Weltweit einzigartiges H2-Testlabor

Weltweit einzigartiges H2-Testlabor

Elektrolyseure auf dem Prüfstand

Im „Hydrogen Lab Bremerhaven“ können Hersteller und Betreiber von Elektrolyseuren ihre Anlagen auf die Probe stellen. Die fluktuierende Einspeisung von Windstrom ist im Gegensatz zur gleichmäßigen Fahrweise eine Herausforderung. Wie sich die damit verbundenen komplexen Prozesse optimieren lassen, testen Ingenieure nun im Realbetrieb.

Ein grauer, windiger Tag in Bremerhaven. Der Ingenieur Kevin Schalk vom Fraunhofer IWES zeigt mir das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) – ein weitläufiges Testgelände unter freiem Himmel. Es befindet sich neben einem blaugestrichenen Hangar am ehemaligen Flughafen Luneort und enthält die wichtigsten Bausteine für ein klimaneutrales Energiesystem: einen PEM-Elektrolyseur, einen Alkaline-Elektrolyseur, drei Kompressoren, Niederdruck- und Hochdruckspeicher für Wasserstoff (bis 40 bar oder bis 425 bar), Brennstoffzellen, ein wasserstofffähiges Blockheizkraftwerk.

„Unser Hydrogen Lab ist modular und maximal flexibel aufgebaut“, erklärt Kevin Schalk. Alle Komponenten des Testfelds sind durch Trassen miteinander verbunden, in denen die Strom- und Datenkabel sowie die Wasserstoffleitungen verlaufen. Die Rohre für Wasser und Abwasser sind unterirdisch verlegt. Über den Anlagen thront die Leitwarte, in der alle Informationen zusammenlaufen und von der aus die Komponenten überwacht und gesteuert werden.

Zwischen den Anlagen gibt es freie Plätze, damit Hersteller oder Betreiber ihre eigenen Elektrolyseure testen lassen können. So könne jeder Prüfling unabhängig von Untersuchungen in anderen Teilen des Testlabors betrieben werden, erklärt Schalk. Bei Bedarf ist aber auch das Gegenteil möglich: Der Prüfling wird mit anderen Teilen des Wasserstofflabors zusammen betrieben.

Rund um das H2-Testgelände erstrecken sich Wiesen bis zum Horizont, mit Windrädern bestückt. Die mit acht Megawatt imposanteste Anlage dieser Art steht direkt neben dem Freiluftlabor; ein grauer Gigant, dessen Rotoren sich gemächlich im Wind drehen. „Als die AD8-180 im Jahr 2016 in Betrieb ging, war sie die größte Windenergieanlage der Welt“, erläutert Kevin Schalk, der das Hydrogen Lab Bremerhaven (HLB) leitet. Die langgezogenen Rotorblätter lassen erkennen, dass der Prototyp eigentlich für den Einsatz auf dem Meer gedacht war. Nun soll die Anlage bald dazu dienen, die Herstellung von Wasserstoff aus Windstrom unter realen Bedingungen zu testen. Bis zu einer Tonne des grünen Gases soll hier täglich produziert werden.

Verschiedene Elektrolyseure im direkten Vergleich

Das Team um Kevin Schalk wird sich unter anderem mit der Frage beschäftigen, wie verschiedene Typen von Elektrolyseuren mit einer Windenergieanlage im realen Maßstab interagieren. Da ist zum einen der 1-Megawatt-PEM-Elektrolyseur, der destilliertes Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff spaltet. Diese Art der Wasserspaltung findet im sauren Milieu statt, im Gegensatz zur alkalischen Elektrolyse im basischen Milieu. Als Elektrolyt dient Kalilauge (Kaliumhydroxid-Lösung, KOH) in einer Konzentration von 20 bis 40 Prozent.

Ein alkalischer Elektrolyseur (AEL) besitzt eine Anionenaustauschmembran, lässt also die OH-Ionen durch. Er ist günstiger in der Anschaffung und zeichnet sich durch Langzeitstabilität aus. Die teuersten Komponenten eines Elektrolyseurs sind jeweils die Zellstapel (engl. stacks) sowie die Leistungselektronik, also Gleichrichter und Transformator. Die Frage nach dem jeweiligen Wirkungsgrad lässt sich nach Angaben von Schalk kaum pauschal beantworten – zumindest für Gesamtanlagen.

