Power-2-Gas - Potenzialstudie Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
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Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
Power-2-Gas – Potenzialstudie
Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
Möglichkeiten der Wasserstoffgewinnung mittels Elektrolyse
unter Berücksichtigung politischer, technischer und
wirtschaftlicher Aspekte
Auftraggeber
Wasserverband Nord
Wanderuper Weg 23
29488 Oeversee
bearbeitet von
nPlan engineering GmbH
Ochshäuser Str. 45
34123 Kassel
erstellt im August 2013
2013 NP0038 nPlan GmbH Seite 1 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
I. Inhaltsverzeichnis
I. Inhaltsverzeichnis .................................................................................................... 2
1 Aufgabenstellung und Einleitung ............................................................................. 3
1.1 Aufgabenstellung .................................................................................................... 3
1.2 Einleitung ................................................................................................................ 3
2 Bestandsaufnahme ................................................................................................. 5
2.1 Erfassung der betriebl. Situation Energieverbrauch/Hauptverbraucher.................... 5
2.2 Regionale regenerative Infrastruktur im Versorgungsgebiet .................................... 7
2.3 Vorhandene Netzkomponenten Strom /Gas im Versorgungsgebiet ........................ 9
3 Beschreibung der technischen Alternativen ............................................................11
3.1 Wasserstoffproduktion mittels Elektrolyse ..............................................................11
3.1.1 Wasserstoffnutzung mittels Brennstoffzelle (Strom und Wärme) .....................12
3.1.2 Direkteinspeisung von Wasserstoff in Netze der öffentlichen Gasversorgung .17
3.1.2.1 Anlagenkonzept .......................................................................................18
3.1.2.2 Eignung und Verfügbarkeit technischer Komponenten .............................21
3.1.3 Wasserstoffnutzung als Treibstoff ...................................................................22
3.2 Methanisierung von Wasserstoff/ Herstellung von synth. Naturgas SNG................25
3.2.1 Einspeisung von SNG in Netze der öffentlichen Gasversorgung .....................27
3.2.1.1 Anlagenkonzept .......................................................................................28
3.2.2 Nutzung von SNG als Treibstoff ......................................................................33
4 Bewertung der technischen Alternativen ................................................................38
4.1 Verfügbarkeit, Anwendbarkeit, Kostenabschätzung der Alternativen ......................39
4.2 Priorisierung der bewerteten Alternativen ...............................................................48
4.3 Abschließendes Fazit .............................................................................................52
II. Quellenverzeichnis .................................................................................................53
III. Abbildungsverzeichnis ............................................................................................54
IV. Tabellenverzeichnis................................................................................................55
V. Anhang...................................................................................................................56
2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Inhaltsverzeichnis Seite 2 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien 1 Aufgabenstellung und Einleitung 1.1 Aufgabenstellung nPlan engineering GmbH erhielt vom Wasserverband Nord (nachfolgend WVN genannt) den Auftrag, eine Potenzialstudie über die Möglichkeiten eines Netz- und Anlagenbetreibers Wasser/Abwasser zur Nutzung von Power-2-Gas Technologien anzufertigen. Ziel der Ausarbeitung ist es, die neu in den Markt einzuführenden Technologien zur Nutzung und Konvertierung volatiler regenerativer Strommengen zu beschreiben und auf die Anwendbarkeit im Aktionsbereich eines Netz- und Anlagenbetreibers Wasser/Abwasser zu bewerten. Die Erstellung einer Potenzialstudie soll im ersten Schritt zur Orientierung dienen und die Frage beantworten, ob eine weitere Verfolgung dieser Thematik zum betrieblichen Profil des Auftraggebers passt. Die Bestandserfassung beginnt mit der Aufnahme und Bewertung der betrieblichen Rahmenparameter. Weiterhin werden sowohl die vorhandene regionale Energieinfrastruktur für die Strom- und Gasverteilung als auch der Bestand bereits installierter regenerativer Energieanlagen (Wind, PV, Biogas) im Verbandsgebiet erfasst und analysiert. Die möglichen technischen Alternativen zur Nutzung von regenerativem Strom zur Produktion von Wasserstoff sowie dessen Nutzung und Verwendung werden vergleichend beschrieben. Auf Basis der erfassten Daten soll anschließend der Punkt beleuchtet werden, mit welchen technischen Alternativen und unter welchen Rahmenbedingungen die betriebliche Nutzung von regenerativem Strom zur Produktion von Wasserstoff und ggfs. synthetisch erzeugtem Methan positiv bewertet werden kann. Damit wird in einer ersten Übersicht der Aufwand und Nutzen mit aussagekräftigen und belastbaren Daten beschrieben und eine Entscheidungsgrundlage zur Klärung des weiteren Vorgehens zusammengestellt. Weitere sekundäre Aspekte der Untersuchung lassen sich mit den Begriffen Energieeffizienz, Reduzierung des betrieblichen CO2-Ausstoßes oder auch Erdgas als Kraftstoff für den betriebseigenen Fuhrpark beschreiben. 1.2 Einleitung Die Energiewende in Deutschland schreitet voran. Mit den politisch manifestierten Zielen ist die weitere Aufnahme volatiler Energie in die Netze der öffentlichen Versorgung auf Werte für eine Zuspeisung von 30% bis zum Jahr 2020 beschrieben. Zur Gewährleistung der Versorgungsicherheit steigt damit die Bedeutung für Lastmanagement und Vorhaltung von Speichermöglichkeiten. 2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Aufgabenstellung und Einleitung Seite 3 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien Ein Kernproblem stellt dabei die Speicher-Unfähigkeit des Stromnetzes dar. Bei einer Speicherkapazität von 0,04 TWh (Terawattstunden) ergibt sich nur eine Speicherreichweite im Minutenbereich. Die vorhandenen Gasnetze und -speicher sind jedoch als intersaisonales Versorgungs- und Speichersystem ausgebaut. Dabei verfügt das Netz der öffentlichen Gasversorgung in Deutschland über eine Speicherkapazität von 220 TWh und einer daraus resultierenden Speicherreichweite von 2.000 h bzw. zwei bis drei Monate. Die Einspeisung von Wasserstoff ins Gasnetz stellt vor diesem Hintergrund einen weiteren Schritt für das Zusammenrücken der beiden Energie-Infrastrukturen Strom und Gas dar. Über das Erdgasnetz wurden den Abnehmern im Jahr 2009 ca. 920 TWh, entsprechend einer Menge von 90 Mrd. m3 Erdgas, zur Verfügung gestellt. Wasserstoff im Gasnetz ist nichts Neues. Aus Kohle hergestellt, wurde Stadtgas als Mischung aus Kohlenmonoxid, Methan und bis zu 50 Prozent Wasserstoff bereits im vergangenen Jahrhundert eingesetzt. Stadtgas wurde im Laufe der Zeit schrittweise durch Erdgas ersetzt. In den 90er Jahren wurden die letzten Stadtgasnetze im östlichen Deutschland stillgelegt. Stadtgas wurde abgeschafft, da das darin enthaltene Kohlenmonoxid hochgiftig ist. Die Beimischung von 50 Prozent Wasserstoff bereitete der technischen Infrastruktur seinerzeit dabei keine grundsätzlichen Schwierigkeiten. Unter Berücksichtigung des gültigen gastechnischen Regelwerkes spricht die Gaswirtschaft derzeit von einem regelkonformen möglichen Wasserstoffanteil im Erdgas von 5 Vol.