparpotenziale, wie in Abbildung
53 und Tabelle 23 aufgezeigt:
71
Abbildung 53: Diagramm absolute jährlich spezifische Einsparpotenziale
Tabelle 23: Einsparpotenzial Pumparbeit am mittleren Anlagengesamtbedarf
% kWh/a
Br I&II 12,34 % 33.853
PWKO 0,03 % 78
PWHB 0,64 % 1.764
PWMit 2,28 % 6.251
Gesamtverbrauch im Jahresmittel 100,00 % 274.247
Abbildung 54: Diagramm elektr. Einsparpotenzial am mittleren Anlagengesamtbedarf
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
Br I&II PWKO PWHB PWMit
111.701
61.303
52.806
6.491
33.853
78 1.764
6.251
[kWh/a]
Theoretischer Energiebedarf Theoretisches Einsparpotenzial
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
12,00%
14,00%
Br I&II PWKO PWHB PWMit
12,34 %
0,03 % 0,64 %
2,28 %
72
Aus oben dargestellten Abbildungen und Tabelle 23 kann entnommen werden, dass im Bereich
der Anlage Brunnen I & II mit 12,34%igem Einsparpotenzial am durchschnittlichen
Anlagengesamtenergieverbrauch eine wesentliche Stellschraube bezüglich möglicher
Optimierungs- und Anpassungsmaßnahmen gesehen werden kann. Die expliziten Maßnahmen zur
Umsetzung von Effizienzsteigerungen in diesem Bereich müssen unter Berücksichtigung
brunnenbaulicher und hydrogeologischer Aspekte als externe Untersuchung erfolgen.
6.2 PUMPENBETRIEBSPUNKTE
Wie in Tabelle 24 und Abbildung 55 dargestellt, sind einige Pumpenbetriebspunkte vom
optimalen Betriebspunkt, der durch den Hersteller bzw. durch die baulichen Ausführungen des
Aggregates definiert ist, unterschiedlich stark verschoben. Die Ursachen hierfür sind sehr
divergenten Umfangs. Einige mögliche Kriterien sind unter 2.6 aufgeführt. Eine klare Zuordnung
der einzelnen mechanischen Verlustursachen kann während des Routinebetriebes nicht erfolgen.
Eine auffällige Beziehung zwischen den eingesetzten Pumpenaggregaten und deren potenziellen
Optimierungskennzahlen liegt im vorliegenden Beispiel in der Gesamteinsatzzeit, also dem Alter
der Pumpen. Legt man hier Tabelle 11 zugrunde, sind die Strömungsmaschinen des Pumpwerkes
Kohlstatt aus dem Baujahr 1978, abgesehen von den Aggregaten des Pumpwerkes Mitterleiten,
mit den unwirtschaftlichsten Wirkungsgraden behaftet. Wohingegen die im Jahre 2009 aktuell
sanierte, und mit neuen Kreiselpumpen ausgestattete Station Hainbach exakt auf dem
Auslegungspunkt des Herstellers, also optimal, betrieben wird.
Tabelle 24: Optimierungspotenzial im Bereich Pumpenbetriebspunkte
η- Optimierung
Qakt ηakt Qopt ηopt Δη Apump_real_a AReduzierung
[l/s] [%] [l/s] [%] [%] [kWh/a] [kWh/a] [%]
Brunnen I 25,00 76,0 % 26,66 77,0 % 1,0 % 72.777 728 1,0 %
Brunnen II 25,00 78,0 % 30,00 80,0 % 2,0 % 72.777 1.456 2,0 %
PWKO-P1 6,00 64,0 % 10,50 76,0 % 12,0 % 20.460 2.455 12,0 %
PWKO-P2 9,00 74,0 % 10,50 76,0 % 2,0 % 20.460 409 2,0 %
PWKO-P3 9,00 74,0 % 10,50 76,0 % 2,0 % 20.460 409 2,0 %
PWHB-P1 10,00 73,0 % 10,00 73,0 % 0,0 % 27.285 0 0,0 %
PWHB-P2 10,00 73,0 % 10,00 73,0 % 0,0 % 27.285 0 0,0 %
PWMit-P1 0,50 15,0 % 4,60 60,0 % 45,0 % 4.247 1.911 45,0 %
PWMit-P2 0,50 12,0 % 8,00 65,0 % 53,0 % 4.247 2.251 53,0 %
PWMit-P3 0,50 12,0 % 8,00 65,0 % 53,0 % 4.247 2.251 53,0 %
Gesamt 274.245 11.870 4,3 %
73
Abbildung 55: Diagramm Optimierungspotenzial im Bereich Pumpenbetriebspunkte
Sehr starke Abweichungen mit bis zu 53 % vom Auslegungspunkt sind an den Kreiselpumpen des
Pumpwerk Mitterleiten zu verzeichnen. Planerisch wurde hier bei der Anlagenerrichtung der
Dauerförderstrom für einen Brandfall im Bereich Abschnitt D angenommen. Demnach wurde die
Pumpe 1 mit optimalen 4,6 l/s als Grundlastpumpe, also zur routinemäßigen Versorgung des
Gebietes mit Trinkwasser dimensioniert. Die beiden weiteren Pumpen, Pumpe II und III, sollen
demnach mit jeweils optimalen 8,0 l/s den Spitzenlastfall zur Abdeckung des Löschwasserbedarfs
gewähren. Zur Vermeidung von Standschäden werden alle Drei Fördermaschinen im Wechsel
betrieben. Dies hat zur Folge, dass nicht nur die Grundlast-, sondern auch die beiden
Spitzenlastpumpen mit 0 bis 0,5 l/s außerhalb des vorgesehenen Minimalförderstromes betrieben
werden. Einen grafischen Nachweis liefert hierzu Abbildung 36 und Abbildung 37 mit den
dargestellten Mindestförderströmen Qmin und den tatsächlichen Volumenströmen. Die Folgen der
Unterschreitung der baulich vorgegebenen Mindestförderströme können Kavitation, Abriss der
Wassersäule, massive Schäden am Laufrad, erhöhter Verschleiß, Geräuschentwicklung,
Schwingungen und Lagerschäden sein, welche letztlich über kurz oder lang einen wirtschaftlichen
Totalschaden des Pumpenaggregates hervorrufen können.
