DIPLOMARBEIT - NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH
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THERMODYNAMISCHE UND<br />
BETRIEBSWIRTSCHAFTLICHE ANALYSEN<br />
AM ERDGASKAVERNENSPEICHER RECKROD<br />
<strong>DIPLOMARBEIT</strong><br />
zur Erlangung des akademischen Grades eines<br />
Diplom-Ingenieurs (FH) der Energie- und Wärmetechnik<br />
Vorgelegt durch:<br />
Paulo Sousa<br />
Westanlage 56<br />
35390 Gießen<br />
Thore Lapp<br />
Westrain – 12<br />
35418 Buseck<br />
Betreut durch:<br />
Prof. Dr.-Ing. Fritz Richarts<br />
Dipl.-Ing. Reinhold Altensen<br />
Gießen im Dezember 2004
Jedes Naturgesetz, das sich dem Beobachter offenbart,<br />
läßt auf ein höheres, noch unerkanntes schließen.<br />
«Alexander von Humboldt [1769-1859]; dt. Naturforscher»
DANKSAGUNG<br />
An dieser Stelle möchten wir all jenen danken, die durch ihre fachliche und<br />
persönliche Unterstützung zum Gelingen dieser Diplomarbeit beigetragen haben.<br />
Besonderer Dank gebührt unseren Familien und Freunden, die uns dieses Studium<br />
durch ihre Unterstützung ermöglicht haben.<br />
Des weiteren bedanken wir uns bei Prof. Dr.-Ing. Fritz Richarts und Diplom-Ingenieur<br />
Reinhold Altensen für die Betreuung unserer Diplomarbeit und die wissenschaftlichen<br />
Ratschläge, welche zur Verbesserung der Arbeit beigetragen haben.<br />
Auch für den Beistand der Gas-Union <strong>GmbH</strong>, die als Auftraggeber fungiert hat, und<br />
der betreuenden Firma, die <strong>Main</strong>ova AG, möchten wir herzlich unseren Dank<br />
aussprechen. Ansprechpartner bei der <strong>Main</strong>ova AG waren Diplom-Ingenieur Michael<br />
Gersch und Diplom-Ingenieur Torsten Jedzini. Seitens der Gas-Union <strong>GmbH</strong><br />
unterstützte uns Diplom-Ingenieur Heino Alpers.<br />
Thore Lapp & Paulo Sousa
Inhaltsverzeichnis<br />
Formelzeichen und Indizes……………………………………………………………… 7<br />
Verzeichnis der Tabellen und Abbildungen……………………………………….…. 9<br />
0 Zusammenfassung………………………………………………………………….. 13<br />
1 Einleitung………………...………………………………………..……….........….. 14<br />
1.1 Aufgabenstellung……………………………………………………………………...….. 15<br />
1.2 Technische Daten des Erdgaskavernenspeichers Reckrod……………………………. 15<br />
1.3 Geschichtlicher Hintergrund………………………………………...……………...…… 17<br />
1.4 Planungs- und Bauphase…………………………………………….……………..……. 19<br />
2 Speichertechnik………………………………………………………………………. 21<br />
2.1 Einlagerung…………………………………………….………………………………….. 23<br />
2.2 Entnahme………………………………………………………………………………….. 25<br />
3 Kav-Software....................................................................................................31<br />
3.1 Injektionsparameter………………………………………………………………………. 33<br />
3.1.1 Elektrische Verdichterleistung…………………………………………………... 34<br />
3.1.2 Verdichterleistung in verschiedenen Drucksegmenten………………………. 39
Inhaltsverzeichnis<br />
3.1.3 Einspeicherdauer in Bezug zum Injektionsvolumen………………………….. 43<br />
3.1.4 Injektionsmenge in Abhängigkeit vom Kavernendruck.............................. 44<br />
3.1.5 Verdichtungskosten bezogen auf Druck und Volumen………...……………. 45<br />
3.1.6 Kavernendruck in Abhängigkeit von Verdichterkapazität und<br />
Kavernenvolumen…………...……………………………………..…………….. 46<br />
3.2 Evakuierungsparameter…………………………………................................……….. 49<br />
3.2.1 Temperaturdifferenz des Gases…………………….…………………….…….. 50<br />
3.2.2 Wärmeverbrauch für die Gasvorwärmung…………...…………………….…. 51<br />
3.2.3 Ausspeicherkapazität…………………………………………………………….. 53<br />
3.2.4 Druck nach Evakuierung……………………………………………………..….. 54<br />
3.2.5 Verbraucher beim Evakuieren…………………………………………………... 55<br />
4 Stromerzeuger für den Verdichtermotor………………………………………… 57<br />
4.1 Gasturbine………………………………………………………………………………… 58<br />
4.4.1 Der Joule-Prozeß…………………………………………….…………………... 59<br />
4.4.2 Einsatz einer Gasturbine als Stromerzeuger….……………..………………... 65<br />
4.2 Gasmotor………………………………………...……………………………………….. 66<br />
4.3 Dieselmotor ……………………………………………...………………………………. 72<br />
5 Gasexpansionsanlagen ……………………………………….…………………….. 78<br />
5.1 Grundlagen der Gasentspannung ……………………………………………………... 79<br />
5
Inhaltsverzeichnis<br />
5.2 Funktionsweise von Expansionsmaschinen ……………………….…………………... 80<br />
5.3 Auslegung ………………………………………………………………………………… 81<br />
5.4 Expansionsmaschinen ………………………………………..……………………….… 82<br />
5.4.1 Hubkolbenmaschinen ……………………...…………………………………..… 82<br />
5.4.2 Schraubenmaschinen ………………………………………………………….…. 84<br />
5.4.3 Turbinen ……………………………..……………………………………………. 84<br />
5.5 Resümee ……………………………………………………………………………..…… 86<br />
6 Ausblick ……………………………………………………………..………………… 88<br />
7 Quellenverzeichnis ………………………………………….………………………. 90<br />
8 Anhang ……………………………………..…………………………………………. 92<br />
8.1 Gasleistung ……………………………………….………..………………………… 92<br />
8.2 Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Stromerzeuger ………………….…….. 93<br />
8.3 Angebot Gasmotor …………………………………………………………...…….. 96<br />
8.4 Datenblatt Dieselmotor ………………………...………………………………… 101<br />
8.5 Erdgas-Durchschnittswerte 2003 ……………………….……………………….. 105<br />
8.6 Stellungnahme der Hersteller ……………………..…………………...………… 106<br />
9 Eidesstattliche Erklärung……………………………...………………….……….. 108<br />
6
Formelzeichen und Indizes<br />
Formelzeichen Einheit Bedeutung<br />
b va h/a Jahresvollaststunden<br />
c p kJ/kg K spezifische Wärmekapazität bei p=konst.<br />
c v kJ/kg K spezifische Wärmekapazität bei V=konst.<br />
ε − Verdichtungsverhältnis<br />
h kJ/kg spezifische Enthalpie<br />
H o kWh/m 3 oberer Heizwert<br />
H u kWh/m 3<br />
unterer Heizwert<br />
m kg/s Massenstrom<br />
M kg/mol (i.N.) molare Masse<br />
p bar Druck<br />
p 1 = p 3 bar Ferngasleitungsdruck<br />
p 2 bar Kavernendruck<br />
p 2,min/max bar minimaler/maximaler Kavernendruck<br />
p 2,K1,min bar minimaler Rohrschuhdruck Kaverne 1<br />
p 2, K1,max bar maximaler Rohrschuhdruck Kaverne 1<br />
p 2, K2,min bar minimaler Rohrschuhdruck Kaverne 2<br />
p 2, K2,max bar maximaler Rohrschuhdruck Kaverne 2<br />
p 2, vor bar Kavernendruck vor Injektion<br />
p 2, nach bar Kavernendruck nach Injektion<br />
P el kW elektrische Leistung<br />
P elV kW elektrische Motorenleistung, Verdichter<br />
P el,netto kW elektrische Nettoleistung<br />
P i kW innere Leistung<br />
P mV kW mechanische Verdichterleistung<br />
Q Br kW Brennstoffleistung<br />
Q th kW thermische Leistung<br />
Q Gas kW Gasleistung<br />
R kJ/kg K spezifische Gaskonstante
Formelzeichen und Indizes<br />
s kJ/kg K spezifische Entropie<br />
T K absolute Temperatur<br />
TA a Amortisationszeit nach VDI DIN 2067<br />
t °C Temperatur<br />
t d Zeit<br />
∆t K, °C Temperaturdifferenz<br />
∆V m 3 Volumendifferenz<br />
η el % elektrischer Wirkungsgrad<br />
η ges % Gesamtwirkungsgrad<br />
η mV % mechanischer Wirkungsgrad<br />
η sV % isentroper Verdichterwirkungsgrad<br />
η th % thermischer Wirkungsgrad<br />
κ ― Isentropenexponent<br />
π V ― Verdichterdruckverhältnis<br />
ρ kg/m 3<br />
8<br />
Dichte<br />
Ф ― Einspritzverhältnis<br />
i.N. ― im Normzustand<br />
JTE ― Joule-Thomson-Effekt<br />
Index Bedeutung<br />
el elektrisch<br />
ges gesamt<br />
m mechanisch<br />
N Normzustand<br />
th thermisch<br />
V Verdichter<br />
Mo Motor<br />
Injekt Injektion<br />
C Carnot<br />
S isentrop<br />
Hub Hubraum<br />
t technisch<br />
sätt Sättigung
Abbildungs- und Tabellenverzeichnis<br />
Abb. 1 Erdgasverbrauch in Deutschland 2001.................................................................... 14<br />
Abb. 2 Betriebsstation der Erdgasspeicheranlage................................................................ 16<br />
Abb. 3 Salzkavernenspeicher.............................................................................................. 17<br />
Abb. 4 Kavernenkopf.......................................................................................................... 20<br />
Abb. 5 Obertageanlage des Speichers in Reckrod............................................................... 20<br />
Abb. 6 Verteilung der maximalen Entnahmerate in deutschen Erdgasspeichern.................. 21<br />
Abb. 7 Speicherbeschäftigung 2003, KSP Reckrod............................................................. 22<br />
Abb. 8 Ultraschallgaszähler................................................................................................. 23<br />
Abb. 9 Gaskühlung im Gegenstrom.................................................................................... 24<br />
Abb. 10 Freiwasserabscheider AF........................................................................................ 26<br />
Abb. 11Gasvorwärmungsanlage......................................................................................... 26<br />
Abb. 12 Gasdruckregelstrecke in Reckrod........................................................................... 27<br />
Abb. 13 Wasserdampftaupunkt.......................................................................................... 28<br />
Abb. 14 Gastrocknungsanlage............................................................................................ 29<br />
Abb. 15 Glykolbehälter....................................................................................................... 29<br />
Abb. 15.1 Internationale Erdgas-Pipelines……………………………………………………...…30
Abbildungs- und Tabellenverzeichnis<br />
Abb. 16 Eingabemaske InKav............................................................................................. 34<br />
Abb. 17 Fließbild der Kolbenverdichter………………......................................................... 34<br />
Abb. 18 Isentrope und verlustbehaftete Verdichtung im h,S-Diagramm............................. 36<br />
Abb. 19 Grafische Darstellung der elektrischen Verdichterleistung, Saugdruck=55 bar....... 38<br />
Abb. 20 Kav-Software Info-Sheet........................................................................................ 40<br />
Abb. 21 P el in verschiedenen Drucksegmenten, Auszug Kav-Software................................. 41<br />
Abb. 22 Verdichterkennlinie, Grundlage: spezifisches Pan-Handle-Diagramm .................... 42<br />
Abb. 23 ∆p-Verdichter im Zusammenhang mit f(V)=p 2 ...................................................... 43<br />
Abb. 24 Verdichterkapazität mit p 2 als veränderliche Größe,Saugdruck=55 bar................... 44<br />
Abb. 25 Fehlermeldung bei Überlastung............................................................................ 45<br />
Abb. 26 Grafische Darstellung der Einspeicherreserven, Auszug Kav-Software..................... 46<br />
Abb. 27 Grafische Darstellung der Formel 19, Saugdruck=55 bar....................................... 47<br />
Abb. 28 Grafische Darstellung Formel 20, Saugdruck=55 bar............................................. 47<br />
Abb. 29 Eingabemaske OutKav.......................................................................................... 49<br />
Abb. 30 Graphische Darstellung des Joule-Thomson-Effekts................................................ 51<br />
Abb. 31 Oberfläche der Berechnung der Leistung für die Gasvorwärmung......................... 52<br />
Abb. 32 Grafische Darstellung der Leistung für die Gasvorwärmung................................... 52<br />
Abb. 33 Fehlermeldung in der Eingabemaske..................................................................... 53<br />
10
Abbildungs- und Tabellenverzeichnis<br />
Abb. 34 Grafische Darstellung der Ausspeicherkapazität..................................................... 53<br />
Abb. 35 Grafische Darstellung der Formel 23..................................................................... 54<br />
Abb. 36 3-dimensionale Darstellung einer Gasturbine........................................................ 59<br />
Abb. 37 Schema einer elementaren Gasturbinenanlage, spez. Index: t=Torsion.................. 60<br />
Abb. 38 T,S-Diagramm....................................................................................................... 60<br />
Abb. 39 p,V-Diagramm, geschlossenes System................................................................... 61<br />
Abb. 40 Elementare Gasturbinenanlage als geschlossenes System...................................... 61<br />
Abb. 41 Thermischer Wirkungsgrad als Funktion von π ..................................................... 64<br />
Abb. 42 Carnot-Prozeß im T,S-Diagramm.......................................................................... 67<br />
Abb. 43 p,V-Diagramm eines Gasmotors............................................................................ 67<br />
Abb. 44 T,S-Diagramm eines Gasmotors............................................................................ 68<br />
Abb. 45 Schematische Darstellung eines Gasmotors........................................................... 70<br />
Abb. 46 Dieselmotor der Firma Deutz-Energy, Typ: 628..................................................... 72<br />
Abb. 47 p,V-Diagramm und T-S-Diagramm beim Diesel-Prozeß......................................... 73<br />
Abb. 48 Wirkungsgrade beim Diesel-Prozeß....................................................................... 75<br />
Abb. 49 spezifische Preise lt. Energiereferat Frankfurt am <strong>Main</strong>........................................... 77<br />
Abb. 50 Primärenergieverbrauch nach Energieträgern........................................................ 78<br />
11
Abbildungs- und Tabellenverzeichnis<br />
Abb. 51 Nomogramm zur Bestimmung der el. Leistung einer Gasexpansionsanlage.......... 81<br />
Abb. 52 Längsschnitt eines Hubkolben-Expansionsmotors.................................................. 83<br />
Abb. 53 Radiallaufrad einer Gasexpansionsturbine.............................................................. 85<br />
Abb. 54 Veränderung des Primärenergieverbrauchs in der BRD.......................................... 89<br />
Abb. 55 Entwicklung des Arbeitsgasvolumens.................................................................... 89<br />
Tab. 1 Kennwerte KSP Reckrod…………..............................................................................16<br />
Tab. 2 Verbraucher bei der Gasentnahme........................................................................... 55<br />
Tab. 3 Jährliche Personalkosten in % der Investition (ohne Bauteil), Mittelwert: 2,5% p.a... 57<br />
Tab. 4 Statistische Preise für den Remote-Zugriff................................................................ 76<br />
Tab. 5 Auszug aus der Kav-Software, Berechnungsblatt für den JTE.................................... 79<br />
12
0 Zusammenfassung<br />
Die <strong>Main</strong>ova AG bezieht einen Großteil des Spitzenbedarfs aus dem Erdgaskavernen-Speicher<br />
im nordhessischen Reckrod. Der Speicher der Gas-Union wurde im Oktober 2000 in Betrieb<br />
genommen und wird in der Endausbaustufe im Frühjahr 2006 ein Speichervolumen von circa<br />
165 Mio. m³ beinhalten.<br />
Im Jahr 2003 waren 142 Einzelspeicher in Betrieb, die über ein Speichervolumen von 8.021<br />
Mio. m³ verfügen. Das Gesamtvolumen der deutschen Erdgaskavernen berechnet sich<br />
hierbei aus maximal zugelassenem Arbeitsgas- und Kissengasvolumen. Das maximale<br />
Arbeitsgasvolumen beträgt 5.780 Mio. m³ Erdgas.<br />
Im Rahmen dieser Diplomarbeit wurde die Speicherung von Erdgas in dem Kavernenspeicher<br />
Reckrod analysiert und Möglichkeiten zur alternativen Stromerzeugung diskutiert und<br />
bewertet. Bei der Stromerzeugung wurden die Varianten Gasmotor, Dieselmotor und<br />
Gasturbine betrachtet. Ein positives Ergebnis lieferte die Wirtschaftlichkeitsanalyse eines<br />
Gasmotors.<br />
Des Weiteren entstand ein Berechnungsprogramm, das die Kosten für einen<br />
Speichervorgang inklusive betriebswirtschaftlicher und technischer Parameter ausgibt. Zu<br />
den Speichervorgängen zählen Ein- und Ausspeicheraktivitäten. Die folgende Abbildung<br />
stellt das Logo der Software dar.