-%. Die Nutzung von Erdgas/Wasserstoff-Gemischen in Kraftwerken bzw. als Kraftstoff sind dabei aufgrund schärferer Anforderungen gesondert zu betrachten. Sollten die Bestrebungen zur Nutzung des Gasnetzes als Speicher von regenerativ erzeugtem Wasserstoff in vollem Umfang zum Tragen kommen, werden allerdings auch höhere mögliche Wasserstoffanteile diskutiert. Nach Stand der aktuellen Diskussion der Strategieplattform „Power-2-Gas“ werden Zumischungen von ca. 20 Vol.-% für zukünftig möglich gehalten. Zusammenfassend betrachtet erscheint eine zukünftige Beimischung von 10-15 Vol.-% Wasserstoff im Erdgasnetz aus Sicht der Gasversorgung realistisch. Auch die Herstellung von Wasserstoff durch Elektrolyse ist altbekannt. Strom spaltet Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff auf. Der Wasserstoff kann über einen Verbrennungsmotor oder eine Brennstoffzelle wieder in nutzbare Energie umgewandelt werden. Mittelfristig könnte durch einen zusätzlichen Schritt aus dem so gewonnenen Wasserstoff Methan hergestellt werden, welches wiederum über die Einspeisung ins Erdgasnetz dem Verbraucher zur Verfügung gestellt werden kann. Konzepte zur Speicherung von Wind- bzw. Solarenergie in Form von Wasserstoff und Methan sowie die Einspeisung dieser Gase in das Erdgasnetz sind für die Bewertung der technischen Effizienz sowie des volkswirtschaftlichen Nutzens von großer Bedeutung. Für die Gasinfrastruktur stellen Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff bzw. synthetischem, erneuerbarem Methan ein Element der Smart Gas Grids dar, welche eine wichtige Rolle in der zukünftigen integrierten Energieinfrastruktur einnehmen werden. Die bidirektionale Koppelung von Strom- und Gasnetzen eröffnet vielversprechende Perspektiven. Komponenten der Gasversorgung wurden hinsichtlich ihrer Toleranz bezüglich Wasserstoffs analysiert und bewertet. Viele Bereiche zeigen eine sehr hohe Verträglichkeit in Bezug auf Wasserstoff. Begrenzungen bei der Wasserstoffeinspeisung ergeben sich dagegen aus aktuellen deutschen und internationalen Regelwerken und Normen. 2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Aufgabenstellung und Einleitung Seite 4 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
2 Bestandsaufnahme
Das folgende Kapitel behandelt die Erfassung der betrieblichen Situation, der regionalen
regenerativen Infrastruktur sowie der vorhandenen Netzkomponenten aus dem Bereich
Strom und Gas im Versorgungsgebiet des Wasserverbands Nord (WVN).
- Die Erfassung der betrieblichen Situation setzt den Schwerpunkt auf den
Energieverbrauch bzw. die Hauptverbraucher in den Bereichen Strom, Gas, Wärme
und Treibstoffe.
- Die Erfassung der regionalen regenerativen Infrastruktur zeigt sowohl die
Entwicklung der erneuerbaren Energien innerhalb des letzten Jahrzehnts als auch die
gegenwärtige regionale Verteilung der Biogas-, Photovoltaik- und Windkraftanlagen
im Versorgungsgebiet.
- Die Erfassung vorhandener Netzkomponenten aus dem Bereich Strom und Gas
verdeutlicht, an welchen Stellen sich im Versorgungsgebiet des WVN Ein- bzw.
Ausspeisepunkte für Strom und Gas sowie Umspannwerke, Gas-
Übernahmestationen und Erdgastankstellen befinden.
2.1 Erfassung der betriebl. Situation Energieverbrauch /
Hauptverbraucher
Das Versorgungsgebiet des WVN erstreckt sich auf Teile der beiden Landkreise
Nordfriesland und Schleswig-Flensburg im Norden Schleswig-Holsteins. Es umspannt
Fläche von ca. 1200 km², verteilt auf 66 Gemeinden, als Besonderheit auch Inseln und
Halligen. Der Hauptsitz befindet sich in Oeversee (siehe Abbildung 1). Hier befindet sich
auch das Wasserwerk. Für die Reinigung des Abwassers stehen insgesamt 10 Kläranlagen
(KA) zur Verfügung. Diese befinden sich, mit Ausnahme der KA Bredstedt, im Radius von 15
km um das Wasserwerk.
Abbildung 1: Versorgungsgebiet WVN
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Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien Im unten stehenden Diagramm sind die Hauptabnahmestellen des WVN abgebildet. Es wird deutlich, dass das Wasserwerk mit einem Stromverbrauch von knapp 3.050 Megawattstunden (MWh) knapp 60% des gesamten Stromverbrauchs des WVN ausmacht. Es schließen die Kläranlagen Bredstedt und Handewitt mit einem jeweiligen Jahresverbrauch von 429 MWh (8%) und 279 MWh (5%) im Jahre 2012 an. Weitere nennenswerte Abnahmestellen sind die Druckstation Harrislee mit ca. 252 MWh (5%), die Kläranlage Schafflund mit ca. 210 MWh (4%) und die Kläranlage Langstedt mit 180 MWh (3%) Stromverbrauch. Die restlichen Abnahmestellen lassen sich der Tabelle im Anhang entnehmen. Abbildung 2: Abnahmestellen mit Anteil am Gesamtstromverbrauch Der Wasserverband Nord besitzt eine Fahrzeugflotte von insgesamt 42 Fahrzeugen. Davon sind: - 11 Kategorie PKW - 14 Kategorie mittlere Transporter - 7 Kategorie große Transporter - 3 LKW - 7 Sonstige Der aufsummierte Dieselverbrauch aller Fahrzeuge lag im Jahr 2012 bei 63.725 l. Dies entspricht einer CO2 Emission von 190.408 t bei 554.055 km. Die entsprechenden aufsummierten Tankkosten liegen bei knapp 87.263 €. Das CO2 Äquivalent für den Stromverbrauch im Wasserwerk beträgt 1.768.235 t. Der benötigte Strom für die Reinigung des Abwassers hat ein CO2 Äquivalent von 710.064 t, das genutzte Heizöl im Jahr 2012 von 122.799 t. 2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bestandsaufnahme Seite 6 von 56
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Abbildung 3: CO2 Emission im Jahr 2012 ; prozentuale Verteilung
Das Verbesserungspotenzial ist Bestand der weiteren Ausarbeitung und soll an dieser Stelle
nicht aufgeführt werden.
2.2 Regionale regenerative Infrastruktur im Versorgungsgebiet
Der Ausbau erneuerbarer Energien (EE) soll Deutschland weniger abhängig von Importen
fossiler Brennstoffe wie Erdgas und Erdöl machen. Zusätzlich soll durch den Ausbau die
Emission von Treibhausgasen reduziert werden. Das Ziel ist 1/3 des benötigten Stroms im
Jahre 2020 mit Hilfe regenerativer Energien zu decken. Im Moment werden bereits 22% des
benötigten Stroms durch EE gedeckt. Spitzenreiter unter den Bundesländern ist das Land
Brandenburg, das jetzt bereits in der Lage ist 75% des benötigten Stroms durch EE zu
decken. An zweiter Stelle kommt Mecklenburg-Vorpommern mit 55%, dicht gefolgt von
Schleswig-Holstein mit 53%. Laut Aussage des Ministerpräsidenten Schleswig Holsteins, soll
300% der benötigten Strommenge aus EE stammen.
Die Prozentzahl errechnet sich dabei wie folgt:
- Stromverbrauch = Einwohnerzahl x ca. 7,4 MWh (durchschnittlicher Stromverbrauch
eines Bundesbürgers pro Jahr)
- EE-Stromproduktion = Summe aller Anlagenerträge pro Jahr
- % EE = EE-Stromproduktion / Stromverbrauch x 100“
(Quelle: Energymap.info [Online], abgerufen 07/2013)
Spitzenreiter des Landes Schleswig-Holstein ist der Landkreis Dithmarschen mit 280% EE.
