P2G: Power-to-Gas Energetik, Dynamik, Systemdesign, Akzeptanz · Max-Planck-Institut DKTS Kai Sundmacher Max-Planck-Institut für Dynamik komplexer technischer Systeme, Sandtorstr

Max-Planck-Institut DKTS

Kai Sundmacher

Max-Planck-Institut für Dynamik komplexer technischer Systeme,Sandtorstr. 1, D-39106 Magdeburg,

E-mail: [email protected]

P2G: Power-to-Gas Energetik, Dynamik, Systemdesign, Akzeptanz

Leopoldina-Symposium„Energiespeicher“

Halle, 6. Februar 2014

Prof. Dr.-Ing. K. Sundmacher P2G: Power-to-Gas Leopoldina-Symposium, 6. Februar 2014 2

Quelle: BMWi-Bericht, Energie in Deutschland, Feb. 2013

Bruttostromerzeugung aus Erneuerbaren Energiequelle (Deutschland)

2013: 77,05 TWhel


Installierte Stromerzeugungskapazitäten in GW (Deutschland)

Quelle: BMWi-Bericht, Energie in Deutschland, Feb. 2013

2005: 131 GWWind + PV: 15,1%

2011: 167 GWWind + PV: 31,7%

Prognose 2020: > 100 GW Leistung aus Windkraft + Photovoltaik

Prof. Dr.-Ing. K. Sundmacher P2G: Power-to-Gas Leopoldina-Symposium, 6. Februar 2014

Szenario 2050:100% Versorgung aus Erneuerbaren Energien

Quelle: J. Schmidt, IEWS, Fraunhofer Gesellschaft, 2011

4


Speicherung elektrischer Energie(*Speicherdruck: 200 bar)

Fl. Kraftstoffe10.000 kWh/m3

Wasserstoff*530 kWh/m3

Erdgas*1.800 kWh/m3

Batterien30-260 kWh/t

Druckluft*29 kWh/m3

Wasser3,3 kWh/m3

Wandler 1 Wandler 2 Pel

Zeit

Verbraucher

Haushalte

Industrie

Elektr. Verkehr


Quelle: Siemens AG, PRO H2 Technology Forum, Hannover, 2. Oktober 2011

Speicherung elektrischer Energie

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Power-to-Hydrogen-to-Power

Pel,inWasser-spaltung

WasserH2O

Sauer-stoff O2

Wasser-stoff, H2 H2

SpeicherH2

Verbrennung

Sauer-stoff O2

Wasser H2O

Q

Wasser-stoff, H2

Q

Pel,out

H2-Pipelines

• Wirkungsgrad?• Skalierbarkeit?• Dynamik?Elektrisches

NetzElektrisches

Netz


Elektrische Leistung:Pel,in = 100 MW

Wasser-Spaltung

Abwärme:Q = 27,7 MW

Wasserspaltung: Exergieanalyse *

Wasserstoff:VH2 = 6,27 mN

3/sEH2 = 59,7 MW@ 1 bar, 25 °C

Sauerstoff:VO2 = 3,14 mN

3/sEO2 = 0,5 MW

.

Wasser (flüssig):mH2O = 16,4 t/hEH2O = 0,25 MW

.

.

* Anmerkung: Alle stoffgebundenen Energieflüsse berechnet für 1 bar, 25 °C

Wirkungsgrad Elektrolyse:

Wirkungsgrad Thermolyse:

%70...60el

rev

el

revel U

UPP

%40....30

G

G

R

revRthermo


Wasser-Elektrolyse: AEL vs. PEMEL

Temperatur 40 – 90 °C 20 – 100 °C

Betriebsdruck < 32 bar < 85 bar

Leistung < 100 MW < 100 kW

H2-Produktion < 700 mN,H23/h < 50 mN,H2

3/h

Dynamik moderat schnell

2OH-

Diaphragma20-40 Gew.% KOH

Kathode -Anode +

H2½ O2+ H2O

2 H2ONi/Co/Fe

Ni

2 H+

Saure Polymer-Elektrolyt-

Membran (PEM)

Kathode -Anode +

H2½ O2

Iridium

PlatinH2O


Wasser-Elektrolyse: AEL vs. PEMEL

Langzeitstabilität hoch steigern!

Katalysatoren Nichtedelmetalle Pt, Ir ersetzen!

Systemgröße reduzieren! bereits kompakt

Scale-up 3 MW 100 MW 100 kW 1 MW

Kosten Betr.-kosten reduzieren! Invest.-kosten reduzieren!