Wird ein Elektrolyseur mit fluktuierendem Strom aus erneuerbaren Energien betrieben statt wie im Normalbetrieb durchgehend, ist das aus verschiedenen Gründen eine Herausforderung: Eine dynamische Fahrweise belastet die Materialien stärker, und es kann im Teillastbetrieb zu Gasverunreinigungen kommen, die schließlich zur Abschaltung des Systems führen. Im HLB sollen unterschiedliche Betriebszustände miteinander verglichen werden, also Volllast oder Teillast; außerdem die Startzeiten aus dem kalten oder warmen Standby.

„Wir können die Fahrweise eines Elektrolyseurs zum Beispiel auf die Sieben-Tage-Prognose der Windenergieanlage einstellen und diese Fahrweise dann testen“, erklärt der Ingenieur. „Unsere Elektrolyseure können zusammen maximal 2,3 Megawatt aufnehmen. Es gibt bislang allgemein nur wenige Daten und Erkenntnisse darüber, wie sich Megawatt-Elektrolyseure mit fluktuierendem Windstrom verhalten. Die vorliegenden Daten sind meistens Simulationen und Studien, die auf Messdaten in kleineren Systemen basieren und dann hochgerechnet wurden.“

Alleinstellungsmerkmal des H2-Forschungslabors

Ein paar Hundert Meter vom Testlabor entfernt befindet sich das Dynamic Nacelle Testing Laboratory (DyNaLab) des Fraunhofer IWES, ein großer Gondel-Prüfstand, der über ein virtuelles 44-MVA-Mittelspannungsnetz verfügt. An diesen wird auch das Hydrogen Lab angebunden, wodurch sich die elektrotechnische Integration der Anlagen ins Stromnetz erproben lässt. „Dynamische Änderungen der Netzfrequenz oder Spannungseinbrüche können auf diese Weise gezielt nachgebildet werden, um etwa die Auswirkungen auf einen Elektrolyseur zu untersuchen“, sagt Kevin Schalk. Das sei ein Alleinstellungsmerkmal und ermögliche den Forschern, zu testen, was in Zukunft immer wichtiger werde: Elektrolyse im netzstabilisierenden Betrieb. Dazu gehören auch die beiden technischen Varianten zur Rückverstromung: das wasserstofffähige Blockheizkraftwerk sowie die Brennstoffzellensysteme.

Abb. 2: Container mit verschiedenen Wasserstoffspeichern (links) und Blockheizkraftwerk

Ein Laie kann sich wohl kaum vorstellen, wie schwierig es ist, ein so hochkomplexes System an einem Standort aufzubauen. Allein die Elektrolyseure benötigen ja nicht nur einen Wasseranschluss, von dem aus das Wasser erst in eine Aufbereitungsanlage kommt, damit es „ultrarein“ ist, bevor es in den Elektrolyseur-Stack geleitet werden kann, erklärt Kevin Schalk. Der dann entstehende Wasserstoff muss ebenfalls aufbereitet und das restliche Wasser entfernt werden, was in einer Trocknungsanlage geschieht. Zudem muss der bei der Wasserspaltung freiwerdende Sauerstoff aufgefangen und sicher gelagert werden. Im Idealfall ließe sich der Sauerstoff zur weiteren Verwertung, etwa in einem Industrie- oder Gewerbebetrieb oder in einer Kläranlage, nutzen.

„Und das war nur der Bereich Wasser, nun kommt die Stromseite“, fährt Kevin Schalk fort. „Da haben wir den Anschluss an das öffentliche Stromnetz, gegebenenfalls müssen wir noch transformieren, um die passende Spannungsebene zu erreichen. Danach folgt der Umrichter, um von Wechsel- auf Gleichspannung zu kommen. Dann geht der Strom in die Stacks der Wasserspaltungsanlage. Wann immer das Netz vorne ‘zuckt‘, also sich die Frequenz oder Spannung über ein gewisses Maß hinaus ändert, muss der Elektrolyseur dahinter damit klarkommen. Und wenn Leistungselektronik nicht richtig eingestellt ist, schaltet sich das System ab.“

Zudem sei auch die thermische Seite des Systems zu beachten. „Anfangs muss der Elektrolyseur geheizt werden“, erklärt Kevin Schalk. „Später, wenn er konstant läuft, muss er in der Regel gekühlt werden, um den jeweils optimalen Arbeitspunkt zu halten. Das geht zwangsläufig mit energetischen Verlusten einher.“ So weit zum PEM-Elektrolyseur. Bei der alkalischen Elektrolyse muss noch die Kalilauge entfernt und recycelt werden.