Dahinter liegt der Landkreis Nordfriesland mit 260%. Die folgende Darstellung zeigt die
Entwicklung der EE im Landkreis Nordfriesland der letzten 13 Jahre (1999 – 2012) und den
aktuellsten Stand.
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Abbildung 4: Entwicklung EE in Nordfriesland
Im Jahre 1999 wurde knapp 0,2 TWh an Energie aus regenerativen Quellen erzeugt. Davon
stammten 99% aus Windkraft. 0,93% wurden durch Gase und 0,07% durch Solarstrom
erzeugt. Biomasse war zu dem Zeitpunkt noch nicht verbreitet. Solarstrom war durch
fehlende Subventionen noch nicht so gefragt, wie es in den kommenden Jahren werden
sollte.
Im Jahre 2012 verteilt sich die regenerative Energieerzeugung wie folgt:
- 74% Windenergie
- 16% Biomasse
- 9% Solarstrom
- 1% Gase.
Nach nur 8 Jahren betrug die Stromproduktion aus EE mit knapp 1,6 TWh das 8-fache vom
Anfangswert. Mit ca. 3,125 TWh hat sich die Energie aus erneuerbaren Quellen im Landkreis
Nordfriesland in den letzten 13 Jahren um den Faktor 16 entwickelt.
Eine ähnliche Entwicklung fand auch im Landkreis Schleswig-Flensburg statt, wie die
folgende Abbildung verdeutlicht.
Abbildung 5: Entwicklung EE in Schleswig-Flensburg
Der Landkreis Schleswig-Flensburg deckt seinen theoretisch notwendigen Stromverbrauch
zu 112% mittels EE. Die Stromproduktion erfolgte im Jahre 1999 nahezu ausschließlich
durch Windkraft (>99%). Der Rest wurde durch Solar, Wasserkraft und Biomasse erzeugt.
Ähnlich wie im Landkreis Nordfriesland, lag die Stromproduktion aus EE bei knapp 0,2 TWh.
In den folgenden 3 Jahren wuchs die Produktion nur linear, anschließend exponentiell. Die
Stromproduktion aus Biomasse und Solarstrom entwickelt sich ebenfalls ähnlich dem
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Landkreis Nordfriesland. Beide haben 1999 nur einen marginalen Anteil an den EE, wuchsen
in den nächsten Jahren aber immer rasanter, während die Windenergie nahezu stagnierte.
2012 setzt sich die Verteilung der regenerativen Energiequellen wie folgt zusammen:
- 45% Windkraft
- 38% Biomasse
- 16,5% Solarstrom
- 0,5% Gase und Wasserkraft
Die Energieproduktion hat sich von 1999 (0,2 TWh) bis 2012 (1,65 TWh) mehr als
verachtfacht.
Beide Statistiken machen deutlich, dass in den jeweiligen Regionen ein Überangebot an
erneuerbaren Energien vorhanden ist. Für die kommenden Jahre ist bereits festzustellen,
dass der Anteil von regenerativen Energien an der Gesamtstromproduktion des Landes
Schleswig-Holstein weiter zunehmen wird. 300% Kapazität ist das zukünftige Ziel des
Landes Schleswig-Holstein.
2.3 Vorhandene Netzkomponenten Strom /Gas im Versorgungsgebiet
Das folgende Kapitel soll aufzeigen, an welchen Stellen im Versorgungsgebiet des WVN
Möglichkeiten bestehen, um Strom und Gas ein- bzw. auszuspeisen. Verschiedene
Netzbetreiber queren mit ihren Trassen für Gas-Transportleitungen. Die HD-Gasleitung
durchläuft wie in der kommenden Abbildung ersichtlich die Landkreise Nordfriesland und
Schleswig-Flensburg und damit das WVN-Verbandsgebiet.
Abbildung 6: Öffentliche Gasversorgung - HD Gasleitungen
Entlang dieser Leitungstrasse befinden sich im Abstand von mehreren Kilometern
Gasübernahmestationen. Hier besteht die Möglichkeit Gas in Form von Wasserstoff bzw.
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Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien synthetisch erzeugtem Erdgas (SNG) einzuspeisen. Sämtliche Einspeiseanlagen benötigen einen Trafo mit entsprechender Stromversorgung. Die Stromversorgung kann direkt an den Umspannwerken angezapft werden. Die folgende Abbildung zeigt Umspannwerke im Versorgungsgebiet des Wasserverbands. Abbildung 7: Umspannwerke im Versorgungsgebiet WVN Die Vollständigkeit der aufgeführten Umspannwerke kann nicht bestätigt werden, da nicht alle Netzbetreiber entsprechende Informationen öffentlich zugänglich machen. Momentan ist im gesamten Versorgungsgebiet nur eine einzige Erdgastankstelle vorhanden. Diese befindet sich in Handewitt, nahe dem Standort der Kläranlage. 2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Bestandsaufnahme Seite 10 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
3 Beschreibung der technischen Alternativen
In Zeiten hoher Sonneneinstrahlung und/oder hohem Windertrag entsteht ein nicht planbarer
Überschuss an erzeugter regenerativer elektrischer Energie. Diese volatile Energie kann den
Verbrauchern über bestehende ausgelastete Strom-Infrastrukturen nicht mehr zur Verfügung
gestellt werden. Ein dezentraler Stromverbrauch zur Produktion von Wasserstoff kann Pfade
zur Speicherung dieser Energiemengen eröffnen. Mit einer lokalen Wasserstoffspeicherung
und -nutzung, der Direkt-Einspeisung in Netze der öffentlichen Gasversorgung oder einer
Einspeisung von aufbereiteten Gasmengen (methanisiertem Wasserstoff) bestehen
unterschiedliche Möglichkeiten zur Entkopplung von Angebot und Nachfrage. Nachfolgend
lässt sich der erzeugte Wasserstoff als Kraftstoff für Brennstoffzellen, BHKWs oder
Wasserstofffahrzeuge nutzen oder mit der gesamten Vielfalt der Erdgas-Anwendungstechnik
verwerten.
Die nachfolgende Zusammenstellung soll die vielfältigen Möglichkeiten und dazu
erforderlichen Technologien beschreiben und einen Überblick über den aktuellen
Erfahrungsstand bieten.
3.1 Wasserstoffproduktion mittels Elektrolyse
Mittels der sogenannten Wasserelektrolyse wird Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff unter
Verwendung von Gleichstrom zerlegt. Für die Wasserelektrolyse stehen derzeit drei
Verfahren zur Verfügung:
die alkalische Elektrolysetechnik mit einem basischen Flüssigelektrolyten (AEL),
die PEM (Proton Exchange Membrane)-Elektrolysetechnik mit einem polymeren
Festelektrolyten (PEMEL) und
die Hochtemperatur-Elektrolysetechnik mit einem Festoxidelektrolyten (HTEL).
Während die alkalische Elektrolyse seit Mitte des 20. Jahrhunderts in kommerziellen
Großanlagen zur Wasserstoffgewinnung genutzt wird, befindet sich die PEM-Elektrolyse
noch in der Entwicklung und wird bisher nur im kleinen Leistungsbereich kommerziell
eingesetzt. Die Realisierung größerer Anlagen ist durch die Größe der Membran-Elektroden-
Einheiten derzeit beschränkt. Die Hochtemperatur-Elektrolyse befindet sich derzeit noch im
Stadium der Grundlagenforschung.