1 Einleitung<br />
Um saisonale Bedarfsschwankungen auszugleichen und dem Verbraucher eine hohe<br />
Versorgungssicherheit zu garantieren, betreibt die Gas-Union einen<br />
Erdgaskavernenspeicher. Im hessischen Reckrod fand man geologische Bedingungen vor, die<br />
den Bau unterirdischer Speicheranlagen ermöglichten.<br />
Auch aus gaswirtschaftlicher Sicht liegt der Standort günstig in der Nähe der<br />
Verbrauchsschwerpunkte Kassel/Göttingen, dem <strong>Rhein</strong>-<strong>Main</strong>-Gebiet und am<br />
Kreuzungspunkt mehrerer Ferngasleitungen.<br />
Zur Anlage in Reckrod gehören die unter Tage gelegenen Kavernen, die Sondenplätze und<br />
die Station für den Gasbetrieb.<br />
Die Gas-Union betreibt ein weitläufiges unterirdisches Transportsystem, das durch<br />
Anbindung an die Gasleitungen der Importeure Erdgas aus entfernt liegenden Quellen, wie<br />
zum Beispiel der Nordsee oder Rußland, übernehmen kann. Um den Transport des Erdgases<br />
wirtschaftlich zu gestalten, müssen die Förderanlagen und die sehr langen und groß<br />
dimensionierten Importleitungen gleichmäßig betrieben werden. Kein leichtes Unterfangen,<br />
denn der Erdgasbedarf schwankt - vor allem temperaturbedingt - im Jahresverlauf sehr stark.<br />
So wird etwa an einem kalten Wintertag fünf- bis sechsmal so viel Erdgas benötigt, wie an<br />
einem warmen Sommertag. Um einen Ausgleich zu schaffen werden große Erdgasmengen<br />
im Sommer in den Speichern in Deutschland eingelagert, die während der kalten Jahreszeit<br />
ausgespeichert und an den Verbraucher geliefert werden können. So ist es möglich, die<br />
Ferngastransportleitungen über das gesamte Jahr nahezu gleichmäßig auszulasten.<br />
Abb. 1 Erdgasverbrauch in Deutschland 2001
1 Einleitung<br />
1.1 Aufgabenstellung<br />
Diese Diplomarbeit beschäftigt sich mit Leistungs- und Energiebilanzen am<br />
Erdgaskavernenspeicher Reckrod der Gas-Union, mit dem Ziel, eine optimale<br />
Stromversorgung der Erdgasverdichter zu erarbeiten. Eine mögliche Stromerzeugung mittels<br />
Gasexpander beim Ausspeichern und im Hinblick auf eine differenzierte Bewertung des<br />
Aufwandes für den gesamten Speicherbetrieb wird ebenfalls einbezogen.<br />
Dabei sollen die Randbedingungen unter Auswertung vorhandener Daten über die<br />
Anschaffungskosten des Speichers, sowie die spezifischen Kosten für die Speicherung von<br />
Erdgas im Speicher Reckrod ermittelt werden. Diese sollen mit der Erstellung eines<br />
Bewertungsverfahrens für die Erdgasspeicherung – differenziert nach Menge, Zeitpunkt,<br />
Dauer und Speicherbetriebsparameter – auf eine optimale Stromversorgung der Verdichter<br />
und auf die Nutzung freier Speicherkapazitäten für den Erdgashandel eingestellt werden.<br />
Dabei sollen Untersuchungen zum Einsatz von Expansionsmaschinen im Ausspeicherprozeß<br />
betrachtet werden.<br />
Des Weiteren soll eine Analyse der vorhandenen Stromverbrauchsdaten und<br />
Strombezugskosten erstellt werden, sowie ein technisches Konzept zur Versorgung der<br />
Gasverdichter mit Strom aus einer eigenen, am Standort befindlichen Anlage, entwickelt<br />
werden. Mögliche Stromerzeuger für den Verdichter sind die Gasturbine, der Diesel- oder<br />
Gasmotor.<br />
1.2 Technischen Daten des Erdgaskavernenspeichers<br />
Die Gas-Union betreibt seit Oktober 2000 einen Erdgaskavernenspeicher im hessischen<br />
Eiterfeld-Reckrod. Das Unternehmen ist Erdgaslieferant für regionale und lokale<br />
Versorgungsunternehmen, für Industriebetriebe und Kraftwerke in Hessen sowie für kleine<br />
Gebiete von Niedersachen, Thüringen, <strong>Rhein</strong>land-Pfalz und Bayern.<br />
Der Erdgaskavernenspeicher besteht momentan aus zwei Kavernen. Eine Dritte wird zur Zeit<br />
durch Aussolen fertiggestellt. Die Kavernen befinden sich rund 1.000 m unter der<br />
15
1 Einleitung<br />
Erdoberfläche. Die maximale Druckänderung, die vom Bergbauamt zur Auflage gemacht<br />
wurde, beträgt ∆p=10bar/d.<br />
Abb. 2 Betriebsstation der Erdgasspeicheranlage<br />
Zum Vergleich: Das höchste Bürogebäude in Europa ist der Commerzbank-Tower in<br />
Frankfurt am <strong>Main</strong>, es ist 259 m hoch (inkl. Antenne 300 m).<br />
Parameter Reckrod<br />
K1<br />
16<br />
Reckrod<br />
K2<br />
Reckrod<br />
K3<br />
ursprüngliche Endteufe 1091,90 m 1110,00 m 1111,00 m<br />
Bohrlochsohle bei Solbeginn 1057,50m (ZK) 1078,00 m (ZK) 1078,00 m (ZK)<br />
Top Werra Steinsalz 654,05 m 641,71 m 643,10 m<br />
Basis Werra Steinsalz 1087,54 m 1108,25 m 1106,30 m<br />
Rohrschuh der 11 ¾ - Rohre 795,50 m 782,00 m 744,00 m<br />
max. Kavernenvolumina (geplant) - - ca. 300.000 m³<br />
Kavernenvolumen im Januar 2002 ca. 365.000 m³ ca. 404.000 m³ -<br />
max. Solrate - - 175 m³/h<br />
Kavernendach 825 m 812 m 755 m<br />
Kavernenboden 1.057 m 1.078 m 920 m<br />
max. Kavernendurchmesser 75 m 85 m 85 m<br />
Tab 1: Kennwerte KSP Reckrod
1 Einleitung<br />
1.3 Geschichtlicher Hintergrund<br />
Für die Lagerung von Erdgas sind unterirdische Speicher eine optimale Lösung, da in<br />
Deutschland mehrere Milliarden Kubikmeter Erdgas zwischengelagert werden müssen, die<br />
bei oberirdischer Speicherung eine hundertmal größere Fläche erfordern würden.<br />
Diese Art der unterirdischen Gasspeicherung hat sich seit Jahrzehnten bewährt und ist<br />
technisch so ausgereift, daß ein unkontrollierter Austritt nahezu ausgeschlossen ist. Bereits<br />
1916 wurde in Deutschland ein Patent über die Speicherung von Kohlenwasserstoffen in<br />
Salzkavernen eingereicht.<br />
Abb. 3 Salzkavernenspeicher<br />
Erdgas-Untertagespeicher haben im Verbund mit dem Leitungsnetz und den<br />
Verdichterstationen die Aufgabe, jederzeit die bedarfsgerechte Belieferung der Erdgaskunden<br />
zu gewährleisten. Sie dienen dem Ausgleich zwischen dem gleichmäßigen Bezug und dem<br />
schwankenden Verbrauch von Erdgas. Im Sommer - wenn der Verbrauch geringer ist als der<br />
Bezug - wird Erdgas in die Untertagespeicher eingelagert. Zur Deckung des erhöhten<br />
Verbrauchs im Winter, einschließlich der Leistungsspitzen an besonders kalten Tagen, wird<br />
das Erdgas wieder entnommen. Als Untertagespeicher werden u.a. Porenspeicher und<br />
17
1 Einleitung<br />
Kavernenspeicher eingesetzt. Lagerstätten und Aquiferspeicher - die sogenannten<br />
Porenspeicher - werden in porösen oder klüftigen Gesteinsschichten eingerichtet.<br />
Diese Schichten können eine Mächtigkeit von einigen Metern bis zu einigen Dutzend Metern<br />
und eine Ausdehnung von mehreren Quadratkilometern haben.<br />
In porösen Gesteinsschichten erfolgt die Speicherung in den nur Mikrometer großen Poren<br />
des Speichergesteins. Voraussetzung für eine Speicherung in diesen Schichten ist, neben<br />
einer ausreichenden Durchlässigkeit und Porosität des Speichergesteins, eine gasdichte<br />
Deckschicht und eine Kontur der Schichten. Diese sollen ein Abwandern des eingepreßten<br />
Gases aus dem Speicher verhindern. Beim Lagerstättenspeicher werden die ursprünglich<br />
bereits gasgefüllten Schichten ehemaliger Öl- oder Gaslagerstätten für die<br />
Untertagespeicherungen genutzt. Bei der Aquiferspeicherung werden tiefe, ursprünglich<br />
wasserführende Gesteinsschichten mit Gas befüllt.<br />
Erdgasspeicher werden als Salzkavernenspeicher angelegt, wenn es hauptsächlich auf eine<br />
schnelle Auslagerung und nicht auf die Einlagerung großer Gasreserven ankommt. Die<br />
Entnahme aus Gaskavernen erfolgt durch Expansion des Gases. Der dem<br />
Ferngasleitungsdruck entgegenwirkende Innendruck der Kavernen ändert sich fortwährend<br />
mit jeder Einspeisung oder Entnahme. Dabei entsteht gleichzeitig eine Temperaturänderung.<br />
Die für eine Kaverne günstigste Form ist, aus gebirgs-mechanischen Gründen, die Kugelform.<br />
Diese läßt sich nur schwer herstellen. Deshalb haben die meisten Kavernen eine senkrechte<br />
zylindrische Form mit kegelähnlichem Dach und Boden. Sie lassen sich wegen ihrer großen<br />
Wandfläche schneller, kostengünstiger und mit einem geringeren Gesamtaufwand an Wasser<br />
(für den Solprozeß) erstellen.<br />
Die Konvergenz (Hohlraumschrumpfung) von Kavernen ist eine Folge der plastischen<br />
Verformung des Salzes. Sie nimmt mit steigender Temperatur und zunehmender Teufe (und<br />
damit wachsendem Druck) zu. Das Konvergieren ist ein sehr langsam verlaufender Vorgang,<br />
bei dem Auswirkungen auf die Oberfläche so gering sind, daß Gefährdungen von Bauwerken<br />
nicht zu befürchten sind.<br />
Je tiefer eine Kaverne angelegt wird, desto mehr Gas kann gespeichert werden und um so<br />
größer ist das Verhältnis von Arbeitsgas zu Kissengas. Unter Kissengas ist die zur<br />
Aufrechterhaltung des Mindestdruckes in der Kaverne verbleibende Gasmenge zu verstehen.<br />
Es ist jedoch wirtschaftlich nicht optimal, Kavernen möglichst tief anzulegen und dann mit<br />
einem hohen Betriebsdruck zu betreiben.<br />
18
1 Einleitung<br />
Mit zunehmender Teufe steigen die Investitionen für die Errichtung und die Betriebskosten<br />
der Kaverne; außerdem steigt die Konvergenzrate, so daß im Laufe der Zeit mit einem<br />
größeren Verlust an nutzbarem Hohlraum gerechnet werden muß. Dem wird mit einem<br />
höheren Kissengasdruck entgegengewirkt.<br />
1.4 Planungs- und Bauphase<br />
Ende der Siebzigerjahre entstanden die ersten Überlegungen und Machbarkeitsstudien für<br />
den Bau des Erdgasspeichers in Reckrod. Bevor das Aussolen beginnen konnte, mußten viele<br />
Untersuchungen vorgenommen werden. In großer Tiefe liegendes, ausreichend mächtiges<br />
Salzgestein ist eine Voraussetzung für den Bau von Speicherkavernen. Weitere Bedingungen<br />
sind das Vorhandensein von Süßwasser, sowie die ausreichende Entsorgung der anfallenden<br />
Sole. Diese Kavernen werden künstlich geschaffen - durch Aussolen, d.h. durch Lösen eines<br />
genau bestimmten Anteils von Salz mittels Wasser. Dafür wurde Wasser aus einem Fluß über<br />
Bohrungen in den Untergrund gepumpt und als gesättigte Sole wieder entnommen. Bei<br />
norddeutschen Kavernenprojekten wurde die Sole in die Nordsee abgeleitet.<br />
In Reckrod konnte eine andere Lösung realisiert werden, die Sole ohne<br />
Umweltbeeinträchtigung abzuführen. Als geeignetes Auffangbecken erwies sich eine in rund<br />
600 m Tiefe liegende kluftig-poröse Gesteinsformation, die nicht mit Trinkwasser führenden<br />
Schichten in Verbindung steht.<br />
Alle soltechnischen Anlagen werden nach Abschluß des Speicheraufbaus demontiert, das<br />
Gelände renaturiert. Übrig bleiben die Kavernenbohrungen zum Ein- und Ausspeichern des<br />
Erdgases. Unterirdische Leitungen verbinden diese mit der zentralen Station für den<br />
Gasbetrieb.<br />
19
1 Einleitung<br />
Abb. 4 Kavernenkopf<br />
In der Gasstation befinden sich das Verdichtergebäude mit den Verdichtereinheiten, die<br />
verfahrenstechnischen Anlagen (z.B. Wasserabscheider, Vorwärmung, Druckreduzierung,<br />
Gastrocknung), die Anlagen zur Mengenmessung und -regelung, die Stationswarte sowie<br />
Werkstatt und Lagerräume.<br />
Abb. 5 Obertageanlage des Speichers in Reckrod<br />
20
2 Einspeichertechnik<br />
Untertagespeicher dienen dem Ausgleich von jahreszeitlich bedingten<br />
Verbrauchsschwankungen. Man unterscheidet im Wesentlichen Porenspeicher und<br />
Kavernenspeicher. Sie liegen Hunderte von Metern unter der Erdoberfläche, in Deutschland<br />
in Tiefen bis 2.900 Meter.<br />
Dieses Kapitel beschäftigt sich mit der Infrastruktur des Einlager- und Entnahmevorgangs des<br />
Erdgases. Die entsprechenden Fließbilder, die ebenfalls Auskunft über die Speichertechnik<br />
geben, sind im Anhang dieser Arbeit zu finden.<br />
Abb. 6 Verteilung der maximalen Entnahmerate in deutschen Erdgasspeichern
2 Einspeichertechnik<br />
p-2 [bar]<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
1 18 35 52 69 86 103 120 137 154 171 188 205 222 239 256 273 290 307 324 341 358<br />
Abb. 7 Speicherbeschäftigung 2003, Speicher Reckrod<br />
Wie im Ausblick erwähnt, wird sich die Kapazität des Erdgaskavernenspeichers in Reckrod<br />
mittelfristig vergrößern. Die dritte Kaverne befindet sich während der Erstellung dieser Arbeit<br />
im Solprozeß. Jedoch ändern sich die Speichertechnik und die dazugehörige Infrastruktur<br />
beim Erstellen der Kaverne K3 nicht.<br />
22<br />
t [d]
2 Einspeichertechnik<br />
2.1 Einspeichervorgang<br />
Bei der Speicherung von Erdgas in unterirdischen Kavernen müssen bestimmte<br />
Verfahrenspunkte eingehalten werden, sowohl bei der Einspeicherung, Injektion genannt, als<br />
auch bei der Ausspeicherung, Evakuierung genannt.<br />
Die Verbindung zwischen der Kaverne und dem Ferngasleitungsnetz wird durch<br />
Rohrleitungen hergestellt. Durch diese Rohrleitungen wird das Erdgas an den Speicher<br />
herangeführt und im Bedarfsfall wieder abgeleitet.<br />
Der Ferngasleitungsdruck liegt gaswirtschaftlich im Hochdruckgebiet und beträgt in der<br />
Regel 55 bar. Der Netzdruck ist nicht konstant sondern variiert um ca. ∆p=7 bar.<br />
Die erste Station, die das Gas durchlaufen muß, ist die Erdgas-Filterungsanlage. In diesem<br />
Filter wird das Gas von Verunreinigungen befreit, so daß die verfahrenstechnischen Anlagen<br />
einwandfrei betrieben werden können. Verunreinigungen können Feststoffpartikel und<br />
diverse Flüßigkeiten sein. Nach dieser Reinigung durchströmt das in Reckrod noch nicht<br />
verdichtete Gas eine geeichte Volumenmessung. Diese Messung wird bei dem<br />
Erdgaskavernenspeicher Reckrod durch einen Ultraschallgaszähler durchgeführt.<br />
Abb. 8 Ultraschallgaszähler<br />
Zum Befüllen der Kavernen muß das Erdgas im Regelfall verdichtet werden. Liegt der<br />
Kavernendruck p 2 bei dem Minimum p 2,min kann der Verdichtungsvorgang über einen Bypass<br />
umgangen werden.<br />
23
2 Einspeichertechnik<br />
Von dieser Technik wird allerdings fast nie Gebrauch gemacht werden, da ab einem<br />
bestimmten Druckniveau die Verdichteranlage aus thermodynamischen Gründen in Betrieb<br />
genommen werden muß.<br />
Die Verdichtung erfolgt isotherm. Die Wärme, die bei der Kompression entsteht, wird durch<br />
Gegenstromkühler abgeführt. Damit der Speicherbetrieb auch beim Ausfall eines Verdichters<br />
gewährleistet ist, steht ein weiterer zur Verfügung. Diese Redundanz ist erforderlich. Im<br />
theoretischen Fall spricht man, wie beschrieben, von einer isothermen Verdichtung. In der<br />
Praxis handelt es sich jedoch um eine isentrope Verdichtung.<br />
Die in dieser Diplomarbeit angegebenen Verdichterparameter wie der Volumenstrom/ die<br />
Verdichterkapazität sind verdichterspezifisch. In Reckrod handelt es sich um einen<br />
einstufigen, doppelt wirkenden Kolbenverdichter mit Elektromotor-Antrieb mit Kühlung der<br />
Zylinder.<br />
Abb. 9 Gaskühlung im Gegenstrom<br />
Das verdichtete und gereinigte Erdgas wird über Hochdruckleitungen den Bohrungen und<br />
Kavernen zugeführt.<br />
24
2 Einspeichertechnik<br />
Stehen beispielsweise 5.000.000 m³ i.N. zur Einlagerung bereit, dauert es ca. 100<br />
Betriebsstunden bis das Erdgas eingelagert wurde. Der Anfangsdruck in der Kaverne 1 liegt<br />
bei 100 bar, der Enddruck in der Kaverne beträgt 110 bar.<br />
Diese Angabe bezieht sich auf die Verdichteranlage in Reckrod, die bei einem Kavernendruck<br />
von 100 bar* eine Verdichterkapazität von 52.000 m³/h bietet. Diese Information wurde mit<br />
Hilfe der Kav-Software berechnet.<br />
Genaue Typenbezeichnung der Verdichter: - Neumann & Esser<br />
* stat. Ruhedruck, Verdichterleistung 100%<br />
2.2 Ausspeichervorgang<br />
25<br />
NEA-Verdichter, 1SZL 320H<br />
Die Ausspeicherung des Erdgases erfolgt in der Regel an Wintertagen, an denen ein größerer<br />
Bedarf an Erdgas vorhanden ist. Um diese Bedarfsspitzen zu decken, wird das eingelagerte<br />
Gas verwendet.<br />
Die Entnahme aus der Lagerstätte erfolgt durch dieselben Bohrungen, durch die es<br />
eingepreßt worden war.<br />
Während der ersten Betriebsjahre der Kavernen nimmt das Erdgas Wasser durch die noch<br />
feuchten Wände auf. Ursache für diesen Vorgang ist die Solung der Kavernen.<br />
Damit es nicht zu Korrosionen und Verstopfungen durch Gashydratbildung in der<br />
Ferngasleitung oder am Kavernenkopf kommt, ist es erforderlich dem Gas die<br />
aufgenommene Feuchtigkeit wieder zu entziehen.<br />
Vor Aufnahme der Ausspeicherung wird Glykol in die Bohrung gepreßt. Ein<br />
Freiwasserabscheider sorgt dafür, daß freie Wasserglykoltröpfchen vom Gasstrom<br />
abgeschieden werden. Das abgeschiedene Wasser wird in manchen<br />
Erdgaskavernenspeichern in eine Wasserversenkbohrung eingepreßt. In Reckrod wird das<br />
Wasser-Glykol-Gemisch in Behältern gesammelt und umweltgerecht entsorgt.