2OH-

Diaphragma20-40 Gew.% KOH

Kathode -Anode +

H2½ O2+ H2O

2 H2ONi/Co/Fe

Ni

2 H+

Saure Polymer-Elektrolyt-

Membran (PEM)

Kathode -Anode +

H2½ O2

Iridium

PlatinH2O


Anode KathodeMEA

Gas-diffusions-

lagen

Bipolar-platten/

Flow FieldsH2

H+

e-e-

+–

H2

H+

e-e-

-+

Einzelzelle

Stack

MEA:MembraneElectrodeAssembly

Wichtige Aspekte:

• Kühlung des Stacksmittels Wasser-Zirkulation

• Wasser-Entionisierung perIonentauscher (< 1 S/cm)

• Spezifischer Energiebedarf 3,5 kWh / mN,H2

3

PEM-Elektrolyseur (PEMEL)

H2O

O2

H2

O2

O2

H2O


PEM-Elektrolyse vs. Alkalische Elektrolyse:Spezifischer Energiebedarf

Quelle: T. Smolinka et al., NOW-Studie “Stand und Entwicklungspotenzial der Wasserelektrolyse” (2011)

12


H2O

Pre

ssur

e [b

ar]

100

101

102

103

pamb

pdeliv

pely

H2Extent of reaction

Offene Fragen:

1. Optimale Prozessroute?- Hoch-p-Elektrolyse (symmetrisch)- Hoch-p-Elektrolyse (asymmetrisch)- Atmosphärische Elektrolyse

2. Optimaler Ausgangsdruck?

Einflussfaktoren:

• H2-Speicherdruck• Nachfolgende Prozesse

(z.B. Methanisierung)• Betriebsmodus (stat./dyn.)• Wirkungsgrade der Einzelschritte

PEM-Wasserelektrolyse: Alternative Prozesspfade

Quelle: B. Bensmann, I. Pena-Arias, R. Hanke-Rauschenbach, K. Sundmacher, Electrochimica Acta (2013)


Tely = 60°C

Ene

rgy

dem

and

[kJ/

mol

]

H2 delivery pressure [bar]

PICO2

H2

Pre

ssur

e

Spatial coordinate

Hydrogencross-over

∆V = 500 mV (@1 A/cm2)kH2 = 0.25·10-9 mol/(s·m·bar)

ηisen·ηmech = 0.72


PEM-Wasserelektrolyse: Energetische Bewertung


PEM-Wasserelektrolyse: Energetische Bewertung

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High-p (asymmetr.) Pfad→ Exergieverlust infolge

H2-Permeation durch PEM

Tely = 60°C Hoch-p (symmetr.) Pfad→ Exergieverlust durch

O2-Verdichtung

Atmosphärischer Pfad→ Exergieverlust durch

nichtisotherme Verdichtung

Ene

rgy

dem

and

[kJ/

mol

]

H2 delivery pressure [bar]



PEM-Wasserelektrolyse: Robuste Optimierung unter Unsicherheiten

16

Ele

ctro

lyse

r pre

ssur

e, p

ely

[bar

]

Delivery pressure, pdeliv [bar]

OptimaleKurve

Parametrische Unsicherheiten (∆V, kH2, ηisen·ηmech)

+0.5 kJ/mol

+3 kJ/mol

+6 kJ/mol

+0.3 kJ/mol

pely=pdeliv(no mechan.compression)

Energieoptimaler Pfad:Asymmetrische PEMEL (10-20 bar H2-Druck) +gekühlte mehrstufige H2-Kompression

Materialbedarf:Polymerelektrolyt-Membranen mit niedriger H2-Permeabilität



Power-to-Hydrogen: Speicherung des erzeugten Wasserstoffs

Pel,inElektro-

lyse

WasserH2O

Sauer-stoff O2

Wasserstoff, H2

H2Speicher

…

Mehrstufige gekühlte Verdichtung (Tmax = 450 K wegen Materialversprödung)


Salzkavernen als Gasspeicherin Deutschland

Erdgas-Speicher Porengestein: n = 45Aktives Volumen: V = 12,5 Mrd. m3

Erdgasspeicher Salzkaverne: n = 173Aktives Volumen: V = 7,8 Mrd. m3

400 - 1800 m

pmax= 200 barpmin = 60 bar


Nutzung des gespeicherten Wasserstoffs

Gasturbinen / GUD(stationär; < 0,57) für CH4 etabliert H2-Betrieb entwickeln!

Brennstoffzellen(mobil / stationär; = 0,4…0,5) Kosten senken ! Scale-up !

Wasserstoff-Pipelines

H2Kavernen-Speicher

H2Verbrennung

Luft / O2

Wasser H2O

Wasser-stoff, H2

Erdgas-Netz(max. 2 – 5% H2gemäß DVGW-Regelwerken)

Gasaufbereitung:- Trocknung

(H2O < 10 ppm)- Abscheidung

Salzaerosole

Pel,out

SynthetischesErdgas (SNG)

Chemische Prozesse Raffinerien Metallurgische ProzesseH2 MethanH2 Methanol MTGH2 Fischer-Tropsch


BMBF-Verbundprojekt HYPOS: Hydrogen Power Storage & Solutions East Germany

Förderprogramm „Zwanzig20“ (2014-2019)

90 Partner, vornehmlich aus den 5 NBL (Industrie, Unis, Forschungsinstitute) 90 Mio.€ Gesamtvolumen (50% BMBF, 50% Industrie: Siemens, Linde, VNG, u.a.)

