Institut für Energietechnik Department of Energy Systems

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1 Institut für Energietechnik Department of Energy Systems Energiewirtschaft Juli 2008 Coach Prof. Dr. rer. pol. Georg Erdmann LNG(Liquefied Natural Gas) - als Speicheroption für Erdgas LNG - Storage - Option for natural gas Start Physikalische Ingenieurswissenschaft cand. Dipl.-Ing. Soner Emec & Gaz de France Energy Deutschland Geschäftsführer Jürgen Stefan Kukuk LNG - Turbospeicher

2 Inhaltsangabe Institut für Energietechnik Department of Energy Systems 1. Energiebilanz von der Quelle bis zum Verbraucher 2. LNG dezentrale 3. Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext 3.1. Auswahl der wirtschaftlichen Dimensionierung 3.2. Betriebszustandsanalyse anhand der Stadtwerke 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher

3 1. Energiebilanz von der Quelle bis zum Verbraucher 2. LNG dezentrale 3. Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext " m e 2 c 2 + S + W t, j " m e 2 c 2 + S + W t, j + W t, j! Energiequelle! 100bar!! 100 km Verlust bar Speicher! " m e 2 c 2 + S! = " m e 2 c 2 + S Übernahmestation - Versorgernetz 6-8 bar Entspannungsanlage 100bar! + W t, j! Gasdruckregelanlage Haushalte Industrie! " W t, j

4 Beim Erdgas wird ein möglichst gleichmäßiger Bezug angestrebt. Vorlieferanten : Gesamtpreis = Arbeitspreis + Spitzenvolumenstrom Speicher ermöglichen ein Ausgleich zwischen Bezug und Lieferungen variabel Endabnehmer : Industrie-, Gewerbe- und Haushaltskunden sowie die Verwendungen in eigenen Erzeugungsanlagen + Tag- und Jahresgang

5 Grundlastanlagen zur LNG Gewinnung Prozessstufen : CO2 Entfernung Trocknung Vorkühlung Fraktionierung Verflüssigung - Effizienz : 0,35 kwh / kg LNG - Speicherkapazität : > m³ - Export durch : LNG Schiffe - mehrere Prozesszüge - Jährliche Produktion : > 2,5 Mio. Ton./Proz. - Typische Investition : USD/ t LNG - Verflüssigungsverfahren : 90% APCI - Propanvorkühlung sowie Gemischkühlkreislauf Quelle: Hamworthy Gas Systems / Verfahren zur Herstellung von LNG InnoGas November, 29th/30th 2007 Dessau, Deutschland / Sebastian Kunert-- Prozess Ingenieur

6 Snurrevarden LNG Anlage Prozesstufen: - Trocknung - CO2 Entfernung - Vorkühlung - Entfernung schwerer Kohlenwasserstoffe - Verflüssigung - Effizienz : 0,80 kwh / kg LNG - Speicherkapazität : 250 m³ - Export durch : LKW Anlagenstart war am 15. März Prozesszug - Jährliche Produk. : ~ t - Investition : ca. 370 USD /t LNG - Verfahren : Stickstoff Brayton-Kreislauf Quelle: Hamworthy Gas Systems / Verfahren zur Herstellung von LNG InnoGas November, 29th/30th 2007 Dessau, Deutschland / Sebastian Kunert-- Prozess Ingenieur

7 Idee 2 LNG dezentrale bar Hochdrucknetz Wärme Enthalpiezunahme Entspannung Arbeit Verdichtung Enthalpieabnahme L N G 3 bar Ortsnetz

8 Verschaltung der Komponenten: Expansionsturbine Verdichter (Kolben-, Lamellen- oder Turboverdichter möglich) Wärmetauscher Expansionsdrosseln CO2 - Abscheider Verflüssigungskessel LNG Vorratstank