2 Einspeichertechnik<br />
Abb. 10 Freiwasserabscheider AF<br />
Da das Erdgas bei der adiabaten Drosselung durch den Joule-Thomson-Effekt einen<br />
Temperaturverlust von ∆T=0,4 K/bar erfährt, muß das Gas vor der Drosselung vorgewärmt<br />
werden. Grund für dieses Vorheizen ist wiederum das Vermeiden einer Gashydratbildung<br />
innerhalb der Prozeßanlage durch Unterschreitung des Wasserdampftaupunktes.<br />
Gashydrate sind kristalline, schneeähnliche Verbindungen, die unter bestimmten<br />
Druckverhältnissen und durch Kontakt des Gases mit Wasser entstehen.<br />
Abb. 11 Gasvorwärmungsanlage<br />
26
2 Einspeichertechnik<br />
Nach der Gasvorwärmung durchläuft das Gas eine Gasdruckregelstrecke. Diese Regelstrecke<br />
besteht aus Absperrkugelhähnen, Sicherheitsabsperrarmaturen (SAV) und dem Regelventil.<br />
Bevor das Gas in das Regelgerät gelangt, muß es ein SAV durchlaufen. Es sperrt den<br />
Gasdurchfluß ab, falls der Ausgangsdruck unzulässig hoch ansteigt. Dieses Ventil darf sich<br />
nicht selbstständig öffnen.<br />
Eine Gasdruckregelanlage hat die Aufgabe hohen Gasdruck ein- oder mehrstufig auf den<br />
Wert zu reduzieren, den die nachfolgende Anlage benötigt.<br />
Abb. 12 Gasdruckregelstrecke in Reckrod<br />
Die nun folgende Station ist die Gastrocknung, die den letzten verfahrenstechnischen Schritt<br />
darstellt.<br />
Wasser und Wasserdampf müssen weitgehend entfernt werden, um erneut die<br />
Gashydratbildung zu vermeiden. Außer der Verstopfung durch Hydrate wären bei<br />
wasserdampfhaltigen Gasen auch Korrosionen aus dem Zusammenwirken mit Kohlendioxid<br />
und anderen Bestandteilen zu erwarten.<br />
Die Gastrockung erfolgt in einer Glykolabsorptionsanlage. Dabei nimmt das Glykol aufgrund<br />
seiner hygroskopischen Eigenschaft das als Wasserdampf im Erdgas enthaltene Wasser auf.<br />
27
2 Einspeichertechnik<br />
Grundkenngröße für die Gastrocknung ist die Wasserdampf-Taupunkttemperatur von<br />
Erdgas.<br />
Das Erdgas hat in der Ferngasleitung (55 bar) eine Temperatur von ca. 15 °C . Dabei<br />
kondensiert Wasserdampf aus, solange bis der Sättigungsdruck bei 15 °C (= 0,0138 bar)<br />
erreicht ist. Das Verhältnis p sätt /p ges ist 0,0171/55 = 0,000310 entsprechend 0,0310 %. Das ist<br />
gemäß dem Gesetz von Dalton auch der Volumenanteil in diesem Zustand.<br />
Temperatur (°C)<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
Wasserdampftaupunkt<br />
bei einem Wasserdampfanteil von 17,9 Vol.%<br />
0,1 1 10<br />
Erdgasdruck (bar)<br />
100 1000<br />
Abb. 13 Wasserdampftaupunkt<br />
t* (°C) Wassergehalt 17,90%<br />
t* (°C) Wassergehalt<br />
0,0575%<br />
28
2 Einspeichertechnik<br />
Abb. 14 Gastrocknungsanlage<br />
Abb. 15 Glykolbehälter<br />
29
2 Einspeichertechnik<br />
Jetzt befindet sich das Gas wieder in dem Zustand, in dem es ursprünglich angeliefert wurde<br />
und kann nach einem erneuten Durchlauf durch den Ultraschallgaszähler wieder in das<br />
Gastransportnetz eingepreßt werden.<br />
Das hier beschriebene Verfahren der Evakuierung der Kaverne/n setzt allerdings voraus, daß<br />
eine Mindestdruckdifferenz ∆p nicht überschritten werden sollte. Diese Druckdifferenz ist<br />
erforderlich um das Gas in die Ferngasleitung zu drücken.<br />
Ist dies am Ende der Entnahmephase nicht der Fall, muß die Druckdifferenz durch verdichten<br />
hergestellt werden, was einen erneuten Einsatz der Verdichteranlage zur Folge hat und<br />
betriebswirtschaftliche Nachteile mit sich bringt.<br />
Abb. 15.1 Internationale Erdgas-Pipelines [17]<br />
30
3 Kav-Software<br />
Im Rahmen dieser Diplomarbeit entstand die Idee der Berechnungssoftware. Auch die<br />
Programmierung fand im Rahmen dieser Arbeit statt. Die basierenden Programme sind<br />
Microsoft Excel und Visual Basic. Das Programm berechnet die Gesamtkosten für einen<br />
Speichervorgang. Insgesamt stehen dem Benutzer vier Oberflächen zur Verfügung:<br />
• Einspeicherung Kaverne 1 InKav 1<br />
• Einspeicherung Kaverne 2 InKav 2<br />
• Ausspeicherung Kaverne 1 OutKav 1<br />
• Ausspeicherung Kaverne 2 OutKav 2<br />
Die Endsumme, die im Programm angegeben wird beinhaltet betriebswirtschaftliche Größen<br />
und die Anlagenkosten. Weitere Kostenfaktoren können ohne großen Aufwand ergänzt<br />
werden oder über die Dienstleistungsgrundgebühr, die standardmäßig auf null gesetzt ist,<br />
oder über den Gewinnfaktor, der standardmäßig 1,0 beträgt, integriert werden.<br />
Der Grundgedanke war, mehrere Parameter zu beachten und zu berücksichtigen. So gehen<br />
die Kapazität der Verdichteranlage in Reckrod und diverse Stromverbraucher in die<br />
Berechnung ein. Und dies macht den Charakter der Anwendung klar. Sie gibt schnell,<br />
übersichtlich und fundierte Kostenauskunft einer Speicheraktivität.<br />
Die Daten, die der Berechnung zu Grunde gelegt wurden, mußten vor der<br />
computertechnischen Umsetzung definiert werden. Zum Beispiel mußte sichergestellt sein,<br />
welchen Service und welches Ergebnis das Programm liefern soll. Hinzu kommt, daß<br />
optimaler Weise die Anwenderfreundlichkeit gewährleistet sein sollte.<br />
Über die Eingabe des aktuellen Kavernendrucks p 2 und des gewünschte Injektionsvolumens<br />
V Injekt wird auf direktem Weg die Summe in Euro ausgegeben, die der Einspeichervorgang<br />
inklusive aller betriebswirtschaftlichen Parameter und Berücksichtigung zahlreicher<br />
technischer Gegebenheiten kosten würde. Der Ferngasleitungsdruck ist auf 55 bar gesetzt,<br />
kann jedoch ebenfalls verändert werden.
3 Kav-Software<br />
So werden die folgenden Einflußgrößen in die Berechnung mit einbezogen:<br />
• Netzdruck<br />
• Speicherkapazität<br />
• elektrische Verdichterleistung<br />
• Betriebsdauer<br />
• dynamische Verdichterkapazität<br />
• aktuelle Kennwerte Erdgas-H<br />
• Strompreise des Stromlieferungsvertrages<br />
• Einteilung in verschiedene Drucksegmente<br />
• Überlastung Fehlermeldung (eine weitere Eingabe ist nicht möglich)<br />
• Kavernenvolumen und Kavernendruck<br />
• Joule-Thomson-Effekt (adiabate Drosselung)<br />
• vier Oberflächen<br />
• Gasvorwärmung<br />
• diverse Verbraucher, gas- und stromseitig<br />
• betriebswirtschaftliche Betrachtung<br />
Diese Programmparameter liefern im Zusammenspiel den Betrag in Euro für die jeweilige<br />
Injektion bzw. Evakuierung des Erdgases.<br />
Die Software wurde im vorliegenden Fall an den Erdgaskavernenspeicher in Reckrod der Gas-<br />
Union angeglichen. Das heißt, daß die Volumina, die Verdichterkapazität und die speziellen<br />
Gegebenheiten in Reckrod in die Entwicklung eingeflossen sind. Auch die Betriebsweise der<br />
Verdichteranlage Reckrod ist berücksichtigt worden. Theoretisch können die Verdichter in<br />
vier Laststufen gefahren werden: 50%, 75% und 100% der Gesamtleistung. Da ein<br />
Einlagervorgang möglichst schnell fertiggestellt sein soll, sollte die Anlage mit 100% Leistung<br />
betrieben werden, wie auch in der vorliegenden Arbeit angenommen.<br />
Es bleibt zu erwähnen, daß die Oberfläche an jede beliebige Kaverne angepaßt werden kann.<br />
Jedoch werden hierzu die Größenangaben der Kaverne/n, die Herstellerangaben des<br />
Verdichters, eine Gasanalyse, Kosten der Anlage und des Betriebs und geologische Daten<br />
benötigt.<br />
32
3 Kav-Software<br />
Die Software ist für den Einsatz mit Microsoft Excel 2003 optimiert. Ein problemloser<br />
Betrieb ist auch mit Microsoft Excel aus dem Office XP-Paket gewährleistet.<br />
Die bei der Fertigstellung aktuelle Version trägt die Bezeichnung 1.05. Die Versionsangabe ist<br />
bei der Anwendung mit mehreren Benutzern von Bedeutung. Sie wird in dem Versions-<br />
Check durchgeführt und initial auf alle Oberflächen übertragen. So ist einsehbar, ob die<br />
Benutzer mit der identischen Version arbeiten und ggf. Daten vergleichen können.<br />
Abschließend bleibt zu erwähnen, daß die enthaltenen Kosten für Energie (Erdgas-H und<br />
Strom) Annahmen und variable Größen sind.<br />
3.1 Injektionsparameter<br />
Die Berechnung der Betriebskosten beim Einspeichervorgang wird als InKav bezeichnet.<br />
Manuell einzugeben sind der Netzdruck, das gewünschte Einlagervolumen und der<br />
Kavernendruck vor der Befüllung. Die Option „Reset“ setzt alle erwähnten Werte auf den<br />
Standard zurück. Diese Funktion ist hilfreich bei jeder Neueingabe.<br />
Auf die einzelnen Angaben, wie beispielsweise die elektrische Verdichterleistung, wird in den<br />
folgenden Kapiteln eingegangen.<br />
33
3 Kav-Software<br />
Abb. 16 Eingabemaske InKav<br />
3.1.1 Berechnung der elektrischen Verdichterleistung<br />
Um höchste Drücke zu erreichen sind Kolbenverdichter geeignet. Da Redundanz<br />
gewährleistet sein soll sind am Erdgaskavernenspeicher in Reckrod zwei Kolbenverdichter im<br />
Einsatz. Im technischen Fließbild ist die erwähnte Redundanz zu sehen.<br />
DN 250<br />
PN 170<br />
GOV<br />
11010<br />
DN 200<br />
PN170<br />
GOV<br />
12010<br />
VV 11000<br />
VV 12000<br />
GC 11020<br />
isotherme Kompression<br />
GC 12020<br />
Abb. 17 Fließbild der Kolbenverdichter, Hersteller: Neumann & Esser, NEA-Verdichter des Typs 1SZL 320H<br />
34
3 Kav-Software<br />
Die aus der Thermodynamik bekannten Beziehungen zur Berechnung der<br />
Temperaturänderung ∆T und der Verdichtungsarbeit W V sind bei der Berechnung der<br />
elektrischen Verdichterleistung P el notwendig.<br />
Der Verdichtung wurden die Kennwerte von Erdgas-H zu Grunde gelegt, wobei die<br />
Temperatur des Gases in der Ferngasleitung bei etwa 15°C liegt.<br />
Der isentrope Wirkungsgrad η sv bezeichnet das Verhältnis der bei isentroper (=verlustfreier)<br />
Zustandsänderung (theoretisch) geleisteten Arbeit zu der tatsächlichen geleisteten Arbeit.<br />
Der isentrope Kompressionswirkungsgrad wird wie folgt dargestellt:<br />
η<br />
sv<br />
=<br />
( )<br />
Wt , 12 is<br />
w<br />
12<br />
κ −1<br />
⎛ ⎞<br />
⎜⎛<br />
p ⎞ κ ⎟<br />
2 T1⎜<br />
⎜ 1<br />
p ⎟ − ⎟<br />
⎜⎝<br />
1 ⎠ ⎟<br />
=<br />
⎝ ⎠<br />
T −T<br />
35<br />
2<br />
1<br />
Formel 1<br />
Bei offenen, adiabat durchströmten Systemen läßt sich unter Annahme konstanter<br />
mechanischer Energie, d.h. ohne Änderung der kinetischen und potentiellen Energie,<br />
der 1. Hauptsatz für stationäre Fließprozesse<br />
q<br />
{ 12<br />
= 0<br />
adiabat<br />
+ w<br />
t,<br />
12<br />
vereinfachen zu<br />
= h − h +<br />
2<br />
1<br />
2 2 ( c2<br />
− c1<br />
) + g ⋅(<br />
Z − Z )<br />
1422<br />
43<br />
= 0<br />
Bewegungenergie<br />
2 1 14243<br />
= 0<br />
Lageenergie<br />
Formel 2
3 Kav-Software<br />
wt , 12<br />
= h<br />
2<br />
− h<br />
1<br />
36<br />
Formel 3<br />
In Abb. 18 sind für eine Verdichtung sowohl die isentrope als auch die tatsächliche<br />
Zustandsänderung dargestellt. Dabei ist zu beachten, daß in beiden Fällen die Endpunkte 2<br />
und 2is jeweils auf der gleichen Isobaren p2 liegen.<br />
Abb. 18 Isentrope und verlustbehaftete Verdichtung im h,s-Diagramm<br />
Weitere Grundlage zur Berechnung der elektrischen Verdichterleistung P el ist die Ermittlung<br />
der Gasleistung Q Gas .<br />
Q<br />
Gas<br />
•<br />
= H o ⋅VV<br />
Formel 4
3 Kav-Software<br />
Die isentrope Temperatur am Zustandspunkt 2 T 2s<br />
T2s ⎛ p ⎞ 2 = T1<br />
⋅ ⎜<br />
⎟<br />
⎝ p1<br />
⎠<br />
κ −1<br />
κ<br />
führt zur realen Temperatur am selben Zustandspunkt t 2<br />
t<br />
2<br />
= t<br />
1<br />
T2s<br />
−T<br />
+<br />
η<br />
sv<br />
1<br />
Weitere Parameter sind die Enthalpien h 1 und h 2 und die entsprechende Differenz ∆h.<br />
h t ⋅ c<br />
1 = 1<br />
p<br />
h t ⋅ c<br />
2<br />
= 2<br />
2<br />
p<br />
1<br />
( t t )<br />
∆ h = h − h = cp<br />
⋅ −<br />
2<br />
1<br />
37<br />
Formel 5<br />
Formel 6<br />
Formel 7<br />
Formel 8<br />
Formel 9<br />
Die innere Verdichterleistung P ergibt sich aus dem Gasmassenstrom und der in Formel 9<br />
iv<br />
