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Sektorenkopplung: Das Beispiel Power-to-Methanol-AnlageVGB
PowerTech 1/2 l 2019
Autoren
Abstract
Sector coupling – Options and opportunities for the energy
sector on the example of a power-to-methanol plant
The increasing share of electricity generation from fluctuating
renewable energy sources such as wind and photovoltaics results in
a highly volatile residual load with temporary electricity
surpluses and low or even negative electricity prices. In this
context, the sector coupling is a promising approach for the
further integration of fluctuating renewable energy sources while
maintaining a stable operation of the electrical grid. So called
“Power-to-X” concepts cover technologies that aim to convert
electrical en-ergy into e.g. synthetic fuels and energy-inten-sive
chemical raw products.In this paper, the coupling of the sectors
electric-ity and industry/mobility is presented based on an
exemplarily integration of a methanol syn-thesis into a gas-fired
combined cycle power plant. For this study, stationary simulation
models in EBSILONProfessional and Aspen Plus® are developed. The
integration of the methanol synthesis leads to an increased load
flexibility of the power plant, enabling a mini-mum load reduction
from 57 % to 0 % of net power output. Additionally, the
consideration of the operation of the power plant “Lausward F”
in the year 2017 shows that the integration of a methanol synthesis
is economically beneficial already today, enabling additional
business op-portunities in periods with low spot market prices.
l
Sektorenkopplung: Optionen und Chancen für den Energiesektor am
Beispiel einer Power-to-Methanol-AnlageK. Görner, F. Möllenbruck,
M. Dierks, E. Demirkol, M. Richter und G. Oeljeklaus
K. GörnerF. MöllenbruckM. DierksE. DemirkolM. RichterG.
OeljeklausUniversität Duisburg-Essen Essen, Deutschland
Sektorenkopplung: Das Beispiel Power-to-Methanol-Anlage
1 Einleitung
Die Integration Erneuerbarer Energien (EE) führt zu einem
grundlegenden Wan-del des deutschen, europäischen und auch des
weltweiten Energiesystems. Der Ver-lauf der Residuallast, die sich
aus der Ge-samtnachfrage abzüglich der fluktuieren-den
Stromerzeugung aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen definiert,
verändert sich dabei maßgeblich. Dieser Zusammenhang ist im linken
Teil der B i l d 1 exemplarisch für den 24.04.2017
dargestellt, einem insgesamt wind- und sonnenreichen Werktag.
Ausgehend von der Gesamtnachfrage (schwarze Linie) zeigt die
Residuallast (lila Linie) aufgrund der hohen Einspeisung aus
Windenergie- und Photovoltaikanlagen ein ausgeprägtes Tief mit
besonders geringen Werten
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Sektorenkopplung: Das Beispiel Power-to-Methanol-Anlage VGB
PowerTech 1/2 l 2019
Möglichkeit im Rahmen von Power-to-X-Konzepten ist die
Herstellung von Platt-form- und Spezialchemikalien (P2C) und
technischen Gasen wie z.B. Ammoniak (P2G) im industriellen Sektor.
Neben der stofflichen Speicherung von Strom existie-ren
Technologien zur Bereitstellung von Wärme durch die Nutzung von
Wärme-pumpen oder Elektrodenkesseln (P2H).
Eine beispielhafte Kopplung zwischen den Sektoren Strom und
Industrie bzw. Mobili-tät ist die Integration einer
Power-to-Metha-nol-Anlage an einem Kraftwerksstandort.
Der Terminus „Power-to-Methanol-Anlage (P2MeOH)“ umfasst im
Folgenden immer die CO2-Abscheidung, die Elektrolyse und die
Methanolsynthese.
Fossil befeuerte Kraftwerke sind besonders hinsichtlich der
Netzstabilität im Fokus der
Energiewende. Beim Betrieb von Kraftwer-ken wird CO2 emittiert,
welches in einer chemischen Wäsche vom Rauchgas abge-trennt und zur
Verwertung in einem Syn-theseschritt genutzt werden kann. Durch die
Aufnahme von (überschüssigem) Strom kann die Methanolsynthese mit
elektroly-tisch hergestelltem Wasserstoff gespeist werden. Aufgrund
der bestehenden Infra-struktur rund um ein Kraftwerk ist die
Be-reitstellung von Betriebsmitteln wie Strom, Dampf und Kühlwasser
ebenfalls gegeben. Durch die Integration eines solchen
Syn-theseprozesses kann die Flexibilität für fos-sil befeuerte
Kraftwerke gesteigert werden. Neben Strom und Wärme besteht die
Mög-lichkeit ein drittes Produkt herzustellen. Bei der Herstellung
von Methanol aus CO2 kann der ansonsten beim konventionellen
Leist
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bzw
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50
0
-50
-100
-150
pos.Residuallast
Überschuss-strom
Last 2017
Residuallast 2017
Residuallast bei 4x Erzeugung Wind und Solar 2017
0 2.000 4.000 6.000 8.000
Stunden
24.4.17 24.4.17 24.4.17 24.4.17 24.4.17 24.4.17 25.4.17
WindKonventionellWasserkraftResiduallast
0:00 4:00 8:00 12:00 16:00 20:00 0:00
SolarPumpspeicherBiomasseLastSpotmarktpreis (Day-ahead)
Bild 1. Stromerzeugung, (Residual-) Last und Day-ahead
Spotmarktpreise am 24.04.2017 (links) [1] sowie Jahresdauerlinien
von Last und Residuallast [2].
