Arbeitspaket 5: Betrachtungen des Gesamtsystems im Hinblick auf Dynamik und Prozessintegration

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1 Arbeitspaket 5: Betrachtungen des Gesamtsystems im Hinblick auf Dynamik und Prozessintegration Elektrische Energie kann im Erdgasnetz in Form von Substitute Natural Gas (SNG) gespeichert werden. Dazu ist es gegebenenfalls erforderlich, Wasserstoff in Methan umzuwandeln und zur Brennwertanpassung synthetische Gaskomponenten mit höherem Brennwert beizumischen (z. B. gasförmige Kohlenwasserstoffe Ethan bis Butan, erzeugt aus und CO 2 siehe Arbeitspaket 4). Die Architektur eines solchen Systems ist in Abbildung 1 zu sehen. Es besteht aus einem PEM-Elektrolyseur, einem und einem Wasserstoff-Speicher. Der Speicher muss vorgesehen werden, um die anschließende und Brennwertanpassung 1 nicht allzu starken Lastschwankungen auszusetzen. Am Ende werden die Quellen für das Kohlenstoffdioxid, die Nutzung des Sauerstoffs aus der Elektrolyse sowie die Nutzung der Abwärme betrachtet. Dynamik des Gesamtsystems Auf Basis des Fließbilds wurde ein Matlab/Simulink-Modell für das Gesamtsystem erstellt, das das dynamische Verhalten der einzelnen Systemkomponenten beinhaltet. Sowohl für die Simulation als auch für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung (siehe Arbeitspaket 6) wurden zwei Betriebsszenarien betrachtet. Das erzeugergeführte Szenario bedeutet, dass das Powerto-Gas-System direkt an einen Windpark gekoppelt ist. Beim marktgeführten Szenario bezieht das Power-to-Gas-System Strom vom Netz zu Zeiten, in denen er besonders günstig am Strommarkt eingekauft werden kann. Zusätzlich wurde angenommen, dass das für die benötigte CO 2 jederzeit in der gewünschten Menge zur Verfügung steht. Abhängig von der gewünschten Anlagengröße und CO 2 -Verfügbarkeit könnte es erforderlich sein, zusätzlich einen CO 2 -Pufferspeicher vorzusehen. Dynamik der Einzelsysteme PEM-Elektrolyseure können dem fluktuierenden Stromaufkommen ohne Zeitverzug folgen. Für die Auslegung der Größe des Elektrolyseurs wurden zwei Grenzfälle betrachtet. Zum einen wurde ein Elektrolyseur gewählt, dessen Nennlast der Maximalleistung des Stromangebots entspricht. Zum anderen wurde er auf ein Drittel des maximalen Stromangebots ausgelegt, sodass er bei höheren Leistungen in Überlast gefahren wird. Laut Siemens AG ist es zulässig, einen PEM-Elektrolyseur für 15 Minuten bei 300 Prozent Überlast zu betreiben, wenn er danach für 15 Minuten unterhalb der Nennlast bleibt. Allerdings ist zu beachten, dass die Leistungselektronik für 300 Prozent ausgelegt sein muss. Als Wirkungsgrad wurde ein Wert von 4,76 kw el pro 1 m³/h (NTP) Wasserstoff zugrunde gelegt [1]. Der Druck des Wasserstoffs am Austritt des Elektrolyseurs beträgt 30 bar. Zur Reinigung des Wasserstoffs, vor allem zur Entfernung der Sauerstoffspuren, wird ein Wasserstoff-Verlust von 7 Prozent angesetzt. Zur Abschätzung der Investitionsbeträge der PEM-Elektrolyse wurden 800 /kw el für den gesamten Elektrolyseur inklusive BOP (balance of plant) angenommen. 1 Im Weiteren wird nur noch die betrachtet, weil sich die Brennwertanpassung in verfahrenstechnischer Hinsicht ähnlich verhält wie die. Druck bar O2 25 bar Abb. 1: Vereinfachtes Blockfließbild eines Power-to-SNG-Energiespeichersystems Fluktuierende Stromeinspeisung PEM- Elektrolyse -Speicher Brennwertanpassung C1 C 2 C 4 Erdgasnetz Transportleitung rd. 30 bar rd. 25 bar O CO 2 /CO O Abwärme 51