beschriebenen Enthalpiedifferenz ∆ h<br />
P iv<br />
= •<br />
m⋅<br />
∆h<br />
Formel 10
3 Kav-Software<br />
Die maschinenmäßigen Wirkungsgrade sind der mechanische Wirkungsgrad und der<br />
elektrische Wirkungsgrad des Motors η mV und η elMo , die mit in die Berechnung einfließen.<br />
Im Zusammenspiel der in diesem Kapitel erwähnten Formeln und Wirkungsgrade ergibt sich<br />
die elektrische Verdichterleistung P el<br />
P<br />
elV<br />
PiV<br />
=<br />
η ⋅η<br />
mv<br />
elMo<br />
38<br />
Formel 11<br />
Die Größen, die für die Ermittlung der elektrischen Verdichterleistung nötig sind, werden<br />
nicht im Arbeitsblatt „P el “ der Kav-Software eingetragen, dies ist unbedingt zu beachten um<br />
vorhandene Verknüpfungen nicht zu löschen oder zu ändern. Dies erklärt, warum eine<br />
Eingabe technisch nicht möglich ist. Die benötigten Angaben werden automatisch aus der<br />
Eingabemaske und anderen Dateien bezogen.<br />
P-el [kW]<br />
3000<br />
2500<br />
2000<br />
1500<br />
1000<br />
500<br />
elektrische Verdichterleistung P-el [kW]<br />
0<br />
50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150<br />
p-2-vor [bar]<br />
Abb. 19 Grafische Darstellung der elektrischen Verdichterleistung, Saugdruck=55 bar<br />
p2 [bar] 60<br />
p2 [bar] 70<br />
p2 [bar] 80<br />
p2 [bar] 90<br />
p2 [bar] 100<br />
p2 [bar] 110<br />
p2 [bar] 120<br />
p2 [bar] 130<br />
p2 [bar] 140
3 Kav-Software<br />
3.1.2 Verdichterleistung in verschiedenen Drucksegmenten<br />
Die zu erbringende Leistung der Verdichteranlage ist stets abhängig von verschiedenen<br />
Parametern. Diesen Parametern sind thermodynamische Kennwerte und Vorschriften sowie<br />
technische Einflußgrößen zugrunde gelegt.<br />
Werden diese Rahmenbedingungen nicht eingehalten, ist ein einwandfreier Betrieb nicht<br />
gewährleistet, dies kann im extremen Bereich für Mensch und Umwelt gefährlich werden.<br />
Damit dieser Fall nicht eintritt, sind aufwendige und technisch niveauvolle Meß-, Steuer- und<br />
Regelanlagen installiert, speziell ausgebildetes Personal fungiert als Supervisor.<br />
Der wichtigste technische Kennwert ist die Dichte des Erdgases, die in keinem Fall als<br />
konstant betrachtet werden kann. Diese Annahme würde sich unmittelbar auf den<br />
betriebswirtschaftlichen Charakter des Betriebs auswirken.<br />
Da die Anlage erst seit relativ kurzer Zeit in Betrieb ist, haben sich die Kavernen noch nicht<br />
100%ig mit den Gegebenheiten arrangiert, so hat sich beispielsweise die minimal zu<br />
erreichende Feuchte des Gases noch nicht eingestellt.<br />
So berücksichtigt die Kav-Software neben der manuell einzugebenden Dichte, den oberen<br />
bzw. unteren Heizwert, die molare Masse, die spezifische Gaskonstante und den<br />
Isentropenexponenten. Diese Kennwerte sind im Info-Sheet einzusehen und zu variieren. Alle<br />
weiteren Programm-Dateien greifen im Bedarfsfall auf diese Größen zurück. Diese Eingabe<br />
sollte entsprechend sensibel erfolgen.<br />
Grau schraffierte Felder in dem Info-Sheet können bearbeitet werden, alle weiteren werden<br />
berechnet und sind gesperrt.<br />
Berechnung der spezifischen Wärmekapazität bei p=konst:<br />
c p<br />
⎛ κ ⎞<br />
= R ⋅⎜<br />
⎟<br />
⎝ κ −1⎠<br />
Berechnung der spezifischen Wärmekapazität bei V=konst:<br />
cV =<br />
cp<br />
− R<br />
39<br />
Formel 12
3 Kav-Software<br />
Berechnung des Isentropenexponenten:<br />
κ =<br />
c<br />
c<br />
p<br />
v<br />
Abb. 20 Kav-Software Info-Sheet<br />
40<br />
Formel 13<br />
Formel 14
3 Kav-Software<br />
Um die Verdichterleistung in den jeweiligen festgelegten Drucksegmenten zu bestimmen,<br />
wurden Meßdaten der Gas-Union und Herstellerangaben eingegliedert. Aus diesen<br />
Informationen kann die elektrische Verdichterleistung abgeleitet werden.<br />
Der Strompreis wurde mit 0,074 €/kWh angenommen. Zu erwähnen bleibt, daß die<br />
Verdichterkapazität typenabhängig ist. Jede Verdichterkapazitätsstufe stellt ein Drucksegment<br />
dar. Demzufolge gibt es neun Segmente<br />
Abb. 21 P el in verschiedenen Drucksegmenten, Auszug Kav-Software<br />
Für die grafische Auswertung wird eine Einlagerung von Erdgas unter den folgenden<br />
Parametern gewählt:<br />
Injektionsvolumen: 15.000.000 m³<br />
Kavernendruck vor Befüllung: 60 bar<br />
Kavernendruck nach Befüllung: 90 bar<br />
Diese Angaben sind erforderlich, da es sich andernfalls um ein ideales Ergebnis der<br />
Verdichterleistung handeln würde. So nimmt beispielsweise die Verdichterkapazität bei<br />
steigendem Druck ab. Dies ist in dem obigen Programmauszug einsehbar.<br />
41
3 Kav-Software<br />
Das dynamische Verhalten dieser Programmparameter schafft sehr gute Voraussetzungen für<br />
die betriebswirtschaftlichen Berechnungen. Ändert sich die Verdichterkapazität, weil ein<br />
neues Drucksegment erreicht wurde, ändert sich ebenfalls die Verdichterleistung und<br />
Betriebsdauer. Das wirkt sich unmittelbar auf die wirtschaftliche Entwicklung aus.<br />
f ( p)<br />
= P = 0,<br />
0257 ⋅ p<br />
2<br />
− 7,<br />
6715⋅<br />
p +<br />
742,<br />
71<br />
42<br />
Formel 15<br />
Die grafische Darstellung ist erneut nur für die drei erwähnten Ausgangskriterien der Vorseite<br />
gültig. Die nun folgende Verdichterkennlinie ist als dynamisch zu betrachten und wird für<br />
jede Eingabe aktualisiert. Nicht zu vergleichen ist diese Kennlinie mit einer typenspezifischen<br />
Verdichterkennlinie der Hersteller.<br />
P [kW]<br />
2000<br />
1800<br />
1600<br />
1400<br />
1200<br />
1000<br />
800<br />
600<br />
50 70 90 110<br />
p-2 [bar]<br />
130 150 170<br />
Abb. 22 Verdichterkennlinie, Grundlage: spezifisches Pan-Handle-Diagramm, Saugdruck=55 bar<br />
Die Betrachtung der elektrischen Verdichterleistung in verschiedenen Drucksegmenten ist für<br />
die korrekte Betrachtung des Erdgaskavernenspeichers in Reckrod wichtig, sowohl aus<br />
technischer als auch aus wirtschaftlicher Sicht.
3 Kav-Software<br />
p [bar]<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
43<br />
∆p-Verdichter<br />
40<br />
30 35 40 45 50 55 60 65 70<br />
Kaverneninhalt [Mio m³]<br />
Abb. 23 ∆p-Verdichter im Zusammenhang mit f(V)=p 2<br />
3.1.3 Einspeicherdauer in Bezug zum Injektionsvolumen<br />
Wie in Kapitel 3.1.2 bereits erwähnt, ist die Betriebsdauer der Verdichteranlage einer der<br />
wesentlichen Parameter in Bezug auf die realitätsnahe betriebswirtschaftliche Untersuchung<br />
eines Erdgaskavernenspeichers.<br />
Im Idealfall kann angenommen werden, daß die Injektionsdauer t Injekt im Wesentlichen der<br />
Quotient aus dem Einlagervolumen und der Verdichterkapazität ist. Im vorliegenden Fall<br />
bezieht sich die Verdichterkapazität auf die Verdichteranlage in Reckrod, die<br />
Verdichterkapazität ist demzufolge spezifisch.<br />
t<br />
injekt<br />
V<br />
=<br />
V<br />
Injekt<br />
•<br />
Formel 16<br />
Bei der Berechnung der Betriebsdauer sieht es in der Realität anders aus. Auch hier kann die<br />
Verdichterkapazität nicht als konstant angenommen werden.
3 Kav-Software<br />
Die Spanne reicht von 45.000 m³/h bei p 2 ≤ 140 bar bzw. von 58.000 m³/h bei p 2 ≥ 60 bar.<br />
Die exakte Verdichterleistung ist von den verschiedenen Drucksegmenten abhängig. Dies<br />
wurde ebenfalls in Kapitel 3.1.2 beschrieben.<br />
Ein weiterer wichtiger Aspekt, von dem der Volumenstrom des Verdichters abhängig ist, ist<br />
der Saugdruck.<br />
V-Pkt [m³/h]<br />
60.000<br />
55.000<br />
50.000<br />
45.000<br />
40.000<br />
Verdichterkapazität<br />
40 95 150<br />
44<br />
p-2 [bar]<br />
Abb. 24 Kav-Software / Verdichterkapazität mit p 2 als veränderliche Größe, Saugdruck= 55bar<br />
Nach der Berechnung der Injektionsdauer t injekt wird der Zelleninhalt direkt an die<br />
Eingabemaske und die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung weitergegeben.<br />
3.1.4 Injektionsmenge in Abhängigkeit vom Kavernendruck<br />
Bei der mathematischen Betrachtung ist das Injektionsvolumen V Injekt in Abhängigkeit des<br />
Kavernendrucks p 2 hilfreich. Diese Darstellungsweise findet in der Berechnungssoftware<br />
Anwendung.<br />
Da der natürliche Funktionsverlauf weitestgehend linear ist, wird die lineare<br />
Darstellungsweise bevorzugt. Dies schafft Übersicht in den jeweiligen Excel-Arbeitsblättern.
3 Kav-Software<br />
Lineare Darstellung:<br />
f<br />
1<br />
−6 ( V ) = p = 2⋅10<br />
⋅V<br />
+ 9,<br />
586<br />
2<br />
Polynomische Darstellung:<br />
f<br />
2<br />
−16<br />
2<br />
−6<br />
( V ) = p = 4⋅10<br />
⋅V<br />
+ 2⋅10<br />
⋅V<br />
+ 8,<br />
9425<br />
2<br />
3.1.5 Speicherkapazität – grafische Darstellung<br />
45<br />
Formel 17<br />
Formel 18<br />
Die grafische Darstellungsweise der Speicherkapazität ist bei einer schnellen Analyse im<br />
Regelfall ausreichend exakt. Abb.26 gibt Auskunft darüber, welche Kapazität der Speicher<br />
bietet bevor er ausgelastet ist.<br />
Die jeweiligen Kurven beschreiben den Bereich, in dem eine Einlagerung bei einem<br />
bestimmten Druck möglich ist. Je länger die Bogenlänge der gewünschten Graphen ist,<br />
desto größer der Druckbereich, in dem die gewünschte Menge an Gas eingelagert werden<br />
kann, bevor die Kaverne gefüllt ist. Im Fall der Auslastung erscheint eine Fehlermeldung, die<br />
zur neuen Eingabe auffordert.<br />
Abb. 25 Fehlermeldung bei Überlastung
3 Kav-Software<br />
Die Kurve der Einlagerung von 36 Mio. m³ Erdgas stellt die kürzeste Strecke im Diagramm<br />
dar und drückt aus, daß eine Einlagerung dieses Volumens nur im unteren Druckbereich<br />
möglich ist. Eine Einlagerung von 1 Mio. m³ Erdgas stellt die längste Bogenlänge dar und<br />
zeigt, daß eine Einlagerung fast im gesamten Druckbereich möglich ist.<br />
50 60 70 80 90 100 110 120 130 140<br />
p-2 [bar]<br />
Abb. 26 Grafische Darstellung der Einspeicherreserven, Auszug Kav-Software<br />
46<br />
V-Injekt= 1 Mio m³<br />
V-Injekt= 6 Mio m³<br />
V-Injekt= 11 Mio m³<br />
V-Injekt= 16 Mio m³<br />
V-Injekt= 21 Mio m³<br />
V-Injekt= 26 Mio m³<br />
V-Injekt= 31 Mio m³<br />
V-Injekt= 36 Mio m³<br />
3.1.6 Kavernendruck in Abhängigkeit der Verdichterkapazität<br />
und des Kavernenvolumens<br />
Der Kavernendruck vor, während und nach der Befüllung ist ein wichtiger Wert, der die<br />
Betriebsweise des Speichers beschreibt. Auch das Zusammenspiel dieser Werte ist<br />
unverzichtbar für das Ergebnis der Kav-Software und jedes andere Produkt dieser Art.
3 Kav-Software<br />
Der Druck innerhalb der Kaverne kann unter anderem in Abhängigkeit der aktuellen<br />
Verdichterkapazität im jeweiligen Drucksegment und dem dazugehörigen Kavernenvolumen<br />
dargestellt werden. Der Druck p 2 stellt in beiden Fällen den Funktionswert dar. Auf der<br />
Abszisse befindet sich jeweils die variable Größe in der Gleichung bzw. im Gleichungssystem.<br />
• ⎛ ⎞<br />
f ⎜V<br />
⎟ = −<br />
=<br />
⎝ ⎠<br />
•<br />
−3<br />
6, 4⋅10<br />
⋅V<br />
+ 438,<br />
15 p2<br />
−6<br />
( V ) = 2⋅10 ⋅V<br />
+ 9,<br />
586 p2<br />
f =<br />
p-2 [bar]<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
f(V-pkt)=p-2<br />
40.000 45.000 50.000<br />
V-pkt [m³/h]<br />
55.000 60.000<br />
Abb. 27 Grafische Darstellung der Formel 19, Saugdruck=55 bar<br />
p-2<br />
[bar]<br />
150<br />
130<br />
110<br />
90<br />
70<br />
50<br />
30<br />
f(V)=p-2<br />
20.000.000 30.000.000 40.000.000 50.000.000 60.000.000 70.000.000<br />
V [m³]<br />
Abb. 28 Grafische Darstellung Formel 20, Saugdruck=55 bar<br />
47<br />
Formel 19<br />
Formel 20
3 Kav-Software<br />
Ein mathematisches Umformen führt zum Volumen<br />
f ( V ) = 2⋅10<br />
⇒<br />
V = 5⋅10<br />
−6<br />
5<br />
⋅<br />
⋅V<br />
9,<br />
586<br />
( p − 9,<br />
586)<br />
2<br />
+<br />
=<br />
p<br />
2<br />
48<br />
Formel 21<br />
Der auf diese Art und Weise berechnete Kavernendruck p 2 ist auf der Eingabemaske der Kav-<br />
Software wiederzufinden.