Power-to-Heat P2HPower-to-Fuel P2FPower-to-Chemicals
P2CPower-to-Gas P2G
P2H
P2FP2CP2G
Bild 2. Möglichkeiten der Kopplung der Sektoren Strom,
Mobilität, Wärme und Industrie.
AbhitzedampferzeugerSpWB
Kondensatpumpe
Kondensator
Dampfturbine
GeneratorGastturbinen-
prozess
ND-VW ND-ÜH MD-ÜH HD-ÜH
ND-VD MD-VW MD-VD HD-VW HD-VD ZÜ
MDTNDT HDT G
Bild 3. Schematische Darstellung des GuD-Kraftwerks nach
[6].
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Sektorenkopplung: Das Beispiel Power-to-Methanol-AnlageVGB
PowerTech 1/2 l 2019
Methanolprozess benötigte Primärenergie-träger Erdgas
substituiert werden.Die erreichbare Flexibilisierung bzw.
Er-weiterung des fahrbaren Betriebsbereichs eines Gas- und
Dampfturbinenkraftwerks (GuD) durch die Integration einer
P2Me-OH-Anlage wird im Folgenden in Kapitel 3 betrachtet.
3 Anwendungsbeispiel: GuD- Kraftwerk mit P2MeOH- Anlage
3.1 Modelliertes ReferenzkraftwerkDie Referenz zur Modellierung
eines GuD-Kraftwerks ist eine Anlage mit einer Netto-leistung von
586 MWel sowie einem Netto-wirkungsgrad von 61 %, welche den
aktu-ellen Stand der Technik repräsentiert. Die Mindestlast liegt
bei 57 %. Als Grundla-ge dient die Arbeit von Blumberg [6],
das verwendete Simulationstool ist EBSILON-Professional.
GasturbinenprozessDie für den Prozess nötige Wärmezufuhr
er-folgt über die Verbrennung von Methan (19 kg/s) in der
Brennkammer der Gastur-bine. Die dafür erforderliche
Verbrennungs-luft (820 kg/s) wird vom Verdichter auf ein
Druckniveau von ca. 19 bar gebracht. In der Gasturbine expandiert
das Abgas und ver-richtet dabei Arbeit an den Turbinenschau-feln,
die über die Welle an den Generator übertragen wird. Nach dem
Austritt aus der Gasturbine wird das Abgas dem
Abhitze-dampferzeuger (AHDE) mit einer Tempera-tur von etwa 630 °C
zugeführt.
Abhitzedampferzeuger Der AHDE (3-Druck mit Zwischenüberhit-zung)
wird durch die Modellierung und Verschaltung der einzelnen
Heizflächen abgebildet und kann folgendermaßen zu-sammengefasst
werden:
– drei Vorwärmer (ND-VW, MD-VW und HD-VW),
– drei Verdampfer (Zwangdurchlauf in HD (HD-VD), Zwangsumlauf in
MD und ND (MD-VD und ND-VD)),
– drei Überhitzer (ND-ÜH, MD-ÜH und HD-ÜH),
– sowie ein Zwischenüberhitzer (ZÜ).Der Frischdampfmassenstrom
im Dampftur-binenprozess liegt bei ca. 97 kg/s mit ei-ner
Frischdampftemperatur von 600 °C und einem Frischdampfdruck von 172
bar. Die Verschaltung der einzelnen Wär-meübertrager im
Dampfkreislauf ist in B i l d 3 dargestellt.
