New Configuration for Trigeneration Systems Driven by Renewable Energy Resources

Titelangaben

Akbari Kordlar, Mehri:
New Configuration for Trigeneration Systems Driven by Renewable Energy Resources.
Bayreuth , 2026 . - x, 157 S.
( Dissertation, 2026 , Universität Bayreuth, Fakultät für Ingenieurwissenschaften)
DOI: https://doi.org/10.15495/EPub_UBT_00009569

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Abstract

Designing an efficient tri-generation system is essential for optimizing energy use in
distribution networks. The primary challenge is meeting the heating and cooling demand, due
to differences in the heating or cooling to power ratio between network requirements and system
output, complicating configuration and design. This study proposes and analyses two adjustable
tri-generation systems powered by geothermal brine. The systems are designed for flexible
heating, cooling, and power generation, taking into account both exergetic and economic
aspects. For the analysis, annual simulations are performed using typical days according to guideline VDI 4655. These days are determined based on the time of year, user behaviour, and Designing an efficient tri-generation system is essential for optimizing energy use in
distribution networks. The primary challenge is meeting the heating and cooling demand, due
to differences in the heating or cooling to power ratio between network requirements and system
output, complicating configuration and design. This study proposes and analyses two adjustable
tri-generation systems powered by geothermal brine. The systems are designed for flexible
heating, cooling, and power generation, taking into account both exergetic and economic
aspects. For the analysis, annual simulations are performed using typical days according to
guideline VDI 4655. These days are determined based on the time of year, user behaviour, and
cloudiness. The district heating network considers a fluctuating heat demand throughout the
day, with load profiles derived from operational data of an existing geothermal heat plant. For
power generation, a Kalina cycle using an ammonia-water solution is implemented. For cooling
generation, an absorption refrigeration cycle with the same solution is developed. A domestic
heat exchanger is used to meet the heating demand.
The heat exchangers are designed for maximum heat transfer rate under design conditions. Off-
design calculations are applied based on the heat exchanger design and turbine models. A
parametric analysis is conducted to evaluate the influence of operational parameters on system
performance under design condition. The impact of varying heating demands and ambient
temperatures on the exergetic performance of the systems during winter and summer is also
examined under off-design conditions. An annual simulation is performed to meet the demand
of a specific district network, considering the climate conditions in Germany under both design
and off-design scenarios. The economic evaluation involves a detailed investment analysis
based on net present value to determine the effect of operational parameters on the levelized
cost of electricity.
The exergetic results indicate that the exergy efficiency of the proposed systems increases with
rising heating demand. It ranges from 48 % to 59 % in winter and from 34 % to 42 % in summer.
The increase in exergy efficiency depends on the configuration of the systems, the heating and
cooling demand, the supply heating temperature, and the net power produced by the systems.
The analysis of the exergy destruction rate also reveals that it decreases as heating demand
increases, ranging from 3557 kW to 2983 kW in winter and from 4720 kW to 4094 kW in
summer.
From an economic perspective, a detailed evaluation based on the levelized Cost of Electricity
indicates that the discount rate, cost escalation, system lifespan, and systems output are the
parameters with the most significant impact. The levelized Cost of Electricity increases with a
rise in supply heating temperature and decreases with an increase in the temperature of
geothermal hot water. Additionally, the levelized Cost of Electricity can vary significantly,
potentially doubling, with an increase in drilling costs.

Abstract in weiterer Sprache

Die Auslegung eines effizienten Trigenerationssystems ist entscheidend für die Optimierung
des Energieeinsatzes in Verteilnetzen. Die zentrale Herausforderung besteht darin, den Wärme-
und Kältebedarf zu decken, da das Verhältnis von Wärme- bzw. Kälte- zu Strombedarf
zwischen Netzanforderungen und Systemoutput variiert und dadurch die Konfiguration sowie
das Design erschwert werden. In dieser Arbeit werden zwei anpassbare, mit geothermischer
Sole betriebene Trigenerationssysteme vorgeschlagen und analysiert. Die Systeme ermöglichen
eine flexible Wärme-, Kälte- und Stromerzeugung unter Berücksichtigung exergetischer und
ökonomischer Aspekte. Für die Analyse werden Jahressimulationen mit typischen Tagen nach
VDI 4655 durchgeführt, wobei Jahreszeit, Nutzerverhalten und Bewölkungsgrad berücksichtigt
werden. Das Fernwärmenetz weist dabei einen schwankenden Wärmebedarf auf, basierend auf
Lastprofilen einer bestehenden geothermischen Heizzentrale. Zur Stromerzeugung wird ein
Kalina-Kreislauf mit einer Ammoniak-Wasser-Lösung eingesetzt, zur Kälteerzeugung ein
Absorptionsprozess mit derselben Lösung. Zur Deckung des Wärmebedarfs dient ein
Haushaltswärmetauscher.
Die Wärmetauscher sind für maximale Wärmeübertragungsraten unter Auslegungs-
bedingungen ausgelegt. Berechnungen unter Nicht-Auslegungsbedingungen basieren auf der
Wärmetauscherkonstruktion und den Turbinenmodellen. Eine parametrische Analyse
untersucht den Einfluss von Betriebsparametern auf die Systemleistung. Darüber hinaus wird
der Einfluss variierender Wärmebedarfe und Umgebungstemperaturen auf die exergetische
Performance im Winter und Sommer betrachtet. Zusätzlich wird eine Jahressimulation
durchgeführt, um den Bedarf eines spezifischen Fernwärmenetzes zu decken, wobei die
Klimabedingungen in Deutschland sowohl unter Auslegungs- als auch unter Nicht-Auslegungsszenarien berücksichtigt werden. Die ökonomische Bewertung umfasst eine
Investitionsanalyse auf Basis des Kapitalwertes, um den Einfluss der Betriebsparameter auf die
Stromgestehungskosten zu bestimmen.
Die Ergebnisse zeigen, dass die Exergieeffizienz mit steigendem Wärmebedarf zunimmt und
im Winter Werte zwischen 48 % und 59 %, im Sommer zwischen 34 % und 42 % erreicht. Der Anstieg hängt von der Systemkonfiguration, dem Wärme- und Kältebedarf, der Vorlauf-
temperatur sowie der Nettostromproduktion ab. Die Exergiedestruktion nimmt mit steigendem
Wärmebedarf ab und verringert sich im Winter von 3557 kW auf 2983 kW sowie im Sommer
von 4720 kW auf 4094 kW.
Die ökonomische Bewertung verdeutlicht, dass Diskontsatz, Kostensteigerungen, Lebensdauer
und Bohrkosten den größten Einfluss auf die Stromgestehungskosten haben. Diese steigen mit
höherer Vorlauftemperatur, sinken mit zunehmender Temperatur des geothermischen
Heißwassers und können sich bei höheren Bohrkosten deutlich verändern – im Extremfall sogar
verdoppeln.