3 Kav-Software<br />
3.2 Berechnung der Evakuierungsparameter<br />
Die Berechnung der Ausspeicherung durch die Kav-Software erfolgt nach dem gleichen<br />
Muster wie bei der Einspeicherung. Die Ausspeicherung wird in diesem Teil des Programms<br />
als OutKav bezeichnet. Alle relevanten Daten fügt die Eingabemaske aus dem Arbeitsblatt<br />
Kennwert Erdgas-H ein.<br />
Abb. 29 Eingabemaske OutKav<br />
In der Eingabemaske sind verschiedene Parameter manuell einzugeben. Es handelt sich um<br />
das Auslagervolumen, die Temperatur in der Kaverne, die gewünschte Ausspeicherkapazität<br />
und den Druck p 2,vor vor der Ausspeicherung.<br />
49
3 Kav-Software<br />
Die Ausspeicherkapazität kann vom Dispatcher manuell eingegeben werden. Die Eingabe ist<br />
jedoch begrenzt durch die maximale Ausspeicherkapazität.<br />
Bei der Berechnung der Betriebskosten, die durch die Evakuierung entstehen, werden Gas-<br />
und Stromverbraucher einzeln berechnet. Weitere Verbraucher können jederzeit hinzugefügt<br />
werden.<br />
3.2.1 Temperaturdifferenz des Erdgases<br />
Die Temperaturverteilung in einem unterirdischen Gasspeicher und deren zeitliche<br />
Änderungen sind Schlüsselparameter, um die Betriebsbedingungen zu erfassen und zu<br />
überwachen. So hängt die Speicherkapazität wesentlich von der Temperatur ab. Die<br />
Optimierung der Betriebsbedingungen erfordert genaue Kenntnisse über die<br />
Temperaturverteilung in Abhängigkeit von Tiefe und Zeit in den Gasspeichersonden und im<br />
Innern der Kavernen. Bei bekanntem Kopfdruck kann über die gemessene Temperatur-<br />
Tiefenverteilung das Druckprofil berechnet werden. Der Joule-Thomson-Effekt bildet die<br />
physikalische Grundlage für die Kontrolle und Überwachung des Rohrstranges und der<br />
technischen Einbauten. Er definiert die Beziehungen zwischen Druckänderungen und<br />
Temperaturänderungen. Unregelmäßigkeiten im Druckverlauf und insbesondere ein<br />
leckagebedingter lokaler Druckabfall führen zu Temperaturänderungen und lassen sich durch<br />
Temperaturmessungen einfach detektieren und lokalisieren. Aus Temperaturmessungen, die<br />
zeitgleich über die gesamte Strecke einer Bohrung - unter unterschiedlichen<br />
Betriebsbedingungen im Steigrohr oder im Ringraum - durchgeführt werden, lassen sich<br />
detaillierte Aussagen über Lage und Größe einer Leckage im Rohrstrang (z.B. an<br />
Korrosionsstellen, Verschraubungen, Dichtungseinheiten oder Schiebestücken) oder in der<br />
Verrohrung ableiten. Auch Hinterrohreffekte (z.B. Gasfluß hinter der Verrohrung)<br />
beeinflussen das Temperaturfeld in dem Rohrstrang. An einem Flüssigkeitsspiegel treten<br />
Temperaturänderungen auf, die durch eine kurzzeitige Druckentlastung verstärkt werden<br />
können, so daß die Lage eines Flüssigkeitsspiegels in Bohrungen oder in einer Kaverne<br />
bestimmt und überwacht werden kann. Erfassung und Überwachung der<br />
Temperaturverteilung geben daher dem Betreiber eines unterirdischen Speichers wichtige<br />
Informationen.<br />
50
3 Kav-Software<br />
Allerdings ist es erforderlich, daß die Messungen zeitgleich über die gesamte Meßstrecke<br />
und innerhalb eines dichten Zeitrasters erfolgen können, um schnell ablaufende Prozesse zu<br />
erfassen und zu lokalisieren. Die konventionellen Bohrlochtemperaturmessungen können<br />
diese Anforderungen nicht erfüllen.<br />
Das Verfahren der faseroptischen Temperaturmessung eröffnet hier ganz neue<br />
Möglichkeiten, da es die zeitgleiche Temperaturmessung über lange Strecken auch in kurzer<br />
Meßabfolge ermöglicht. Dieses Verfahren bietet sich daher für Untersuchungen in<br />
unterirdischen Gasspeichern (Kavernen und Produktionssonden von Aquiferspeichern) an.<br />
Abb. 30 Graphische Darstellung des Joule-Thomson-Effekts<br />
3.2.2 Wärmeverbrauch für die Gasvorwärmung<br />
Der Wärmeverbrauch für die Gasvorwärmung berechnet sich aus dem Produkt des<br />
Massenstroms, der spezifischen Wärmekapazität bei konstantem Druck und der<br />
Temperaturdifferenz zwischen Kavernen- und Ferngasleitungstemperatur.<br />
Qzu m⋅<br />
cp<br />
⋅ ∆T<br />
= •<br />
51<br />
Formel 22
3 Kav-Software<br />
Jeder Faktor in der folgenden Oberfläche wird aus unterschiedlichen Dateien bzw.<br />
Arbeitsblättern bezogen und kann an dieser Stelle nicht manuell eingegeben werden.<br />
Abb. 31 Oberfläche der Berechnung der Leistung für die Gasvorwärmung<br />
Q-Gas [kW]<br />
1400<br />
1200<br />
1000<br />
800<br />
600<br />
400<br />
200<br />
T-2=303K<br />
T-2=315K<br />
Leistung für die Gasvorw ärmung<br />
0<br />
275 280 285 290 295 300<br />
T-3 (FGL) [K]<br />
Abb. 32 Grafische Darstellung der Leistung für die Gasvorwärmung<br />
52
3 Kav-Software<br />
3.2.3 Ausspeicherkapazität<br />
Die maximale Ausspeicherrate beträgt 100.000 m³/h. Diese kann in der Eingabemaske nicht<br />
überschritten werden. Andernfalls erscheint eine Fehlermeldung, die zur Neueingabe<br />
auffordert.<br />
Abb. 33 Fehlermeldung in der Eingabemaske<br />
Die Ausspeicherkapazität ist abhängig vom vorhandenen Druck in der Kaverne. Je höher der<br />
Kavernendruck, desto höher die Ausspeicherrate.<br />
Abb. 34 Grafische Darstellung der Ausspeicherkapazität<br />
53
3 Kav-Software<br />
3.2.4 Druck nach Evakuierung<br />
Der Druck nach der Evakuierung wird mit Hilfe der mathematischen Beziehung zwischen<br />
Entnahmevolumen und Kavernendruck ermittelt.<br />
Da das Bestimmtheitsmaß R 2<br />
=1,0 beträgt, wird auf die polynomische Darstellungsweise<br />
verzichtet.<br />
f<br />
⇒<br />
( p )<br />
2<br />
= V = 480071⋅<br />
p + 8⋅10<br />
p<br />
2<br />
V [m³]<br />
−<br />
V − 8⋅10<br />
=<br />
480071<br />
80.000.000<br />
70.000.000<br />
60.000.000<br />
50.000.000<br />
40.000.000<br />
30.000.000<br />
20.000.000<br />
10.000.000<br />
0<br />
Abb. 35 Grafische Darstellung der Formel 23<br />
2<br />
7<br />
−7<br />
f(p-2)=V<br />
0 50 100 150<br />
54<br />
p-2 [bar]<br />
Formel 23<br />
Die hier berechnete Größe wird auf direktem Wege an die Eingabemaske der Software<br />
übergeben, so daß weitere Berechnungen durchgeführt werden können.<br />
Der Kavernendruck nach der Erdgasentnahme gibt Auskunft darüber, welche Kapazitäten der<br />
Speicher für weitere Entnahme- und Injektionsaktivitäten zur Verfügung stellt.
3 Kav-Software<br />
3.2.5 Verbraucher beim Evakuieren<br />
Die Verbraucher, die bei der Erdgasentnahme zu Buche schlagen, sind in der folgenden<br />
Tabelle einzusehen.<br />
Tab. 2 Verbraucher bei der Gasentnahme<br />
Die Anzahl der Betriebsstunden, die eine wesentliche Rolle bei der Berechnung der<br />
Verbrauchsgrößen spielt, wird aus der Eingabemaske der Software bezogen.<br />
Demzufolge ist die Angabe der Verbrauchskosten stets analog zu den eingegebenen<br />
Parametern, wie zum Beispiel dem Entnahmevolumen. Die Leistung der Gasvorwärmung QGas wird ebenfalls auf einem separaten Arbeitsblatt berechnet und zeitgleich in die<br />
55
3 Kav-Software<br />
Berechnungsmaske (Tab 2 eingefügt. Sollten sich die Gegebenheiten in Reckrod bzgl. der<br />
Verbraucher ändern, ist es ohne programmiertechnischen Aufwand möglich, die<br />
Änderungen vorzunehmen. Dies wird der Fall sein, wenn beispielsweise neue Heizkessel mit<br />
abweichender Leistung installiert werden.<br />
56
4 Stromerzeuger<br />
In diesem Kapitel der Diplomarbeit wird die Option der alternativen Stromerzeugung<br />
diskutiert und bewertet. Betrachtet werden drei Generatorvarianten:<br />
• Gasturbine<br />
• Gasmotor<br />
• Dieselmotor<br />
Die Maschinen sollen Strom für den Elektroantriebsmotor der Verdichteranlage erzeugen.<br />
Eventuell anfallender Überschußstrom wird in das öffentliche Netz des dortigen<br />
Stromversorgers eingespeist werden.<br />
Die maximale Leistungsaufnahme des Verdichters während des Betriebs beträgt circa 2.000<br />
kW. Dies ist die Netto-Leistung, die den Herstellern als Referenz angegeben wurde.<br />
Ein Problem stellt jedoch der wesentlich höhere Anlaufstrom der Anlage dar. Dieser liegt bei<br />
rund 6.000 kW.<br />
Eine Auslegung der Maschinen für den nötigen Anlaufstrom wurde bei der vorliegenden<br />
Betrachtung nicht mit einbezogen. Eine 6 MW-Maschine würde den Kostenrahmen, damit<br />
auch die Wirtschaftlichkeit, überschreiten.<br />
Die Kosten für Personal entstehen durch die Bedienung und Betriebsführung der<br />
Gesamtanlage zur Stromerzeugung einschließlich einfacher Inspektionsvorgänge. Da vor<br />
allem bei kleinen Anlagen die Wirtschaftlichkeit durch Personalkosten beeinträchtigt werden<br />
kann, ist zu prüfen, ob das Personal ausschließlich für den Betrieb der Anlage eingestellt<br />
werden muß und damit mit den vollen Jahreskosten zu Buche schlägt.<br />
Erfolgt die Beaufsichtigung nur stundenweise, denn können laut VDI-Norm 2067 Blatt 7 –<br />
Kapitel 4.2.3, Tabelle 5, die genannten Prozentsätze für Personal angesetzt werden. Dies<br />
würde ggf. am Erdgaskavernenspeicher in Reckrod der Fall sein.<br />
Thermische Leistung Jährliche Personalkosten in %<br />
p.a.<br />
Anlagen ≥ 2 MWth 1 bis 2<br />
Anlagen < 2 MWth 3 bis 4<br />
Tab. 3 Jährliche Personalkosten in % der Investition (ohne Bauteil), Mittelwert: 2,5% p.a.
4 Stromerzeuger<br />
Hinsichtlich der Instandhaltung der Anlagen schreibt die VDI-Norm 2067, Kapitel 4.2.3,<br />
Tabelle 4, einen festgelegten Mittelwert von 2,0% der Investition vor. Wurde von den<br />
Herstellern kein Instandhaltungsvertrag angeboten, ist diese Konstante in die Berechnung<br />
eingeflossen.<br />
4.1 Funktionsweise einer Gasturbine<br />
Die Gasturbine gehört zu den Verbrennungskraftmaschinen und ist eine Unterordnung der<br />
thermischen Fluidenergiemaschinen. Sie gilt als Strömungsmaschine, da sie kontinuierlich<br />
ohne Pulsation durchströmt wird.<br />
Sie besteht prinzipiell aus einem Verdichter, einer Brennkammer und einer Turbine, wobei<br />
Verdichter und Turbine in der Regel auf derselben Welle sitzen. Diese sind folglich<br />
mechanisch miteinander gekoppelt. Der Verdichter saugt Gas an, verdichtet es und führt es<br />
schließlich der Brennkammer zu. Dort wird es zusammen mit dem eingespritzten Brennstoff<br />
bei nahezu gleichem Druck verbrannt, wobei Verbrennungsgase mit einer Temperatur von<br />
bis zu 1.500°C entstehen. Diese Brenngase strömen mit hoher Geschwindigkeit in die<br />
Turbine und treiben sie an. Die Turbine verzögert die Strömung der Brenngase und entzieht<br />
ihnen synchron Strömungsenergie, die in mechanische Energie umgewandelt wird. Ein Teil<br />
dieser mechanischen Energie wird zum Antrieb des Verdichters genutzt, der verbleibende<br />
Teil steht als nutzbare Energie zur Verfügung. Der Wirkungsgrad einer Gasturbine ist um so<br />
besser, je höher die Turbineneintrittstemperatur der Brenngase ist. Die thermische<br />
Belastbarkeit der gekühlten Turbinenschaufeln begrenzt jedoch die Eintrittstemperatur.<br />
Gasturbinen zeichnen sich im Gegensatz zu Kolbenmaschinen durch einen ruhigen Lauf aus,<br />
da sie kontinuierlich arbeiten.<br />
Der reale Kreisprozeß, der zugrunde liegt, ist der Joule-Prozeß mit Verlusten. In der<br />
Betrachtung des realen Kreisprozesses werden Verluste über Wirkungsgrade berücksichtigt.<br />
Thermische Wirkungsgrade und spezifische Arbeiten realer Prozesse sind deshalb deutlich<br />
schlechter als die der Idealprozesse! Der verlustbehaftete Joule-Prozeß wird unter folgenden<br />
Annahmen betrachtet:<br />
58
4 Stromerzeuger<br />
• ruhendes Triebwerk (d.h. Staudruck = 0)<br />
• nur eine Turbine für Verdichterantrieb u. Nutzarbeit<br />
• Rechnung mit Gesamtzustandswerten (Berücksichtigung kinetischer Energie)<br />
Abb. 36 3-dimensionale Darstellung einer Gasturbine<br />
4.1.1 Der Joule-Prozeß<br />
Im Vergleichsprozeß der einfachen Gasturbinenanlage durchläuft das Arbeitsmedium einen<br />
geschlossenen Kreislauf. Die Verbrennungsabgase werden direkt wieder dem Verdichter<br />
zugeführt.<br />
59
4 Stromerzeuger<br />
Verdichter<br />
Erdgas<br />
Brennkammer<br />
Welle<br />
60<br />
Turbine<br />
Erdgas<br />
Abb. 37 Schema einer elementaren Gasturbinenanlage, spez. Index: t=Torsion<br />
Der Verbrennungsvorgang wird als eine isobare Wärmezufuhr angenommen. Der<br />
Energiestrom, der in der realen Gasturbine mit den heißen Verbrennungsgasen das System<br />
verläßt, wird durch eine isobare Wärmeabgabe in einem Wärmetauscher, der hinter der<br />
Turbine angeordnet ist, simuliert. Verdichter und Turbine werden als adiabate Systeme<br />
betrachtet, da aufgrund der hohen Strömungsgeschwindigkeit in diesen Komponenten kein<br />
Wärmeaustausch mit der Umgebung stattfindet.<br />
Der Gasturbinen-Vergleichsprozeß besteht somit aus zwei Isobaren für den Wärmetausch<br />
und zwei Isentropen für Verdichtung und Entspannung.<br />
Abb. 38 T,S-Diagramm<br />
T<br />
2<br />
1<br />
W j<br />
3<br />
4<br />
p<br />
2<br />
p<br />
1<br />
w t<br />
s
4 Stromerzeuger<br />
Abb. 39 p,V-Diagramm, geschlossenes System<br />
p<br />
Zustandsänderungen<br />
Q<br />
2 3<br />
1 - 2: isentrope Verdichtung der Luft<br />
23<br />
W<br />
j<br />
1<br />
61<br />
Q 41<br />
2 - 3: Wärme wird bei der Verbrennung isobar zugeführt<br />
3 - 4: isentrope Entspannung in der Turbine<br />
4 - 1: Wärme wird isobar abgegeben (bzw. Gas ausgetauscht)<br />
2<br />
1<br />
Verdichter<br />
q zu<br />
Welle<br />
q ab<br />
4<br />
Turbine<br />
Abb. 40 Elementare Gasturbinenanlage als geschlossenes System, spez. Index: t=Torsion<br />
3<br />
4<br />
w t<br />
V
4 Stromerzeuger<br />
Nutzarbeit<br />
Unter der Annahme von konstanten spezifischen Wärmekapazitäten ergibt sich die<br />
spezifische Nutzarbeit w t aus der Wärmebilanz zu<br />
wt = −∑<br />
wt<br />
= q<br />
i , j i,<br />
j<br />
Np<br />
Nq<br />
− ∑<br />
−<br />
= q<br />
zu<br />
+ q<br />
wt = q23<br />
+ q41<br />
= c p<br />
p<br />
Mit dem Verdichterdruckverhältnis<br />
π =<br />
p<br />
p<br />
2<br />
1<br />
ab<br />
⋅(<br />
T3<br />
− T2<br />
+ T1<br />
− T4<br />
) = c ⋅ ( T1<br />
− T2<br />
+ T3<br />
−T4<br />
)<br />
und der Isentropenbeziehung ergibt sich für die Temperaturen<br />
T<br />
2<br />
und<br />
T<br />
4<br />
= T ⋅π<br />
= T<br />
1<br />
3<br />
⋅<br />
π<br />
κ −1<br />
κ<br />
1 −<br />
κ 1<br />
κ<br />
62<br />
Formel 24<br />
Formel 25<br />
Formel 26<br />
Formel 27<br />
Formel 28
4 Stromerzeuger<br />
Die Gleichung für die spezifische Nutzarbeit lautet damit<br />
⎛ κ −1<br />
⎞<br />
⎜ T κ 3 T3<br />
1<br />
− w = ⋅ ⋅<br />
⎟<br />
t c p T<br />
⎜<br />
1−<br />
π + − ⋅ κ −1<br />
T<br />
⎟<br />
1 T1<br />
κ<br />
⎝<br />
π ⎠<br />
bzw. mit<br />
cp κ −1<br />
=<br />
R κ<br />
⎡ κ −1<br />
⎛<br />
κ −1<br />
⎢<br />
⎛ ⎞<br />
⎟ ⋅<br />
⎜ T 1<br />
⎜ κ<br />
3<br />
− wt = ⋅ R ⋅T<br />
⋅<br />
⎢⎜<br />
π −1<br />
⎟ ⎜<br />
⋅ κ −<br />
κ<br />
⎣<br />
⎝ ⎠ T1<br />
κ ⎝ π<br />
1<br />
63<br />
⎞⎤<br />
−1<br />
⎟⎥<br />
⎟⎥<br />
⎠⎦<br />
Beim Joule-Prozeß hängt also die spezifische Nutzarbeit w von dem Druckverhältnis im<br />
t<br />
p2<br />
T<br />
Verdichter π =<br />
3<br />
und dem Temperaturverhältnis ab.<br />
p<br />
T<br />
q<br />
η th = 1−<br />
q<br />
ab<br />
zu<br />
1<br />
q<br />
= 1+<br />
q<br />
=<br />
c<br />
−<br />
Thermischer Wirkungsgrad<br />
⋅<br />
( T1<br />
−T4<br />
) T4<br />
−T1<br />
= −<br />
( T3<br />
−T2<br />
) T3<br />
−T2<br />
41 p<br />
1<br />
1<br />
23 c p ⋅<br />
1<br />
Formel 29<br />
Formel 30<br />
Formel 31
4 Stromerzeuger<br />
bzw.<br />
1<br />
1 −<br />
π<br />
ηth = − κ 1<br />
κ<br />
64<br />
Formel 32<br />
Der thermische Wirkungsgrad des Joule-Prozesses ist also als reine Funktion des<br />
Druckverhältnisses π zu betrachten. Er nimmt degressiv mit dem Druckverhältnis zu. Hohe<br />
Wirkungsgrade erfordern bei diesem Prozeß auch hohe Druckverhältnisse.<br />
Analysiert man das Ergebnis kommt man bezüglich des thermischen Wirkungsgradesηth zu<br />
Folgendem:<br />
• der Wirkungsgrad hängt nur vom Druckverhältnis π ab<br />
• die Intensität der Wärmezufuhr beeinflußt den Wirkungsgrad nicht<br />
• das Gas nimmt durch κ Einfluß<br />
Abb. 41 Thermischer Wirkungsgrad als Funktion von π<br />
Ausführliche Daten der Wirtschaftlichkeitsanalyse befinden sich im Anhang.