Grundsätzlich ist ein intermittierender Betrieb der Elektrolyseanlagen möglich. Das
Hauptproblem bei der Elektrolyse ist die Reduktion der Leistungsfähigkeit der
Hauptkomponenten wie Elektroden und Katalysatoren durch Korrosion. Durch
intermittierenden Betrieb werden die Komponenten zusätzlich beansprucht, wodurch die
Leistungsfähigkeit noch weiter abfällt. Die PEM-Elektrolysetechnik ist momentan in der
Optimierung, damit die Leistungseinbußen, bedingt dem Start-Stopp-Betrieb, reduziert
werden.
Die folgende Tabelle zeigt eine Gegenüberstellung von AEL und PEM-Elektrolysetechnik mit
Bezug auf Betriebstemperatur, Teillastbereich, Degradation/ Lebensdauer. Es wird deutlich,
dass die Anlagenlebensdauer der AEL wesentlich höher ist als die der PEM-Elektrolyse
2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 11 von 56Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
Tabelle 1: Gegenüberstellung von AEL und PEM-Elektrolyse
Die Zerlegung von Wasser mittels Elektrolyse ist eine komplexe Technologie und lässt sich
in folgende Komponentengruppen gliedern:
Stromanschluss
Am Netzkoppelpunkt wird Wechselstrom auf Mittelspannungsebene zur Verfügung
gestellt. Die Trafo-Station regelt den Strombezug auf entsprechende niedere
Spannungsebenen. Die anschließende Umwandlung in Gleichspannung erfolgt über
den Gleichrichter.
Wasseraufbereitung, Gastrocknung und Kühlsysteme
Zum Schutz der elektrochemischen Apparate sind an das zugeführte Wasser hohe
Reinheitsanforderungen zu stellen. Entsprechende Speisewasseraufbereitungen im
Zustrom der Elektrolyse sowie Gasaufbereitungen im Abstrom realisieren die
geforderten Reinheitswerte.
Nebenanlagen
Zu den Nebenanlagen der Elektrolyse gehören neben dem Anlagen-Piping die
gesamte MSR- und Automatisierungstechnik, etwaige Spülaggregate sowie die
Komponenten zum Explosionsschutz.
Die MSR-Technik übernimmt die Automatisierung der Prozesse und die
Überwachung der Anlage. Als Sicherheitskriterium führt z.B. eine Erhöhung der
Sauerstoffkonzentrationen > 2 Vol.-% zu einer Zwangsabschaltung des Systems.
Weiterhin ist für gewisse Betriebsstadien die Spülung von Anlagenkomponenten mit
Stickstoff erforderlich, um gefährliche Gas-Luft-Gemische zu vermeiden.
Der Betrieb der Elektrolyse erfolgt bei unterschiedlichen Temperaturniveaus. Eine
Kühlung der Elektrolyseure ist unumgänglich.
Speicheranlagen
In Abhängigkeit von Standortfaktoren, der Anlagenkonzeption und betrieblichen
Fahrweisen kann sich die Notwendigkeit zur Zwischenspeicherung von Wasserstoff
ergeben.
Verdichter
Um auf entsprechende Ausgangsdrücke bzw. Einspeisedrücke zu kommen, werden
in Abhängigkeit der Standortfaktoren und der ausgewählten Elektrolysetypen
zusätzlich Wasserstoff-Verdichter zum Einsatz gebracht.
3.1.1 Wasserstoffnutzung mittels Brennstoffzelle (Strom und Wärme)
Als chemischer Energieträger kann Wasserstoff neben einer Verwendung in Brennstoffzellen
prinzipiell überall dort energetisch genutzt werden, wo heute Erdgas, Mineralölprodukte und
Kohle für diesen Zweck zum Einsatz kommen. Dies ist derzeit fast ausschließlich die
2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 12 von 56Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien Flammenverbrennung bei hohen Temperaturen für Raumheizung, Warmwasserbereitung, Prozesswärme, thermische Kraftwerke sowie Antriebe. Abbildung 8: Möglichkeiten der Wasserstoffnutzung [1] Das Prinzip der Brennstoffzelle (BSZ) ist ca. 180 Jahren alt und lässt sich als Umkehrung der Elektrolyse zur Wasserstoff-Herstellung verstehen. Brennstoffzellen wandeln unter Abgabe von Wärme chemische Energie direkt in elektrische Energie um. Dabei werden die Kathode von Sauerstoff und die Anode von Wasserstoff-Gas umspült. Für den Betrieb von bestimmten Brennstoffzellen reicht der in der Luft enthaltene Sauerstoff vollkommen aus. In der Brennstoffzelle werden die Anode und Kathode von einer nicht elektrisch leitenden Membran getrennt. Die beiden Elektroden (Anode, Kathode) sind mit einer Katalysatorschicht (meist Platin) belegt. An diesem Katalysator werden die Wasserstoffmoleküle aufgespalten, wobei dann die Elektronen in der Elektrode zurückbleiben und die Protonen durch die Membran wandern können. Der Stromfluss zwischen den Elektroden kann nur über einen Verbraucherstromkreis außerhalb der Brennstoffzelle hergestellt werden. Die Elektrolyt-Membran ist für die H+ - Protonen durchlässig, sodass diese zur Kathode wandern und dort mit dem Sauerstoff und den "benutzten" Elektronen zu Wasser reagieren können. Ein Vorteil der Brennstoffzelle liegt zweifellos darin, dass sie elektrischen Strom ohne mechanische Teile erzeugt: kein Lärm, keine Verschleißteile, und dazu noch ohne Abgase. Außer Wasser, das zum Beispiel in den Apollokapseln den Astronauten als Trinkwasser diente, entsteht nichts. Hinzu kommt, dass man ihren Treibstoff (vor allem Wasserstoff oder Methan) auch mit Hilfe erneuerbarer Energien erzeugen kann. Ein besonderer Vorteil ist der hohe Stromwirkungsgrad. Dabei werden mehr als 60 Prozent der Energie des Treibstoffs für die Stromerzeugung genutzt und nur etwa 40 Prozent wären als Wärme zu verwenden. Bei Heizkraftwerken, die klassisch mit einem Verbrennungsmotor arbeiten, ist das Verhältnis bestenfalls umgekehrt, das heißt sie produzieren wenig Strom und viel Wärme. Es gibt verschiedene Arten von Brennstoffzellen. Sie haben unterschiedliche Merkmale, werden mit verschiedenen Kraftstoffen betrieben und in unterschiedlichen Bereichen eingesetzt. 2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 13 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
Elektrischer Stand der Technik Kosten
Typ Beschreibung Leistung
Wirkungsgrad als KWK €/kW
PEMFC 70 °C, fester Elektrolyt 250 kW 35 % Feldtest < 10.000
PAFC 250 °C 200 kW 38 % Serie > 5.000
650 °C, für stationäre
MCFC 280 kW 48 % Feldtest < 8.000
Anwendung
700-900 °C, für stationäre
SOFC 100 kW 47 % Feldtest 20.000
Anwendung
Tabelle 2: Unterschiedliche Brennstoffzellen-Konzepte
Der gängigste Brennstoffzellentyp ist dabei die PEMFC-Brennstoffzelle. Sie besitzt aufgrund
ihrer hohen Leistungsdichte und niedrigen Betriebstemperatur das größte
Anwendungspotenzial und ist sehr vielseitig einsetzbar: für mobile und portable ebenso wie
für stationäre Anwendungen (Hausenergieversorgung, Strom und Wärmeerzeugung im
niedrigen bis mittleren Leistungsbereich). Vor allem in der dezentralen Energieversorgung
werden der PEMFC-Brennstoffzelle gute Chancen eingeräumt.
Die grundsätzliche Funktionalität der Brennstoffzellen in Industrieanwendungen konnte
bereits in Demonstrationsanlagen unter Beweis gestellt werden. Weitere Entwicklungen und
Erfahrungen sind jedoch notwendig, um das Ziel international wettbewerbsfähiger Anlagen
für den weltweiten Energieversorgungsmarkt zu erreichen.