Fit machen für den Offshore-Einsatz

Ein weiteres Schwerpunktthema für das Forschungslabor findet im Rahmen des Leitprojektes H2Mare statt: Dazu dient ein 100 Kubikmeter fassendes Meerwasserbecken sowie eine Entsalzungsanlage, für die die Abwärme der Elektrolyseure genutzt werden soll. Dem liegt die Erkenntnis zu Grunde, dass sich größere Mengen von grünem Wasserstoff im dichtbesiedelten Deutschland wohl am ehesten auf dem Meer erzeugen lassen. Damit muss das elektrochemische Verfahren zur Spaltung von Wasser hochseetauglich werden, denn in Zukunft sollen Elektrolyseure auch direkt mit Offshore-Windanlagen verbunden werden. Das erfordert wiederum die Kopplung mit einer Meerwasser-Entsalzungsanlage, wobei diese Kombination energetisch günstig ist, weil die Abwärme des Elektrolyseurs zur Entsalzung genutzt werden kann.

Ingenieur Schalk weist darauf hin, dass er und seine Kollegen bei all ihren Untersuchungen die deutschen oder europäischen Regularien beachten, wie zum Beispiel die EU-Nachhaltigkeitszertifizierung RED II (Renewable Energy Directive). Die legt fest, unter welchen Bedingungen Wasserstoff als „grün“ zertifiziert werden kann, und genau diesen wollen sie ja hier erzeugen. „Die Abnehmer brauchen garantiert grünen Wasserstoff, zum Beispiel für die Busse im öffentlichen Personennahverkehr.“ Eine H2-Tankstelle für Nutzfahrzeuge entsteht in Bremerhaven beim Bushof. Neben dem ÖPNV gibt es weitere potenzielle Abnehmer in der Region: Etwa einen Logistikunternehmer, der sein Schiff in Cuxhaven mit gasförmigem Wasserstoff betreiben möchte. Oder das öffentliche Mobilitätsunternehmen Eisenbahnen und Verkehrsbetriebe Elbe-Weser (EVB) als Betreiber der Wasserstoff-Regionalbahn in Niedersachsen.

Das Hydrogen Lab Bremerhaven kooperiert mit dem Norddeutschen Reallabor, einem vom Bundeswirtschaftsministerium geförderten Großforschungsprojekt, in dem mehrere Bundesländer die Sektorenkopplung auf Basis von Wasserstoff vorantreiben. Das HLB erhält Fördermittel von insgesamt rund 16 Millionen Euro aus dem Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) sowie vom Land Bremen. Im Mai dieses Jahres geht das HLB vom Probe- in den Normalbetrieb und wird zunächst gut 100 Tonnen Wasserstoff pro Jahr produzieren. In der zweiten Phase rechnet Kevin Schalk mit über 200 Tonnen. „Wir werden die erste große Produktionsstätte von grünem H2 in Norddeutschland sein.“

Abb. 3: Blick über das HLB mit freien Stellflächen – links die Leitzentrale

 

Wasserstoff für die Zeit nach der Kohle

Wasserstoff für die Zeit nach der Kohle

Elektrolysestrom soll in Ungarn auch aus Atomkraft kommen

Bereits im Mai 2021 hat Ungarn seine nationale Wasserstoffstrategie veröffentlicht. Sie soll dem Land eine Chance für die Zeit nach der Kohle eröffnen. Während der laufenden Dekade soll zuerst grauer Wasserstoff in der Industrie verwendet werden. Erst Schritt für Schritt soll er durch Wasserstoff aus Elektrolyse ersetzt werden. Solarer Wasserstoff soll auf einstigen Tagebauflächen erzeugt werden – die erste Anlage ist in Betrieb.


Abb. 2: Der Elektrolyseur im Energiepark Bükkábrány produziert nicht nur solaren Wasserstoff,
sondern dient auch der Forschung,
Foto: Bükkábrány Energiapark

Das Ministerium für Innovation und Technologie, das für die Wasserstoffstrategie Ungarns verantwortlich ist, verwendet in seinem Strategiepapier durchgehend die Begriffe „kohlenstofffreier Wasserstoff“ und „kohlenstoffarmer Wasserstoff“. Der Terminus „grüner Wasserstoff“ fehlt hingegen, da in Ungarn das Kernkraftwerk Paks eine wichtige Rolle bei der Wasserstoffherstellung spielen soll. Ungarn betont wie kein anderes Land offen seinen Willen, die Kernkraft in den Mittelpunkt seiner Wasserstoffenergie zu stellen.