3.2 Entwurf und Simulation der Methanolsynthese aus
Kohlenstoff-dioxid und WasserstoffDie Modellierung der
Methanolsynthese (siehe B i l d 4 ) erfolgt mit dem
Simulati-onstool Aspen Plus. Die kinetischen Daten zur Modellierung
des Reaktors sind aus [7]
entnommen. Als Auslegungsfall der Syn-these ist auf Basis von
zuvor durchgeführ-ten Parameterstudien ein Reaktionsdruck von 80
bar und eine Reaktionstemperatur von 220 °C ausgewählt worden. Das
H2/CO2-Verhältnis ergibt sich aus der Stöchio-metrie zu 3 (siehe
R2). Das für die Elektrolyse benötigte H2O er-reicht die
Prozessanlage mit einem Druck von 1 bar und wird über die Pumpe
P-1001 auf 11 bar gefördert. Die Kompression des CO2 erfolgt über
einen 2-stufigen Verdich-ter mit Zwischenkühlung (C-ZK-1001). Das
CO2 aus Stoffstrom 5 wird zunächst mit dem H2 aus Stoffstrom 3
vermischt (M-1001) und auf einen Prozessdruck von 80 bar
komprimiert. Anschließend erfolgt eine erneute Vermischung mit den
rezyk-lierten Stoffströmen 14 und 19 zu Stoff-strom 8. Das
Stoffgemisch wird durch die Wärme-tauscher E-1001 (a) und (b)
zweistufig auf 220 °C vorgewärmt, bevor es über den Stoffstrom 10
in den Reaktor eintritt. Der Reaktor R-1001 wird isotherm bei 220
°C betrieben. Der größte Teil der Wärme der exothermen Reaktion
wird zur Erzeugung von Dampf genutzt, der den Wärmebedarf für die
Auf-reinigung des CH3OH in der Kolonne K-1001 bereitstellt. Die
übrige Wärme wird zur Aufwärmung des Stoffgemisches im
Wärmetauscher E-1001 (b) vor Eintritt in den Reaktor genutzt. Die
im Reaktor be-rücksichtigten Reaktionen sind, entspre-chend R1 bis
R3, die Hydrierung von CO2 sowie die Bildung und Hydrierung von CO
[7]. Dabei wird ein CO2/CO-Umsatz zu CH3OH von 37,8 %
erreicht.
Um die Reaktionsprodukte CH3OH und H2O von den Edukten zu
trennen, wird der Stoffstrom 11 über den Wärmetauscher E-1002
geleitet und gibt einen Teil der Wärme an Stoffstrom 8 des Reaktors
sowie an den Stoffstrom 20 der Kolonne K-1001 ab. Das Gemisch aus
Stoffstrom 11 wird da-bei soweit abgekühlt, dass die beiden
Kom-ponenten CH3OH und H2O flüssig werden. Anschließend erfolgt
eine Gas-Flüssigkeit-strennung im Behälter V-1001. Der überwiegende
Teil an nicht umgesetz-ten Edukten und CO sowie noch in der
Gas-phase verbliebene Reste an H2O und CH3OH verlassen über
Stoffstrom 13 den Kopf des Behälters, werden auf den Pro-zessdruck
von 80 bar komprimiert (C-1002), mit frischem H2 und CO2 vermischt
und erneut in den Reaktor eingeleitet. Für den Kreislauf über dem
Reaktor wird ein Druckverlust von 4 bar angenommen. Die flüssige
Phase, bestehend aus einem CH3OH-H2O-Gemisch und darin gelöster
Gase, verlässt den Behälter (V-1001) über Stoffstrom 15 und wird
auf einen Druck von 1,2 bar entspannt. Durch die Reduzie-rung des
Druckes geht der Großteil der noch in der flüssigen Phase
verbliebenden Gase in die Gasphase über. Die Gasphase wird erneut
in Behälter V-1002 abgetrennt und über den Verdichter C-1003 auf
den Ausgangsdruck von 80 bar komprimiert und rezirkuliert. Das
flüssige CH3OH-H2O-Gemisch, das am Boden des Behälters V-1002
austritt (Stoff-strom 20), wird über den Wärmetauscher E-1004
geleitet und anschließend (Stoff-strom 21) in einer
Rektifikationskolonne K-1001 bei einem Druck von 1,1 bar ge-
CO(g) + 2H2 (g) CH3 OH(g) ∆H298 K = –90,70 kJ/mol (R1)
O2 (g) + 3H2 (g) CH3 OH(g) + H2 O(g) ∆H298 K = –49,51 kJ/mol
(R2)
O2 (g) + H2 (g) CO(g) + H2 O(g) ∆H298 K = +41,19 kJ/mol (R3)
O21,54 kg/hH2O
1,73 kg/h
ElektrolyseurCO2
1,45 kg/h
P-1001
Abwasser0,03 kg/h
C-ZK-1001
E-1001 (b)
M-1001
C-1001
-0,77 kWth
E-1001 (a) M-1002
-1,28 kWth
-0,47 kWth
R-1001 E-1002
C-1002V-1001
B-1001
-0,75 kWth
-0,85 kWth-0,28 kWth
-0,27 kWth
C-1003
V-1002
E-1003 E-1004 K-1001
CH3OH1 kg/h
Abwasser0,57 kg/h
Nomenklatur
T, oCp, bar
Bild 4. Prozessentwurf der CO2-basierten Methanolsynthese mit
Rezirkulation und Wärmerückgewinnung.
