Institut für Energietechnik - ensys.tu-berlin.de · Institut für Energietechnik Department of Energy Systems Inhaltsangabe Soner Emec & Jürgen S. Kukuk 1. Energiebilanz von der

Energiewirtschaft Juli 2008Coach Prof. Dr. rer. pol. Georg Erdmann

LNG(Liquefied Natural Gas) - als Speicheroption für ErdgasLNG - Storage - Option for natural gas

Physikalische Ingenieurswissenschaft cand. Dipl.-Ing. Soner Emec

&Gaz de France Energy Deutschland

Geschäftsführer Jürgen Stefan Kukuk

Institut für Energietechnik

Department of Energy Systems

Start

LNG - Turbospeicher

Institut für Energietechnik

Department of Energy Systems

Inhaltsangabe

Soner Emec & Jürgen S. Kukuk

1. Energiebilanz von der Quelle bis zum Verbraucher

2.3. Kommunale Anwendung

2.2. Industrielle Anwendung

2. LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher

2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher

3.1. Auswahl der wirtschaftlichen Dimensionierung

3.2. Betriebszustandsanalyse anhand der Stadtwerke

3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher

3. Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext

1. Energiebilanz von der Quelle bis zumVerbraucher


2. LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher3. Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext

Energiequelle

Entspannungs- anlage

Speicher

Übernahmestation- Versorgernetz

Gasdruck- regelanlage

Haushalte Industrie

=

100 km Verlust 80-90 bar

100bar

100bar

6-8 bar

!

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2

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2 LNG dezentraleVerflüssigung & Speicher


Beim Erdgas wird ein möglichst gleichmäßiger Bezug angestrebt.

Vorlieferanten : Gesamtpreis = Arbeitspreis + Spitzenvolumenstrom

Endabnehmer : Industrie-, Gewerbe- und Haushaltskundensowie die Verwendungen in eigenen Erzeugungsanlagen

+ Tag- und Jahresgang

Speicher ermöglichen ein Ausgleich zwischenBezug und Lieferungen

2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher

variabel


Grundlastanlagen zur LNG Gewinnung

Quelle: Hamworthy Gas Systems / Verfahren zur Herstellung von LNGInnoGas – November, 29th/30th 2007Dessau, Deutschland / Sebastian Kunert-- Prozess Ingenieur

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



Soner Emec & Jürgen S. KukukQuelle: Hamworthy Gas Systems / Verfahren zur Herstellung von LNGInnoGas – November, 29th/30th 2007Dessau, Deutschland / Sebastian Kunert-- Prozess Ingenieur

Snurrevarden LNG Anlage

- 1 Prozesszug- Jährliche Produk. : ~21.000 t- Investition : ca. 370 USD /t LNG- Verfahren : Stickstoff Brayton-Kreislauf

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




50 – 80 bar Hochdrucknetz

3 bar Ortsnetz

Ent

halp

iezu

nahm

e

Ent

halp

ieab

nahm

e

L N G

Wärme

Arbeit

Verdichtung

Ent

span

nung

Idee




Verschaltung der Komponenten:

• Expansionsturbine

• Verdichter (Kolben-, Lamellen- oder Turboverdichter möglich)

• Wärmetauscher

• Expansionsdrosseln

• CO2 - Abscheider

• Verflüssigungskessel

• LNG – Vorratstank




2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher


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 zweiVerflüssigungskesseln




Funktionsschema mit Druck in bar


3 bar

50 bar

28 bar

200 bar

100 bar

3 bar

100 bar

170 bar

3 bar 1 bar

80 bar




288 K

250 K

148 K

280 K

126 K 111 K

285 K

285 K

420 K340 K

340 K250 K

Funktionsschema mit Temperatur in Kelvin K




-85

-51

-43

12

47

175160

-95 -140

- 62

- 531

- 210

- 857 - 910

- 210

Funktionsschema mit Enthalpie in kJ/kg




126 K 111 K

280 K

-210kJ/kg

170 bar

220 K

-470kJ/kg

170 bar

210 K

-470kJ/kg

70 bar

200 K

-490kJ/kg

70 bar

Integration der CO2 – Abscheidung in den Prozeß / Zyklonabscheider




Zw

eistufigeE

ntspannung

Zweistufige Verdichtung /Zwischenkühlung

Blow-off Kühler

Drosselung

1. Stufe

Dros

se--lung2.S

tufe

LNG-Anteil 14 %

Blow off 3 bar

Blow off 1 bar

Rückv

erdi

cht

ung

des

blow

offs

Ausgangspunkt =>

CO2-Reinigung




Verfahren der Rückvergasung:

• konventionelle Beheizung

• Stromerzeugung durch Stirling oder Rankine Kreislauf

• Herstellung von kristallinem CO 2

• Klimatisierung, Lufttrocknung




G3 bar, 280 °K

Außenluft

258°K (-15°C)

Außenluft

253°K (-20°C)

LNG

1 bar, 111°K

Beheizung

Regasifizierung und Energiegewinnung mit Hilfe eines Rankine-Cycles => Methan




Anwendungsbereiche Industrie:

• Ausgleich jahreszeitlicher Bezugsschwankungen

• Erhöhung der Versorgungssicherheit

• Ermöglichung von Abschaltbarkeit

• Brennstoff für Spitzenstromerzeugung

• Kältegewinnung für Klimatisierung, Lufttrocknung, Abgasreinigung

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

1 405 809 1213 1617 2021 2425 2829 3233 3637 4041 4445 4849 5253 5657 6061 6465 6869 7273 7677 8081 8485Soner Emec & Jürgen S. Kukuk



Spitzenausgleich eines Industrieprofils (Papierfabrik)

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

1 291 581 871 116114511741203123212611290131913481377140614351464149315221551158016091638166716961725175417831812184118701

Ve

rbra

uc

h i

n k

Wh

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500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

LN

G -

Sp

eic

he

r in

m3




Spitzenausgleich eines Industrieprofils - Papierfabrik




0

10

20

30

40

50

60

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

Abnahm

e in M

W

0

200

400

600

800

1000

1200

LN

G -

Speic

her

in m

3

Spitzenausgleich eines Industrieprofils - Automobil-Produktion

Effiziente Spitzenkappung, mögliche Probleme bei häufigen Abschaltung

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10

20

30

40

50

60

1. Okt. 31. Okt. 30. 30. 29. Jan. 28. 29. 28. Apr. 28. 27. Jun. 27. Jul. 26. 25.

Hohe Spitzenlast wegen vieler Einzelspitzen




Typisches Stadtwerksprofil

0

10

20

30

40

50

60


Ab

na

hm

e i

n M

W

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500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

LN

G -

Sp

eic

he

r in

m3





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60


Ab

na

hm

e i

n M

W

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1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

LN

G -

Sp

eic

he

r in

m3







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

Beispielrechnung für ein kleines Stadtwerk

Einsparung liegt bei 21 MWh/h = 252.000 EUR/a Soner Emec & Jürgen S. Kukuk

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10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

1 1001 2001 3001 4001 5001 6001 7001 8001

a. Hohe Leistung – geringere Volllaststunden

b. Geringere Leistung – hohe Auslastung

Auswahl der Dimensionierung eines Turbospeichers


3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext

3.1. Auswahl der wirtschaftlichen Dimensionierung 3.2. Betriebszustandsanalyse anhand der Stadtwerke 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher




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A B C D E F G H

Stadtwerk

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

LNG Produktion Beispiel Stadtwerke

Version a. = Produktion von LNG = 977 m³/amittlerer Speicher (4600 m³)




Version b. = Produktion von LNG = 586 m³/akleiner Speicher (1500 m³)

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A B C D E F G H

Stadtwerk

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

LNG Produktion Beispiel Stadtwerke




Wirtschaftlichkeits-Analyse :

• Ersparnis Leistungspreis

• Einspeisung Regelenergie

• Stromerzeugung

• Einsparung Heizgas



3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher

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 40 EUR/MWh

Aufnahme aus dem Netz 15 EUR/MWh

25 EUR/MWh

* 14 *1000 350.000,00

Barwert 4.375.000,00

- Ersparnis Leistungspreis- Einspeisung Regelenergie

- Stromerzeugung- Einsparung Heizgas



3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher- Ersparnis Leistungspreis- Einspeisung Regelenergie

- Stromerzeugung- Einsparung Heizgas

Wirtschaftlichkeit

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 42 kJ/m3

Leistung 1,66 Wh/m3

0,035 ct/m3

31500 EUR/TWh 31.500,00

Barwert 393.750,00


EndeDanke für die

Aufmerksamkeit !!!

11 Juli 2008 BerlinEnergiewirtschaft

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