Aus Sicht des Verfassers besteht aufgrund dessen in diesem Versorgungsabschnitt erhöhter
Handlungsbedarf in Form der Erstellung eines neuen Versorgungskonzeptes. Es ist beispielsweise
zu prüfen, ob der Brandschutz in diesem Bereich bauseits durch Erstellung von Rückhaltebecken
oder Löschwasserspeichern in den besiedelten Gebieten abgedeckt werden kann. Parallel hierzu
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
1,0 % 2,0 %
12,0 %
2,0 % 2,0 % 0,0 % 0,0 %
45,0 %
53,0 % 53,0 %
74
sollte eine Neudimensionierung der Pumpen erfolgen um die nötige Versorgungssicherheit
nachhaltig aufrechtzuerhalten. Als weitere Möglichkeit wird die Neuerrichtung eines
Hochbehälters im Bereich Reichenau (Höchstpunkt Abschnitt 4) in Betracht gezogen. Der zyklische
Dauerpumpbetrieb würde dadurch entfallen. Durch Reduzierung der Schaltzyklen mit dessen
einhergehenden Druckstößen würde synergetisch auch die Rohrleitung, die lt. Tabelle 25 erhöhte
Schadensfälle im Bereich Schweibern und Mitterleiten (Abschnitt 4) aufweist, mechanisch
entlastet. Nähere Untersuchungen diesbezüglich stellen nicht Inhalt dieser Arbeit dar. Sie müssten
deshalb separaten Recherchen unterzogen werden.
Tabelle 25: Staffelung nach Schadenszahl [7]
Staffelung Schadensrate Schäden HL/ Straße HA/ Straße Schadenszahl
[Anzahl] [m] [Anzahl] (S. Frank)
1 Meisenweg 3 40 2 375,0
2 Feichtenweg 6 85 4 176,5
3 Schweibern 10 364 3 91,6
4 Huben 14 118 13 91,3
5 Mitterleiten 8 257 9 34,6
6 Brandlbergstraße 10 228 15 29,2
7 Am Lehmbichl 3 113 10 26,5
8 Blumenstraße 4 188 11 19,3
9 Brandnerweg 4 249 9 17,8
10 Schulstraße - SA 9 400 15 15,0
11 Grenzhub 4 206 13 14,9
12 Grattenbach 16 1.033 12 12,9
13 Spitzsteinstraße 3 296 9 11,3
14 Schwarzenstein 7 869 8 10,1
15 Frühlingstraße 3 242 18 6,9
16 Dorfstraße 14 567 38 6,5
17 Brückl 3 473 14 4,5
18 Engerndorfer Str. 8 714 29 3,9
19 Bahnhofstraße 3 338 24 3,7
20 Berg 7 1.092 20 3,2
21 Hainbach 7 1.135 20 3,1
22 Kirchstraße - SA 7 854 30 2,7
23 Bach 4 583 27 2,5
24 Aufhamer Straße 4 709 32 1,8
25 Burgweg 4 762 30 1,7
26 Zillibillerstraße 3 685 38 1,2
27 Kampenwandstraße 14 1.704 78 1,1
28 Zellerhornstraße 6 2.060 62 0,5
75
6.3 MINIMIERUNG DER FÖRDERSTRÖME
Aus den Untersuchungen in 5.3 geht hervor, dass in einigen Bereichen der Versorgungsanlage
auch ein geringerer Förderstrom ausreichen würde, um den täglichen Wasserbedarf innerhalb des
Dargebotes an Niedertarifstrom abdecken zu können. Es kommen hier gemittelte Volumenströme
zur Anwendung, welche unter Berücksichtigung der tatsächlich vorherrschenden Gegebenheiten
zu Abweichungen führen können. Mit dieser Stellschraube verschieben sich auch die in
Rohrreibung investierten Förderhöhen, und damit die elektrischen Leistungen nach unten. Um die
jeweils tatsächlich reduzierbare Höhe definieren zu können, werden die eigens zu diesem Zweck
rechnerisch und messtechnisch erstellten Anlagenkennlinien in Abbildung 26 bis Abbildung 31
herangezogen.
Tabelle 26: Reduzierungspotenzial durch Förderstromsenkung
Abbildung 56: Diagramm Einsparpotenzial durch Förderstromsenkung
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
Br I & II PW KO PW HB
0 %
5,63 % 4,83 %
76
Die Berechnungen zeigen, dass im Bereich Pumpwerk Kohlstatt und Pumpwerk Hainbach im Falle
von Sanierungs- oder Umstrukturierungsmaßnahmen Änderungen respektive Anpassungen der
Volumenströme angestrebt werden sollten. Durch Reduzierung der Rohrreibungsverluste können
hier Einsparungen von 5,63% für das Pumpwerk Kohlstatt, bzw. 4,83% für das Pumpwerk
Hainbach erreicht werden. An den Brunnen hingegen ist diesbezüglich keine Optimierung
möglich, da die zur Verfügung stehenden NT- Betriebsstunden überschritten würden.