4 Stromerzeuger<br />
4.1.2 Einsatz einer Gasturbine als Stromerzeuger<br />
Der Einsatz einer Gasturbine als Stromerzeuger für die Versorgung des Verdichtermotors mit<br />
elektrischer Energie ist nicht angebracht. Verschiedene Parameter begründen diese Aussage.<br />
Der Start bzw. das Anlaufen einer Gasturbine ist nicht mit dem Starten eines Elektromotors<br />
zu vergleichen, da der Vorgang ungleich aufwendiger ist. Der Betrieb einer Gasturbine ist mit<br />
mehr Personalaufwand verbunden. Dieser Mehraufwand an Personal schlägt sich in der<br />
betriebswirtschaftlichen Betrachtung des Vorhabens nieder.<br />
Die Stromgestehungskosten liegen bei 18,81 ct/kWh. Stromgestehungskosten sind die<br />
Kosten, die zur Erzeugung einer Kilowattstunde (kWh) elektrischer Energie aufgewendet<br />
werden müssen. Sie setzen sich aus den internen Kosten, die bei der eigentlichen<br />
Stromgewinnung entstehen und den externen Kosten zusammen.<br />
Unter externen (oder sozialen) Kosten versteht man die Kosten, die nicht in die<br />
betriebswirtschaftliche Preisberechnung einfließen, sondern von der Allgemeinheit getragen<br />
werden. Dazu zählen die Kosten für Tankerhavarien, die Säuberung verstrahlter und<br />
verschmutzter Gebiete und die politische und militärische Sicherung der Zugänge zu den<br />
Rohstoffen. Diese Kosten sind größtenteils nur schwer zu quantifizieren und fließen bislang<br />
nicht in die Preise der konventionellen Stromerzeugung ein. Würden sie jedoch<br />
berücksichtigt, verteuerte sich die Stromerzeugung bei Kohle und Atomkraft um 2,5 bis 31<br />
Cent/kWh.<br />
Die Amortisationszeit der Anlage beträgt knapp 14 Jahre.<br />
Wie man an den Stromgestehungskosten und der gesamten betriebswirtschaftlichen<br />
Betrachtung sehen kann, ist der Einsatz nicht rentabel. Grund hierfür ist auch die relativ<br />
geringe Anzahl der Betriebsstunden.<br />
Zu erwähnen ist, daß es nicht allein bei den Investitionskosten der Gasturbinenanlage bleibt.<br />
65
4 Stromerzeuger<br />
Hinweis: Zwecks Angeboten für eine Gasturbinenanlage zur Stromerzeugung wurden<br />
diverse Hersteller kontaktiert. Ein konkretes Angebot liegt jedoch nicht vor. Grund<br />
hierfür sind die Aussagen der jeweiligen Hersteller. Zwei wesentliche Argumente<br />
sprechen gegen die Installation einer solchen Anlage. Unabhängig voneinander<br />
gaben die Hersteller diese Auskunft.<br />
Ein Aspekt, der genannt wurde, ist die nicht ausreichende Anzahl von<br />
Betriebsstunden. Einen weiteren Aspekt stellen die Druckverhältnisse in Reckrod<br />
dar. Standard-Turbinen arbeiten mit einem Eingangsdruck von circa 100 bar, der<br />
in Reckrod überschritten wird. Technisch wäre es realisierbar die noch verbleibende<br />
Druckdifferenz über einen By-Pass adiabat zu drosseln, jedoch bleibt die Anzahl<br />
der Betriebsstunden unverändert und eine Wirtschaftlichkeit wäre erneut nicht<br />
gewährleistet.<br />
4.2. Der Gasmotor<br />
Der Gasmotor gehört zu der Gruppe der Wärmekraftmaschinen, die Wärmeenergie in<br />
mechanische Energie umwandeln. Bei diesem Vorgang wird Wärme hoher Temperatur<br />
einem Reservoir entzogen, ein Teil dieser Energie in kinetische Energie umgesetzt und<br />
Wärme niedriger Temperatur an ein anderes Reservoir abgegeben.<br />
Die ideale Wärmekraftmaschine ist gemäß dem 2. Hauptsatz der Thermodynamik die<br />
Carnot-Maschine, die den maximalen physikalischen Wirkungsgrad von<br />
η =<br />
T −T<br />
=<br />
T<br />
−<br />
1 2<br />
2 1<br />
T1<br />
T1<br />
66<br />
Formel 33<br />
erreicht. Zwei Hauptgründe für die energetischen Verluste in der Realität sind Reibung und<br />
nicht ausreichende Isolierung. Diese Bedingung führt zu dem Schluß, daß ein maximaler<br />
Wirkungsgrad von η = 1,<br />
0 nicht erreicht werden kann.<br />
C
4 Stromerzeuger<br />
Abb. 42 Carnot-Prozeß im T,S-Diagramm<br />
p<br />
T<br />
Q 23<br />
Abb. 43 p,V-Diagramm eines Gasmotors<br />
3<br />
2<br />
W<br />
67<br />
4<br />
1<br />
Q 41<br />
V<br />
s
4 Stromerzeuger<br />
Abb. 44 T,S-Diagramm eines Gasmotors<br />
T<br />
Zustandsänderungen<br />
1 2 isentrope Verdichtung des Gemisches<br />
2 3 Zündung, sehr schnelle Drucksteigerung<br />
3 4 isentrope Ausdehnung der Luft ( Abgas)<br />
4 1 isochore Entspannung<br />
Verdichtungsverhältnis<br />
ε =<br />
V<br />
V<br />
1<br />
2<br />
Thermischer Wirkungsgrad<br />
Q = m ⋅cv<br />
⋅ −<br />
23<br />
( T3<br />
T2<br />
Q = m ⋅ cv<br />
⋅ −<br />
41<br />
( T1<br />
T4<br />
)<br />
)<br />
2<br />
1<br />
W<br />
68<br />
3<br />
4<br />
V 2<br />
V 1<br />
s<br />
Formel 34<br />
Formel 35<br />
Formel 36
4 Stromerzeuger<br />
W<br />
η th =<br />
Q<br />
23<br />
für c v =konst. gilt<br />
Q<br />
= 1+<br />
Q<br />
T4<br />
−T1<br />
η th = 1−<br />
T −T<br />
3<br />
Isentrope 1 2<br />
T<br />
T<br />
2<br />
1<br />
⎛ V<br />
= ⎜<br />
⎝V<br />
1<br />
2<br />
⎞<br />
⎟<br />
⎠<br />
κ −1<br />
Isentrope 3 4<br />
T<br />
T<br />
4<br />
3<br />
⎛V<br />
= ⎜<br />
⎝V<br />
3<br />
4<br />
⎞<br />
⎟<br />
⎠<br />
2<br />
41<br />
23<br />
c<br />
= 1+<br />
c<br />
κ −1 κ −1<br />
⎛V<br />
= ⎜<br />
⎝ V<br />
2<br />
1<br />
⎞<br />
⎟<br />
⎠<br />
v<br />
|<br />
|<br />
T<br />
T<br />
4<br />
1<br />
3<br />
2<br />
T<br />
v T<br />
T<br />
=<br />
T<br />
1<br />
2<br />
( T1<br />
−T4<br />
)<br />
( T −T<br />
)<br />
⋅<br />
⋅<br />
3<br />
⇒ T<br />
4<br />
2<br />
= T<br />
3<br />
T<br />
⋅<br />
T<br />
69<br />
1<br />
2<br />
Formel 37<br />
Formel 38<br />
Formel 39<br />
Formel 40
4 Stromerzeuger<br />
Schematisch läßt sich die Funktionsweise wie folgt darstellen und elementar erklären:<br />
Abb. 45 Schematische Darstellung eines Gasmotors<br />
Seit der Erfindung der Dampfmaschine 1769 durch James Watt war die Konstruktion<br />
effizienter Wärmekraftmaschinen für den Ingenieur von größtem Interesse. Diese Maschinen<br />
arbeiteten nach dem im Folgenden dargestellten Prinzip.<br />
Durch eine heiße Wärmequelle wird das gasförmige Fluid erhitzt und in einen Kolben mit<br />
beweglichem Stempel geleitet. Der hohe Druck des heißen Gases treibt den Stempel voran<br />
und durch eine geeignete Übertragung läßt sich mechanische Arbeit gewinnen. Der<br />
Stempel stoppt dann und kehrt, durch Schwungrad und Gestänge getrieben, in seine<br />
Anfangsposition zurück. Dabei öffnet sich ein Ventil und das expandierte, abgekühlte Gas<br />
wird aus dem Zylinder gedrückt und durch ein Abdampfrohr abgeleitet. Im Endpunkt öffnet<br />
sich ein zweites Ventil, der Zylinder füllt sich wieder mit heißem komprimiertem Gas und die<br />
nächste Expansionsphase beginnt.<br />
Der Gasmotor als Option der Stromerzeugung stellt sich sowohl ideologisch als auch<br />
betriebswirtschaftlich als interessante Variante dar. Die Investitionskosten eines solchen<br />
Motors liegen bei rund 700.000 € inklusive Montage, exklusive Wartung und<br />
Instandhaltung. Die Stromgestehungskosten belaufen sich auf 8,55 ct/kWh (siehe Anlage).<br />
Der Berechnung wurde ein Eigengaspreis von 3,5 ct/kWh als Annahme zu Grunde gelegt.<br />
Weiterführende Daten der betriebswirtschaftlichen Betrachtung sind im Anhang dieser<br />
Diplomarbeit zu finden.<br />
70
4 Stromerzeuger<br />
Die Amortisationszeit beträgt knapp 8 Jahre und wurde durch die anerkannte<br />
Berechnungsmethode der DIN 2067, Blatt 1, Tabelle 9 ermittelt.<br />
( q − r)<br />
⎡ A0<br />
⋅<br />
ln⎢1<br />
−<br />
⎣ E − AV<br />
1 − AB1<br />
− A<br />
TA =<br />
ln⎜<br />
⎛ r ⎟<br />
⎞<br />
⎝ q⎠<br />
K1<br />
− A<br />
S1<br />
⎤<br />
⎥<br />
⎦<br />
71<br />
für q ≠ 0<br />
Formel 40<br />
In der Regel werden Blockheizkraftwerke bei einem Gesamtwirkungsgrad von >70%<br />
finanziell gefördert. Leider kann auf diese staatliche Förderung beim Einsatz eines Gasmotors<br />
in dem vorliegenden speziellen Fall nicht zurückgegriffen werden, denn bei einem Standard-<br />
Blockheizkraftwerk wird auch die anfallende Wärme genutzt. Dieses Prinzip der Kraft-<br />
Wärme-Kopplung ist eine intelligente Alternative, wenn die Abwärme genutzt werden kann.<br />
Genau diese Abwärme kann beim Betrieb des Gasmotors auf dem Erdgaskavernenspeicher<br />
in Reckrod nicht genutzt werden. Theoretisch könnte die Energie für den<br />
Wärmeenergiebedarf der Räumlichkeiten oder für Erdgasvorwärmung bei der Evakuierung<br />
eingesetzt werden, praktisch jedoch nicht, da die Erdgas-Injektion überwiegend im Sommer<br />
stattfindet, also nicht während der Heizperiode. Der Einsatz der Wärme für die<br />
Gasvorwärmung ist ebenfalls nicht realisierbar, da die Ausspeicherung nicht parallel zur<br />
Einspeicherung erfolgen kann. Demzufolge wird die Energie an die Umwelt abgegeben.
