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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
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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
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1. Energiebilanz von der Quelle bis zumVerbraucher
Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
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 LNG dezentraleVerflüssigung & Speicher
Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
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
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
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
2 LNG dezentraleVerflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
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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
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
2 LNG dezentraleVerflüssigung & Speicher
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
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
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
2 LNG dezentraleVerflüssigung & Speicher
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
Verschaltung der Komponenten:
• Expansionsturbine
• Verdichter (Kolben-, Lamellen- oder Turboverdichter möglich)
• Wärmetauscher
• Expansionsdrosseln
• CO2 - Abscheider
• Verflüssigungskessel
• LNG – Vorratstank
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
2 LNG dezentraleVerflüssigung & Speicher
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
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 -
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
Der zweistufige Turbospeicher mit zweiVerflüssigungskesseln
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
Funktionsschema mit Druck in bar
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
3 bar
50 bar
28 bar
200 bar
100 bar
3 bar
100 bar
170 bar
3 bar 1 bar
80 bar
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
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
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
-85
-51
-43
12
47
175160
-95 -140
- 62
- 531
- 210
- 857 - 910
- 210
Funktionsschema mit Enthalpie in kJ/kg
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
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
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
Zw
eistufigeE
ntspannung
Zweistufige Verdichtung /Zwischenkühlung
Blow-off Kühler
Drosselung
1. Stufe
Dros
se--lung2.S
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LNG-Anteil 14 %
Blow off 3 bar
Blow off 1 bar
Rückv
erdi
cht
ung
des
blow
offs
Ausgangspunkt =>
CO2-Reinigung
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
Verfahren der Rückvergasung:
• konventionelle Beheizung
• Stromerzeugung durch Stirling oder Rankine Kreislauf
• Herstellung von kristallinem CO 2
• Klimatisierung, Lufttrocknung
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
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
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
Anwendungsbereiche Industrie:
• Ausgleich jahreszeitlicher Bezugsschwankungen
• Erhöhung der Versorgungssicherheit
• Ermöglichung von Abschaltbarkeit
• Brennstoff für Spitzenstromerzeugung
• Kältegewinnung für Klimatisierung, Lufttrocknung, Abgasreinigung
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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
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
Spitzenausgleich eines Industrieprofils (Papierfabrik)
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100.000
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G -
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
Spitzenausgleich eines Industrieprofils - Papierfabrik
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
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
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1000
1200
LN
G -
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her
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3
Spitzenausgleich eines Industrieprofils - Automobil-Produktion
Effiziente Spitzenkappung, mögliche Probleme bei häufigen Abschaltung
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1. Okt. 31. Okt. 30. 30. 29. Jan. 28. 29. 28. Apr. 28. 27. Jun. 27. Jul. 26. 25.
Hohe Spitzenlast wegen vieler Einzelspitzen
Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
Typisches Stadtwerksprofil
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1. Okt. 31. Okt. 30. 30. 29. Jan. 28. 29. 28. Apr. 28. 27. Jun. 27. Jul. 26. 25.
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
Typisches Stadtwerksprofil
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60
1. Okt. 31. Okt. 30. 30. 29. Jan. 28. 29. 28. Apr. 28. 27. Jun. 27. Jul. 26. 25.
Ab
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
Typisches Stadtwerksprofil
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2 LNG dezentrale Verflüssigung & Speicher
2.3. Kommunale Anwendung2.2. Industrielle Anwendung2.1. Stand der Entwicklung Turbospeicher
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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0,000
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
Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
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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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext
3.1. Auswahl der wirtschaftlichen Dimensionierung 3.2. Betriebszustandsanalyse anhand der Stadtwerke 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher
1
2
3
4
5
6
7
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9
10
11
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13
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22
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26
27
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)
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext
3.1. Auswahl der wirtschaftlichen Dimensionierung 3.2. Betriebszustandsanalyse anhand der Stadtwerke 3.3. Wirtschaftliche Bewertung Turbospeicher
Version b. = Produktion von LNG = 586 m³/akleiner Speicher (1500 m³)
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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
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
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
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext
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
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
3 Turbospeicher im wirtschaftlichem Kontext
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
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Soner Emec & Jürgen S. Kukuk
EndeDanke für die
Aufmerksamkeit !!!
11 Juli 2008 BerlinEnergiewirtschaft