2 Strommenge % SEE-SpeZial Zeit, min Abb. 2: Typisches Windprofil eines Windparks in Norddeutschland für den Mai/Juni 2011 Turbokompressoren zur Verdichtung von Wasserstoff auf Drücke bis 200 bar sind kommerziell erhältlich. Sie können mittels Frequenzumrichter in einem Lastbereich von 60 bis 0 Prozent ohne große Wirkungsgradeinbußen moduliert werden. Wenn größere Lastbereiche abgedeckt werden sollen, wird ein Regel-Bypass eingesetzt. Dieser Bypass reduziert jedoch den Wirkungsgrad des s erheblich, weil ein Teil des Wasserstoffs im Kreis gefahren wird. Für eine Ansaugleistung von m³/h (NTP), was der Wasserstoffproduktion eines 36-MW el -Elektrolyseurs bei Volllast entspricht, sind drei Verdichter parallel zu betrieben. Die Leistungsaufnahme der drei en liegt in der Größenordnung MW el (!). Dies ist im Vergleich zur Leistung des Elektrolyseurs mit 36 MW el eine erhebliche Größe. Die Kosten liegen im Bereich von bis Euro pro Verdichter. Für die Wasserstoffspeicherung wurde ein Druckspeicher gewählt, der zwischen 30 und 200 bar atmet. Aus der Konzeptstudie eines Industrieunternehmens ist bekannt, dass ein solcher Speicher ( covered hydrogen storage ) mit einem Volumen von m³ bei Betrieb zwischen 70 und 200 bar eine Speicherkapazität von 1,5 GWh LHV ( m³ (NTP)) besitzt. Der Investitionsaufwand für ein solches System ist beträchtlich und liegt bei etwa 8,7 Mio. Euro (ohne ). sanlagen können ebenfalls dynamisch betrieben werden. Allerdings ist die Laständerungsgeschwindigkeit deutlich geringer als für den Elektrolyseur. Für adiabate Festbett-Reaktoren (siehe Arbeitspaket 2b) wurde ein Lastbereich von 40 bis 0 Prozent und Änderungsraten von ± 1 Prozent pro Minute angegeben. Die Kosten einer Anlage für m³/h (NTP) Wasserstoffeingangsstrom liegen in der Größenordnung von 11 Mio. Euro (± 30 Prozent). Allerdings ist nicht abschließend geklärt, ob die Katalysatoren bei häufigem An- und Abfahren oder fluktuierendem Betrieb dieselben Standzeiten erreichen wie bei konstantem Volllastbetrieb (mindestens drei Jahre bei Stunden pro Jahr). Hierfür sind experimentelle Untersuchungen erforderlich. Eine Alternative zum katalytischen Festbett-Reaktor ist die Dreiphasen- (siehe Arbeitspaket 4). Sie hat den Vorteil, dass sie isotherm betrieben wird, sodass Lastwechsel nicht zur thermischen Katalysatorbelastung aufgrund von Temperaturänderungen führen. Nach eigenen Berechnungen sind je nach Betriebsbedingungen bis 15 Prozent Mindestlast möglich. Die mögliche Lastwechselrate wurde experimentell zu größer ± 3 Prozent pro Minute bestimmt. Betrachtung des erzeugergeführten Betriebs Der Betrachtung des erzeugergeführten Szenarios liegen historische Daten eines Windparks in Norddeutschland Tabelle 1: Zusammenfassung der verfahrenstechnischen Daten der betrachteten Fälle für den erzeugergeführten Betrieb eines Power-to-Gas-Systems Elektrolyseurs s Speichervolumen Kapazität der ( -Eingangsstrom) jährliches Wasserstoffvolumen nach der -Reinigung des Wasserstoffs (mit 3,0 kwh LHV / Nm³) jährlich produziertes Methan des Methans (mit 9,97 kwh LHV /Nm³) Umwandlungswirkungsgrad ohne/mit 1 a 1 b 1 c 2 a 2 b 2 c [m³] [m³ /h] ,9 8,1 32,7 24,3 2,7 2,0 27,0 20,0 [%] 48,5/40,6 52

3 aus dem Mai/Juni 2011 in minütlicher Zeitauflösung zugrunde (Abb. 2). Sie sind repräsentativ für die fluktuierende Stromerzeugung in Bezug auf die Höhe der Leistungsgradienten und auf die Leistungsverteilung. Der Windpark hat eine elektrische Spitzenleistung von 36 MW el,peak. Bei der Größe des Elektrolyseurs wurden zwei Grenzfälle betrachtet: (1) ein 36-MW el -Elektrolyseur (ca m³/h (NTP) maximale -Produktion), dessen Anschlussleistung genau der Maximalleistung des Windparks entspricht, und (2) ein Elektrolyseur mit einem Drittel der maximalen Leistung, also 12 MW el (ca Nm³/h maximale -Produktion). Für