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Sektorenkopplung: Das Beispiel Power-to-Methanol-Anlage VGB
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trennt. CH3OH verlässt die Kolonne am Kopf mit einer Reinheit
von > 99,9 Gew.-%.
3.3 Integrationspunkte und DimensionierungDie einzelnen Prozesse
der P2MeOH-Anla-ge führen zu einem Bedarf unterschiedli-cher
Energieformen, die vom Kraftwerk bereitzustellen sind (siehe Ta b e
l l e 1 ). Hierzu zählen thermische Energie in Form von Dampf und
Kühlwasser sowie elektri-sche Energie. Die Bereitstellung dieser
Energien hat dabei Rückwirkungen auf den Kraftwerksprozess, auf die
im Folgen-den eingegangen wird.
Tab. 1. Elektrischer und thermischer Energie- bedarf der
P2MeOH-Anlage.
Anlagenkomponente Energiebedarf
elektrisch [kWhel/kgCH3 OH]
thermisch [kWhth/kgCH3 OH]
CO2-Abscheidung 0,09 1,29
H2-Herstellung 11,23 -
Methanolsynthese 0,31 -1,04
die Überströmleitung zur ND-Turbine aus-gewählt.In
Gaskraftwerken ist die Mindestlast typi-scherweise durch
Emissionsgrenzwerte der Gasturbine beschränkt [7]. Bei
GuD-Kraftwerken verschiebt sich in der Teillast der Anteil an der
gesamten erzeugten elek-trischen Leistung gewöhnlich in Richtung
Dampfprozess. Daraus resultiert bei wei-terhin größtmöglicher
Ausnutzung der Ab-gasenergie eine erhöhte Mindestlast im Vergleich
zum reinen Gasturbinenkraft-werk. Bei dem hier untersuchten
GuD-Kraftwerk liefert die Gasturbine in Volllast 65 % der gesamten
Nettoleistung, während bei einer Teillast von 57 % nur noch 55 %
der Gesamtlast durch die Gasturbine be-reitgestellt wird. Um eine
größtmögliche Flexibilisierung im Sinne des Betriebsbereichs des
Kraftwerks und gleichzeitig eine hohe Ausnutzungs-dauer für die
P2MeOH-Anlage zu errei-chen, wurde die P2MeOH-Anlage so
di-mensioniert, dass diese exakt die Nettoleis-tung in der
Mindestlast des Kraftwerks als Nennlast abführt. Das betrachtete
GuD-Kraftwerk weist dann einen durchgängig fahrbaren Lastbereich
zwischen 0 und 100 % auf. B i l d 5 erläutert die Auslegung
der P2MeOH-Anlage. Das GuD-Kraftwerk hat in Mindestlast (57 %) eine
elektrische Nettoleistung von 334 MWel (3), die ohne P2MeOH-Anlage
ins Netz eingespeist wird. Im Mindestlastbetrieb des Kraftwerks mit
integrierter P2MeOH-Anlage (4) wird diese vorhandene elektrische
Leistung vollstän-dig zur Herstellung von Methanol genutzt. Die
Differenz der elektrischen Leistungen zwischen den Betriebspunkten
(3) und (4)
ergibt sich aus dem thermischen Einfluss infolge der
Dampfentnahme für die CO2-Abscheidung, die im späteren Verlauf
die-ses Kapitels eingehend erläutert und unter-sucht wird. In
Volllast mit P2MeOH-Anlage (2) können zusätzlich zur benötigten
elektrischen Leistung für die Synthese 252 MWel ins Netz
eingespeist werden.
3.4 Technische Bewertung des gekoppelten SystemsB i l d 6 zeigt
die Brutto- und Nettoleistung des Kraftwerks mit und ohne
P2MeOH-An-lage für unterschiedliche Lastpunkte. Die Reduktion der
Bruttoleistung beträgt im Durchschnitt ca. 12 MWel über alle
Lasten. Während die Einbußen der Bruttoleistung aus der
Bereitstellung der thermischen Leistung resultieren, insbesondere
durch die Dampfentnahme für die CO2-Abschei-dung, kann die
deutliche Reduktion in der Nettoleistung dem elektrischen Bedarf
der Elektrolyse zugeschrieben werden. Dieser beträgt für den hier
betrachteten Fall 309,39 MWel, was 96 % des gesamten elek-trischen
Leistungsbedarfs der P2MeOH-Anlage entspricht. Die übrigen 4 %
entfal-len auf die Peripherie (Verdichter und Pumpen) sowie auf die
CO2-Abscheidung.Verglichen mit dem Basiskraftwerk ohne
P2MeOH-Anlage ist die mechanische Wel-lenleistung der HD-Turbine
durch die Dampfbereitstellung nahezu unbeein-flusst, da die
CO2-Abscheidung entnomme-ne Dampfmenge nach Kondensation dem
Speisewasserstrom wieder zugeführt wird. Daher bleiben der
FD-Massenstrom sowie
Zur Deckung des Strombedarfs werden alle elektrischen
Verbraucher der P2MeOH-Anlage an die Eigenbedarfssammelschiene des
GuD-Kraftwerks angeschlossen und mit elektrischer Energie versorgt.