Abbildung 9: Beispielhafte Darstellung einer KWK – Brennstoffzelle
2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 14 von 56Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien Der Schwerpunkt der Entwicklung der stationären Industrieanwendung liegt auf Demonstrations- und Leuchtturmprojekten in verschiedenen Anwendungsbereichen von der Informationstechnologie bis zur dezentralen Energieversorgung. In den Projekten sollen im großen Leistungsbereich der stationären Anwendung die technologischen Entwicklungen mit verschiedenen Brennstoffen demonstriert, sowie weitere Kundenerfahrung mit Installation, Service und Wartung gesammelt und bewertet werden. Brennstoffzellen für industrielle Anwendungen mit Leistungen bis zu 10 MW werden derzeit zu ersten Anwendungen geführt. Dennoch sind erheblich Anstrengungen zur Kostenreduktion erforderlich, um diese effizienten Energiesysteme in den dezentralen Einsatz zu bringen. Neben den industriellen Anwendungen zählen aber auch die autonomen Anwendungen für Netzersatzanlagen zu attraktiven Einsatzbeispielen für diese Technologie. Brennstoffzellen bieten in der Hausenergieversorgung bei Verwendung von Erdgas bereits heute die Möglichkeit zur Reduzierung von mehr als 50% des CO2-Ausstosses. Sie zeichnen sich durch hohe elektrische Wirkungsgrade und emissionsfreie und geräuscharme Betriebsweise aus. Beim Betrieb mit Biomethan wandeln sie erneuerbare Energie mit höchster Effizienz und maximaler CO2-Einsparung um. Als aktuelles Beispiel für eine Anwendung im Hausenergiebereich lässt sich die neue Energiezentrale BUDERUS Logapower FC10 aufführen, die Buderus ab 2014 in den Markt einführen wird. Die Heizenergiezentrale besteht aus der Brennstoffzellen-Einheit, einem Gas- Brennwertgerät, einem Warmwasserspeicher und einem Pufferspeicher, der die Abwärme aus der Stromerzeugung zwischenspeichert. Die intelligente Systemregelung sichert das effiziente Zusammenspiel der Geräte, optimiert so Laufzeit und Stromertrag der Brennstoffzelle und trägt zur hohen Strom-Eigennutzung bei. Herzstück der Energiezentrale Logapower FC10 ist in diesem Fall eine keramische Festoxid- Brennstoffzelle (Solid Oxide Fuel Cell, SOFC). SOFC-Brennstoffzellen arbeiten bei 700 °C und verwenden keramische Materialien im sogenannten Zellstapel. Vorteil: SOFC- Brennstoffzellen sind effizienter und die Wärmeausbeute ist aufgrund der hohen Betriebstemperaturen größer als bei Brennstoffzellen auf Polymerbasis. Mit einem elektrischen Wirkungsgrad von 45 bis 50 Prozent gehört die Logapower FC10 zu den effizientesten Systemen zur dezentralen Strom- und Wärmeerzeugung. Der CO2-Ausstoß sinkt um bis zu 50 Prozent. Die elektrische Leistung beträgt 0,7 Kilowatt, gemeinsam bringen es die Brennstoffzelle und das angebundene Gas-Brennwertgerät auf eine Nennwärmeleistung von bis zu 25 Kilowatt. 2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 15 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
Einige im Feldtest erprobte Geräte werden in den folgenden Übersichten vorgestellt.
Die im Feldtest eingesetzten Brennstoffzellengeräte
Ceramic Fuel
Hersteller Baxi Innotech Hexis Vaillant Buderus
Cells
Niedetemperatur- Festoxid Festoxid Festoxid
Brennstoffzellen-Typ Festoxid (SOFC)
PEM (70°C) (SOFC) (SOFC) (SOFC)
1,5 kW el
Max. 1,0 kW el 1,0 kW el 1,0 kW el 0,7 kW el
Leistung (el/th) 0,6 kW th
1,8 kW th 2,0 kW th 2,0 kW th 0,7 kW th
(Dauerbetrieb)
Elektrischer
32% bis zu 60% 30-35% 30-34% 45%
Wirkungsgrad
Leistung des variabel, je
3,5 - 15kW / 20
zusätzlichen - 4-20 kW nach 14 / 24 kW
kW
Wärmeerzeugers Objektbedarf
Ohne
Gesamtwirkungs-
97% Brennwertgerät 95% 90 - 109% 90%
grad
bis zu 85%
Erdgas, Erdgas, Erdgas, Erdgas, Erdgas,
Brennstoff
Bioerdgas Bioerdgas Bioerdgas Bioerdgas Bioerdgas
Größe (L x B x H) 60x60x160 cm 66x60x101 cm 55x55x160 cm 60x62x98 cm 120x60x180 cm
Gewicht 200 kg ca. 200 kg 170 kg ca. 150 kg 220 kg
0 - 1 x 5 kW el
Modulation 100 - 30 % P elN 100 - 50% 100 - 50% 100 - 30%
0,3 - 1,0 kW th
Zahl der Geräte im 140 (in D, NL, 400 (in D, NL, F,
ca. 110 15 -
Feldtest LUX) UK)
Tabelle 3: Marktübersicht - KWK Brennstoffzellen [2]
Abbildung 10: Auswahl KWK – Brennstoffzellen [2]
Elektrischer Wirkungsgrad, Kosten, Lebensdauer
Am Institut für Energieforschung im Forschungszentrum Jülich wurden
Brennstoffzellensysteme untersucht und vergleichend bewertet. Weitergehende
Untersuchungen auch im praktischen Betrieb zeigen derzeit (2012) bis zu 60 %
Wirkungsgrad.
Kosten und Wirkungsgrad eines BSZ-Systems werden dabei nicht nur von der
Brennstoffzelle, sondern auch von den Nebenaggregaten (beim BSZ-Fahrzeug bspw.
2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 16 von 56Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
Traktionsbatterie, Elektroantrieb) und dem Aufwand zur Bereitstellung des BSZ-Brennstoffes
bestimmt. Die Vergleichsbasis sollten daher umfassende Betrachtungen der Wirkketten, bei
Kraftfahrzeugen analog anderer Betrachtungen auf der Basis Well-to-Wheel, bilden.
Die folgende Tabelle zeigt Leistungs-, Wirkungsgrad- und Kostenüberblick für verschiedene
konventionelle Energienutzungen:
Kosten in
Typ Leistung Wirkungsgrad
€/kW
konventionelle Kraft-Wärme-
bis 100 kW 34 % (el.) 1000
Kopplung
konventionelle Kraft-Wärme-
ab 1000 kW 41 % (el.) < 500
Kopplung
Stadtbus (Dieselmotor) 300 kW 30 % < 275
LKW, Reisebus 500 kW 30 % < 100
PKW (Ottomotor) 100 kW 15–20 % 50
Gasturbinen 1 kW–300 MW 25–46 % 2200
Tabelle 4: Überblick verschiedener Energienutzungsarten
Die Lebensdauer einer PAFC-Brennstoffzelle liegt zwischen 40.000 Betriebsstunden für
stationäre und 5.000 Betriebsstunden für mobile Systeme (40.000 Betriebsstunden
entsprechen 1666 Dauerbetriebstagen oder 4,6 Dauerbetriebsjahren).
3.1.2 Direkteinspeisung von Wasserstoff in Netze der öffentlichen Gasversorgung
Eine Alternative zu der Verstromung von Wasserstoff vor Ort stellt die Einspeisung von
Wasserstoff als Zusatzgas in das Erdgasnetz dar. Die Wasserstoff-Einspeiseanlage (WEA)
eröffnet damit die Möglichkeit, die im Wasserstoff gespeicherte Energie über das Gasnetz
abzuleiten und eine Nutzung mit räumlichem und zeitlichem Versatz beim Erdgas-Anwender
durchzuführen.