4 Stromerzeuger<br />
4.3 Der Dieselmotor<br />
Rudolf Christian Karl Diesel erfand 1892 einen Verbrennungsmotor, der im Gegensatz zum<br />
Ottomotor ohne eigene Zündeinrichtung arbeitet, hinzu kommt, daß er nicht über einen<br />
Vergaser verfügt. Auch der Dieselmotor gehört zu der Gruppe der Wärmekraftmaschinen, die<br />
bereits im Kapitel „Gasmotor“ vorgestellt wurden.<br />
Der Viertakt-Dieselmotor saugt im 1.Takt reine Luft an. Diese wird im 2.Takt stärker als das<br />
Gemisch des Ottomotors komprimiert. Die Luft wird so stark verdichtet, daß sie sich auf ca.<br />
600°C erwärmt. Beim 3.Takt wird in die heiße Luft fein zerstäubtes Dieselöl eingespritzt, das<br />
sich bei 600°C sofort entzündet. Bei der Verbrennung des Dieselöls steigen die Temperatur<br />
auf etwa 2.000°C und der Druck auf etwa 80bar an. Der 4. Takt entspricht dem des<br />
Ottomotors, das entstandene Abgas wird ausgestoßen.<br />
Der Dieselmotor muß massiver gebaut werden als der Ottomotor. Grund hierfür sind die<br />
vergleichsweise hohen Drücke. Er hat jedoch einen höheren Wirkungsgrad als der<br />
Ottomotor, der bei etwa 40% liegt. Der Dieselmotor kann mit kostengünstigerem und<br />
weniger feuergefährlichem Brennstoff betrieben werden. Die Temperatur der Abgase beträgt<br />
beim Dieselmotor etwa 500°C bis 600°C, beim Ottomotor etwa 900°C bis 1.000°C.<br />
Der Dieselmotor ist im Rahmen dieser Diplomarbeit als Option zur Stromerzeugung<br />
angedacht. Der Antriebsmotor der Verdichteranlage soll mit der durch den Dieselmotor<br />
erzeugten elektrischen Energie angetrieben werden.<br />
Abb. 46 Dieselmotor der Firma Deutz-Energy, Typ: 628<br />
72
4 Stromerzeuger<br />
Abb. 47 p,V-Diagramm und T-S-Diagramm beim Diesel-Prozeß<br />
Die obige Abbildung zeigt das p,V-Diagramm und das entsprechende T,S-Diagramm des<br />
Diesel-Prozeß.<br />
Für den Kreisprozeß gelten die folgenden Merkmale:<br />
• Verbrennung des eingespritzten Kraftstoffs durch Selbstentzündung<br />
• Wärmezufuhr läuft langsamer ab als beim Otto-Prozeß<br />
• näherungsweise isobar (Gleichdruckprozeß)<br />
• zusätzliche Kenngröße „Einspritzverhältnis“<br />
73<br />
φ =<br />
Berechnung des thermischen Wirkungsgrades:<br />
Wärmemengen<br />
Q = m ⋅cv<br />
⋅ −<br />
41<br />
( T1<br />
T4<br />
)<br />
V<br />
V<br />
3<br />
2<br />
Formel 42<br />
Formel 43
4 Stromerzeuger<br />
= m ⋅c<br />
p ⋅(<br />
T3<br />
−T2<br />
) = m ⋅κ<br />
⋅c<br />
⋅(<br />
T3<br />
−T2<br />
)<br />
Q23 v<br />
Wirkungsgrad für konstantes c v<br />
Q<br />
η th = 1+<br />
Q<br />
41<br />
23<br />
Isobare 2 3<br />
T<br />
T<br />
3<br />
2<br />
V<br />
=<br />
V<br />
3<br />
2<br />
= φ<br />
T4<br />
−T1<br />
= 1−<br />
κ ⋅(<br />
T −T<br />
T<br />
3 3<br />
= ⋅T2<br />
T2<br />
V2<br />
3<br />
2<br />
)<br />
V<br />
= φ<br />
Isentropen 3 4 und 1 2<br />
T<br />
T<br />
4<br />
3<br />
⎛V<br />
= ⎜<br />
⎝V<br />
⎛V<br />
= ⎜<br />
⎝V<br />
3<br />
2<br />
3<br />
4<br />
V<br />
⋅<br />
V<br />
⎞<br />
⎟<br />
⎠<br />
2<br />
4<br />
κ −1<br />
⎞<br />
⎟<br />
⎠<br />
κ −1<br />
74<br />
Formel 44<br />
Formel 45<br />
Formel 46<br />
Formel 47
4 Stromerzeuger<br />
Abb. 48 Wirkungsgrade beim Diesel-Prozeß<br />
Der Dieselmotor als Option der Stromerzeugung stellt sich betriebswirtschaftlich als<br />
mögliche Variante dar. Die Investitionskosten eines solchen Motors liegen bei rund 1,5 Mio.<br />
€ inklusive Montage. Die Stromgestehungskosten belaufen sich auf 16,54 ct/kWh. Der<br />
Kraftstoff wird mit 360.401 €/a in Rechnung gestellt. Auf der folgenden Seite werden die<br />
einzelnen Positionen des Richtpreises aufgelistet.<br />
Weiterführende Daten der betriebswirtschaftlichen Betrachtung sind im Anhang dieser<br />
Diplomarbeit zu finden.<br />
Die Amortisationszeit beträgt rund 5 Jahre und wurde durch die anerkannte<br />
Berechnungsmethode der DIN 2067, Blatt 1, Kapitel 8, ermittelt.<br />
( q − r)<br />
⎡ A0<br />
⋅<br />
ln⎢1<br />
−<br />
⎣ E − AV<br />
1 − AB1<br />
− A<br />
TA =<br />
ln⎜<br />
⎛ r ⎟<br />
⎞<br />
⎝ q⎠<br />
75<br />
K1<br />
− A<br />
S1<br />
⎤<br />
⎥<br />
⎦<br />
für q ≠ 0<br />
Formel 49
4 Stromerzeuger<br />
Der von uns gewählte Maschinentyp hat folgende Spezifikationen; ein detailliertes<br />
Datenblatt und das entsprechende Angebot befinden sich im Anhang.<br />
• Hersteller DEUTZ ENERGY <strong>GmbH</strong>, 68167 Mannheim<br />
• Typ BV9M 628<br />
• Hubraum 114,0 dm³<br />
• Dauerleistung 2.025 kW bei 1.000 U/min<br />
• Kraftstoffverbrauch 196 g/kWh zzgl. 5%, bei 100% Last<br />
• Gewicht Motor: 13.400 kg – Aggregat: 36.000 kg<br />
Die angebotenen Richtpreise wurden gemäß der verlangten Spezifikation bewertet. Bei<br />
denjenigen Anbietern, die auf Kostenpositionen „verzichtet“ hatten, wurde dort ein mit einer<br />
Kostenfunktion berechneter Preis eingesetzt. Bei Maschinen, die mit Emissionswerten<br />
oberhalb der geforderten Grenzwerte operieren, wurden die Zusatzkosten für eine<br />
verbesserte Abgasreinigung auf den Preis aufgeschlagen. Alle Preisangaben erfolgen ohne<br />
MWSt. [10]<br />
Für Pos. 5 (Fernüberwachung) wurden unterschiedliche Kosten erhoben, die nicht abhängig<br />
von der installierten Modulleistung sind. Da hierfür keine einheitliche Spezifikation vorliegt,<br />
wurde diese Position bei der Preisermittlung nicht berücksichtigt. Bei Anbietern, die Pos. 5<br />
bereits im Modulpreis anbieten, wurde eine Gutschrift in Höhe der mittleren Kosten für die<br />
Fernüberwachung berücksichtigt. Diese Angaben beziehen sich auf die Ermittlung des<br />
Richtpreises. [10]<br />
In der folgenden Tabelle sind die statistisch ausgewerteten Preise für Pos. 5 dargestellt:<br />
Maximal Minimal Mittel<br />
6.850 € 244 € 1.988 €<br />
Tab. 4 Statistische Preise für den Remote-Zugriff [10]<br />
Der angegebene Richtpreis für das Dieselaggregat in Höhe von 753,− €/kW beinhalten die<br />
folgenden Positionen: [10]<br />
76
4 Stromerzeuger<br />
• POS 1: Modul, inkl. Schalldämpfung<br />
• POS 2: Schmierölver- und entsorgung<br />
• POS 3: Schaltschrank<br />
• POS 4: Be- und Entlüftung<br />
• POS 5: Remote-Steuerung<br />
• POS 6: Transport und Montage<br />
• POS 7: Inbetriebnahme, Probebetrieb und Abnahme<br />
Abb. 49 spezifische Preise lt. Energiereferat Frankfurt am <strong>Main</strong><br />
77
5 Gasexpansionsanlagen<br />
Im Hinblick auf die aus dem Kyoto-Protokoll hervorgehende Verpflichtung, die Emissionen<br />
von Treibhausgasen wie z.B. CO 2 drastisch zu senken, ist die Möglichkeit der Nutzung des<br />
Druckgefälles in Gas-Druckregelanlagen ein nicht zu vernachlässigendes Potential zur<br />
umweltschonenden Energiegewinnung. Dieses Leistungsvermögen der Energieausnutzung<br />
trägt dazu bei, mit wenig Primärenergie viel Nutzenergie zu erzeugen unter gleichzeitiger<br />
Reduzierung von CO 2 -Emissionen. Durch die Ressourcenverknappung und die weltweite<br />
Umweltbelastung bei der Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen ist ein effizienterer und<br />
vernünftiger Umgang mit unseren Energieträgern unabdingbar. In Deutschland werden pro<br />
Jahr ca. 14.500 Petajoule an Primärenergie verbraucht, davon sind über 90 Prozent fossile<br />
Energieträger. Die privaten Haushalte sind beim Endenergieverbrauch mit 30 Prozent<br />
Spitzenreiter, gefolgt vom Verkehr mit ca. 28 Prozent sowie der Industrie mit rund 25<br />
Prozent. An vierter Stelle liegen mit ca. 16 Prozent Gewerbe, Handel und Dienstleistungen.<br />
Die in der Erde lagernden Vorräte an fossilen Brennstoffen (fossile Energieträger), die<br />
nachgewiesen, sicher verfügbar und mit heutiger Technik wirtschaftlich gewinnbar sind,<br />
bezeichnet man als Energiereserven. Gleichbleibenden Energiebedarf und gleichbleibende<br />
Nutzung unterstellt, reichen die derzeit bekannten Welt-Energiereserven an Erdöl und Erdgas<br />
43 bzw. 66 Jahre und bei Kohle ca. 170 Jahre.<br />
Deswegen sollte man alle Möglichkeiten in Betracht ziehen die zur Energieeinsparung<br />
führen, auch wenn sie unkonventionell sind, sich wirtschaftlich jedoch rechnen.<br />
Abb. 50 Primärenergieverbrauch nach Energieträgern
5 Gasexpansionsanlagen<br />
5.1 Grundlagen der Gasentspannung<br />
Für den Transport von Erdgas werden in Deutschland die Leitungsnetze mit einem<br />
Überdruck von bis zu 84 bar betrieben. Diese hohen Drücke sind erforderlich, um den<br />
Erdgastransport wirtschaftlich zu gestalten. An den Abnahmestellen des<br />
Erdgastransportsystems benötigen die Verbrauchernetzte jedoch nur relativ geringe Drücke,<br />
die zwischen 2 bar und 30 bar liegen.<br />
Die Energie, die sich aus dem Druckpotential gewinnen läßt, kann nur soweit gewonnen<br />
werden, wie sie in gespeicherter Form im Gas vorhanden ist.<br />
Die Gasentspannung innerhalb des Erdgasversorgungssystems erfolgte bis in die siebziger<br />
Jahre ausschließlich über adiabate Drosselung. Diese Art von Drosselung ist eine isenthalpe<br />
Zustandsänderung ohne Arbeitsentzug und ohne Wärmeaustausch, bei der die Enthalpie des<br />
zu entspannenden Gases konstant bleibt. [11]<br />
Bei der adiabaten Entspannung von realen Gasen kommt der Joule-Thomson-Effekt zum<br />
Tragen. Dieser sorgt für eine Temperaturabsenkung zwischen 0,4 K/bar und 0,5 K/bar. Zum<br />
Ausgleich dieses Effektes muß das Gas daher vor der Entspannung entsprechend vorgewärmt<br />
werden, um unzulässige Unterkühlungen, die zu Kondensat-, Gashydratbildung und<br />
Vereisung führen, zu vermeiden. Die Gastemperatur muß deshalb nach der<br />
Druckreduzierung oberhalb 5°C liegen.<br />
µ<br />
JT<br />
⎛ δT<br />
⎞<br />
= ⎜ ⎟<br />
⎝ δp<br />
⎠<br />
H = konst<br />
Tab. 5 Auszug aus der Kav-Software, Berechnungsblatt für den JTE<br />
79<br />
Formel 50
5 Gasexpansionsanlagen<br />
Die obige Tabelle ist ein Auszug aus der Kav-Software und zeigt ein Rechenmuster für die<br />
Ermittlung des Joule-Thomson-Effekts. Der Fall p 2 =140 bar und p 3 =55 bar wurde<br />
vorausgesetzt. Diese Berechnung bestätigt den Literaturwert von µ JT ≈0,4K/bar.<br />
5.2 Funktionsweise von Expansionsmaschinen<br />
In einem Expansionsprozeß muß deutlich mehr vorgewärmt werden als bei der isenthalpen<br />
Drosselung, da ein zusätzlicher Anteil technischer Arbeit entzogen wird. Die technische<br />
Arbeit, die dem Erdgas bei der Entspannung in einer Expansionsmaschine entnommen wird,<br />
reduziert dabei dessen Temperatur und sorgt damit für die Abkühlung. Diese Reduzierung<br />
der Temperatur ist wesentlich größer als beim Joule-Thomson-Effekt. Daher ist bei der<br />
Entspannung grundsätzlich eine Vorwärmung des Erdgases erforderlich. Die Gasvorwärmung<br />
kann unter anderem durch Heizkessel oder Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen erfolgen. Die<br />
dem Erdgas zugeführte Wärme entspricht bei idealem Wärmeaustauscher der<br />
Enthalpieerhöhung des Gasstromes. Bei isentroper wie auch bei polytroper Expansion<br />
verbleibt eine Restenthalpie im Gasstrom, die nicht zurückgewonnen werden kann und der<br />
bei einer Drosselung aufzuwendende Wärme entspricht.<br />
Der polytrope Verlauf der Expansion sorgt dafür, daß dem isentropen Wirkungsgrad der<br />
Expansionsmaschine eine entscheidende Bedeutung zukommt. Je höher dieser ist, um so<br />
besser wird das Energiepotential ausgeschöpft. Dies führt aber dazu, daß eine stärkere<br />
Vorwärmung des Gasstromes erforderlich ist. Infolgedessen ist eine mehrstufige Expansion<br />
sinnvoll, weil dadurch die Expansionsmaschine in einem besseren Wirkungsgradbereich<br />
betrieben werden kann und somit die Wärmeverluste gering gehalten werden können. [11]<br />
80
5 Gasexpansionsanlagen<br />
5.3 Auslegung<br />
Bei der Auslegung von Entspannungsanlagen kann zur schnellen überschlägigen<br />
Leistungsermittlung ein Nomogramm verwendet werden.<br />
Abb. 51 Nomogramm zur Bestimmung der elektrischen Leistung einer Gasexpansionsanlage<br />
Die Benutzung des Nomogramms erfordert diverse Parameter. Für die verschiedenen<br />
Erdgasbeschaffenheiten wurde ein Mittelwert der Stoffeigenschaften verwendet, die<br />
verbundenen Abweichungen liegen innerhalb der Marge ± 3%. Der Gesamtwirkungsgrad<br />
der Entspannungsmaschine wurde mit einem unteren Wert von 70% angenommen (möglich<br />
sind bis zu 85%), der Generatorenwirkungsgrad mit 94%.<br />
81
5 Gasexpansionsanlagen<br />
Bei höheren Gesamtwirkungsgraden kann die elektrische Leistung proportional umgerechnet<br />
werden. Eine Veränderung des spezifischen Wärmeverbrauchs ergibt sich praktisch nicht. Die<br />
Vorwärmung wurde so angesetzt, daß die Gastemperatur nach der Entspannung 5°C<br />
beträgt. [11]<br />
5.4 Expansionsmaschinen<br />
Als Expansionsmaschinen können grundsätzlich alle thermischen Arbeitsmaschinen<br />
verwendet werden. Die wichtigsten Maschinen, die in der Praxis eingesetzt werden, sind<br />
Hubkolbenmaschinen, Schraubenmaschinen und Turbinen.<br />
5.4.1 Hubkolbenmaschinen<br />
Der Hubkolbenmotor ist für die Entspannung von Gasen geeignet.<br />
In einem Kolbenraum wird das unter Druck stehende Gas entspannt, so daß seine<br />
Druckenergie in mechanische Energie umgewandelt wird, die über den Kurbeltrieb<br />
(bestehend aus doppelt wirkendem Kolben, Kreuzkopf und Pleuelstange) an die Kurbelwelle<br />
der Maschine weitergeleitet wird. Letztere ist mit einem Schwungrad und einer direkten<br />
elastischen Kupplung verbunden, so daß die Motoren sowohl zum direkten Antrieb von<br />
Arbeitsmaschinen als auch zum Antrieb von Generatoren zwecks Bereitstellung elektrischer<br />
Energie verwendet werden können. Der Ladungswechsel der Motoren wird über eine<br />
Steuerwelle, die von der Kurbelwelle mit gleicher Drehzahl angetrieben wird, gesteuert. Sie<br />
ist je Zylinder mit einem festen und losen Exzenter ausgerüstet. Ersterer bestimmt bei einer<br />
Mehrzylindermaschine die Reihenfolge, in der die Arbeitszylinder mit Gas beaufschlagt<br />
werden. Der lose Exzenter, der sich auf einer Kreisbahn um den festen Exzenter bewegt,<br />
übernimmt mit Hilfe eines Schieberpleuels und einer Schieberstange die Steuerung des<br />
Gasein- und -austritts in den jeweiligen Zylinder ober- und unterhalb seines Arbeitskolbens.<br />
82
5 Gasexpansionsanlagen<br />
Abb. 52 Längsschnitt eines Hubkolben- Expansionsmotors<br />
Bei Gasexpansions-Kraftanlagen ist eine Vorwärmung des Gases vor dem Eintritt in die<br />
Kraftmaschine notwendig. Bei großen Druckverhältnissen, die in einstufigen Betrieb<br />
entspannt werden, sind Gasvorwärmtemperaturen von etwa 100°C notwendig. Wird eine<br />
zwei- bzw. dreistufige Expansion zum Abbau hoher Druckverhältnisse verwendet, die auch<br />
mit dem Entspannungsmotor realisierbar ist, so ist die Zwischenerwärmung des entspannten<br />
Gases üblich.<br />
Die Vorteile der Hubkolbenmaschine sind der hohe Gütegrad des Geräts sowie ihr gutes<br />
Teillastverhalten, ermöglicht durch eine Füllungsregelung bei variierenden Gasdurchsätzen.<br />
Als Nachteile sind die pulsierenden Gassäulen, welche den Einsatz von Pulsationsdämpfern<br />
erforderlich machen, die aufgrund der oszillierenden Massen notwendigen starken<br />
Fundamente, die Ölzugabe zum Gasstrom sowie der im Vergleich zu einer Turbine gleicher<br />
Leistung größere Raumbedarf zu nennen.<br />