In der Kleinstadt Paks, gut 100 Kilometer südlich von Budapest an der Westseite der Donau gelegen, sind aktuell vier Kernreaktoren aktiv, die zusammen auf eine Leistung von 2 GW kommen. Aktuell werden an diesem Standort von dem russischen Unternehmen Rosatom zwei weitere Reaktoren gebaut. Es wird mit der Fertigstellung im Jahr 2032 gerechnet. Ihre Leistung soll 2,4 GW betragen. Das ungarische Ministerium für Innovation und Technologie sieht vor, dass die Kernkraftwerke in Paks große Mengen an kohlenstofffreiem und günstigem Strom für den Aufbau der Wasserstoffwertschöpfungskette bereitstellen.

Rund um Paks hat sich auch die Ammoniak- und Raffinerieindustrie angesiedelt. Das spricht dafür, dass in einer Wasserstoffwirtschaft Synergien zwischen den Sektoren Strom und Mobilität entstehen könnten. Eisen- und Stahlwerke gibt es in Dunaújváros am östlichen Donauufer, außerdem Zementwerke in der Region Transdanubien westlich der Donau. Hier könnte die Dekarbonisierung ebenfalls mit der Einführung der Wasserstoffwirtschaft erfolgen.

Nordwesten: Wasserstoff statt Kohle

Ein anderer regionaler Schwerpunkt für die Wasserstoffwirtschaft soll der Nordwesten des Landes werden. Dort soll die Dekarbonisierung des alten Kohlekraftwerks Mátra im Zentrum der Aufmerksamkeit stehen. Die Bergwerke und das Braunkohlekraftwerk werden bis 2025 in Betrieb bleiben, danach sollen nur diejenigen Unternehmen ihre Tätigkeit fortsetzen, die im Maschinenbau, im Tiefbau und in der Biomasseproduktion tätig sind.

Der Wasserstoff soll einen fairen Übergang des Kraftwerks Mátra in eine emissionsfreie Zukunft gewährleisten. Die sozialen und wirtschaftlichen Veränderungen durch den Ausstieg aus der Kohleverbrennung, die sich auf das Leben Tausender Menschen auswirken werden, sollen möglichst verantwortungsvoll und schonend ablaufen.

Anders als in Transdanubien weisen die ersten Pilotprojekte darauf hin, dass grüner Wasserstoff, der mit Solarstrom hergestellt wird, hier gute Chancen hat. Photovoltaikanlagen finden auf den ehemaligen Tagebauflächen ihre neuen Standorte.

Zu solchen Pilotprojekten gehört zum Beispiel der Energiepark Bükkábrány. Das Projekt wird von der Universität Szeged begleitet und teilweise aus EU-Innovationsmitteln finanziert. Bereits seit 2019 wird in Bükkábrány Solarstrom im Megawatt-Maßstab produziert. Bis Ende 2023 (Stand nach Redaktionsschluss) sollen die ersten 100 MW Photovoltaik-Leistung komplett sein. Weitere 40 MW sind für 2024 bis 2025 vorgesehen. Ein Elektrolyseur mit einer Leistung von 1 MW erzeugt dort hochreinen Wasserstoff.

Obwohl das Projekt als erste Elektrolyseanlage im kommerziellen Maßstab gilt, betont der Betreiber auf der Webseite den Pilotcharakter des Projektes: Der Elektrolyseur soll die Produktionsspitzen der benachbarten 22-MW-Solaranlage nutzen, die sich auf einem einstigen Braunkohletagebau befindet. Die Universität Szeged habe hierfür die Steuerungstechnik entwickelt und Interesse bekundet, einen Teil des grünen Wasserstoffs aus Bükkábrány abzunehmen.

Nationale Wasserstoffstrategie für Ungarn (auf Englisch):

https://cdn.kormany.hu/uploads/document/a/a2/a2b/a2b2b7ed5179b17694659b8f050ba9648e75a0bf.pdf

Autorin: Aleksandra Fedorska

Hüwener soll OGE führen

Hüwener soll OGE führen

Der neue Sprecher der Geschäftsführung von OGE soll ab dem 1. Juli 2024 Dr. Thomas Hüwener sein. Der Aufsichtsrat des Fernleitungsnetzbetreibers benannte den 52-Jährigen, der bereits seit 2001 in verschiedenen Positionen für das Unternehmen tätig ist, zum Nachfolger von Dr. Jörg Bergmann, der dann planmäßig in den Ruhestand wechselt, nachdem er rund 30 Jahre in unterschiedlichen Funktionen für OGE tätig war – mehr als 15 Jahre davon als Mitglied der Geschäftsführung.