Dadurch kommt es zu einer Reduzierung der ins Netz eingespeisten
elektrischen Nettoleis-tung des Kraftwerksblocks. Für den Betrieb
der P2MeOH-Anlage sind neben dem Strombedarf auch Wärmeaus-träge
sicherzustellen. Die in den Wärme-übertragern anfallenden Abwärmen
kön-nen über den Kühlwasserkreislauf des Kraftwerksprozesses
abgeführt werden. Hierbei wird ein Teil des Kühlwassers
abge-zweigt, erwärmt und dem Kühlwasser-kreislauf wieder
zurückgeführt. Bei dem hier zu behandelnden Einsatzfall erfolgt die
Entnahme aus dem Kühlwasser-Rück-lauf. Das hat gegenüber einem
Eintrag in den Kühlwasser-Vorlauf den entscheiden-den Vorteil, dass
der Kondensatorzustand unbeeinflusst bleibt. Da die gesamte
Ab-wärme der Syntheseprozesse vollständig über den Kühlturm an die
Umgebung abge-geben wird, verdunstet dort entsprechend mehr Wasser,
das durch eine zusätzliche Frischwasserzugabe auszugleichen ist.
Der Entnahmedampf für die Desorption in-nerhalb der CO2-Abscheidung
muss be-stimmte Kriterien erfüllen. Beim Einsatz einer 30 %igen
Monoethanolamin (MEA)-Lösung darf eine Sumpftemperatur von 120 °C
in der Desorberkolonne nicht unter-schritten werden. Diese führt
bei einer Grä-digkeit von 10 K zu einer Sattdampftempe-ratur von
130 °C. Der zugehörige Satt-dampfdruck beträgt 2,7 bar. Unter
Berücksichtigung eines relativen Druck-verlusts von 10 % in den
Zuleitungen ergibt sich ein erforderlicher Druck von 3 bar. Daher
wurde für die Dampfentnahmestelle
(1) Volllast GuD
(2) Volllast GuD mit P2MeOH
(3) Min Last GUD
(4) Min Last GuD mit P2MeOHStromnetz
586 MWel
252 MWel 322 MWel
334 MWel
322 MWel P2MeOH-Anlage
Einspeisung ins StromnetzEigenbedarf der P2MeOH-Anlage
Bild 5. Erweiterung Lastbereich GuD durch Integration einer
P2MeOH-Anlage.
Last in %
Brut
tole
itung
in M
Wel
600
500
400
300
200
100
0
600
500
400
300
200
100
0Net
tole
itung
in M
Wel
Last in %100 90 80 70 60 57 100 90 80 70 60 57
GuD GuD mit P2MeOH-Anlage GuD GuD mit P2MeOH-Anlage
Bild 6. Bruttoleistung und Nettoleistung des GuD-Kraftwerks mit
und ohne P2MeOH-Anlage.
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Sektorenkopplung: Das Beispiel Power-to-Methanol-AnlageVGB
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die FD-Parameter vor Eintritt in die HD-Turbine gleich. Dagegen
kommt es bei der MD- und ND-Turbine zu einer teilweise deutlichen
Änderung der mechanischen Wellenleistung, worauf im Folgenden
nä-her eingegangen wird.Infolge der Dampfentnahme für die
CO2-Abscheidung geht der Dampfdruck am Austritt der MD-Turbine
zurück. Durch den daraus resultierenden größeren Druckab-bau steigt
die mechanische Wellenleistung der MD-Turbine. Für die ND-Turbine
geht die Dampfbereitstellung hingegen mit ei-ner deutlichen
Absenkung der mechani-schen Wellenleistung einher (siehe Ta -b e l
l e 2 ). Die Absenkung ergibt sich im Wesentlichen aus der
Reduzierung des Massenstroms sowie der daraus resultie-renden
Absenkung des Eintrittsdrucks. Bei Kraftwerksvolllast mit
Dampfentnahme für die CO2-Abscheidung werden den ND-Tur-binen
lediglich 111,72 kg/s zugeführt. Im gleichen Fall ohne
P2MeOH-Anlage be-trägt der Dampfmassenstrom am Eintritt 125,28
kg/s. Gegenüber dem Kraftwerk ohne Dampfentnahme führt die
Dampfbe-reitstellung in etwa zu einer lastunabhän-gigen Reduktion
des Dampfstroms der ND-Turbinen von 12 %. Durch die
Dampf-stromreduzierung kommt es am Eintritt der ND-Turbinen zu
einer entsprechenden Absenkung des Dampfdrucks. Im
Ver-gleich zum Kraftwerksprozess ohne P2Me-OH-Anlage führt die
Kopplung der Syste-me zu einer Reduktion des Eintrittsdrucks der
ND-Turbine von durchschnittlich 0,6 bar.