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Aufgrund guter Rahmenbedingungen zur Vermischung bietet sich eine Einspeisung in
Erdgastransportleitungen mit hohen Volumenströmen an. Bei Überschreitung der max.
Wasserstoffkonzentration ist die Einspeisung zu unterbrechen. Hintergrund dabei können
sowohl werkstofftechnische als auch prozesstechnische Limitierungen sein (vgl. Kap.
3.1.2.2. Eignung und Verfügbarkeit technischer Komponenten).
Eine Speicherung von 20% des Windenergieertrages 2020 mit einem Wert von 15 TWh/a
(Quelle: IEKP Integriertes Energie- und Klimaprogramm) entspräche einem zugemischten
Wasserstoffanteil im deutschen Erdgasnetz von ca. 4 Vol.-%.
Rechtlich gesehen gilt für die Wasserstoffeinspeisung der gleiche regulatorische Rahmen
wie für die Einspeisung von Biomethan. Die Gasnetz-Zugangsverordnung räumt der
Einspeisung von regenerativ erzeugten Gasen Vorrang vor dem fossilen Erdgas ein. Darüber
hinaus werden dem Einspeiser neben dem Anrecht auf einen vom Gasnetz-Betreiber zu
errichtenden Netzkoppelpunkt auch die 96-%ige Verfügbarkeit des Netzanschlusses
eingeräumt. Auch die Kostenteilung zur Errichtung der WEA zwischen Einspeiser und
Netzbetreiber ist analog der Einspeisung von Biomethan geregelt. Für die WEA hat der
Einspeiser einen Kostenanteil von 250.000 € zu tragen. Weitere Kosten übernimmt der
Netzbetreiber bzw. wälzt diese Kosten im Erdgas-Marktgebiet.
Die Frage nach der Wirtschaftlichkeit einer Wasserstoff-Einspeisung kann derzeit nicht
abschließend beantwortet werden. Insbesondere die Tatsache, dass Strom aus Wasserstoff
bzw. Energiespeicherung, mittels Wasserstoff als Zusatzgas im Erdgasnetz, im aktuellen
EEG keine Berücksichtigung findet. Eine Vergütung entsprechender Strommengen oberhalb
des marktüblichen Strompreises ist nicht gegeben.
Das Potenzial zur Wasserstoffeinspeisung ist im Wesentlichen durch das Angebot an
regenerativem Strom sowie durch die Aufnahmefähigkeit des Erdgasnetzes begrenzt. Unter
Berücksichtigung der zulässigen Gaskennwerte werden derzeit Zumischungen bis 5 Vol.-%
diskutiert.
3.1.2.1 Anlagenkonzept
Der Wasserstoff wird in einem Elektrolyseur erzeugt. In Abhängigkeit der technischen
Ausführung erfolgt die Wasserstoffübergabe von nahezu drucklos bis 35 bar. Zur
Einspeisung in Erdgas-Transportleitungen erfolgt eine Druckerhöhung mit zusätzlichen
Verdichtern auf 84 bar und die anschließende Einspeisung in das Gasnetz. In Abhängigkeit
des Ausgangsdrucks der Elektrolyse kann eine Vorverdichtung zur Hochdruckeinspeisung
erforderlich werden.
Anlagenkomponenten
Die Hauptkomponenten der WEA werden in folgende Module zusammengefasst:
Wasserstoffverdichtung (Druckerhöhung auf den Erdgastransportnetzdruck durch
Vor- und Hauptverdichtung)
Wasserstoffbeschaffenheitsmessung (nicht eichrechtlich möglich)
Wasserstoffvolumenmessung (eichrechtlich möglich)
Niederspannungs- und Automatisierungstechnik
Stationsgebäude
Wasserstoffverdichtung
Neben der Betrachtung der Speichervolumina ist die Auswahl der Verdichtertechnologie für
die Ausgestaltung des Anlagenkonzeptes ausschlaggebend.
2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 18 von 56Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien Aufgrund der geforderten Verfügbarkeit von 96 % werden bei Einspeiseanlagen zwei Verdichter für je 100 % Auslegungsleistung eingesetzt. Im Falle einer Störung am Betriebsverdichter und dessen Abschaltung startet der in Reserve stehende Verdichter und übernimmt unterbrechungsfrei die Verdichtung des Wasserstoffs. Neben den Erfahrungen der Verdichterhersteller bei der Verdichtung von Wasserstoff in der chemischen Prozesstechnik sind als weitere wesentliche Referenzen die Anwendungen im Bereich der Wasserstofftankstellen zu nennen. Verdichtersysteme für Wasserstoff gibt es als Membranverdichter z.B. von sera und Hofer oder als inonische Verdichter von Linde. Die Anlagenkonzepte unterscheiden sich deutlich im Systemaufbau, im Preis und in den Betriebserfahrungen. Bei Elektrolysekonzepten mit niedrigen Ausgangsdrücken bis ca. 300 mbar ergeben sich damit zu niedrige saugseitige Drücke am Verdichter und eine Vorverdichtung wird zusätzlich erforderlich. Während sera und Hofer auf Verdichter-Produkte aus der eigenen Fertigung zurückgreifen und dabei alternativ zur Vorverdichtung einen Kolben- bzw. einen Membranverdichter berücksichtigen, arbeitet das Konzept von Linde mit einem Schraubenverdichter zur Vorverdichtung und setzt zur Hauptverdichtung den ionischen Verdichter als Kernkomponente ein. Die ionischen Verdichter wurden von Linde speziell zur Verdichtung von reaktiven Prozessgasen entwickelt und finden als spezielle Wasserstoffverdichter insbesondere bei den Tankstellenprojekten ihren Einsatz. Die elektrischen Einrichtungen und Geräte in diesem Raum sind gem. den Bestimmungen der ATEX Ex-geschützt auszuführen. Der Boden ist ableitfähig auszuführen. Der Raum wird mit Gaswarnsensoren ausgerüstet, die die Atmosphäre auf UEG überwachen. Die Einstufung aller Verdichterräume erfolgt in Ex-Zone 1. Der Verdichterraum hat keine natürliche Querbelüftung sondern wird mit einer Zwangsbelüftung ausgestattet. Diese wird bei einer Raumtemperatur größer 25 ° C sowie bei 20 % UEG aktiviert. Bei 40 % UEG wird der betreffende Verdichter ausgeschaltet und die pneumatischen Absperrarmaturen geschlossen. Außerdem wird ein optischer und visueller Alarm ausgelöst. Erforderliche messtechnische Ausstattung Im Messraum sind neben den gasführenden Rohrleitungen (inkl. Kugelhähne, Messabgriffen, Funktions- und Entspannungsleitungen etc.) die Komponenten der H2- Beschaffenheits- und H2 Volumenmessung installiert. Der Messraum wird als Ex-Zone 2 eingestuft. Die elektrischen Einrichtungen und Geräte in diesem Raum sind gemäß den Bestimmungen der ATEX Ex-geschützt auszuführen. Der Boden ist ableitfähig zu gestalten. Die Querbelüftung muss einen freien Lüftungsquerschnitt von mind. 0,25 % der Grundfläche aufweisen. Der Messraum ist mit entsprechender Gaswarntechnik zu überwachen. Im Hinblick auf eichrechtliche Anforderungen der H2-Volumen- und H2- Beschaffenheitsmessung muss der Raum mit Heizkörpern zur Einhaltung von mind. 5 Grad Celsius ausgestattet werden. Der Raum wird mit einem Doppelboden und Leerrohranschlüssen ausgestattet, die zu einem Postschachtsystem führen. Hierüber werden die Versorgungskabel von der Trafoanlage sowie die Versorgungs- und Datenkabel zu den Verdichtergebäuden geführt. 