Design og modellering af metanolanlæg til VEnzin-visionen Bilag
Design og modellering af metanolanlæg til VEnzin-visionen Bilag Design og modellering af metanolanlæg til VEnzin-visionen Bilag
1 Abstract In connection with DONG Energy’s REtrol vision 1 a methanol plant is designed to obtain optimal energy efficiency and economy. A key element in the design is the usage of sustainable energy sources for the methanol production. 6 different plant configurations, each with its own syngas production method, are compared and it is concluded that the highest methanol exergy efficiency of 74 % is achieved for the plant which uses biogas as the primary exergy source for syngas production. The plant that only uses electricity as exergy source is the only plant with a significant lower methanol exergy efficiency of 67 %. By using the waste heat from the methanol plant for district heating the energy efficiency is increased considerably and the methanol cost is lowered. The lowest methanol cost of 95 kr/GJex is achieved for the plant which uses gasification of biomass and CO2 sequestration for syngas production. The methanol cost achieved for a number of the plant configurations can therefore compete with the commercial methanol price (142 kr/GJex) and the petrol price inc. duties (187 kr/GJex). It is also shown that a duty cut on the electricity price would result in a significant reduction in methanol cost, since 39-84 % of the total costs for the 6 plant configurations are for electricity. Additionally it is concluded that it is economically feasible to use underground gas storage for hydrogen and oxygen in a buffer system in connection with an electrolysis plant integrated in a methanol plant. The costs are reduced by operating the electrolysis plant only when the electricity price is low while the rest of the methanol plant is in constant operation. Simulations based on the electricity prices from DK-WEST in the period 2000-2006 and a rate of interest of 5 % show the largest cost reductions at 5000 operation hours per year for the electrolysis plant. The cost reductions are up to 10.5 % and 6.1 % in average at 5000 operation hours. These cost reductions are close to the theoretical maximum for the used electricity prices. The maximum cost reductions are in theory up to 11.5 % and 7.7 % in average at 5000 operation hours. The greatest cost reductions are achieved when the calculations are based on the electricity prices with the largest standard deviation. Finally it is concluded that suitable locations for underground gas storage of hydrogen and oxygen are available in Denmark. 1 Originally developed by the Danish power company Elsam. 2
2 Resumé I forbindelse med DONG Energy’s VEnzin-vision 2 er et metanolanlæg designet ud fra optimal energiudnyttelse og økonomi. I designet indgår anvendelsen af vedvarende energikilder til metanolproduktionen, som et centralt element. 6 forskellige anlægskonfigurationer, med hver sin syngasproduktionsmetode, sammenlignes, og det konkluderes, at den højeste metanolexergivirkningsgrad på 74 % opnås for et anlæg, som benytter biogas, som den primære exergikilde til produktion af syntesegassen. Anlægget, der udelukkende benytter el som exergikilde, er det eneste med en signifikant lavere metanolexergivirkningsgrad på 67 %. Ved at udnytte spildvarmen fra metanolanlægget til fjernvarmeproduktion øges energiudnyttelsen betydeligt, samtidig med at metanolomkostningerne reduceres. Den laveste specifikke metanolomkostning på 95 kr/GJex opnås for anlægget, som benytter forgasning af biomasse, med efterfølgende udvaskning af CO2 fra forgasningsgassen, til syntesegasproduktion. Den specifikke metanolomkostning for en række af anlægskonfigurationerne kan derfor konkurrer med den kommercielle metanolpris (142 kr/GJex) og benzinprisen inkl. afgifter (187 kr/GJex). Det vises desuden, at en afgiftslettelse på elektriciteten vil betyde en markant reduktion af metanolomkostningen, idet 39-84 % af de samlede omkostninger for de 6 anlægskonfigurationer er til elektricitet. Herudover bliver det fastslået, at det er økonomisk fordelagtigt at benytte underjordiske gaslagre til brint og ilt i et buffersystem i forbindelse med et elektrolyseanlæg, som er en del af et metanolanlæg. Omkostningerne bliver reduceret ved kun at have elektrolyseanlægget i drift, når elprisen er lav, mens det resterende metanolanlæg er i drift året rundt. Ud fra simuleringer baseret på el-priserne for DK-VEST for 2000-2006 og en kalkulationsrente på 5 % bliver de største besparelser opnået ved ca. 5000 driftstimer per år for elektrolyseanlægget. Besparelserne er op til 10,5 % og i gennemsnit 6,1 % ved 5000 driftstimer. Disse besparelser er tæt på det teoretisk maksimale for de benyttede el-priser. De teoretisk maksimale besparelser er op til 11,5 % og i gennemsnit 7,7 % ved 5000 driftstimer. De største besparelser bliver opnået når beregningerne baseres på de el-priser, som har den største spredning. Endeligt bliver det konkluderet, at der er egnede lokationer for underjordiske gaslagre til brint og ilt i Danmark. 2 Visionen blev oprindeligt udviklet af Elsam 3
- Page 1: Design og modellering af metanolanl
- Page 5 and 6: 4 Indholdsfortegnelse 1 Abstract...