3.5 Exemplarische FahrweiseIn diesem Abschnitt soll eine
exemplarische Fahrweise eines Kraftwerks mit integrierter
P2MeOH-Anlage auf Basis historischer Energiedaten aus 2017 gezeigt
werden [9]. Die Kopplung von einem Kraftwerk und ei-ner
P2MeOH-Anlage führt zu einem weite-ren Freiheitsgrad. Durch die
Produktion von Methanol und Sauerstoff sowie der Reduktion der
CO2-Emissionen können zu-sätzliche Erträge generiert und der
Kraft-werkseinsatz entsprechend flexibilisiert werden.Der
ökonomische Betrieb eines Kraftwerks mit integrierter P2MeOH-Anlage
kann ver-einfacht durch die Einführung eines Ver-gleichspreises
(PrP2MeOH) abgeleitet wer-den. Der Vergleichspreis setzt sich dabei
aus der Summe der Erträge für die Produk-tion von Methanol und
Sauerstoff bzw. durch die Reduktion der CO2-Emissionen bezogen auf
die eingesetzte Strommenge zusammen (Gl. 1).
(Gl. 1)
Für das Jahr 2017 ergibt sich der Vergleich-spreis mit den
Preisen und Stoffströmen aus Ta b e l l e 3 und dem
elektrischen Auf-wand von 334 MWel (siehe B i l d 5 ) zu 44,53
€/MWhel.
Ahead Strompreis setzt, ergibt sich die Auf-teilung der
elektrischen Nettoleistung in die Einspeisung in das Stromnetz
(orange-ne Fläche) und in die Deckung des Eigen-bedarfs der
P2MeOH-Anlage (blaue Flä-che). Sofern der Strompreis unterhalb des
Vergleichspreises liegt, wird die P2MeOH-Anlage betrieben. Dabei
werden zusätzli-che Erlöse generiert, die über die reine
Ver-marktung gegenüber den Day-Ahead Strompreisen hinausgehen.
Wurde das Kraftwerk ursprünglich aufgrund niedri-ger Strompreise in
Mindestlast betrieben, wird die produzierte Strommenge nun
vollständig zur Deckung des Eigenbedarfs der P2MeOH-Anlage
verwendet (siehe am 18.02.2017). In Stunden, in denen der
Strompreis höher als der Vergleichspreis ist, wird die gesamte
elektrische Nettolei-
Tab. 2. Ein- und Austrittsdruck der ND-Turbine für das
GuD-Kraftwerk ohne sowie mit Dampfentnahme für die P2MeOH-Anlage in
Kraftwerksvolllast.
Eintrittsdruck NDT in bar
Austrittsdruck NDT in bar
Massenstromin kg/s
Leistung NDT in MWmech
Basiskraftwerk 5,00 0,03 125,28 99,66
KW mit P2MeOH-Anlage 4,40 0,03 111,72 85,67
Tab. 3. Massenströme und Durchschnittspreise für 2017 [10, 11,
12, 13].
Komponente Massenstrom Durchschnitts- preis 2017
CO2 38,9 t/h 5,76 €/t
CH3OH 28,3 t/h 367,50 €/t
O2 42,5 t/h 100,00 €/t
Tag
Prei
s in
€/M
Wh e
l
50
40
30
20
10
600
400
200
0Lei
stun
g in
€/M
Wel
16.02 17.02 18.02 19.02
Strompreis (Day-Ahead), 2017Vergleichspreis
Nettoleistung (ENTSO-E), 2017Eigenbedarf der P2MeOH-Anlage
Einspeisung ins Stromnetz
Bild 7. Day-Ahead Strompreise und eingeführter Vergleichspreis
(oberes Diagramm) und daraus abgeleitete exemplarische Fahrweise
des Kraftwerks mit integrierter P2MeOH-Anlage (unteres Diagramm);
Flächen für Einspeisung ins Stromnetz (orange) und Eigenbedarf der
P2MeOH-Anlage (blau) sind kumuliert dargestellt.