2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 19 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien Der EMSR-Raum wird zur Visualisierung der Anlagentechnik mit einem abgesetzten Arbeitsplatz ausgestattet. In den EMSR-Raum wird ein Klimagerät mit Kühl- und Heizfunktion installiert. Die Abblase-, Atmungs- und Abströmleitungen der am PGC bzw. am Flaschengestell installierten Komponenten werden nach außen geführt. Die Ausführung dieser Leitungen erfolgt mit Lambda-Ausbläsern. Des Weiteren wird der Wassertaupunkt sowie der Sauerstoffgehalt (O2) des Wasserstoffs auf Grenzwerte überwacht (Messung mit separaten Analysegeräten im Analyseraum). Der Schaltschrank für die komplette Mengen- und Beschaffenheitsmessung wird im Elektroraum (nicht Ex-Raum) aufgestellt. Volumenmessung und Umwertung Für die Volumenmessung von Wasserstoff bietet die Fa. Elster geeichte Turbinenrad- und Drehkolbenzähler für die entsprechenden Druckstufen und Durchflussmengen an. Ferner besteht die Möglichkeit bei der Fa. Elster die entsprechenden geeichten Mengenumwerter bezüglich der Umrechnung von Betriebs- auf Normvolumen zu beziehen. Die Mengenumwertung erfolgt mit Gasnet Z1 und hinterlegter Tabelle für die K-Zahlberechnung. Brennwerterfassung Die Fa. Elster bietet einen Prozess Gaschromatographen (I-Graph XPX) für Wasserstoff an. Dieser hat keine eichrechtliche Zulassung. Ein Prozess Gaschromatograph mit eichrechtlicher Zulassung ist nicht auf dem Markt. Druck- und Temperaturtransmitter Die Verfügbarkeit von Druck- und Temperaturtransmittern wurde von den Firmen Endress + Hauser und ABB bestätigt. Messung von Wasserstoff, Sauerstoff und Feuchtigkeit Die Fa. Sick hat die Verfügbarkeit für ein Gasanalysegerät bestätigt. Der Wasserstoffgehalt wird in einem Messbereich von 90 – 100 % und der Sauerstoffgehalt in einem Messbereich von 0 – 10 % analysiert. Die Feuchtigkeit wird über einen Feuchtesensor erfasst. Apparate, Armaturen und Rohrleitungen Die Apparate, Armaturen und Rohrleitungen sind bei den entsprechenden Handelshäusern verfügbar. So sind die Flanschkugelhähne bis 5 bar bei der Fa. Böhmer und bei größeren Druckstufen bei der Fa. Argus (Flowserve) erhältlich. Die Kugelhähne mit pneumatischem Antrieb sowie Flanschkugelhähne sind bei der Fa. Samson und Blockkugelhähne bei der Fa. Schwer erhältlich. Die entsprechenden Rohrspezifikationen für den Anlagen- und Erdeinbau sind bei der Fa. Fuchs erhältlich. Steuerluftversorgung Im Steuerluftraum befinden sich die Steuerluftkompressoren mit Pufferbehälter in redundanter Ausführung. Hierüber werden die pneumatischen Armaturen und die pneumatischen Aggregate der Verdichter angeschlossen. Betriebs- und Schutzeinrichtungen 2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 20 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
Entsprechend den technischen Regeln für den Brand- und Blitzschutz sind entsprechende
Brandschutz- und Blitzschutzkonzepte zu erarbeiten und umzusetzen.
Die Gaswarnanlagen und Sicherheitsabschaltungen nach aktuellem Stand der Technik sind
auch für Anwendungen im Wasserstoff-Sektor einsetzbar und stehen zur Verfügung.
Die Ausblaseöffnungen zur Atmosphäre, die Ex-Zonen-Einteilung sowie die Darstellung und
Kennzeichnung wird im Ex-Schutz-Dokument dargelegt.
Stationsgebäude
Eine Anlage zur Wasserstoffeinspeisung wird mit folgenden äußerlichen sichtbaren
Baugruppen errichtet:
Mess- und Kommunikationsgebäude
Vorverdichtergebäude (sofern erforderlich, redundant)
Hauptverdichtergebäude (redundant)
Mess- und Kommunikationsgebäude
3.1.2.2 Eignung und Verfügbarkeit technischer Komponenten
Komponenten der Gasversorgung wurden hinsichtlich ihrer Toleranz bezüglich Wasserstoffs
analysiert und bewertet. Viele Bereiche zeigen eine sehr hohe Verträglichkeit in Bezug auf
Wasserstoff. Begrenzungen bei der Wasserstoffeinspeisung ergeben sich dagegen aus
aktuellen deutschen und internationalen Regelwerken und Normen.
Die nachfolgende grafische Darstellung gibt einen ersten Eindruck über bestehende
Erkenntnisse zur Eignung und Verfügbarkeit technischer Komponenten beim Einsatz in der
Anlagentechnik für gasförmigen Wasserstoff.
Abbildung 11: Grenzwerte der Wasserstoffbeimischung
2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 21 von 56Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien 3.1.3 Wasserstoffnutzung als Treibstoff Die Verwendung von Wasserstoff als Treibstoff stellt eine wichtige Säule bei der Verringerung von CO2-Emissionen dar. Der Verkehrssektor verantwortet mehr als 20% des bundesdeutschen CO2-Ausstosses. PKW und Busse können mit Wasserstoff und Brennstoffzellen gerade in Innenstädten dazu beitragen, Belastungen durch Emissionen und Lärm deutlich zu reduzieren. Schon heute sind weltweit Autos mit Wasserstoffantrieb unterwegs, viele in Demonstrationsprojekten in Europa, Japan oder den USA. Modelle mit Wasserstoff- Verbrennungsmotor ähneln in ihren Fahreigenschaften dem konventionellen Benziner. So genannte bivalente Verbrennungsmotoren können sogar zwischen Wasserstoff- und Benzinantrieb wechseln – in voller Fahrt und ohne einen Ruckler. Auf diese Weise können sie große Entfernungen zurücklegen, auch wenn keine Wasserstofftankstelle in der Nähe ist. In Sachen Energieeffizienz die Nase vorn haben allerdings die Brennstoffzellen-Fahrzeuge. Diese sind im Grunde Elektroautos, bloß liefert anstelle einer Batterie die Brennstoffzelle den nötigen Strom. Brennstoffzellen-Fahrzeuge sind ideal für den Stadtverkehr: Leise, stark in der Beschleunigung und völlig emissionsfrei. Im folgenden Abschnitt soll beispielhaft vorgerechnet werden welche Menge Wasserstoff, ausgehend von der zur Verfügung stehenden Trafoleistung am Wasserwerk, produziert werden kann und welche Möglichkeiten es gibt den Wasserstoff zu nutzen. Hierfür wird ein Elektrolysemodul der Fa. Hydrogenics herangezogen. Ein entsprechendes technisches Datenblatt wird im Anhang hinterlegt. Das Wasserwerk am Standort Oeversee hat insgesamt drei Transformatoren mit einer Scheinleistung von 1630 kVA. Die entsprechende Wirkleistung liegt bei knapp 1300 kW. Das leistungsstärkste Elektrolysemodul hat eine Anschluss-leistung von 480 kW. Für die folgende Betrachtung wird davon ausgegangen, dass zwei Module verbaut werden. Ein Modul ist in der Lage Wasserstoff in Höhe von 130 kg/d bzw. 5,4 kg/h herzustellen. Dementsprechend betrüge die Wasserstoffproduktionsrate zweier Module 10,8 kg/h bzw. 128,8 m³/h. Über ein Jahr betrachtet, produziert die Elektrolyseanlage, bestehend aus 2 Elektrolysemodulen, 94.400 kg Wasserstoff. Vorausgesetzt ist ein Volllastbetrieb ohne Unterbrechungen. Sofern genügend Abnehmer vorhanden sind, ließe sich diese Menge Wasserstoff verkaufen. Der aktuelle Preis liegt bei 9,50€/kg H2. Mögliche Abnehmer könnten beispielsweise Betriebe des öffentlichen Personennahverkehrs (ÖPNV) sein. Mehrere Bushersteller forschen seit längerem an einem Wasserstoffbus. Die ersten Modelle sind bereits in Testphasen in Ballungsräumen in NRW als auch in Hamburg unterwegs. Die Stadt Hamburg plant ab dem Jahr 2020 keine konventionell betriebenen Busse mehr einzukaufen. Eine weitere Möglichkeit ist der Betrieb der firmeneigenen Fahrzeugflotte. Aus heutiger Sicht ist dies eine rein theoretische Betrachtung, da momentan keine Serienfahrzeuge mit Wasserstoffantrieb vorhanden sind. Die vorhandenen Fahrzeuge sind reine Prototypen bzw. Demonstrationsfahrzeuge zu Forschungs- und Entwicklungszwecken. Der durchschnittliche Verbrauch eines Mittelklassefahrzeugs liegt bei etwa 0,97kg H2/100 km. Dies entspricht einem Dieseläquivalent von 3,3 l /100 km. Quelle: Daimler AG, Mit der in einer Stunde produzierten Menge von 10,8 kg wäre ein Fahrzeug theoretisch in der Lage eine Distanz von knapp 1.100 km zurückzulegen. Die Jahresmenge, in Höhe von 94.400 kg würde für ca. 9.7 Mio. km ausreichen. 2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 22 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
Bei einer jährlichen Fahrleistung von 20.000 km, würde die Jahresmenge an
Wasserstoff genügen um knapp 500 Fahrzeuge ein ganzes Jahre lang mit Treibstoff zu
versorgen.