Lincoln Hillier Webb, Vorsitzender des Aufsichtsrates von OGE, sagte dazu: „Mit Thomas Hüwener haben wir nicht nur den herausragenden Kandidaten für die Sprecherposition gewinnen können – wir zeigen damit auch, dass wir den eingeschlagenen Weg der Transformation weiter beschreiten wollen.“ Hüwener erklärte: „Es stehen sehr viele entscheidende Jahre an: sowohl beim Aufbau des Wasserstoffnetzes als auch bei der Etablierung eines CO2-Transportsystems. Gemeinsam mit dem OGE-Team werden wir diese Herausforderungen und die Zukunft des Unternehmens gewinnbringend gestalten.“

Apex wird zu H2APEX

Apex wird zu H2APEX

Das Rostocker Unternehmen Apex geht weiter in großen Schritten voran in Richtung H2-Markt. Am 8. Februar 2024 verkündete der Entwickler und Betreiber von grünen Wasserstoffanlagen, dass er fortan gemeinsam mit der Exceet Group SCA unter der Marke H2APEX auftritt.

Nach dem Einstieg von Exceet bei Apex ist dies ein weiterer wichtiger Schritt, mit dem sich die börsennotierte Muttergesellschaft in Richtung Wasserstoff orientiert. Zuvor hatte die Hauptversammlung der Umfirmierung sowie der Namensänderung im Unternehmensregister zugestimmt, nachdem Apex erst zum Jahresbeginn Axel Funke als CFO hatte verpflichten können (s. HZwei-Heft Jan. 2024).

Peter Rößner, CEO des operativen Geschäfts der H2APEX-Gruppe, erklärte: „Wir treten künftig konsistent als H2APEX mit klarem Markenkern im Markt für grüne Wasserstoffanlagen auf und stehen für hohe Planungskompetenz, verlässliche und erprobte technische Lösungen und umfassende Erfahrung in der Erstellung von Großanlagen im Bereich Industrie und Energie.“

Bischof-Niemz in Enertrag-Vorstand berufen

Bischof-Niemz in Enertrag-Vorstand berufen

Der uckermärkische Projektierer Enertrag hat Dr. Tobias Bischof-Niemz in den Vorstand berufen. Seit Anfang April 2024 ist der bisherige Bereichsleiter Neue Energielösungen nun für das neu geschaffene Vorstandsressort „Projekte International & Technologie“ zuständig. Das bislang dreiköpfige Führungsgremium wird dadurch um eine Person erweitert.

Jörg Müller, Aufsichtsratsvorsitzender, Gründer und Mehrheitseigentümer des ostdeutschen Unternehmens, erklärte: „Wir sind überzeugt, dass Dr. Bischof-Niemz mit seiner umfangreichen Erfahrung und Expertise die ideale Besetzung für das Vorstandsressort Projekte International & Technologie ist. Sein Engagement für Nachhaltigkeit und seine erfolgreiche Bilanz in der Auslegung und Umsetzung erneuerbarer Verbundkraftwerke, die Strom-, Wasserstoff- und Wärmeerzeugung koppeln, machen ihn zu einer Schlüsselfigur für die weitere Entwicklung von Enertrag auf globaler Ebene.“

Die Firma Enertrag, die inzwischen über 1.000 Mitarbeitende beschäftigt, trägt damit dem wachsenden internationalen Interesse Rechnung. Der 47-Jährige verantwortete bereits vor seiner jetzigen Einberufung in den Vorstand die globalen Aktivitäten und Sektorkopplungsansätze des Unternehmens.

DWV kürzt den Namen

DWV kürzt den Namen

Der DWV hat seit Januar 2024 einen etwas kürzeren Namen. Statt Deutscher Wasserstoff- und Brennstoffzellen-Verband e.V. heißt er jetzt – wieder – Deutscher Wasserstoff-Verband (DWV) e.V., nachdem er im Jahr 1996 exakt mit diesem Namen gegründet, dann aber später umbenannt worden war.

Nach eigener Aussage belegt der Verein mit dieser Namensanpassung „seine Technologieoffenheit und die Diversität unter den Mitgliedsunternehmen“, und dass er der „einzige nationale Verband für Wasserstoff ist, der die gesamte Wertschöpfungskette abdeckt und die Interessen aller Wasserstofftechnologien (nicht nur explizit die Brennstoffzelle) kompetent vertritt“. Beschlossen worden war diese Änderung mit großer Mehrheit bei der 28. Ordentlichen Mitgliederversammlung im November letzten Jahres in Berlin.