6.4 ENERGIEBEDARF DURCH WASSERVERLUSTE
Zur Hochrechnung der benötigten elektrischen Energie zur Deckung der Wasserverluste im
insgesamt rund 100 km langen Rohrnetz wird unter Kapitel 5.4 der Energieanteil eines
Kubikmeters Wasser der jeweiligen Zone ermittelt. Tabelle 27 zeigt hier die einzeln betrachtete
und die kumulierte elektrische Arbeit jeder Station. Die Kumulation beruht darauf, dass der
Wassermasse eines Kubikmeters bei der nächsten Versorgungszone wiederum Energie zugeführt
werden muss, um dies in höhere geodätische Lage zu befördern. Die Energiezufuhr aus dem
vorhergehenden Abschnitt steckt jedoch weiterhin im Medium, wodurch die energetischen
Investitionen summiert werden.
Tabelle 27: spezifischer elektrischer Energieverbrauch für Wasserverluste
QSpeisepumpe tm³ PPumpe Am³ Einzel Am³ kumuliert
l/s m³/h h/m³ kW kWh/m³ kWh/m³
Tiefzone Aschau 25,0 90,0 0,011 24,0 0,267 0,267
Hochzone Aschau 11,0 39,6 0,025 12,0 0,303 0,570
Tiefzone Sachrang 10,0 36,0 0,028 18,0 0,500 1,070
Hochzone Sachrang 1,0 3,6 0,278 16,5 4,583 5,653
77
Abbildung 57: Diagramm spezifischer Energiebedarf zur Deckung von Wasserverlusten
Nach anteiliger Zuordnung der jährlichen Rohrnetzverluste auf die vier Versorgungszonen kann
der elektrische Energieaufwand zur Deckung der Wasserlecks gemäß Tabelle 28 ermittelt werden.
Tabelle 28: Anteile der elektr. Energieaufwendungen zur Deckung der Rohrnetzverluste
TZ Aschau HZ Aschau TZ Sachrang HZ Sachrang Gesamt
QVRTZA ATZA QVRHZA AHZA QVRTZS ATZS QVRHZS AHZS Agesamt
[m³/a] [kWh/a] [m³/a] [kWh/a] [m³/a] [kWh/a] [m³/a] [kWh/a] [kWh/a]
2005 59.380 15.854 27.321 15.574 22.963 24.570 2.459 13.901 69.899
2006 19.185 5.122 9.939 5.665 7.993 8.553 1.012 5.721 25.061
2007 37.010 9.882 12.406 7.071 13.137 14.057 1.526 8.626 39.636
2008 23.662 6.318 16.931 9.651 11.951 12.788 1.770 10.006 38.762
2009 52.925 14.131 12.682 7.229 30.103 32.210 1.749 9.887 63.457
2010 14.551 3.885 3.928 2.239 4.302 4.603 538 3.041 13.769
ØJahr 9.199 7.905 16.130 8.530 41.764
0,000
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Tiefzone AschauHochzone
Aschau TiefzoneSachrang Hochzone
Sachrang
0,267 0,303
0,500
4,583
0,267 0,570 1,070
5,653
[kWh/m³]
Elektrische Pumpenarbeit Einzelbetrachtung Elektrische Pumpenarbeit Gesamt
78
Abbildung 58: Diagramm zonenweise Anteile elektr. Energiebedarf für Rohrnetzverluste
Der größte Anteil an Einsparpotenzial fällt hier mit jährlich durchschnittlich 16.130 kWh auf den
Bereich Tiefzone Sachrang. Dies entspricht 38,6 % vom Gesamtanteil am Energiebedarf für
Rohrnetzverluste. Mit 41.764 kWh/a könnten durch die Beseitigung von Netzverlusten rund
15,23 % des Anlagengesamtenergieverbrauches eingespart werden.
Es bleibt zu prüfen, inwieweit Möglichkeiten zur Eindämmung der Netzverluste durch
Rohrleitungsschäden angewandt werden könnten.
6.5 UMKEHR DER VERSORGUNGSRICHTUNG
Der möglichen Umkehr der Versorgungsrichtung vom höchsten Anlagenstandort zur tiefsten
Versorgungszone wird innerhalb dieser wissenschaftlichen Arbeit in der Weise Beachtung
geschenkt, dass die möglichen Höhendifferenzen im Falle einer Rückwärtsversorgung zur Nutzung
von Trinkwasserturbinen dienen könnten. Hygienische, umweltschutzrechtliche, wasserrechtliche
und politische Grundlagen zur Umsetzung eines solchen Versorgungskonstrukts werden im
Hinblick auf die Recherchen nicht berücksichtigt. Die Berechnungen unter 5.5 basieren auf
gemittelte und kontinuierliche Abflusswerte. Die Realität entspricht nicht dieser Überlegung, da in
Bezug auf die Bedarfsmengen ständig schwankende Volumenströme zu erwarten sind. Eine
detailliertere Untersuchung der gegenwärtigen Umstände wäre somit im Falle einer praktischen
Umsetzung, wenn auch nur für Teilbereiche, unumgänglich.