Eine ähnliche Betrachtung lässt sich für den notwendigen Heizbedarf des WVN im Jahre
2012 darstellen. Aus der CO2 Bilanz ergibt sich ein Heizölverbrauch von 38.850 l Heizöl.
Multipliziert mit dem spezifischen Heizwert von Heizöl ergibt sich ein Heizbedarf von ca.
387.000 kWh. Wasserstoff hat einen spezifischen Heizwert min. von 33,33 kWh/kg. Die zur
Verfügung gestellte Heizenergie beträgt somit ca. 3,1 Mio kWh. Theoretisch wäre der WVN
mit der produzierten Jahresmenge Wasserstoff in der Lage das Achtfache seines
Heizbedarfs des Jahres 2012 zu decken.
Trafo am Wasserwerk - WVN mit 1300 kW
Trafo 1:400 kW Trafo 2:400 kW Trafo 3: 512 kW
Elektrolyse
10,8 kg/h 260 kg/d 94.400 kg/a
Umsetzung
9.700.000 km 500 Fahrzeuge / Jahr 8 x Heizbedarf 2012
Abbildung 12: Beispielrechnung Wasserverband Nord
Die Bedeutung des Wandels in Richtung alternative Antriebe zeigt sich in aktuellen
Prognosen für Deutschland und Europa:
Abbildung 13: Fahrleistung und CO2-Reduktion nach Antriebsart [8]
Die meisten großen Autohersteller haben mittlerweile Prototypen oder seriennahe Modelle
mit Wasserstoffantrieb im Programm. Sogar Busse mit Brennstoffzelle oder Wasserstoff-
Verbrennungsmotor fahren bereits in vielen Städten Deutschlands. Sie sind Teil
2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 23 von 56Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien übergreifender Forschungs- und Demonstrationsvorhaben, wie sie die Clean Energy Partnership (CEP) in Deutschland umsetzt. Ziel ist eine alltagsnahe Erprobung der Wasserstofftechnologie, vor allem an den vielen Schnittstellen zwischen Fahrzeugtechnik, Wasserstoffproduktion und Tankstellen-Infrastruktur. Die nachfolgende Darstellung gibt einen Überblick zu aktuellen und geplanten H2-Tankstellen in Deutschland. Abbildung 14: Überblick aktueller und geplanter H2 Tankstellen in Zentral-Europa [9] Quelle: Im Januar hat die EU einen Richtlinienentwurf veröffentlicht, der die EU- Mitgliedstaaten, in denen bereits Wasserstofftankstellen existieren (etwa die Hälfte) verpflichtet, bis Ende 2020 eine Betankungsinfrastruktur für eine Mindestfahrfähigkeit zu errichten. In Deutschland soll es bis 2015 50 geförderte Stationen im Rahmen der CEP geben, zusätzlich 50 weitere im Rahmen von H2Mobility. Das Ausbauziel für 2020 liegt bei 400 Tankstellen. Damit ist eine solide Planungsgrundlage gelegt. Großbritannien strebt eine Anfangsversorgung mit 65 Tankstellen an. Das Ziel für 2030 sind 1150 Stationen für 1,6 Millionen Fahrzeuge. In Dänemark sind für 2015 15 und für 2025 200 H2-Tankstellen geplant. Vergleichbare Pläne gibt es für Frankreich und die Schweiz. Es ist absehbar, dass die in den industriellen Schlüsselregionen der Welt vorhandene Infrastruktur an Wasserstoff-Tankstellen ein ausreichendes Niveau haben wird, wenn die Fahrzeuge in größerer Zahl in den Markt eingeführt werden. 2013 NP0038 nPlan GmbH Kapitel Beschreibung der technischen Alternativen Seite 24 von 56
Potenzialstudie zur Wasserstoffgewinnung aus erneuerbaren Energien
Zusammenfassend muss allerdings festgehalten werden, dass diese alternativen
Antriebstechnologien derzeit nicht wettbewerbsfähig sind.
3.2 Methanisierung von Wasserstoff/ Herstellung von synth. Naturgas
SNG
Mit Hilfe von Power-2-Gas besteht nicht nur die Möglichkeit Strom aus erneuerbaren
Energien in Wasserstoff umzuwandeln und entsprechend den bereits beschriebenen
Möglichkeiten zu nutzen. Der Wasserstoff kann in einem zweiten Schritt in synthetisches
Erdgas umgewandelt - methanisiert - und anschließend als Erdgasersatz in die Netze der
öffentlichen Gasversorgung eingespeist bzw. als Treibstoff genutzt werden.
Abbildung 15: Anwendungsfelder von Power-2-Gas [4]
Bei dem Prozess der Methanisierung wird aus Wasserstoff (H2) und Kohlenstoffdioxid (CO2)
bzw. Kohlenstoffmonoxid (CO) das sogenannte synthetische Erdgas (SNG) hergestellt. Für
die Reaktion werden häufig Nickel oder Ruthenium als Aktivkomponenten verwendet, wobei
Nickelkatalysatoren hinsichtlich des Preises, der Aktivität und der Selektivität am besten
geeignet sind. Nickelkatalysatoren benötigen jedoch ein von Schwefel und Sauerstoff
bereinigtes Gas. Die Reaktionstemperatur sollte bei Nickelkatalysatoren oberhalb von 200 –
220°C liegen, da sonst die Bildung von Nickelcarbonylen begünstigt wird. Diese sind
leichtentzündlich - Explosionsgefahr bei 60°C - und stark giftig und sollten somit auf jeden
Fall vermieden werden.
3 H2 + CO = H2O + CH4 Gl. 1
4 H2 + CO2 = 2 H20 + CH Gl. 2
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