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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

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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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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

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in M

Wel

600

500

400

300

200

100

0

600

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100

0Net

tole

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in M

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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 PowerTech 1/2 l 2019

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

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€/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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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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