den Speicher wurden jeweils drei Unterfälle betrachtet: ein Speicher, der so groß ist, dass die sanlage zu allen Zeiten konstant unter Volllast läuft (Fall a), und Speicher mit 75 bzw. 50 Prozent der maximalen Speichergröße (Fall b und c). In den beiden letzten Fällen muss die sanlage für eine größere Last ausgelegt und modulierend gefahren werden. Die Größe der sanlage wurde iterativ so ermittelt, dass der Speicher am Ende des vier wöchigen Zeitraums denselben Füllgrad wie zu Beginn aufweist und der Druck im Speicher zu jeder Zeit zwischen 30 und 200 bar liegt. Unter Berücksichtigung des Energiebedarfs des Wasserstoff-s sinkt der Wirkungsgrad des Gesamtsystems. Unter der Annahme, dass der ein Viertel der Zeit mit durchschnittlich halber Leistung läuft, verbraucht er im Jahr 2190 h x 5 MW el =,9 GWh el, damit sinkt der Gesamtwirkungsgrad auf ca. 41 Prozent. Es ist in diesem Zusammenhang zu beachten, dass der Gesamtwirkungsgrad der Prozesskette durch Nutzung der Abwärme der merklich erhöht werden kann. Abschätzung des Investitionsaufwands Um eine Entscheidung für die optimale Größe des Speichers und der treffen zu können, wurde eine grobe Abschätzung der Investitionsaufwände für die drei Fälle (a, b, c) durchgeführt. Die Preise aller Komponenten wurden aus bekannten Werten mit Hilfe des exponentiellen Ansatzes P1 = P2 (C2/C1) 0,8 abgeleitet. P1, P2 sind die Preise der Apparate 1 und 2; C1, C2 sind die zugehörigen Anlagenkapazitäten. In Abbildung 3 ist eine Zusammenfassung der Investitionsaufwände für die betrachteten Fälle im erzeugergeführten Szenario dargestellt. Betrachtung des marktgeführten Betriebs Es wurden historische Strommarktpreise ausgewertet. Aus den Werten für das Jahr 20 lassen sich folgende Gemeinsamkeiten ableiten: Abgesehen Systemarchitektur Die Systemarchitektur ist dieselbe wie in den erzeugergeführten Szenarien, nur die Größe der Apparate weicht ab. Es wurden drei Fälle betrachtet: (1) Die sanlage wird sechs Stunden am Tag mit günstigem Strom bei 0 Prozent Volllast betrieben und läuft in den Zwischenzeiten mit teurem Strom auf 40 Prozent Mindestlast weiter. Abwärme Erdgasnetz Transportleitung Daten im Überblick Das Angebot an elektrischer Energie aus dem Windpark beträgt in dem betrachteten Zeitraum von vier Wochen MWh el. Auf ein Jahr extrapoliert sind das 55,6 GWh el. Daraus werden im 36 MW-Eli nach Wasserstoff-Reinigung,9 Mio. m³ (NTP). Aus diesen lassen sich theoretisch 2,7 Mio. m³ (NTP) Methan mit einem (bezogen auf den Heizwert) von 27,2 GWh LHV erzeugen. Damit wird der Wirkungsgrad der Umwandlungskette von elektrischer zur chemischen Energie im Methan (ausgedrückt durch den Heizwert) 48,5 Prozent (Tab. 1). 40 Während der 36-MW el -Elektrolyseur Druck bar vom wenigen Monaten kann an 25 mindestens 20 Tagen pro Monat ab Mitter- bar theoretisch 0 Prozent der elektrischen Energie vom Windpark in Wasnacht für mindestens sechs Stunden O2 -Speicher serstoff umwandelt, schafft der 12- günstiger Strom eingekauft werden. Es Fluktuierende MW Stromeinspeisung el -Elektrolyseur nur 73, PEM- 9 Prozent, wurde für die weiteren Betrachtungen C1 weil er nach 15 Minuten Elektrolyse Überlast auf der Fall untersucht, dass der Brennwertanpassung 2 Strom insgesamt während Stunden pro C C 4 Nennlast abgeregelt werden muss, was sich ungünstig auf die Menge an rd. er-3zeugtem Methan auswirkt. O CO 2 /CO bar Jahr günstig rd. 25 eingekauft bar wird. O Gesamtkosten, Mio MW-Eli Speicher 1a 12 MWDEli 2a 1b Elektrol yseur 2b 0 % Speicher 75 % Speicher 50 % Speicher 1c Elektrolyseur 2c Produziertes-Methan: 27 GWh LHV Produziertes-Methan: 20 GWh LHV Abb. 3: Abschätzung der Gesamtinvestitionen des Speichersystems, bestehend aus Elektrolyseur,, Wasserstoffdruckspeicher und sanlage, für das erzeugergeführte Szenario 53