VNG Gasspeicher:in Bad Lauchstädt:

Drei neue Salzkavernen mitArbeitsgasvolumen von 195 Mio. m3

(Fertigstellung 2022)

Bad Lauchstädt

www.hypos-eastgermany.de


Methanisierung von Wasserstoff:Grundidee

Motivation: Methanisierung von Wasserstoff ermöglicht Speicherung und

Verteilung erneuerbarer Energien über das bestehende Erdgasnetz.

Methanisierung:

2) Bio-katalytische Route(Methanogenese: Flüssigphase)

4 H2 + CO2 CH4 + 2 H2O

A. Bensmann et al. (2014), Energy Environm. Sci., submitted

• VollständigerH2/CO2-Umsatz

• Reines CH4als Produkt

• kein CO

• interne Kühlung

1 bar60 °C

1) Chemo-katalytische Route(Sabatier-Prozess: Gasphase)6 - 20 bar270-450 °C

CH4H2O

QH2CO2

Wasser, H2O

CH4

Wasser-kondensation

• Robuster Prozess• Kat.: Ni/-Al2O3 ; Ru/-Al2O3

Solar Fuel, Patent DE 10 2009 059 310 A1 (2011)


Sabatier-Prozess: Wirkungsgrad

Sabatier-Prozess

Wasserstoff, H2

Kohlendioxid, CO2

p = 6 barT = 450 °C

QM = 11,2 MW

Qv,1

Qv,2

Wasser, H2O

Syn. Methan, CH4NH2 = 253,0 mol/sEH2 = 59,7 MWp = 1 bar

NCH4 = 63,25 mol/sECH4 = 53,1 MW

p = 84 barNCO2 = 63,25 mol/sECO2 = 1,53 MWp = 1 bar

Pel = 100 MW

Pv,1 = 1,4 MW

Pv,2 = 0,4 MW

Konden-sation

NH2O = 126,5 mol/sEH2O = 0,1 MWp = 1 bar

%82%...75Meth

IsothermeKompression

IsothermeKompression


Prozessvergleich: H2-Route vs. CH4-Route

Sabatier-Prozess

100 MWElektro-

lyseWasserH2O

Sauer-stoff O2

Wasserstoff, H2

Qel

Erdgas-Netz

Pv,1

Pv,2

p = 84 barH2O < 10 ppm

KohlendioxidCO2 (aus Biogas oder CCU: Carbon Capture & Use)

6 bar

Konden-sation

Pv

SynthetischesMethan (SNG), CH4

QMQv,1

Qv,2

Qv

1 bar

Wasser, H2O

Konden-sation

Wasser, H2O

H2-Route: 62,5 MWCH4-Route: 53,6 MW


Methanisierung aus erneuerbarem CO2:Potenzialabschätzung

Jährliche EnergiemengeWind + Photovoltaik [2]:

77,05 TWhel (277 PJ)

1,52 Mio. Tonnen H2(760 Gmol)

Biogas24,8 TWhel

CO2 verfügbar aus Biogas [2]: 9,3 Mio. Tonnen

Biomethan

ElektrolyseDaten aus [3]

Kavernenspeicherfür Methan in D:

2011: 204 TWh

2050: 514 TWh

42 TWh

Elektrischer Speicherbedarf in D: 80% EE 7,5 TWhel

100% EE 26 TWhel

25,2 TWhel(ηC = 0.60)

3,04 Mio. Tonnen190 Gmol

8,36 Mio. Tonnen CO2(190 Gmol)

Kohle-Kraftwerke

CO2 Emissionen: 764 Mio. Tonnen[1]

[1] Energie in Deutschland (BMWi, Feb 2013)[2] Erneuerbare Energien in Zahlen (BMU, Juli 2013)[3] Carmo et al., Int. J. Hydrogen En. 38 (2013) 4901

+ 6,84 Mio. Tonnen H2O !

Sabatier-Prozess


Zusammenfassung

Im zukünftigen Energiesystem sind zusätzliche Langzeiten-Energiespeicher(Monate) unverzichtbar, um die volle Versorgungssicherheit zu gewährleisten.Dies ist nur erreichbar mit chemischen Energiespeichern (insb. H2, CH4).

Exergetische Hierarchiestufen der Nutzung erneuerbarer Energien*:1. EE-Strom direkt nutzen (dafür: Ausbau des Stromnetzes)2. EE-Strom Elektrolyse H2 Kavernenspeicher3. Rückverstromung von H2: Gasturbinen/GUD, Brennstoffzellen4. Wandlung H2 + CO2 CH4, Methanol, DME, MTG- & FT-Kraftstoffe

Eingesetztes CO2 sollte ausschließlich aus erneuerbaren Ressourcen stammen (abgetrennt an Biogas-Anlagen; nicht aus CCU-Prozessen).

Die gesellschaftliche Akzeptanz für großskalige H2-Speicherung ist fraglich.

* vgl. hierzu: DECHEMA-Diskussionspapier „Überschussstrom nutzbar machen“, 3.02.2014


Quelle: www.dvgw-innovation.de/presse/power-to-gas-landkarte/

Power-to-Gas Projekte in Deutschland

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