Upload
dangcong
View
212
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
Projekt Deep Heat Mining -Geothermisches Heizkraftwerk im Fernwärmenetz
Fernwärme-Fachtagung 12. April 2005
Daniel MollGeschäftsführer Geopower Basel AGLeiter Anlagen und Netze/IWB
Folie 2
Inhaltsverzeichnis
• Rahmenbedingungen für die Realisierung
• Projektaufbau in Phasen
• Projektgesellschaft Geopower Basel AG
• Finanzierung des Projektes
• Risikominderung
• Anlagenkonzept
• Wirtschaftlichkeit
• Fernwärmenetz
Folie 3
• CO2 – Problematik
• Steigender Stromverbrauch
• Ersatz von Kraftwerken
Ausbau erneuerbarer Energien vordringlichSonne, Wind, Biomasse, Erdwärme
Energiewirtschaftliche Herausforderungen:
Folie 4
CO2-Emmision 1990: 100 = 2'422'500 to
85.0
90.0
95.0
100.0
105.0
110.0
1990 1995 2000 2005 2010
Index
Effektiver/Prognostizierter CO2 Ausstoss (Lufthygieneamt BS/BL)CO2 Ziel nach Kyoto
Prognose
∆ = 12%= 315‘000 to/a
Ziel
CO
2-E
mis
sion
en
In der NW-CH beträgt die “Zielverfehlung“ ca. 12% der CO2 -Emissionen (Basis 1990) bzw. 315‘000 t/a.
CO2-Entwicklung BS / BL
Folie 5
100 b illion ba rre ls
Crude o il
Natural g as Co al
Nuc le ar
Ge o the rmal S o lar Wind
1900 2000 2100
50
100
150
Mill
iard
en F
ass
Öl
Quelle: Edwards, AAPG, 1997
bei gleichbleibendem mittleren pro-Kopf Verbrauch!
Künftiger Energiebedarf
Folie 6
Hydro
Solar
Wind
Geoth.
Winter SommerAusserdem:
• CO2-frei
• Nachhaltig
• Einheimisch
• Unauffällig
• Günstig
DHM liefert Bandenergie
Eigenschaften der Geothermie
Folie 7
Mögliche Gebiete für Deep Heat Mining (CH)
Technische Eignung
Geologische Eignung
abnehmend unbekannt
abnehmend unbekannt
hypothetisch
50 Anlagen à 50 MWe= 33% Stromprod. CH
Fernwärmenetze
N W SE
Daubenhorn R h™neN iesenGurn igelVully FendringenChasseralF rance/SchweizDoubs
0 k m
5 k m
1 0 k m
0 k m
5 k m
1 0 k m
2 0 0 °C
Technische Eignung
Geologische Eignung
abnehmend unbekanntabnehmend unbekannt
abnehmend unbekanntabnehmend unbekannt
hypothetisch
50 Anlagen à 50 MWe= 33% Stromprod. CH50 Anlagen à 50 MWe= 33% Stromprod. CH
FernwärmenetzeFernwärmenetze
N W SE
Daubenhorn R h™neN iesenGurn igelVully FendringenChasseralF rance/SchweizDoubs
0 k m
5 k m
1 0 k m
0 k m
5 k m
1 0 k m
2 0 0 °C
N W SE
Daubenhorn R h™neN iesenGurn igelVully FendringenChasseralF rance/SchweizDoubs
0 k m
5 k m
1 0 k m
0 k m
5 k m
1 0 k m
2 0 0 °C
Folie 8
EIE
RS
CH
ALE
WNW ESE
RheingrabenVogesen Schwarz-wald
OtterbachKleinhüningen
Rhein
BASEL
Oberkruste(spröd)
Unterkruste
Lithosphärischer Mantel(plastisch)
Mohorovicic-Diskontinuität
10 km
TertiärMesozoikumPermokarbonGrundgebirgeDHM Reservoirbereich
EIE
RS
CH
ALE
EIE
RS
CH
ALE
EIE
RS
CH
ALE
EIE
RS
CH
ALE
WNW ESE
RheingrabenVogesen Schwarz-wald
OtterbachKleinhüningen
Rhein
BASEL
Oberkruste(spröd)
Unterkruste
Lithosphärischer Mantel(plastisch)
Mohorovicic-Diskontinuität
10 km
TertiärMesozoikumPermokarbonGrundgebirgeDHM Reservoirbereich