9.199 kWh/a 22,0 %
7.905 kWh/a 18,9 %
16.130 kWh/a 38,6 %
8.530 kWh/a 20,4 %
Tiefzone Aschau Hochzone Aschau Tiefzone Sachrang Hochzone Sachrang
79
Für den Fall der Umsetzbarkeit sind nach Tabelle 29 ca. 262.408 Kilowattstunden pro Jahr als
potenzielle Netzeinspeisung denkbar.
Tabelle 29: Elektrisch erzeugte Energie unter Einsatz von Trinkwasserturbinen
Turbinierung: ΔH Q ρ g ηturb_ges t PTurb ATurb
[m] [l/s] [m³/h] [kg/m³] [m/s²] [-] [h/a] [kW] [kWh/a]
TT1 60 21,94 78,98 999,7 9,81 0,65 8.424 8,39 70.677
TT2 146 19,19 69,08 999,7 9,81 0,65 8.424 17,86 150.453
TT3 57 13,48 48,53 999,7 9,81 0,65 8.424 4,90 41.278
Gesamt 262.408
Zum Vergleich:
Derzeitig durchschnittlicher Jahresenergieverbrauch: 274.247 kWh/a
6.6 OPTIMIERUNG BEHÄLTERBEWIRTSCHAFTUNG
Zur Reduzierung der Hochtarifstrombezüge kann der verfügbare Puffer (in Tabelle 2 unter
Kumulationshöhe) dazu genutzt werden, um verfügbare NT- Stunden in diesen zu verpumpen.
Hierbei sind allerdings hygienische Belange zu berücksichtigen. Die Befüllung der Wasserspeicher
kann hier nicht pauschal bis ans Limit durchgeführt werden. Nach 72stündiger Stagnation bzw.
Lagerung besteht erhöhte Gefahr von Verkeimungen des Trinkwassers. In Tabelle 2 wird jedoch
ohnehin ein täglicher Austausch des gesamten Tagesdurchsatzes, ausschließlich der
erforderlichen Löschwasserreserve, des betrachteten Behälters angenommen. Die
Regelungstechnik ist daher so zu programmieren, dass diese 81 NT-Stunden je Woche möglichst
maximal ausgenutzt werden. Die Abbildung 59 zeigt, dass derzeit durchschnittlich nur ein Anteil
von 73,5 % des NT-Stromangebotes wahrgenommen wird.
80
Abbildung 59: Diagramm gemittelte Anteile NT/ HT am Gesamtstrombedarf
61,6 Std. 73,5 %
22,3 Std. 26,5 %
Anteil NT Anteil HT
81
7 ZUSAMMENFASSUNG
Die vorliegende Arbeit bietet einen Auszug aus potenziellen Einsparmöglichkeiten elektrischer
Energie in Wasserversorgungsanlagen. Jedoch kann damit kein allumfassendes Lösungskonzept
hinsichtlich der generellen Vermeidung von energetischen Mehraufwendungen geschaffen
werden. Sie soll vielmehr eine Anregung sein, auch kleine Stellschrauben diesbezüglich zu
erkennen. Insbesondere bei Sanierungsprojekten sollte darauf geachtet werden, dass auch
Aspekte außerhalb der in dieser Bachelorthesis behandelten Themen berücksichtigt werden,
wenn in diesen Verbesserungspotentiale vorliegen.
Die errechneten Strombedarfsaufteilungen im Bereich Brunnen und Pumpwerk Kohlstatt stellen
innerhalb dieser Arbeit Richtwerte dar. Genaue Zuteilungen des Energiebedarfs sind in diesem
Streckenabschnitt nur möglich, wenn ein Stromzähler für das Pumpwerk Kohlstatt nachgerüstet
wird.
Zwischen den theoretisch errechneten und den tatsächlichen Maschinenwirkungsgraden sind nur
geringe Abweichungen von beispielsweise 3,97 % im Bereich des Pumpwerkes Hainbach
festzustellen. Der Pumpengesamtwirkungsgrad variiert bei den Stationen Brunnen, PW Kohlstatt
und PW Hainbach zwischen 63,22 %, 58,02 % und 59,94 %. Die Förderanlage innerhalb des
Pumpwerkes Mitterleiten kann mit einem Aggregatswirkungsgrad von 10,67 % als
Fehldimensionierung deklariert werden. Um dort ein nachhaltiges Versorgungssystem
aufrechterhalten zu können, bedarf es weiteren Planungen. Varianten wären hier beispielsweise
bauliche Sicherstellung des Löschwasserbedarfs oder Errichtung eines weiteren Hochbehälters im
Bereich Reichenau mit entsprechender Anpassung der Pumpwerkfunktion in der Anlage
Mitterleiten.
Bei rechnerischer Ermittlung des nötigen Aufwands an Pumpenergie zur Deckung des
Wasserbedarfs der Gesamtanlage erhält man mit 232.301 kWh/a eine Unterdeckung des
tatsächlich benötigten Stromverbrauches von 41.945 kWh/a. Dies entspricht einem
Einsparpotenzial von 15,3 % in Bezug auf den realen Durchschnittsbedarf von 274.247 kWh/a. In
der Differenz sind Kleinverbraucher wie MSR-Technik, Beleuchtung, Kommunikationstechnik
enthalten, werden jedoch aufgrund der geringen Anschlussleistungen vernachlässigt.
