Aufgrund der Fluktuation des Energieflusses aus erneuerbaren Quellen wie Sonne und Wind werden zukünftig leistungsfähige und effiziente Energiespeicher benötigt, um die gewonnene Energie kontinuierlich mit hoher Verfügbarkeit nutzen zu können. Eine Antwort auf diese Herausforderung stellt die stoffliche Speicherung der Energie in Form von Wasserstoff dar (Power-to-Gas). Während jedoch die direkte Nutzung des produzierten Wasserstoffs zum Beispiel im Wärme- oder Mobilitätssektor je nach Szenario Wirkungsgrade von 54 bis 77 Prozent ergibt, verbleiben bei einer Wiederverstromung in einer solchen „Wasserstoff-Batterie“ derzeit nur noch etwa 34 bis 44 Prozent als nutzbare elektrische Energie. Im vorliegenden Artikel wird ein H2-Speichersystem vorgestellt, das das Potential für die Erhöhung des Wirkungsgrades auf bis zu 65 % für den Nutzungsfall Strom-Wasserstoff-Strom (Power-to-Power) bietet. Erzielt werden kann dieser hohe Wirkungsgrad durch einen internen Wärmeaustausch der beiden sich wärmetechnisch ideal ergänzenden Hauptkomponenten, des H2-Stromerzeugers sowie des H2-Speichers.
Als Wasserstoff- und Stromerzeuger wird hierzu die Hochtemperatur-Festoxidzellen-Technologie (rSOC, reversible Solid Oxide Cell) genutzt. Als Wasserstoffspeicher wird ein Hochtemperatur-Metallhydrid eingesetzt. Dieses ist in der Lage, sowohl Wasserstoff als auch thermische Energie zu speichern, was zu dem vorgenannten hohen Wirkungsgrad führt.
Kombinierte Wasserstoff- und Wärmespeicher
Viele Metalle und Metalllegierungen wie Magnesium oder Eisentitan (FeTi) reagieren nach folgendem Schema reversibel mit Wasserstoff zu einem sogenannten Metallhydrid [1], bei dem dann Wasserstoff im Metallgitter chemisch gebunden ist:
Zur Wiederfreisetzung des Wasserstoffs muss theoretisch eine gleich große Menge an Wärme zugeführt werden, wie sie bei der Einspeicherung frei wird. Somit kann die Wasserstoffaus- und -einspeicherung gleichzeitig für die Wärmeein- und -ausspeicherung genutzt werden. Bei Beladedrücken von 30 bis 50 bar, zum Teil auch noch deutlich darunter, erreichen Metallhydride eine mehr als zehnfach höhere volumenbezogene Wasserstoffspeicherdichte als im reinen Druckspeicher beim selben Druck. Gegenüber Salzspeichern wird zum Beispiel eine fünf- bis zehnfach höhere Wärmespeicherdichte bei Temperaturniveaus zwischen Raumtemperatur und über 1.000 °C erreicht (z. B. MgH2/Mg: 2.885 kJ/kg bzw. 1.362 kWh/m3 bei einem Temperaturniveau von gut 300 °C). Bei der Speicherung in einer chemischen Verbindung, hier dem Metallhydrid, gibt es keine Selbstentladungseffekte (im gebundenen Zustand) oder Wärmeverluste (im getrennten Zustand der Verbindung) – sowohl hinsichtlich des Wasserstoffs als auch hinsichtlich der Wärme.
Somit lässt sich der Metallhydridspeicher in der „Wasserstoff-Batterie“ als kombinierter Wärme- und Wasserstoffspeicher einsetzen. Die in der Brennstoffzelle während der Verstromung produzierte Wärme wird zum Herauslösen des Wasserstoffs aus dem Metallhydrid (Dehydrierung) eingesetzt. Während des Einspeichervorgangs (Hydrierung) wird die derart im dehydrierten Metall „gespeicherte“ Wärme wieder frei und lässt sich nun für die Wasserstoffproduktion per Dampfelektrolyse einsetzen, die unter Wärmezufuhr extrem effizient arbeitet. Die auf rSOC-Metallhydridspeichern basierte „Wasserstoffbatterie“ stellt somit ein effizientes, skalierbares und kompaktes Speichersystem für elektrische Energie dar (s. Abb. 1).