Schnitt durch den Rheingraben
Folie 9
Sondierbohrung Otterbach
Resultat:• Abgetäuft im Jahr 2001• Erreichte Tiefe: 2‘755 m• Bei der Endteufe betrug die
Temperatur 124°C• Dies entspricht einem
geothermischen Gradientenvon 4°C pro 100 m
• Die Bohrung wird im Projekt als Beobachtungs- und Mess-standort weiterverwendet
Folie 10
• Standort Oberrheingraben
• Erdgas und Fernwärmenetz vorhanden
• IWB als Querverbundunternehmen
• Kanton und IWB der Nachhaltigkeit verpflichtet
• Erfahrung im Verkauf von Ökoenergie
Günstige Rahmenbedingungen für Deep Heat Mining
Energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen für das DHM-Projekt in Basel
Folie 11
0 km
1 km
2 km
3 km
4 km
5 km
6 km
200°C200°C
Tertiär
Mesozoikum
Trias
Rotliegend
Kristallines Grundgebirge:Granit
Otterbach
1. Schritt
Sondierbohrung
Zweck: • Geologische Erkundung• Temperatur• Spannungsverhältnisse• Ausbau zu Horchbohrung
Resultat: • Alle Ziele erreicht
Erschliessungskonzept
Folie 12
0 km
1 km
2 km
3 km
4 km
5 km
6 km
200°C200°C
Tertiär
Mesozoikum
Trias
Rotliegend
Kristallines Grundgebirge:Granit
Otterbach
2. Schritt
Tiefbohrung 5‘000 Meter
Zweck: • Nachweis 200°C• Injektionsnachweis
(„Klüftbarkeit“)
Kleinhüningen
Erschliessungskonzept
Folie 13
0 km
1 km
2 km
3 km
4 km
5 km
6 km
200°C200°C
Tertiär
Mesozoikum
Trias
Rotliegend
Kristallines Grundgebirge:Granit
Otterbach
3. Schritt
Zweite Horchbohrung +Reservoirstimulation
Zweck: • Schaffung des unterirdischen
Wärmetauschers
KleinhüningenHorch-bohrung 2
Kleinhüningen
Erschliessungskonzept
Folie 14
0 km
1 km
2 km
3 km
4 km
5 km
6 km
200°C200°C
Tertiär
Mesozoikum
Trias
Rotliegend
Kristallines Grundgebirge:Granit
Otterbach
4. Schritt
Zweite Tiefbohrung 5‘000 m
Zweck: • Ausweitung des unter-
irdischen Wärmetauschers• Zirkulationsnachweis
KleinhüningenHorch-bohrung 2
Kleinhüningen
Erschliessungskonzept
Folie 15
0 km
1 km
2 km
3 km
4 km
5 km
6 km
200°C200°C
Tertiär
Mesozoikum
Trias
Rotliegend
Kristallines Grundgebirge:Granit
5.+ 6. Schritt
Dritte Tiefbohrung 5‘000 mund Anlagenbau
Zweck:• Leistungssteigerung• Energieumwandlung
Horch-bohrung 2
Kleinhüningen
Erschliessungskonzept
Folie 16
4 - 6 km
0.5 - 1 km
Stimuliertes Kluftsystem
Horchbohrung
Wärmetauscher• Strom für 35‘000 Haushalte• Wärme für 2‘700 Haushalte• Leistung
- 10 MW thermisch- 14 MW elektrisch
• Produktion- 49 GWh/a Geostrom- 58 GWh/a WKK Strom- 48 GWh/a Wärme
• Jährliche CO2-Vermeidung- 20'000 t
Geothermisches Heiz-Kraftwerk nach dem Hot-Dry-RockVerfahren
Anlagenschema
Folie 17
Erschliessung und Gewinnung von Geothermie zur Erzeugung und Verteilung von Wärme und Strom
Geopower Basel AG
Beteiligte Partner:
Folie 19
• Keine Bundesmittel• Exploration birgt geologisches Risiko:
Finanzierung mit Risikokapital• Ausbau bei Nachweis der Realisierbarkeit:
Finanzierung mit Darlehen• Gesamtvolumen des Projektes: CHF 90 Mio.