82
Aus altersbedingten und strukturellen Gründen weichen die Betriebspunkte der
Strömungsmaschinen mehr oder weniger vom pumpenspezifischen Bestpunkt ab. Dies führt dazu,
dass der Wirkungsgrad wiederum sinkt und damit entsprechende Mehraufwendungen von
energetischer Seite nötig sind. Besonders auffällig sind diesbezüglich Pumpe 1 des Pumpwerkes
Kohlstatt mit einer Wirkungsgradabweichung von 12 % sowie das gesamte Pumpwerk
Mitterleiten mit Abweichungen von 45 % bis 53 %. Die starken Verschiebungen werden, wie oben
bereits erwähnt, mit einer Fehlauslegung dieser Anlage begründet. Würden alle
Pumpenaggregate auf dem Auslegungspunkt arbeiten, könnten jährlich 11.870 kWh elektrischer
Energie eingespart werden, was einem Anteil von 4,3 % am Gesamtenergiebezug entspricht. Eine
Wirkungsgradanpassung ist mit Hilfe von Laufradwechsel oder Pumpenneubeschaffungen zu
realisieren.
Werden die Förderströme auf eine minimal mögliche Fließgeschwindigkeit zur Deckung des
Wasserbedarfs innerhalb der Niedertarif- bzw. Nachttarifstunden angepasst, so ergibt sich durch
Einsparung von Rohrreibungsverlusten eine Senkung der notwendigen elektrischen Arbeit um
6.088 kWh/a. Dies entspricht einem Anteil von 2,33 % am Gesamtenergiebedarf. Eine Möglichkeit
zur Abstimmung ist hier eine generelle Neuauslegung der entsprechenden Pumpen. Dies kann
beispielsweise bei Ersatzbeschaffungen und Sanierungsmaßnahmen berücksichtigt werden.
Mit Häufigkeit der Verpumpung eines Kubikmeters Wasser wird diesem zunehmend Energie
zugeführt. Werden der Masse eines Kubikmeters im Abschnitt A 0,267 kWh/m³ zugeführt, sind
dies im Bereich des Abschnittes B bereits 0,570 kWh/m³, im Abschnitt C 1,070 kWh/m³ und im
Versorgungsgebiet Abschnitt D durchschnittlich 5,653 kWh/m³. Die Auswirkungen durch undichte
Rohrleitungsnetze sind dabei in den zuletzt durchflossenen und geodätisch höher gelegenen
Bereichen besonders gravierend und tragen unweigerlich zu einer unwirtschaftlichen
Betriebsweise bei. Mit Beseitigung bzw. Reduzierung der Rohrnetzverluste ginge eine
Reduzierung von 15,23 % in Bezug auf den elektrischen Anlagengesamtbedarf einher. Die größten
Einsparpotenziale sind mit 16.130 kWh/a, dies entspricht 38,6 % vom reduzierbaren Potenzial, im
Netzbereich Abschnitt C zu verfolgen.
Um den Anteil der NT-Bezüge der Gesamtanlage von derzeit 73,5 % noch steigern zu können,
sollten verfügbare Speicherreserven in den Hochbehältern genutzt werden, um in diesen den
nötigen Vorrat zur Überbrückung der HT-Zeiten zu schaffen, wenn dies aus hygienischer Sicht
wahrgenommen werden kann.
83
Eine gesamtkonzeptionelle Betrachtung des Versorgungsgebietes zeigt, dass im Zuge einer
Umkehr der Versorgungsrichtung, sprich vom höchsten zum tiefsten Höhenniveau, nicht nur die
jährlich für Pumpzwecke aufgewendete Energie eingespart, sondern unter Einsatz von Turbinen
noch zusätzlich elektrischer Strom erzeugt werden kann. Bei überschlägiger Berechnung unter
Berücksichtigung zahlreicher Annahmen könnten somit jährlich etwa 262.408 kWh/a in das
öffentliche Stromversorgungsnetz eingespeist werden.
Zusammenfassend kann folgender Überblick dargestellt werden:
Tabelle 30: Zusammenfassung Einsparpotenziale
Zusammenfassung Bedarf Einsparung
[kWh/a] [kWh/a] [%] vom tats. Energiebezug
tats. Energiebezug 274.247
theor. Energiebedarf 232.301 41.946 15,29 %
davon
Pumpenwirkungsgradoptimierung
11.870 4,33 %
Förderstromanpassung
6.088 2,22 %
Sonstige
23.988 8,75 %
Wasserverluste:
41.764 15,23 %
Gesamt:
83.710 30,52 %
Gesamt ohne Sonstige: 59.722 21,78 %
Dem tatsächlichen Energiebezug von 274.247 kWh/a steht eine errechnete Energiemenge von
232.301 kWh/a entgegen, was einer Differenz von 41.946 kWh/a entspricht. Betrachtet man die
Differenz als mögliches Einsparpotenzial, so verbleibt nach Abzug der ermittelten
Pumpenwirkungsgradoptimierung von 11.870 kWh/a und einer Förderstromanpassung von
6.088 kWh/a ein weiteres, undefiniertes Potenzial von 23.988 kWh/a, welches allerdings die
Aufwendungen für Nebenverbraucher beinhaltet. Unabhängig von den Anpassungen
hydraulischer Kriterien sind weiterhin Einsparungen von 41.764 kWh/a durch Eindämmung der
Rohrnetzverluste zu erzielen.