9 Projekt Turbospeicher: - Entwicklung von Methatool -Machbarkeitstudie Ziel: - Berechnung der thermodynamischen Größen an allen relevanten Stellen - Komplette Simulation der Anlage - Variable Komponenten Quelle: Projekt Turbospeicher 2007 IPK Fraunhofer 5 Projektbearbeiter / Thermodynamik- Numerik u. Simulation / - Soner Emec -

10 Der zweistufige Turbospeicher mit zwei Verflüssigungskesseln

11 50 bar 100 bar 28 bar 80 bar 170 bar 100 bar 200 bar 3 bar 1 bar 3 bar Funktionsschema mit Druck in bar 3 bar

12 288 K 148 K 285 K 340 K 250 K 280 K 340 K 420 K 126 K 111 K 285 K Funktionsschema mit Temperatur in Kelvin K 250 K

13 Funktionsschema mit Enthalpie in kj/kg

14 200 K -490 kj/kg 70 bar 210 K -470 kj/kg 70 bar 220 K -470 kj/kg 170 bar 280 K -210 kj/kg 170 bar Integration der CO 2 Abscheidung in den Prozeß / Zyklonabscheider 126 K 111 K

15 2 LNG dezentrale Blow-off Kühler Zweistufige Verdichtung / Zwischenkühlung CO2-Reinigung Blow off 1 bar R un ück of g d ve fs e rd s ich bl t ow Blow off 3 bar Zweistufige Entspannung Drosselung 1. Stufe Dros se-lung 2.Stu fe LNG-Anteil 14 % => unkt p s g gan Aus

16 Verfahren der Rückvergasung: konventionelle Beheizung Stromerzeugung durch Stirling oder Rankine Kreislauf Herstellung von kristallinem CO 2 Klimatisierung, Lufttrocknung

17 Regasifizierung und Energiegewinnung mit Hilfe eines Rankine-Cycles => Methan LNG 1 bar, 111 K Außenluft 258 K (-15 C) Außenluft 253 K (-20 C) Beheizung 3 bar, 280 K G

18 Anwendungsbereiche Industrie: Ausgleich jahreszeitlicher Bezugsschwankungen Erhöhung der Versorgungssicherheit Ermöglichung von Abschaltbarkeit Brennstoff für Spitzenstromerzeugung Kältegewinnung für Klimatisierung, Lufttrocknung, Abgasreinigung

19 Spitzenausgleich eines Industrieprofils (Papierfabrik)

20 Spitzenausgleich eines Industrieprofils - Papierfabrik Verbrauch in kwh LNG - Speicher in m

21 Spitzenausgleich eines Industrieprofils - Automobil-Produktion Abnahme in MW LNG - Speicher in m Effiziente Spitzenkappung, mögliche Probleme bei häufigen Abschaltung

22 Typisches Stadtwerksprofil 60 Hohe Spitzenlast wegen vieler Einzelspitzen Okt. 31. Okt Jan Apr Jun. 27. Jul

23 Typisches Stadtwerksprofil Abnahme in MW LNG - Speicher in m Okt. 31. Okt Jan Apr Jun. 27. Jul

24 Typisches Stadtwerksprofil Abnahme in MW LNG - Speicher in m Okt. 31. Okt Jan Apr Jun. 27. Jul

25 Beispielrechnung für ein kleines Stadtwerk Grundeinstellungen: 164,5 GWh/a Gasentnahme eines Stadtwerks = 14, 6 Mio m3/a 56 MW Abnahmespitze = Nm3/h Speicher- und Maschinendimension Speicher mit Nm3 Gasinhalt = 4,8 GWh =685 m3 LNG Turbospeicher mit 1250 m3/h Durchsatz und 125 Nm3/h LNG- Produktion (= 0,21 m3/h, flüssig) Wirtschaftlicher Nutzen Reduktion der Abnahmespitze auf 35 MW = Nm3/h Steuerbarkeit des Gasabsatzes für den Stundenausgleich Sicherheit gegen Lieferunterbrechungen Einsparung liegt bei 21 MWh/h = EUR/a