In B i l d 7 ist der Betrieb einer solchen ge-koppelten Anlage
beispielhaft für den Zeit-raum vom 16.02.2017 bis zum 19.02.2017
dargestellt. Das obere Diagramm zeigt den stündlichen Day-Ahead
Strompreis in blau sowie den konstanten Vergleichspreis in blau
gestrichelt. Das untere Diagramm gibt den Verlauf der Nettoleistung
des Kraft-werks Lausward F auf Basis historischer Werte für das
Jahr 2017 (schwarze Linie) wieder. Auf Basis einer Betriebslogik,
die den Vergleichspreis in Relation zum Day-
tung ins Stromnetz eingespeist (siehe am 16.02.2017). Die
P2MeOH-Anlage wird in diesem Zeitraum nicht betrieben. Die zu-vor
beschriebene Einsatzlogik berücksich-tigt dabei weder Anfahrkosten
noch das dynamische Verhalten von Kraftwerk und integrierter
P2MeOH-Anlage.
4 Erweiterung der Betrac#htungen
Anlagen in Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) bieten sich in besonderer
Weise für die In-tegration eines P2X-Konzeptes an, da diese auch
bei hohen Anteilen von fluktuieren-den erneuerbaren Energien zur
Deckung des Wärmebedarfs Strom erzeugen. Derar-tige
„Must-Run“-Kraftwerke werden typi-scherweise wärmegeführt
betrieben. Der mit der Wärme simultan produzierte Strom
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018
58
Sektorenkopplung: Das Beispiel Power-to-Methanol-Anlage VGB
PowerTech 1/2 l 2019
kann zukünftig z.B. zur Herstellung eines Syntheseproduktes
genutzt werden.Das in Kapitel 3 betrachtete GuD-Kraftwerk hat bei
Volllast eine maximale Fernwär-meauskopplung von 300 MWth [14]. Die
damit einhergehende Stromeinbuße be-trägt 73 MWel. Das
GuD-Kraftwerk speist in diesem Lastpunkt (2*) folglich nur noch 179
MWel ins Stromnetz ein. Die gemäß Ab-schnitt 3.3 dimensionierte
P2MeOH-Anla-ge wird weiterhin in Volllast betrieben. In Mindestlast
können maximal 190 MWth Fernwärme ausgekoppelt werden. Die
Stromeinbuße in diesem Lastpunkt beträgt 55 MWel. Diese elektrische
Leistung kann dann aus dem Stromnetz bezogen und so die
P2MeOH-Anlage weiterhin in Volllast betrieben werden (4*).
5 Zusammenfassung
Die Integration Erneuerbarer Energien führt zu einem
grundlegenden Wandel des deut-schen, europäischen und auch des
weltwei-ten Energiesystems. Im Zusammenhang mit der zunehmend
volatilen Residuallast wer-den verschiedene Power-to-X-Technologien
als Lösungsansätze betrachtet. Im Rahmen dieses Beitrags wurde eine
ex-emplarische Kopplung eines modernen Gas- und
Dampfturbinenkraftwerks mit einer CO2-basierten Methanolsynthese
vorgenommen. Für die Auslegung der P2MeOH-Anlage ist der
Mindestlastbetrieb des modellierten Kraftwerks ausgewählt worden.
Dabei wurde angenommen, dass die in der Mindestlast des Kraftwerks
er-zeugte Nettoleistung dem Eigenbedarf der P2MeOH-Anlage
entspricht. Während die Bruttoleistung aufgrund der Bereitstellung
der thermischen Leistung (insbesondere Dampfentnahme für die
CO2-Abschei-dung) lediglich um 12 MWel zurückgeht, resultiert eine
deutliche Reduktion der Nettoleistung aus einem hohen elektri-schen
Bedarf der Elektrolyse.Neben der technischen Bewertung ist die
Integration der P2MeOH-Anlage ebenfalls aus der ökonomischen
Perspektive be-trachtet worden. Hierfür wurde zunächst ein
Vergleichspreis für die Herstellung des
Produktes Methanol eingeführt. Auf Basis dieses
Vergleichspreises sowie den Day-Ahead Strompreisen und der
Fahrweise des Kraftwerks „Lausward F“ in 2017 konn-te gezeigt
werden, dass der Betrieb einer integrierten P2MeOH-Anlage bereits
heute zusätzliche Erlösmöglichkeiten bietet und ein
flexibilisierter Kraftwerksbetrieb resul-tiert. Der fahrbare
Lastbereich des betrach-teten Kraftwerks kann durch die
Integrati-on der P2MeOH-Anlage von ursprünglich 57 - 100 % bis auf
0 - 100 % signifikant er-weitert werden.Weiterhin zeigt Kapitel 4
den Einfluss einer Fernwärmeauskopplung auf den Betrieb des
GuD-Kraftwerks mit integrierter P2Me-OH-Anlage. Bei
gleichbleibender Auslegung der P2MeOH-Anlage ergibt sich in
Volllast des GuD-Kraftwerks eine Reduktion der ins Netz
eingespeisten elektrischen Leistung bei einer maximalen
Fernwärmeauskopp-lung. Die P2MeOH-Anlage kann dabei wei-ter in
Volllast betrieben werden. Im Gegen-satz dazu müsste in Mindestlast
des GuD-Kraftwerks Strom aus dem Netz bezogen werden, um die
P2MeOH-Anlage weiterhin in Volllast betreiben zu können.