Im Gegensatz zu den thermischen Strömungsmaschinen werden Hubkolbenmaschinen<br />
meistens im unteren Leistungsbereich der Gasentspannung (≤ 800kW el ) eingesetzt. [11]<br />
83
5 Gasexpansionsanlagen<br />
5.4.2 Schraubenmaschinen<br />
Schraubenmaschinen, die sich als Verdichter etabliert haben, können bei umgekehrter<br />
Durchströmung prinzipiell auch als Gasentspannungsmaschinen eingesetzt werden. Sie<br />
gehören wie die Hubkolbenmaschinen zur Gruppe der Verdrängungsmaschinen.<br />
Hinsichtlich der Gasentspannung ist zu erwähnen, daß zur Vermeidung von<br />
Verunreinigungen des zu entspannenden Gasstromes durch Schmieröl Schraubenmaschinen<br />
des Typs Trockenläufer eingesetzt werden müssen. Diese Maschinen besitzen im Gegensatz<br />
zu den öleinspritzenden Varianten keine interne Schmierung und Kühlung der Haupt- und<br />
Nebenläufer, was wiederum den Einsatz eines Gleichlaufgetriebes erfordert. Basierend auf<br />
den technischen Voraussetzungen dieses Maschinentyps ist sein Einsatz als<br />
Gasentspannungsmaschine im unteren Leistungsbereich grundsätzlich möglich. Allerdings<br />
haben sie sich bis dato in der Praxis nicht durchgesetzt, so daß mangels realisierter Anlagen<br />
im weiteren Verlauf dieser Ausführungen keine Kostenfunktionen für diesen Maschinentyp<br />
erstellt werden können. [11]<br />
5.4.3 Turbinen<br />
Zur Gasentspannung können sowohl Radial- als auch Axialturbinen eingesetzt werden. Im<br />
Bereich der Erdgasentspannung bestehen sie maximal aus zwei Stufen. Eine Stufe ist aus<br />
einem Leit- und einem Laufrad aufgebaut. Häufig werden so genannte Gleichdruckturbinen<br />
verwendet, wo im Leitrad das Gas beschleunigt wird. D.h., die Druckenergie wird derart in<br />
kinetische Energie umgewandelt, daß hinter dem Leitrad bereits annähernd der<br />
Austrittsdruck erreicht wird. Im nachgeschalteten Laufrad erfolgt nur noch eine Umlenkung<br />
der Gasströmung, wodurch ein Drehmoment am Laufrad erzeugt wird. Bild 53 zeigt das<br />
Laufrad einer Radialturbine zur Gasentspannung.<br />
Das Turbinenlaufrad wird in diesem Fall von außen nach innen durchströmt. Vor dem<br />
Laufrad ist das Leitrad der Turbinenstufe zu erkennen, in der die Gasströmung beschleunigt<br />
und so die Druckenergie in kinetische Energie umgewandelt wird.<br />
84
5 Gasexpansionsanlagen<br />
Die mechanische Energie des Laufrades kann zum Antrieb von Arbeitsmaschinen und<br />
Generatoren verwendet werden. Bei hohen Druckverhältnissen führt die einstufige<br />
Entspannung zu unzulässig niedrigen Gastemperaturen, die zu Kondensat- und<br />
Gashydratbildung und Vereisungen führen können. In diesen Fällen kommen zweistufige<br />
Turbinen zum Einsatz, wobei eine Zwischenerwärmung des Gases erfolgt.<br />
Gasentspannungsturbinen können ohne große bauliche Änderungen von kleinen bewährten<br />
Dampfturbinenbaureihen abgeleitet werden.<br />
Abb. 53 Radiallaufrad einer Gasexpansionsturbine<br />
Geringfügige Änderungen beim Gasdurchsatz können z.B. über eine Düsengruppenregelung<br />
unter Beibehaltung eines guten Teillastwirkungsgrades der Maschine abgefangen werden.<br />
Die Vorteile des Einsatzes von Turbinen liegen in dem kleineren Bauvolumen, der fehlenden<br />
Pulsationen und der ölfreien Gasexpansion. Demgegenüber stehen als Nachteile der im<br />
Vergleich zum Hubkolbenmotor geringere Gütegrad und das schlechtere Teillastverhalten.<br />
85
5 Gasexpansionsanlagen<br />
Thermische Strömungsmaschinen werden vorzugsweise bei hohen Gasmassenströmen und<br />
größeren elektrischen Leistungen (≥300kW el ) eingesetzt. Allerdings kommen derzeit verstärkt<br />
auch kleinere Einheiten als sogenanntes Expansion Power Module (EPM) im Bereich von<br />
elektrischen Leistungen ≤200kW el zum Einsatz. Ebenfalls gibt es Axialturbinen, die fluchtend<br />
auf der Generatorwelle angebracht sind. Auf Grund ihrer konstruktiven Ausführung kann eine<br />
solche Einheit direkt in die Rohrleitung eingebunden werden. [11]<br />
5.5 Resümee<br />
Die Gasentspannung ist ein noch wenig verbreitetes Verfahren, auch die Anzahl von<br />
Unternehmen, die sich mit dieser Technik befassen, ist gering. Deswegen muß die<br />
Betrachtung für jedes Projekt separat erfolgen.<br />
Während der Entstehung dieser Diplomarbeit wurde ein reger Kontakt mit diversen<br />
Herstellern gepflegt. So kann eine fundierte Aussage über den Einsatz von<br />
Expansionsmaschinen getroffen werden. Angefragt wurden alle Maschinentypen, die bereits<br />
in diesem Kapitel beschrieben wurden.<br />
Es kann festgestellt werden, daß der Einsatz einer Entspannungsmaschine zwar<br />
energiebilanztechnisch Sinn ergibt. Die Energie, die bei der Entspannung entsteht, wird<br />
umgewandelt und genutzt. Betriebswirtschaftlich gesehen ist ein Einsatz unter den<br />
gegebenen Bedingungen jedoch unrentabel. Grund dafür sind die ggf. hohen Drücke von<br />
bis zu 140 bar und eine nicht ausreichende Anzahl von Betriebsstunden. Als Grenzwert für<br />
den Einsatz kann eine Betriebsstundenzahl von b va ≥ 8.000 Stunden angenommen werden.<br />
Dieser Wert wurde von den Fachleuten der oben genannten Hersteller bestätigt.<br />
Die hohen Volumenströme stellen ein Problem dar, da zu hohe Anforderungen an die<br />
Maschinen gestellt werden.<br />
Die genannten Probleme sind beispielsweise durch eine By-Pass-Installation zu umgehen.<br />
Sollte eine Expansionsmaschine in Reckrod zum Einsatz kommen, ist eine Spezialanfertigung<br />
notwendig.<br />
86
5 Gasexpansionsanlagen<br />
Diese Anfertigung ist jedoch mit Mehrkosten verbunden. Weiterhin bleibt die Anzahl der<br />
Betriebsstunden als Störgröße für die Umsetzung hinderlich.<br />
Im Anhang ist eine Erklärung der Firma AtlasCopco <strong>GmbH</strong> und Kühnle, Kopp + Kausch zu<br />
finden, die unser Fazit bestätigt und manifestiert. Auch weitere Hersteller teilten dies<br />
unabhängig mit.<br />
87
6 Ausblick<br />
Aus geologischer Sicht sind für die Einrichtung neuer Erdgasspeicher in weiten Teilen<br />
Deutschlands günstige Bedingungen vorhanden. Im Norden existiert in den<br />
Erdgaslagerstätten und Salzstöcken sowie in Aquiferen Speicherpotential in ausreichender<br />
Höhe. Auch in den anderen Fördergebieten könnten existierende Erdöl- und<br />
Erdgaslagerstätten, nach entsprechenden Eignungsuntersuchungen, in begrenztem Umfang<br />
zusätzliches Speicherpotential bieten. Die künftige Entwicklung des verfügbaren<br />
Arbeitsgasvolumens in Deutschland hängt daher nicht von geologischen Faktoren ab. Wie<br />
sich das verfügbare Arbeitsgasvolumen und die Anzahl der Speicherbetriebe entwickeln, wird<br />
künftig auch weiterhin vom Anstieg des Erdgasverbrauches, von spekulativen<br />
Gesichtspunkten (schwankende saisonale Gaspreise) und von Fragen der Bezugsoptimierung<br />
geprägt sein. Durch das derzeit hohe Speicherpotential, die Verteilung des Erdgasbezuges<br />
auf mehrere Länder sowie günstige Bedingungen für die Schaffung neuer Speicher, ist unter<br />
dem Aspekt einer Krisenvorsorge in Deutschland eine hohe Versorgungssicherheit für Erdgas<br />
gegeben. Aufsetzend auf der hoch entwickelten Speichertechnologie – Deutschland ist hier<br />
im internationalen Maßstab in einer Spitzenposition – sind künftig andere Arten der<br />
Speicherung denkbar. Verschiedene Gremien und international tätige Organisationen sowie<br />
Unternehmen beschäftigen sich derzeit mit den theoretischen Ansätzen einer Speicherung<br />
von Kohlendioxid im tieferen Untergrund, um hierdurch den Ausstoß an Treibhausgasen zu<br />
reduzieren. Alle Speicherprojekte werden auf dem bereits heute hoch entwickelten<br />
technischen Stand der deutschen Bohr-, Förder- und Gasversorgungs-Industrie sowie den mit<br />
dieser Industrie zusammenarbeitenden Servicefirmen und Ingenieurbüros betrieben.<br />
Betrachtet man die beiden Abbildungen 54 und 55 perspektivisch, kann man davon<br />
ausgehen, daß sich die Entwicklung weiterhin aufsteigend präsentieren wird. Die neue<br />
Energieeinsparverordnung (EnEV) bewertet Erdgas mit einem niedrigen Primärenergiefaktor<br />
als Strom, was zahlreichen Kunden zu einem Brennstoffwechsel bewegen wird. Auch der<br />
zunehmende Vertrieb von Kraftfahrzeugen mit Erdgasantrieb und der Ausbau des<br />
Erdgastankstellennetzes tragen zu einer positiven Entwicklung der Erdgasspeicherung bei.<br />
Auch die Gas-Union wird sich der Bedarfsentwicklung für Erdgas anpassen. So befindet sich<br />
zur Zeit eine weitere Kaverne im Solprozeß.
6 Ausblick<br />
Die Solung begann im September 2003 und wird im November 2005 beendet sein. Das<br />
Hohlraumvolumen wird bei der Fertigstellung rund 350.000 m³ betragen bei einem<br />
maximalen Rohrschuhdruck von 132 bar.<br />
Nach der Gaserstbefüllung im Spätsommer 2006 wird die Kaverne im Gaswirtschaftsjahr<br />
2006/2007 verfügbar sein.<br />
Die Ausspeicherkapazität des Gesamtspeichers (Kaverne 1 bis 3) wird sich mit der<br />
Fertigstellung der Kaverne 3 nicht erhöhen, da eine Erweiterung der Gasanlage nicht erfolgt.<br />
Wesentlich ist jedoch die Erhöhung des Arbeitsgases um 30 Mio. m³ auf 110 Mio. m³.<br />
Dies gewährleistet, daß der Speicher frühzeitig eingesetzt werden kann. Auch längere<br />
Kälteperioden stellen kein Problem dar.<br />
Abb. 54 Veränderung des Primärenergieverbrauchs in der BRD, 1992-2002, [15]<br />
Abb. 55 Entwicklung des Arbeitsgasvolumens [15]<br />
89
7 Quellenverzeichnis<br />
[1] Bohl, Willi<br />
Strömungsmaschinen 1<br />
7<br />
1998 Vogel Verlag<br />
[2] V. Khartchenko, Nikolai<br />
Umweltschonende Energietechnik<br />
1997 Vogel Verlag<br />
[3] Cerbe, Günter<br />
Grundlagen der Gastechnik<br />
4<br />
1992 Hanser Verlag<br />
[4] Kuchling, Horst<br />
Taschenbuch der Physik<br />
16 1996 Hanser Verlag<br />
[5] Lucas, Klaus<br />
Thermodynamik<br />
3 2001 Springer Verlag<br />
[6] Cerbe, Günter<br />
Hoffmann, Hans-Joachim<br />
Einführung in die Thermodynamik<br />
12<br />
1999 Hanser Verlag<br />
[7] Prof. Fritz Richarts<br />
Manuskript der Vorlesung „Energiewirtschaft“<br />
2001 FH-Gießen-Friedberg, Fachbereich Energie- und Wärmetechnik<br />
[8] Langeheinecke, Jany, Sapper<br />
Thermodynamik für Ingenieure
7 Quellenverzeichnis<br />
2 1999 Vieweg Verlag<br />
[9] Niedersächsisches Landesamt für Bodenforschung<br />
[10] Energiereferat der Stadt Frankfurt am <strong>Main</strong><br />
[11] Institut für Energie- und Umwelttechnik e.V.<br />
Anlagen zur Verbesserung der Stromwirtschaft /<br />
Erdgasentspannungsanlagen<br />
Kostenfunktionen für Komponenten der rationellen Energienutzung<br />
Projektträger: Stiftung Industrieforschung<br />
[12] Internetauftritt http://www.gas-union.de<br />
[13] Internetauftritt http://www.wikipedia.de<br />
[14] Informationsbroschüre: „Der Erdgas-Kavernenspeicher Reckrod“<br />
Herausgeber: Gas-Union <strong>GmbH</strong><br />
[15] Quelle: RWE Dea, 2003<br />
[16] VDI 2067, Blatt 1 (Beiblatt)<br />
[17] Internetauftritt http://www.inogate.org<br />
91
8 Anhang<br />
8.1 Gasleistung<br />
V-B [m³/h]<br />
10000,00<br />
9000,00<br />
8000,00<br />
7000,00<br />
6000,00<br />
5000,00<br />
4000,00<br />
3000,00<br />
2000,00<br />
1000,00<br />
0,00<br />
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19<br />
w [m/s]
8 Anhang<br />
8.2 Betriebswirtschaftliche Betrachtung der Stromerzeuger<br />
93
8 Anhang<br />
94
8 Anhang<br />
95
8 Anhang<br />
8.3 Angebot Gasmotor<br />
96
8 Anhang<br />
97
8 Anhang<br />
98
8 Anhang<br />
99
8 Anhang<br />
100
8 Anhang<br />
8.4 Datenblatt Dieselmotor<br />
101
8 Anhang<br />
102
8 Anhang<br />
103
8 Anhang<br />
104
8 Anhang<br />
8.5 Kennwerte Erdgas-H<br />
105
8 Anhang<br />
8.6 Stellungnahmen bzgl. Realisierbarkeit eines Gasexpanders<br />
Sehr geehrter Herr Lapp,<br />
vielen Dank für Ihre Nachricht.<br />
Aus den gegebenen Daten muß ich leider erkennen, daß wir wahrscheinlich<br />
keine passende Turbine in unserem Programm haben.<br />
Der Grund hierfür sind die hohen Drücke, Eingangs- wie auch Ausgangsseitig.<br />
Wir haben den Typen AFA4 im Programm, dessen Maximaldaten 130 bara<br />
Eingangsseitig und 26 bara Ausgangsseitig betragen, jedoch sind für diesen<br />
Typen wiederum die Gasdurchsätze zu klein.<br />
Als Basis habe ich Ihre Werte auf Stundenwerte heruntergebrochen und komme<br />
so im Jahr 2003 auf einen (gemittelten) Wert von ca. 10.200 Nm³/h und im<br />
Jahr 2004 auf einen Wert von ca. 1.800 Nm³/h. Beide Werte, und vor allem<br />
der Letztere, reichen, in Verbindung mit dem Enthalpiegefälle, nicht aus,<br />
um auf Leistung zu kommen.<br />
Es tut mir leid, Ihnen keine andere Antwort geben zu können.<br />
Wir würden uns aber sehr freuen, auch weiterhin Ihr Ansprechpartner bei<br />
Projekten zu sein, bei welchen unsere Turbine geeigneter sind.<br />
Mit freundlichen Grüßen / Best regards<br />
D.T.<br />
Aktiengesellschaft<br />
Kühnle, Kopp & Kausch<br />
Geschäftseinheit Turbinen<br />
Abt. TTV<br />
106
8 Anhang<br />
Sehr geehrter Herr Lapp,<br />
vielen Dank für die uns zugesandten Eckwerte für die Auslegung einer<br />
Entspannungsturbine.<br />
Nach einer ersten groben Abschätzung möchte ich die Vorgaben, bzw.<br />
Ergebnisse wie folgt zusammen fassen:<br />
Der anstehende Volumenstrom kann 45.000 Nm³/h (mit 140 bara) bis 100.000<br />
(mit 65 bara) betragen.<br />
Unter dieser Voraussetzung wird ein Design-Punkt der Einheit gewählt, der<br />
bei ca. 75.000 Nm³/h (mit 100 bara) liegt. Hierbei beträgt die Gasleistung<br />
ca. 1.030 kW.<br />
Für das kleinste Volumen von 45.000 Nm³/h erwarten wir ca. 700 kW. Das<br />
Volumen von 100.000 Nm³/h kann hierbei nicht verarbeitet werden, da das<br />
tatsächliche Volumen sehr stark ansteigt (ca. 230% vom Design-Fall).<br />
Die max. Generator-Nennleistung wird somit unterhalb 1.000 kW liegen. Aus<br />
unserer bisherigen Erfahrungen mit Erdgas-Entspannungsprojekten hat sich<br />
gezeigt, daß die abgegebene Leistung, um eine akzeptable Amortisationszeit<br />
zu erreichen, min. 2.000 kW betragen sollte.<br />
Weiterhin ergeben sich aufgrund der hohen Ein- und Austrittsdrücke<br />
besondere Bedingungen für die mechanische Auslegung, die mit den<br />
vorhandenen Standard-Baugruppen nicht abgedeckt werden können und somit<br />
eine kostenintensive Sonderkonstruktion erfordern.<br />
Als weiterer negativer Aspekt ist der zwingende Einsatz eines Synchron-<br />
Generators anzusehen.<br />
Hierbei ist die Generatordrehzahl bauartbedingt auf max. 1.500/min<br />
begrenzt, was bei einer Turbinendrehzahl von ca. 20.000/min zu weiteren<br />
Problemen, auch im Zusammenhang mit den zu erwartenden hohen Achsschüben,<br />
führt.<br />
Nach Bewertung der oben genannten Bedingungen müssen wir Ihnen leider<br />
mitteilen, daß wir für dieses Projekt keine Expansionsturbinen-Einheit<br />
anbieten werden.<br />
Mit freundlichen Grüßen<br />
D.J.<br />
Application Engineer<br />
Expansion Turbines<br />
107
9 Eidesstattliche Erklärung<br />
Hiermit erklären wir, daß wir die vorliegende Diplomarbeit selbständig und nur mit den<br />
angegebenen Hilfsmitteln erstellt und weder in dieser noch in ähnlicher Form zuvor einer<br />
Prüfungsbehörde vorgelegt haben.<br />
Frankfurt am <strong>Main</strong>, 23. Dezember 2004<br />
Paulo Sousa & Thore Lapp