- Page 7 and 8: 5 Indledning Baggrunden for dette p
- Page 9 and 10: 7 Design og statisk modellering af
- Page 11 and 12: Brint er specielt fordelagtig til m
- Page 13 and 14: Ligning 7.1: Den specifikke varmeka
- Page 15 and 16: DNA-navn: DRYER_04 Forgasser Forgas
- Page 17 and 18: T Fordampning Pinch points Figur 7.
- Page 19 and 20: Massestrøm af Metanol/vand-blandin
- Page 21 and 22: Parameter Værdi Komponenter Evt. k
- Page 23 and 24: 7.2 Anlægskonfigurationer Den opby
- Page 25 and 26: 7.3 Økonomi For at kunne vurdere o
- Page 27 and 28: Input-priser Kilde Elektricitet 18
- Page 29 and 30: 7.4 Termoøkonomisk analyse Der er
- Page 31 and 32: Komponent Produkt(er) Spild Elektro
- Page 33 and 34: Tabet i fysisk exergi forekommer ho
- Page 35 and 36: Anlæg 1 Total: 320 MWex (292 MW) 7
- Page 37 and 38: antagelse, da naturgasnettet er try
- Page 39 and 40: 246 562 112 Anlæg 1 Total: 1222 mi
- Page 41 and 42: Brændsel Pris Kilde [kr/L] [kr/GJe
- Page 43 and 44: Metanolomkostning [kr/GJex] 500 450
- Page 45 and 46: 7.5.2 Parametervariation Nedenfor e
- Page 47 and 48: Udkondenseret metanol [%] 100 95 90
- Page 49 and 50: Metanolrenhed efter destillation [m
- Page 51 and 52: vandkoncentrationen i syngassen fal
2 Resumé<br />
I forbindelse med DONG Energy’s <strong>VEnzin</strong>-vision 2 er et <strong>metanolanlæg</strong> designet ud fra<br />
optimal energiudnyttelse <strong>og</strong> økonomi.<br />
I designet indgår anvendelsen <strong>af</strong> vedvarende energikilder <strong>til</strong> metanolproduktionen,<br />
som et centralt element.<br />
6 forskellige anlægskonfigurationer, med hver sin syngasproduktionsmetode,<br />
sammenlignes, <strong>og</strong> det konkluderes, at den højeste metanolexergivirkningsgrad på 74<br />
% opnås for et anlæg, som benytter bi<strong>og</strong>as, som den primære exergikilde <strong>til</strong><br />
produktion <strong>af</strong> syntesegassen. Anlægget, der udelukkende benytter el som exergikilde,<br />
er det eneste med en signifikant lavere metanolexergivirkningsgrad på 67 %.<br />
Ved at udnytte spildvarmen fra <strong>metanolanlæg</strong>get <strong>til</strong> fjernvarmeproduktion øges<br />
energiudnyttelsen betydeligt, samtidig med at metanolomkostningerne reduceres.<br />
Den laveste specifikke metanolomkostning på 95 kr/GJex opnås for anlægget, som<br />
benytter forgasning <strong>af</strong> biomasse, med efterfølgende udvaskning <strong>af</strong> CO2 fra<br />
forgasningsgassen, <strong>til</strong> syntesegasproduktion.<br />
Den specifikke metanolomkostning for en række <strong>af</strong> anlægskonfigurationerne kan<br />
derfor konkurrer med den kommercielle metanolpris (142 kr/GJex) <strong>og</strong> benzinprisen<br />
inkl. <strong>af</strong>gifter (187 kr/GJex).<br />
Det vises desuden, at en <strong>af</strong>giftslettelse på elektriciteten vil betyde en markant<br />
reduktion <strong>af</strong> metanolomkostningen, idet 39-84 % <strong>af</strong> de samlede omkostninger for de 6<br />
anlægskonfigurationer er <strong>til</strong> elektricitet.<br />
Herudover bliver det fastslået, at det er økonomisk fordelagtigt at benytte<br />
underjordiske gaslagre <strong>til</strong> brint <strong>og</strong> ilt i et buffersystem i forbindelse med et<br />
elektrolyseanlæg, som er en del <strong>af</strong> et <strong>metanolanlæg</strong>.<br />
Omkostningerne bliver reduceret ved kun at have elektrolyseanlægget i drift, når elprisen<br />
er lav, mens det resterende <strong>metanolanlæg</strong> er i drift året rundt.<br />
Ud fra simuleringer baseret på el-priserne for DK-VEST for 2000-2006 <strong>og</strong> en<br />
kalkulationsrente på 5 % bliver de største besparelser opnået ved ca. 5000 driftstimer<br />
per år for elektrolyseanlægget. Besparelserne er op <strong>til</strong> 10,5 % <strong>og</strong> i gennemsnit 6,1 %<br />
ved 5000 driftstimer.<br />
Disse besparelser er tæt på det teoretisk maksimale for de benyttede el-priser. De<br />
teoretisk maksimale besparelser er op <strong>til</strong> 11,5 % <strong>og</strong> i gennemsnit 7,7 % ved 5000<br />
driftstimer.<br />
De største besparelser bliver opnået når beregningerne baseres på de el-priser, som har<br />
den største spredning.<br />
Endeligt bliver det konkluderet, at der er egnede lokationer for underjordiske gaslagre<br />
<strong>til</strong> brint <strong>og</strong> ilt i Danmark.<br />
2 Visionen blev oprindeligt udviklet <strong>af</strong> Elsam<br />
3
Change language