bis zu 32 Mio. von IWB• erforderliches Risikokapital:
Exploration benötigt rund CHF 47 Mio.
Die Pilotanlage kann der Grundstein für eine Schlüssel-technologie nachhaltiger Energieversorgung werden.
Finanzierung
Folie 20
CHF 50.0 Mio.Total
genehmigt2.0AET
genehmigt0,8Geothermal Explorers
StatusBeteiligungMio. CH
Aktionäre
genehmigt3.2ewz
genehmigt3,2Kanton Basel-Land
genehmigt3,2Gasverbund Mittelland
genehmigt6.0AXPO
genehmigt6,4EBL
Förderbeitrag8,0Kanton Basel-Stadt
genehmigt17.2IWB
Aktueller Stand der Finanzierung
Weitere Interessenten:- SIG (Genf)- SWS (Solothurn)- Deutsches EVU
Folie 21
10
20
30
40
50
60
70
90hohes Risiko
geringes Risiko
Mio CHF
Explorationsphase Ausbauphase
Meilensteine
Risikomanagement
Folie 22
• Baubewilligung liegt vor, Einsprachen sind zurückgezogen• Monitoringbohrungen sind im Gang (Schützenmatt, St. Johann,
Münchenstein, (Pratteln), Haltingen, Riehen)• Einbau Lärmschutzfenster angrenzende Häuser• Bohrplatzinstallation seit 03.10.05 im Bau• Bohrbeginn: April 2006
Laufende Arbeiten• Verschiedene Ausschreibungen für Serviceleistungen• Spezifikation Bohrlochkopf• Planung Bohr-, Mess-, Spül-, Simulationsprogramme• Seismikkonzept
Aktueller Stand der Arbeiten
Anlagenkonzept Geothermie-Kraftwerk mit hohem Verstromungswirkungsgrad
Zwischenstand August 04/Oktober 2005
Folie 24
Ausgangsparameter: 80 l/s, Temperatur: 190° C / 100° C, Thermische Leistung ca. 30 MWIn der ursprünglichen Projektidee war bivalenter Betrieb vorgesehen:Winterbetrieb: reine Fernwärmeproduktion ca. 30 MW (146‘300 MWh/a)Sommerbetrieb: reine Stromproduktion ca. 5 MWel (17‘700 MWh/a)Herbst/Frühling: MischbetriebGasturbine (4.6 MW) war als Option vorgesehen:
Fernwärme: ca. 50 MW (210‘200 MWh/a)Elektrizität: ca. 10 MW (59‘100 MWh/a)
Nachteile:• Dezentrale Lage bedingt teure Fernwärmeleitung• Alle Anlageteile müssen auf volle Leistung dimensioniert werden• Potenzial der Geothermie liegt in der Stromproduktion
Ausgangslage
Folie 25
• Geothermie-Kraftwerk wird auf Stromerzeugung ausgerichtet. Dies setzt ein Anlagenkonzept mit maximalem Verstromungswirkungsgradvoraus.
• Die ORC-Variante (organic rankine cycle) dient dabei als Basisvariante (4.8 MWel, 38‘000 MWh/a).
• Zusätzlich wird eine Gasturbine vorgesehen (7.5 MWel, 125‘000 MWh/a).
• Damit der zusätzliche Brennstoffeinsatz gerechtfertigt ist, mussgegenüber der Basisvariante eine Steigerung des Gesamtwirkungs-grads stattfinden.