Einer realistischen Beurteilung zufolge kann bei Umsetzung diverser Optimierungsmaßnahmen
ein jährliches energetisches Einsparpotenzial von rund 20 %, unter Berücksichtigung sonstiger
Einsparungen im Bereich der Neben- bzw. Kleinverbraucher sogar bis zu 30 % erzielt werden.
84
Abbildung 60: Diagramm Zusammenfassung Einsparpotenziale
11.870 kWh/a 14,2 %
6.088 kWh/a 7,3 %
23.988 kWh/a 28,7 %
41.764 kWh/a 49,9 %
Optimierung Pumpenwirkungsgrad Förderstromanpassung Sonstige Wasserverluste
VII
Literaturverzeichnis
[1] Arbeitsblatt DVGW-W610 (A) März 2010
[2] Pumpen Lebenszyklus-Kosten, VDMA-Verlag, 2003
[3] Johann Friedrich Güllich, Kreiselpumpen, Springer-Verlag, 2010
[4] EUWRRL 2000 – Europäische Wasserrahmenrichtlinie aus dem Jahre 2000
[5] Daten Gemeindearchiv Gemeinde Aschau im Chiemgau Stand: 2.2.2012
[6] Google Earth Luftbilder, http://www.google.com/earth/index.html, Februar 2012
[7] Simon Frank 2012, Bachelorarbeit I – Wasserverluste in Trinkwasserversorgungsanlagen
[8] DVGW-Information Wasser Nr.77, Handbuch Energieeffizienz in der Wasserversorgung,
Juli 2010
VIII
Formelverzeichnis
(Glg.1)
(Glg.2)
(Glg.3)
(Glg.4)
(Glg.5)
(Glg.6)
(Glg.7)
(Glg.8)
(Glg.9)
(Glg.10)
(Glg.11)
(Glg.12)
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IX
(Glg.16)
(Glg.17)
(Glg.18)
(Glg.19)
(Glg.20)
(Glg.21)
(Glg.22)
(Glg.23)
[
]
(Glg.24) [
]
(Glg.25) (
)
( )
(Glg.26)
(Glg.27)
(Glg.28)
(Glg.29)
(Glg.30)
(Glg.31)
X
(Glg.32)
(Glg.33)
(Glg.34)
(Glg.35)
(Glg.36)
(Glg.37)
(Glg.38)
(Glg.39)
(Glg.40)
(Glg.41)
(Glg.42)
(Glg.43)
(Glg.44)
(Glg.45)
(Glg.46)
(Glg.47)
XI
(Glg.48)
(Glg.49)
(Glg.50) [
]
XII
Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Diagramm allg. Lebenszykluskosten Kreiselpumpen [2] .............................................. 3 Abbildung 2: allg. Verlustanteile Pumpenaggregate [1] ..................................................................... 4 Abbildung 3: Beispiel Pumpenkennlinien mit unterschiedlichen Nullförderhöhen ............................. 5 Abbildung 4: Beispiel Anlagenkennlinie ............................................................................................. 6 Abbildung 5: Beispiel Betriebspunkte ................................................................................................. 7 Abbildung 6: Energielinie und Drucklinie f. Druckrohrleitung [3] ........................................................ 8 Abbildung 7: Beispiel Wirkungsgradverschiebung ........................................................................... 10 Abbildung 8: Überblick Standort Großraum [6] ................................................................................ 16 Abbildung 9: Überblick Standort Region [6] ..................................................................................... 16 Abbildung 10: Übersicht Hydraulik- Hauptkomponenten ................................................................. 17 Abbildung 11: Rohrleitungstrasse Abschnitt A [5] ............................................................................ 18 Abbildung 12: Rohrleitungstrasse Abschnitt B [5] ............................................................................ 18 Abbildung 13: Rohrleitungstrasse Abschnitt C Teil 1[5] ................................................................... 19 Abbildung 14: Rohrleitungstrasse Abschnitt D [5] ............................................................................ 19 Abbildung 15: Diagramm Wassereinspeisung und Wasserverluste ................................................ 21 Abbildung 16: Diagramm Verlauf Jahresenergiebedarf Gesamtanlage [5] .................................... 23 Abbildung 17: Tatsächlicher spezifischer Energiebedarf der Pumpanlagen inkl. Nebenverbraucher
.......................................................................................................................................................... 26 Abbildung 18: Diagramm Anteile am Gesamtenergieverbrauch ...................................................... 26 Abbildung 19: Diagramm Anteil Strombezug NT/ HT....................................................................... 28 Abbildung 20: Diagramm durchschnittliche Anteile NT/HT zu verbrauchsarmer Zeit ...................... 29 Abbildung 21: Diagramm NT-Anteile am Wochendargebot zu verbrauchsarmer Zeit ..................... 30 Abbildung 22: Diagramm durchschnittliche Anteile NT/HT zu verbrauchsreicher Zeit .................... 31 Abbildung 23: Diagramm NT-Anteile am Wochendargebot zu verbrauchsreicher Zeit ................... 31 Abbildung 24: Diagramm durchschnittliche Anteile NT/HT gemittelt ............................................... 32 Abbildung 25: Diagramm NT-Anteile am Wochendargebot gemittelt .............................................. 32 Abbildung 26: Anlagenkennlinie Abschnitt A .................................................................................... 36 Abbildung 27: Berechnungsblatt Anlagenkennlinie Abschnitt A ...................................................... 36 Abbildung 28: Anlagenkennlinie Abschnitt B .................................................................................... 