Pinch-Analyse des rSOC-Metallhydridspeichersystems
Die Elektrolyse von Wasser erfordert grundsätzlich eine Energiezufuhr von mindestens 285,7 kJ/(mol H2). Diese wird bei der Niedertemperatur-Elektrolyse (z. B. in PEM- oder alkalischen Elektrolyseuren) vorwiegend elektrisch gedeckt. Die Hochtemperatur-Dampfelektrolyse in einer SOEC ermöglicht es hingegen, einen Teil der zur Elektrolyse benötigten Energie – die Verdampfungsenthalpie des Wassers, aber auch die weitere Temperaturerhöhung auf die Arbeitstemperatur der rSOC – nicht elektrisch, sondern thermisch zu decken.
Zusätzlich zu den ohmschen Verlusten der rSOC (hier nicht weiter betrachtet) bietet sich als weitere Abfallwärmequelle die bei der Wasserstoffabsorption (Metallhydridbildung) entstehende Reaktionswärme an. Wenn die Verdampfungswärme des eingesetzten Wassers derart durch Abfallwärme bereitgestellt werden kann (s. auch Abb. 3), übersteigt in der Dampfelektrolyse der Brennwert des produzierten Wasserstoffs (285,7 kJ/(mol H2)) die zur Elektrolyse von Wasserdampf bei 850 °C benötigte elektrische Arbeit (ca. 250 kJ/(mol H2)), und der rein elektrische Wirkungsgrad steigt auf über 100%.
In Abbildung 2 ist für einen Betriebsfall (i = 0,6 A/cm², druckloser Betrieb) die spezifische Wärme der aufzuheizenden Eduktströme der Elektrolyse sowie die spezifische Wärme der verfügbaren Produktströme jeweils als Summenkurve dargestellt. Erkennbar ist, dass wenn man von der Verdampfungsenthalpie des zugeführten Wassers absieht, die notwendige Wärme zum Aufheizen der Edukte nahezu vollständig aus der Wärme der Elektrolyseprodukte aufgebracht werden kann. Die fehlende Wärme beträgt etwa 48 kJ pro Mol produziertem beziehungsweise umgesetztem Wasserstoff. Hierbei wurde ein Eduktstrom aus etwa 90 % H2O, 10 % H2 sowie ein Produktstrom von 82 % H2, 18 % H2O (H2-Umsatz 80 %) an der H2-Elektrode angenommen. Die O2-Elektrode wird in diesem Fall mit Luftzufuhr betrieben.
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Autoren:
Anselm Strauch, Norderstedt
Dr. Klaus Taube, Helmholtz-Zentrum Geesthacht GmbH, klaus.taube@hzg.de
Dr. Oliver Posdziech, sunfire GmbH, Dresden
Hzwei Blogbeitrag
Metallhydridspeicher & reversible Hochtemperaturzelle
Kategorien: Allgemein
Das die Sonne nachts NICHT scheint und der Wind NICHT immer weht,
sollte jedem seit Bestehen der Erde, also seit rd. 4,5 Milliarden Jahren, klar sein.
Das die Energiewirtschaft das erst heute, wir schreiben 2017, merkt,
spricht für deren fossile Denkweise.
DIE großen Fehler wurde in den 1990er Jahren (bzw. schon davor..) gemacht,
als die ersten Windräder und PV-Panele auftauchten und niemand wusste,
wie diese in ein archaisches, 130 Jahre altes Stromnetz zu integrieren sind.
Also schloss man die einfach, mehr oder weniger sinnlos, an die Verteilungsnetze (Niederspannung) an.
Diese waren und sind dafür aber nie vorgesehen.
Größere Windparks (remember: Growian…) wurden, genauso sinnlos, an die Mittelspannungsnetze angeklemmt.
Das das ein grundlegender Fehler wahr, haben die Eigentum und Betreiber „unserer“ Stromnetze NIE zugeben.
Jetzt haben „wir“ End-Verbraucher den Salat und sollen es auch noch finanziell
und mit technischen Krücken, ausbaden. Dumm gelaufen.
Eine äußerst seltsame Vorgehensweise.
Außerdem fehlen weltweit die Leute, die das analysieren können
und die darauf-hin wissen, wie es jetzt sinnvoll weitergehen muss.
Hier die Zahlen, Daten und Fakten:
http://www.hydrogenambassadors.com/background/deutsches-hochspannungsnetz.php