• Wärmeauskopplung auf tieferem Temperaturniveau soll als Option weiterhin untersucht werden.
Anlagenkonzept
Folie 26
Variante 0: DHM + ORC (nur Stromnutzung)• Die gesamte Energie der Geothermie wird in einem ORC-Prozess verstromt.
Variante C: DHM + ARA + Gasturbine + ORC• Durch Nutzung der heissen Abgase der Gasturbine arbeitet der ORC-Prozess
auf einem höheren Temperaturniveau als nur mit Geothermie.
• Fernwärmeauskopplung möglich.
Variante F: DHM + ARA + Gasturbine + Dampfturbine• Mit Geothermie und einem Abhitzekessel wird überhitzter Dampf erzeugt.
Dieser Dampf wird in einer Dampfturbine verstromt.
• Fernwärmeauskopplung sinnvoll.
Untersuchte Varianten (Auszug)
Folie 27
30 MW + 6 MW(DHM + ARA)
30 MW + 6 MW(DHM + ARA)
30 MW(DHM)
Wärmezufuhr
29.6 Mio.35.3 Mio.18.4 Mio.Investition
24.7% (43.3)26.7% (45.3%)15.8%Wirkungsgrad
22 MW22 MW-Gaszufuhr
10 MW0 bis (10 MW)-P thermisch
13 MW15.8 MW (14 MW)
4.8 MWP elektrisch
Variante FDHM + ARA + GT + DT
Variante CDHM + ARA + GT + ORC
Variante 0DHM + ORC
Technische Daten
Folie 28
• Reine Stromproduktion (ORC-/Kalina-Turbine) ist wirtschaftlich interessant, aber mit höherem technischen Risiko verbunden.
• Der zusätzliche Einsatz von Erdgas verbessert den Verstromungs-wirkungsgrad nicht wesentlich.
• ORC-Prozesse wurden für niedere Wärmequellen entwickelt, es existieren Grenzen bei den Heissgastemperaturen (~270°C).
• Bei den Wasser-Dampf-Prozessen werden erst bei sehr hohen Dampfparametern (100 bar, 500°C) gute Stromwirkungsgrade möglich. Mit der Geothermie kann wegen dem Temperaturniveau nur Nieder-druckdampf erzeugt werden => relativ schlechter Wirkungsgrad.
• Erdgaseinsatz ist nur mit Wärmeauskopplung vertretbar.
Vorläufige Ergebnisse
• Anlagenkonzepte: Nur Strom (Kalina) und Strom + Wärme (ORC + Gasturbine)
• Investition: Kalina: 104 Mio. ORC + Gasturbine: 114 Mio.
• Leistung: Elektrisch 6 MWel 14 MWelFernwärme 10 MWth
• Produktion: Geostrom: 42 GWh/a 49 GWh/a(netto) WKK-Strom: 58 GWh/a
Wärme: 48 GWh/a• Abschreibungsdauer: Bohrloch 20 Jahre Anlagen nach Lebensdauer• CO2-Abgabe: CHF 35/t• Wärmevergütung: vermiedene Brennstoffkosten ohne Verzinsung und
Amortisation
Wirtschaftlichkeit
Folie 32
Szenarien:Erdölpreis 60$ pro Barrel => Erdgas CHF 37/MWhStrom Geothermie 15 Rp./kWh, WKK 8.5 Rp./kWh
Erdölpreis 100$ pro Barrel => Erdgas CHF 60/MWhStrom Geothermie 18 Rp./kWh, WKK 11.6 Rp./kWh
Fazit:• Noch sehr viel Unbekannte und Annahmen, eher konservativ gerechnet• Die Varianten Kalina und ORC + Gasturbine und die Szenarien liegen
sehr nahe beieinander• Damit eine Verzinsung des FK und EK in der Höhe von 3% möglich wäre,
müssten entweder- die Stromvergütungen auf 20 - 25 Rp./kWh oder- die Investitionen um 30% gesenkt werden
Fazit
Das Fernwärmegebiet
4 Stadtteile: - Altstadt- Grossbasel-West, - Gundeldingen- Kleinbasel
ca. 110‘000 Ein-wohner
Folie 35
Temperaturabsenkung in Kleinhünigen