4 SEE-SpeZial Tabelle 2: Zusammenfassung der verfahrenstechnischen Daten (pro Jahr) der drei Fälle für den marktgeführten Betrieb eines Power-to-Gas-Systems Elektroylseurs Speichervolumen Kapazität der ( -Eingangsstrom) jährliches Wasserstoffvolumen nach der -Reinigung des Wasserstoffs (mit 3,0 kwh LHV / Nm³) jährlich produziertes Methan des Methans (mit 9,97 kwh LHV /Nm³) Umwandlungswirkungsgrad ohne/mit [m³] [m³ /h] [%] ,1 17,6 17,6 5 52,8 53,8 8,8 4,4 4,4 87,5 43,9 43,9 48,7/42,8 (2) Es wird ein Tagesspeicher eingesetzt, um die Phasen des teuren Stroms zu überbrücken. Dazu wird in den Phasen des günstigen Stroms mehr Wasserstoff produziert, als die verarbeiten kann, und der Überschuss in einem Speicher eingelagert. Die läuft in den Phasen, in denen kein Wasserstoff produziert wird, bei 40 Prozent Last. Die hat noch Kapazität frei und kann bei weiterem günstigem Stromangebot zusätzliches Methan erzeugen. (3) Die wird abgefahren, wenn kein günstiger Strom eingekauft werden kann. In den Zeiten günstigen Stroms läuft die Anlage auf Volllast. Ein kleiner Speicher dient dazu, die Ab- und Anfahrzeiten zu puffern. Daten im Überblick Pro Jahr wird im markgeführten Szenario an Stunden elektrische Leistung von 36 MW el eingekauft. Das ist eine elektrische Energie von 90 GWh el. Daraus werden im Elektrolyseur nach -Reinigung 17,6 Mio. m³ (NTP). Aus diesen lassen sich theoretisch 4,4 Mio. m³ (NTP) Methan erzeugen mit einem von 43,9 GWh LHV. Damit wird der Wirkungsgrad der Umwandlungskette von elektrischer Energie zur chemischen Energie im Methan (ausgedrückt durch den Heizwert) 48,7 Prozent. Unter Berücksichtigung des Energiebedarfs des Wasserstoff-s und unter der Annahme, dass er Stunden im Jahr mit durchschnittlich halber Leistung läuft, sinkt der Gesamtwirkungsgrad auf 43,9/( ,5) = 42,8 Prozent. Im Fall 1 werden zusätzlich Stunden (teurer) Strom eingekauft, damit die mit 40 Prozent weiterbetrieben werden kann. Daher werden in diesem Fall zusätzlich 90,1 GWh el Energie umgesetzt. In Summe sind das also 180,1 GWh el an elektrischer Energie und nach Umwandlung in Methan 128 GWh LHV. Der Wirkungsgrad der Umwandlungskette ist der gleiche wie für die anderen beiden Fälle (Tab. 2). Abschätzung der Investitions aufwände Die Investbeträge des s, des Speichers und der fallen gegenüber dem 36-MW-Elektrolyseur mit 28,8 Mio. Tabelle 3: Investitionsbeträge für die erzeuger- und marktgeführten Fallstudien erzeugergeführt (8.760 h/a Strombezug, Betrieb meist in Teillast) marktgeführt (2.500 h/a Strombezug, Betrieb in Volllast) Investitionsbetrag ( Elektrolyseurs) Mio. (36 MW) Mio. (12 MW) 33 Mio. (36 MW) im Elektrolyseur umgesetzte elektrische Energie pro Jahr 56 GWh el 41 GWh el 90 GWh el produziertes Methan pro Jahr (Heizwert) 27 GWh LHV 20 GWh LHV 44 GWh LHV Investbetrag pro jährliche Energiemenge im Methan 1,39 /kwh LHV 0,83 /kwh LHV 0,75 /kwh LHV 54

5 Euro kaum ins Gewicht und liegen für alle drei Fälle in der Größenordnung von 4 Mio. Euro. Verfahrenstechnische Integration Im Folgenden werden geeignete Kohlenstoffquellen und die Nutzungsmöglichkeiten für den Sauerstoff aus der Elektrolyse sowie die Abwärme aus der betrachtet. CO 2 -Quelle Eine geeignete Kohlenstoffquelle für die stellt das CO 2 in möglichst reiner Form bereit. Außerdem sollte diese Kohlenstoffquelle ausreichend große Potenziale besitzen. Im Rahmen des Projektes wurden die Kohlenstoffquellen in drei Größenkategorien eingeteilt: Klein (500 m³/h CO 2 ): Biogasanlagen