Institut für Energietechnik Department of Energy Systems

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

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

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 80-90 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

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

Grundlastanlagen zur LNG Gewinnung Prozessstufen : CO2 Entfernung Trocknung Vorkühlung Fraktionierung Verflüssigung - Effizienz : 0,35 kwh / kg LNG - Speicherkapazität : > 200.000 m³ - Export durch : LNG Schiffe - mehrere Prozesszüge - Jährliche Produktion : > 2,5 Mio. Ton./Proz. - Typische Investition : 300-400 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

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 2003-1 Prozesszug - Jährliche Produk. : ~21.000 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

Idee 2 LNG dezentrale 50 80 bar Hochdrucknetz Wärme Enthalpiezunahme Entspannung Arbeit Verdichtung Enthalpieabnahme L N G 3 bar Ortsnetz

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

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 -

Der zweistufige Turbospeicher mit zwei Verflüssigungskesseln

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

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

-85-531 -51 160 175-210 - 210 47-95 12-140 - 857-910 -43-62 Funktionsschema mit Enthalpie in kj/kg

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

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

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

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

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

Spitzenausgleich eines Industrieprofils (Papierfabrik) 140000 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 1 405 809 1213 1617 2021 2425 2829 3233 3637 4041 4445 4849 5253 5657 6061 6465 6869 7273 7677 8081 8485

Spitzenausgleich eines Industrieprofils - Papierfabrik 140.000 3500 120.000 3000 100.000 2500 Verbrauch in kwh 80.000 60.000 2000 1500 LNG - Speicher in m3 40.000 1000 20.000 500 0 1 291 581 871 116 145 1741203123212611290131913481377140614351464149315221551158016091638166716961725175417831812184118701 0

Spitzenausgleich eines Industrieprofils - Automobil-Produktion 60 1200 50 1000 Abnahme in MW 40 30 20 10 800 600 400 200 LNG - Speicher in m3 0 0 1.1 21.10 11.8 31.5 21.3 8.1 29.10 18.8 8.6 28.3 16.1 6.11 26.8 16.6 Effiziente Spitzenkappung, mögliche Probleme bei häufigen Abschaltung

Typisches Stadtwerksprofil 60 Hohe Spitzenlast wegen vieler Einzelspitzen 50 40 30 20 10 0 1. Okt. 31. Okt. 30. 30. 29. Jan. 28. 29. 28. Apr. 28. 27. Jun. 27. Jul. 26. 25.

Typisches Stadtwerksprofil 60 5000 4500 50 4000 Abnahme in MW 40 30 20 3500 3000 2500 2000 1500 LNG - Speicher in m3 10 1000 500 0 1. Okt. 31. Okt. 30. 30. 29. Jan. 28. 29. 28. Apr. 28. 27. Jun. 27. Jul. 26. 25. 0

Typisches Stadtwerksprofil 60 5000 4500 50 4000 Abnahme in MW 40 30 20 3500 3000 2500 2000 1500 LNG - Speicher in m3 10 1000 500 0 1. Okt. 31. Okt. 30. 30. 29. Jan. 28. 29. 28. Apr. 28. 27. Jun. 27. Jul. 26. 25. 0

Beispielrechnung für ein kleines Stadtwerk Grundeinstellungen: 164,5 GWh/a Gasentnahme eines Stadtwerks = 14, 6 Mio m3/a 56 MW Abnahmespitze = 4.975 Nm3/h Speicher- und Maschinendimension Speicher mit 410 700 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 = 3.125 Nm3/h Steuerbarkeit des Gasabsatzes für den Stundenausgleich Sicherheit gegen Lieferunterbrechungen Einsparung liegt bei 21 MWh/h = 252.000 EUR/a

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 1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

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 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 Stadtwerk A B C D E F G H Kundenverbrauch 0,169 TWh 15.225.225 m3 Spitze max 56,33 MWh 3000 5.075 m3/h Base min 15 % Durchsatz 761 m3/h V-faktor 14 % V-Volumen 107 m3/h V-Stunden 5500 h/a Jahresleistung 586.171 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 25690 J m3/h*kg/m3*m/s2 7,14 kw Version a. = Produktion von LNG = 977 m³/a mittlerer Speicher (4600 m³)

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 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 Stadtwerk A B C D E F G H Kundenverbrauch 0,169 TWh 15.225.225 m3 Spitze max 56,33 MWh 3000 5.075 m3/h Base min 9 % Durchsatz 457 m3/h V-faktor 14 % V-Volumen 64 m3/h V-Stunden 5500 h/a Jahresleistung 351.703 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 15414 J m3/h*kg/m3*m/s2 4,28 kw Version b. = Produktion von LNG = 586 m³/a kleiner Speicher (1500 m³)

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

3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher - Ersparnis Leistungspreis - Einspeisung Regelenergie - Stromerzeugung - Einsparung Heizgas Wirtschaftlichkeit Leistungspreis Leistung A 56 14 780.044,37 Leistung B 35 14 490.000,00 jährliche Ersparn. 290.044,37 Barwert 3.625.554,60 Verkauf von Regelenergie Gas Einspeisung in das Netz Aufnahme aus dem Netz 40 EUR/MWh 15 EUR/MWh 25 EUR/MWh * 14 *1000 350.000,00 Barwert 4.375.000,00

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 510.000,00 Kosten 50,0 EUR/MWh 300.000,00 Differenz 210.000,00 Barwert 2.625.000,00./. Investitionen 2.400.000,00 Einsparung Heizgas Joule Thompson Effekt Leistung 42 kj/m3 1,66 Wh/m3 0,035 ct/m3 31500 EUR/TWh 31.500,00 Barwert 393.750,00

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