Projektauftrag:Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit einerTemperaturabsenkung von 170°C auf 120°CStrategische Ausgangslage:• Der Bedarf ist ausschliesslich Komfortwärme• Erschlossenes FernwärmegebietTechnische Ausgangslage:• Erbaut in den 60er Jahren• Insgesamt 179 Fernwärme-Kunden• Abonnierte Leistung 34.7 MW• Installierte Blendenleistung 29.5 MW• Zur Berechnung angesetzte Leistung 30.5 MW
(Blendenleistung + Wärmeverluste)• Länge der VL 5.8 km, Länge der AL 3.9 km
Folie 38
3. Netzeinspeisung• Die Pro Rheno AG (ARA)• Die geothermische Anlage• Wärmetauscherstation in der Gärtnerstrasse
4. Netzfahrweise• Steuerung über den Differenzdruck (VL = konst., ∆ p = var.)• Steuerung über die Vorlauftemperatur (VL = var., ∆ p ≈ konst.)• Kombination aus Differenzdruck- und Vorlauftemperatur steuerung
5. Investitions- und Betriebskosten• Rohrleitungen, Wärmetauscher, Druckhaltung, Wassernachspeisung,
Steuerung und Regelung, etc.• Energie, Raummieten, SVTI (Prüfpflicht)
Untersuchungsumfang
Folie 39
6. Wirtschaftliche Betrachtung• Vergleich zwischen dem Status Quo und der Netzumstellung• Nach der Barwertmethode• Betrachtungszeiträume für 50, 80 und 100 Jahre
7. Planung der Netzumstellung• Vorgehensweise zur Durchführung der Netzumstellung inklusive
Hausstationen
Untersuchungsumfang
Folie 40
1. Der Auslegungsdruck kann von PN 40 auf PN 16 gesenkt werden
2. Austausch der Versorgungsleitungen ist nicht erforderlich3. Ca. 30 Anschlussleitungen mit internen Verteilleitungen
müssen ausgetauscht werden4. 25 Wärmetauscher wieder verwendbar. Die Hausstationen
müssen angepasst werden.5. Die wirtschaftlichste Netzfahrweise ist eine Steuerung über
den Differenzdruck6. Durch die gewählten Einspeisepunkte ist eine Fernwärme-
versorgung mit der Sicherheit (n-1) gewährleistet
Ergebnisse
Folie 41
7. Die Wirtschaftlichkeit der Netzumstellung stellt sich in Zeitraum zwischen 50 – 80 Jahren ein (Annahme: VL-Ersatz im Jahr 2041)
20
22
24
26
28
30
32
34
50 80 100
Barwerte
Kos
ten
in M
io. C
HF
Status Quo Netzumstellung
Ergebnisse
Folie 43
• Grösseres Verstromungspotenzial der geothermischenAnlage
• Durch den Einsatz von Kunststoffmantelrohr entstehen geringere Investitionskosten
• Geringere Wärmeverluste
• Einsparpotenzial an Betrieb und Instandhaltung
• Durch die verminderte Laufzeit kann früher der Stand der Technik genutzt werden (Wärmedämmung, Leckortung, etc.)
Vorteile der Temperaturabsenkung
Folie 44
• Das Potenzial zur Wiederverwendung der Wärmetauscher muss detailliert untersucht werden
• Das Potenzial zur Wiederverwendung der Hausstationen einschl. AL und Regelventile muss detailliert untersucht werden
• Der mögliche Mehrerlös der geothermischen Anlage durch die Produktion von Strom und Fernwärme sollte eruiert werden.
• Die hohe Anfangsinvestition sollte in mehrere Abschnitte unterteilt werden.
• Das Einsparpotenzial anhand weiterer Varianten an der Wärmetauscherstation, der Druckhaltung / Expansion, etc. sollte aufgezeigt werden
Weiteres Vorgehen