und BHKW Das Biogas nach dem Fermenter besteht zu gleichen Teilen aus CH 4 und CO 2 und kann direkt methanisiert werden. Eine m³/h-biogasanlage erfordert näherungsweise m³/h Wasserstoff. Mittel ( m³/h CO 2 ): Vergasung, Heizwerke Das Produktgas eines Vergasers enthält neben CO 2 auch CO, Methan und. Groß (mehr als.000 m³/h CO 2 ): Industrie O 2 -Nutzung Der Sauerstoff aus Elektrolyse kann zur Grobentschwefelung von Biogas eingesetzt werden. Stand der Technik ist die Zugabe von Eisensalzen in den Fermenter, was jedoch mit signifikanten Betriebskosten verbunden ist. Wird reiner Sauerstoff dem Biogas zugesetzt, lassen sich Kosten in der Größenordnung von /a für eine m³/h Rohbiogas-Anlage sparen. Abwärmenutzung Die Wärme, die bei der freigesetzt wird, kann eingesetzt werden, um den Wärmebedarf einer chemischen Wäsche zur CO 2 -Abtrennung zu decken. Näheres dazu ist bereits an anderer Stelle veröffentlicht worden[2]. Zusammenfassung und Ausblick Power-to-Gas-Systeme eignen sich als chemische Wandler für Überschussstrom oder fluktuierenden Strom aus regenerativen Quellen. Allerdings sind die Kapitalkosten für diese Systeme sehr groß, was in erster Linie an den hohen Preisen für die PEM-Elektrolyseure liegt und in zweiter Linie an den Kosten des Wasserstoffpufferspeichers. Wie Tabelle 3 zusammengefasst, lassen sich im Falle des marktgeführten Betriebs höhere Substitute-Natural- Gas-Erträge pro eingesetztem Kapital erzielen als bei den erzeugergeführten. Dies liegt daran, dass im marktgeführten Szenario die Anlagen besser ausgelastet sind, während sie bei erzeugergeführtem Betrieb sehr viel in Teillast betrieben werden. Im Hinblick auf den Wirkungsgrad der gesamten Umwandlungskette schlägt der hohe Energiebedarf zur Komprimierung des Wasserstoffs für die Pufferspeicherung stark negativ zu Buche und reduziert den Wirkungsgrad der gesamten Umwandlungskette um 5 bis 7 Prozentpunkte. Daher lautet die Empfehlung, dass zukünftige Entwicklungen zum einen die Preise für Elektrolyseure deutlich reduzieren und zum andern die Dynamik der s-anlagen so stark verbessern, dass der Druckwasserstoffspeicher klein gehalten oder eventuell sogar vermieden werden kann und infolgedessen in letzterem Fall kein erforderlich ist. Was die Integration von Power-to-Gas- Systemen angeht, gibt es die größten Synergien im Zusammenhang mit Biogasanlagen, weil sich zum einen der Sauerstoff gut zur Entschwefelung des Biogases einsetzt lässt und zum anderen die Abwärme aus der zur Regeneration der chemischen CO 2 -Wäsche genutzt werden kann. Auch die Größe von Biogasanlagen passt gut zu kleinen Windparks. Zudem sind die Erdgasnetze in der Lage, das produzierte Substitute-Natural- Gas auf der Ebene der Transportleitungen ins Netz aufzunehmen. W Literatur: [1] Smolinka et al., NOW-Studie: Stand und Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse zur Herstellung von Wasserstoff aus regenerativen Energien, Revision 1 vom [2] Götz et al.: Chemie Ingenieur Technik 84 (2012) Kontakt Dr. Thomas Aicher Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE Bereich Energietechnik Heidenhofstr Freiburg Tel.: thomas.aicher@ise.fraunhofer.de Internet: Dipl.-Ing. Maria Iglesias Gonzalez Prof. Dr.-Ing. Georg Schaub Karlsruher Institut für Technologie (KIT) Engler-Bunte-Institut Bereich Chemische Energieträger Brennstofftechnologie Engler-Bunte-Ring Karlsruhe Tel.: / maria.iglesias@kit.edu georg.schaub@kit.edu Internet: Dipl.-Ing. Manuel Götz DVGW-Forschungsstelle am Engler- Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) Bereich Gastechnologie Engler-Bunte-Ring Karlsruhe Tel.: goetz@dvgw-ebi.de Internet: 55