26 3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext 3.1. Auswahl der wirtschaftlichen Dimensionierung 3.2. Betriebszustandsanalyse anhand der Stadtwerke 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher 60,000 Auswahl der Dimensionierung eines Turbospeichers 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 0,000 a. Hohe Leistung geringere Volllaststunden b. Geringere Leistung hohe Auslastung

27 3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext 3.1. Auswahl der wirtschaftlichen Dimensionierung 3.2. Betriebszustandsanalyse anhand der Stadtwerke 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher LNG Produktion Beispiel Stadtwerke Stadtwerk A B C D E F G H Kundenverbrauch 0,169 TWh m3 Spitze max 56,33 MWh m3/h Base min 15 % Durchsatz 761 m3/h V-faktor 14 % V-Volumen 107 m3/h V-Stunden 5500 h/a Jahresleistung m3/a flüssig 977 m3/a Höhe 6 m Anzahl 5 Druck 50 bar Durchm 3,22 m Betriebsvolumen 15 m3/h Umdrehungszahl 800 1/min Schluckvol. pro U 0,31719 liter/umdrehung Leistung p2/p1 * V * ro methan * Gravikon netto J m3/h*kg/m3*m/s2 7,14 kw Version a. = Produktion von LNG = 977 m³/a mittlerer Speicher (4600 m³)

28 3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext 3.1. Auswahl der wirtschaftlichen Dimensionierung 3.2. Betriebszustandsanalyse anhand der Stadtwerke 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher LNG Produktion Beispiel Stadtwerke Stadtwerk A B C D E F G H Kundenverbrauch 0,169 TWh m3 Spitze max 56,33 MWh m3/h Base min 9 % Durchsatz 457 m3/h V-faktor 14 % V-Volumen 64 m3/h V-Stunden 5500 h/a Jahresleistung m3/a flüssig 586 m3/a Höhe 6 m Anzahl 5 Druck 50 bar Durchm 2,49 m Betriebsvolumen 9 m3/h Umdrehungszahl 800 1/min Schluckvol. pro U 0,19032 liter/umdrehung Leistung p2/p1 * V * ro methan * Gravikon netto J m3/h*kg/m3*m/s2 4,28 kw Version b. = Produktion von LNG = 586 m³/a kleiner Speicher (1500 m³)

29 3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext 3.1. Auswahl der wirtschaftlichen Dimensionierung 3.2. Betriebszustandsanalyse anhand der Stadtwerke 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher Wirtschaftlichkeits-Analyse : Ersparnis Leistungspreis Einspeisung Regelenergie Stromerzeugung Einsparung Heizgas

30 3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher - Ersparnis Leistungspreis - Einspeisung Regelenergie - Stromerzeugung - Einsparung Heizgas Wirtschaftlichkeit Leistungspreis Leistung A ,37 Leistung B ,00 jährliche Ersparn ,37 Barwert ,60 Verkauf von Regelenergie Gas Einspeisung in das Netz Aufnahme aus dem Netz 40 EUR/MWh 15 EUR/MWh 25 EUR/MWh * 14 * ,00 Barwert ,00

31 3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher Wirtschaftlichkeit - Ersparnis Leistungspreis - Einspeisung Regelenergie - Stromerzeugung - Einsparung Heizgas Stromerzeugung Leistung 3 MW el Wirkungsgrad 33% Gaseinsatz 7,1 MW th. Betriebszeit 2000 h/a Erlös 85 EUR/MWh ,00 Kosten 50,0 EUR/MWh ,00 Differenz ,00 Barwert ,00./. Investitionen ,00 Einsparung Heizgas Joule Thompson Effekt Leistung 42 kj/m3 1,66 Wh/m3 0,035 ct/m EUR/TWh ,00 Barwert ,00

32 11 Juli 2008 Berlin Energiewirtschaft Ende Danke für die Aufmerksamkeit!!!