37 Abbildung 29: Berechnungsblatt Anlagenkennlinie Abschnitt B ...................................................... 37 Abbildung 30: Anlagenkennlinie Abschnitt C ................................................................................... 38 Abbildung 31: Berechnungsblatt Anlagenkennlinie Abschnitt C ...................................................... 38 Abbildung 32: Pumpenkennlinie Brunnen I ...................................................................................... 40 Abbildung 33: Pumpenkennlinie Brunnen II ..................................................................................... 41 Abbildung 34: Pumpenkennlinie Pumpwerk Kohlstatt ..................................................................... 42 Abbildung 35: Pumpenkennlinie Pumpwerk Hainbach .................................................................... 43 Abbildung 36: Pumpenkennlinie Pumpe 1 PWMit............................................................................ 44 Abbildung 37: Pumpenkennlinie Pumpe 2 u. 3 PWMit .................................................................... 45 Abbildung 38: Diagramm Pumpengesamtwirkungsgrad .................................................................. 47 Abbildung 39: Diagramm Anteile am Gesamteinsparpotenzial in kWh/a und Prozent .................... 49 Abbildung 40: Diagramm Absolutes jährliches Einsparpotenzial im Pumpenbereich ...................... 50 Abbildung 41: Wochen-Ganglinie Pumpwerk Mitterleiten 2.4.-8.4.2012 ......................................... 51 Abbildung 42: Bsp. grafische Ermittlung Pumpenwirkungsgrad ...................................................... 52 Abbildung 43: Mögliche Wirkungsgradsteigerungen der Kreiselpumpen ........................................ 55 Abbildung 44: Anlagenkennlinie Abschnitt B .................................................................................... 56 Abbildung 45: Diagramm Einsparpotenzial durch Förderstromreduzierung .................................... 58 Abbildung 46: Diagramm spezifische elektr. Pumparbeit für Wasserverluste im Rohrnetz ............. 59 Abbildung 47: Diagramm zonenweise elektr. Energiebedarf für Rohrnetzverluste ......................... 62 Abbildung 48: Luftbild Areal Einzugsgebiet am Spitzstein ............................................................... 63 Abbildung 49: Luftbild Quellfassung Spitzstein u. Abschnitt D mit Turbinierung ............................. 64 Abbildung 50: Luftbild Abschnitt C mit Turbinierung ........................................................................ 65
XIII
Abbildung 51: Luftbild Abschnitt B mit Turbinierung ........................................................................ 66 Abbildung 52: Hydraulikschema Trinkwasserturbinen ..................................................................... 67 Abbildung 53: Diagramm absolute jährlich spezifische Einsparpotenziale ...................................... 70 Abbildung 54: Diagramm elektr. Einsparpotenzial am mittleren Anlagengesamtbedarf .................. 70 Abbildung 55: Diagramm Optimierungspotenzial im Bereich Pumpenbetriebspunkte .................... 72 Abbildung 56: Diagramm Einsparpotenzial durch Förderstromsenkung.......................................... 74 Abbildung 57: Diagramm spezifischer Energiebedarf zur Deckung von Wasserverlusten .............. 76 Abbildung 58: Diagramm zonenweise Anteile elektr. Energiebedarf für Rohrnetzverluste ............. 77 Abbildung 59: Diagramm gemittelte Anteile NT/ HT am Gesamtstrombedarf ................................. 79 Abbildung 60: Diagramm Zusammenfassung Einsparpotenziale .................................................... 83
XIV
Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Bezugshöhen mNN ......................................................................................................... 20 Tabelle 2: Behälterbewirtschaftung .................................................................................................. 20 Tabelle 3: Wassereinspeisung u. Verluste 2005 - 2010................................................................... 21 Tabelle 4: Bedarfsdaten Strombezug, Betriebsstunden, Wasserbedarf 2005-2010........................ 22 Tabelle 5: Durchschnittlicher elektr. Energiebedarf der Anlagenkomponenten 2005 - 2010 .......... 25 Tabelle 6: Spezifischer Energiebedarf je gefördertem Kubikmeter Wasser .................................... 25 Tabelle 7: Tag- u. Nachtstromanteile ............................................................................................... 27 Tabelle 8: Pumpenbetriebsstunden verbrauchsarmer Zeitraum ...................................................... 29 Tabelle 9: Pumpen-Betriebsstunden verbrauchsreicher Zeitraum ................................................... 31 Tabelle 10: Pumpen-Betriebszeiten gemittelt .................................................................................. 32 Tabelle 11: Überblick Pumpenaggregate ......................................................................................... 33 Tabelle 12: Ermittlung Pumpengesamtwirkungsgrad....................................................................... 