Abkürzungsverzeichnis
ADHE Abhitzedampferzeuger EE Erneuerbarer Energien el
elektrischFD FrischdampfGl GleichungGuD Gas- und
Dampfturbinenkraft- werksHD HochdruckKWK Kraft-Wärme-Kopplung MD
MitteldruckMEA MonoethanolaminND NiederdruckP2C
Power-to-ChemicalsP2F Power-to-FuelP2G Power-to-GasP2H
Power-to-HeatP2MeOH Power-to-MethanolÜH ÜberhitzerVD VerdampferVW
VorwärmerZÜ Zwischenüberhitzer
Formelzeichen
p DruckP elektrische Leistungm MassenstromPr PreisH
ReaktionsenthalpieT Temperatur
Literatur[1] Fraunhofer Energy Charts: Stromprodukti-
on und Börsenstrompreise in Deutschland,
https://www.energy-charts.de/price_de.htm (letzter Abruf:
18.12.2018).
[2] ENTSO-E Transparency Platform: Central collection and
publication of electricity gene-ration, transportation and
consumption data and information for the pan-European market,
https://transparency.entsoe.eu/ (letzter Abruf: 18.12.2018).
[3] Moser, P. et al.: The research projects on sec-tor coupling
at the Coal Innovation Centre of RWE Power, VGB Congress - Power
Genera-tion in Transition, München, 12.-13. Sep-tember 2018.
[4] Bundesministerium für Umwelt, Natur-schutz, Bau und
Reaktorsicherheit: Klima-schutz in Zahlen – Sektorenziele 2030,
htt-ps://www.bmu.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/
Klimaschutz/klimaschutz_in_zahlen_sektorenzie-le2030_bf.pdf
(letzter Abruf: 18.12.2018).
[5] Bünger, U.; Michalski, J.: The impact of E-Mobility in a
Future Energy System Domina-ted by Renewable Electricity, Chemie
Inge-nieur Technik, 1-2, 113-126, 2018.
[6] Blumberg, T. et al.: Comparative exergoeco-nomic evaluation
of the latest generation of combined-cycle power plants, Energy
Con-version and Management, 153, 616-626, 2017.
[7] Van-Dal, E.; Bouallou, C.: Design and simu-lation of a
methanol production plant from CO2 hydrogenation, Journal of
Cleaner Production, 57, 38 – 45, 2013.
[8] Pavri, R.; Moore, G. D.: Gas turbine emissi-ons and control.
General Electric Report No. GER-4211,
http://eplptx.com/tech-resources/Gas%20Turbine%20Emissi-ons%20and%20Control.pdf
(letzter Ab-ruf: 18.12.2018).
[9] Möllenbruck, F. et al.: Cogeneration of po-wer and methanol
based on a conventional power plant in Germany, Energy Storage 19,
393-401, 2018.
[10] Methanex Corporation: Methanol Price,
https://www.methanex.com/our-busi-ness/pricing (letzter Abruf:
04.05.2018).
[11] European Energy Exchange AG: European Emission Allowances,
https://www.eex.com/de/marktdaten/umweltprodukte/spotmarkt/european-emission
(letzter Ab-ruf: 03.05.2018).
[12] Rivarolo, M. et al.: Hydro-methane and me-thanol combined
production from hydro-electricity and biomass: Thermo-economic
analysis in Paraguay, Energy Conversion and Management, 79, 74-84,
2014.
[13] Mazzolini, G. et al.: Economic assessment of novel amine
based CO2 capture technologies integrated in power plants based on
Euro-pean Benchmarking Task Force methodolo-gy, Applied Energy,
138, 546-558, 2015.
[14] Stadtwerke Düsseldorf AG: Block „Fortuna“ – Daten und
Fakten, Düsseldorf, 2017. l
Stromnetz
(1) Volllast GuD
(2) Volllast GuD mit P2MeOH
(2*) Volllast GuD mit P2MeOH und Wärme (300 MWth)
(3) Min Last GuD
(4) Min LastGuD mit P2MeOH(4*) MinlastGuD mit P2MeOH und Wärme
(190 MWth)
P2MeOH-Anlage
Einspeisung ins StromnetzEigenbedarf
derP2MeOH-AnlageNetzbezug
586 MWel
252 MWel 322 MWel
179 MWel 322 MWel
334 MWel
322 MWel
322 MWel55 MWel
Bild 8. Anwendungsbeispiel zur Herstellung von Methanol mit
Fernwärmeauskopplung.
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