47 Tabelle 13: Nennförderströme mit den zugehörigen Nenndrücken aus Anlagenkennlinien ............ 48 Tabelle 14: Vergleich Energiebezüge Theorie - Praxis .................................................................... 48 Tabelle 15: Untersuchung Pumpenwirkungsgrade .......................................................................... 54 Tabelle 16: Reduzierung Pumparbeit ............................................................................................... 57 Tabelle 17: Spezifische elektr. Pumparbeit für Wasserverluste im Rohrnetz[7] .............................. 59 Tabelle 18: Ermittlung prozentualer Wasserbedarfsanteile je Zone[7] ............................................ 60 Tabelle 19: Zonenmäßige Verlustmengenzuteilung [7] ................................................................... 60 Tabelle 20: Aufwendung elektr. Arbeit für zonenmäßige u. gesamte Wasserverluste [7] ............... 61 Tabelle 21: Zonenmäßige kontinuierliche Volumenströme gemittelt ............................................... 66 Tabelle 22: Turbinenleistung [kW]und Jahresarbeit [kWh/a] ........................................................... 68 Tabelle 23: Einsparpotenzial Pumparbeit am mittleren Anlagengesamtbedarf ............................... 70 Tabelle 24: Optimierungspotenzial im Bereich Pumpenbetriebspunkte .......................................... 71 Tabelle 25: Staffelung nach Schadenszahl [7] ................................................................................. 73 Tabelle 26: Reduzierungspotenzial durch Förderstromsenkung ..................................................... 74 Tabelle 27: spezifischer elektrischer Energieverbrauch für Wasserverluste ................................... 75 Tabelle 28: Anteile der elektr. Energieaufwendungen zur Deckung der Rohrnetzverluste ............. 76 Tabelle 29: Elektrisch erzeugte Energie unter Einsatz von Trinkwasserturbinen ............................ 78 Tabelle 30: Zusammenfassung Einsparpotenziale .......................................................................... 82 Tabelle 31: Energiebezug Basisdaten Teil 1 ..................................................................................XVII Tabelle 32: Energiebezug Basisdaten Teil 2 ................................................................................ XVIII
XV
Formelzeichen und Einheiten Kurzzeichen Erläuterung Einheit
Br od. Br I u. II Brunnen Haindorf; Tiefbrunnenanlage
HBKO Hochbehälter Kohlstatt
PWKO Pumpwerk Kohlstatt
HBSCH Hochbehälter Schlechtenberg
PWHB Pumpwerk Hainbach
HBMIT Hochbehälter Mitterleiten
PWMIT Pumpwerk Mitterleiten; Druckpumpwerk Mitterleiten
PW Pumpwerk
TZ Tiefzone
HZ Hochzone
A Aschau
Sa / S Sachrang
RL Rohrleitung
geodätische Höhe
geodätischer Höhendifferenz [m]
Verlusthöhe durch örtliche hydraulische Widerstände [m]
Verlusthöhe durch Rohrreibung [m]
Gesamtförderhöhe [m]
Höhe gemessen [m]
Höhe berechnet [m]
Rohrreibungsverlust [m]
Verlustbeiwert für Armaturen und Anlagenkomponenten [-]
Fließgeschwindigkeit [m/s]
Erdbeschleunigung [m/s²]
Reibungsverlustbeiwert Rohrreibung [-]
Länge [m]
(Rohr-) Durchmesser innen [m]
geodätische Höhenlage [m]
Druck [bar; Pa]
Dichte [kg/m³]
Ø durchschnittlich/ gemittelt
elektrische Pumpleistung [W]
elektrische Leistung [W]
Druckdifferenz [bar; Pa]
Volumenstrom [m³/s]
Wirkungsgrad [-]
elektrische Pumparbeit [Ws]
Zeit; Betriebsstunden [s]
laufende Kilometer [km]
mNN Meter über Normal Null/ Seehöhe [m]
mWs Meter Wassersäule [m]
XVI
V Volumen; Füllvolumen [m³]
NT Niedertarifstrom; Nachttarifstrom
HT Hochtarifstrom; Tagtarifstrom
ET Eintarif/ zeitunabhängiger Strompreis
elektrische Arbeit [Ws]
Anteil elektrischer Arbeit [%]
gemittelter Jahres- Energiebedarf [Ws]
gemittelter spezifischer Energieinhalt eines Kubikmeters Wasser [Ws]
Niedertarif- Strombezug [Ws]
Hochtarif- Strombezug [Ws]
Anteil Niedertarif- Strombezug [%]
Anteil Hochtarif- Strombezug [%]
tNT_Std./Wo NT- Stunden pro Woche [h]
tHT_Std./Wo HT- Stunden pro Woche [h]
maximal wöchentlich nutzbare NT- Stunden [h]
va verbrauchsarm
vr verbrauchsreich
tatsächlicher Anteil an maximal wöchentlich nutzbarer NT- Stunden [%]
Verhältnis der NT- Stunden zu den HT- Stunden [%]
max Maximalwert
min Minimalwert
theo theoretisch
real real, tatsächlich
Ausgangsdruck [bar; Pa]
Eingangsdruck [bar; Pa]
FU Frequenzumrichter
RLK Rohrleitungskennlinie
LE Luftentfeuchter
SP Strompreis [ct/kWh]
SK Stromkosten [€/a]
Red Reduzierung/ Reduzierbarkeit
opt Optimalfall/ Optimalauslegung
Wo Woche
erf erforderlich
pot potenziell
VR Realer Wasserverlust [m³/a]
TT Trinkwasserturbine
konti kontinuierlich
UF Ultrafiltration
turb Turbine
MSR Mess-, Steuer- und Regelungstechnik
XVII
Anhang
Tabelle 31: Energiebezug Basisdaten Teil 1
XVIII
Tabelle 32: Energiebezug Basisdaten Teil 2
![Energieeffiziente Gebäudeautomation...•«Energieeffizienz durch Gebäudeautomation» [Hochschule Biberach, Prof. Dr. Martin Becker et al; 2011] •Ziel: Beurteilung der Einsparpotenziale](https://img.pdfslide.org/doc/110x75/5fc7d8b335f6062cdd07a554/energieeffiziente-gebudeautomation-aenergieeffizienz-durch-gebudeautomation.jpg)
