Akkus, Brennstoffzellen und Redox Flow Zellen - elektrochemische Energiespeicher

[reko]

Die Brennstoffzellen Highflyer haben ihre Gewinne der letzten 2 Monate (+100%)  in den leztzen Tagen wieder verloren.

Chart: Ballard, Powercell, Ceres, Nel,

 

BASF ist bei HT-PEM Zellen aktiv: BASF Protonenleitende Membran (Marke Celtec) und Katalysator

Die Technologie wurde 2006 durch die Übernahme von PEMEAS (ein Höchst Spin-Off) eingekauft.

BASF_Celtec_P_201902.pdf

 

Das bei gewöhnlichen PEM gebraüchliche Nafion (Marke von Chemeurs) kann für HT PEM modifiziert werden

Non-destructive fabrication of Nafion/silica composite membrane via swelling-filling modification strategy for high temperature and low humidity PEM fuel cell, 2020

 

A comprehensive review of PBI-based high temperature PEM fuel cells, 2016

[Halicho]

Am 29.2.2020 um 10:24 von reko:

Wie kann Leistungselektronik Koronaentladungen verhindern?

Wasserstoff-Elektrolyse hat einen schlechten Wirkungsgrad (typ. 80%, max 98%) aber Druckluftspeicher (Weltweit existieren 2 Versuchsanlagen, Wirkungsgrad 40%) und Power2Heat+Wärmespeicher (=Exergieverschwendung+Wärmeverlust) sind super.

Das sind alles Behauptungen die ich schon früher widerlegt habe. Im Einzelfall kann das sinnvoll sein. Es ist aber keine Lösung des Problems.

 

Vor- und Nachteile verschiedener Energiespeichersysteme, © 2015 Deutscher Bundestag WD 8 -3000 -032/14

 

Die Koronaentladungen erhöhen lediglich die Verlustrate. In derzeitig teuren Erdleitern finden sie gar nicht statt. In zukünftig billigen Erd-Supraleitern auch nicht. 

 

Die Leistungselektronik hemmt die Steigerung der Spannung der HGÜ und hat mit Koronaentladungen nichts zu tun. Welchselstromleitungen unterliegen der Beschränkung nicht, da keine Leistungselektronik auf Hochspannungssebene verwendet wird. 

 

Wirkungsgrad bei effizientere Hochtemperaturelektrolyse: 70% https://de.m.wikipedia.org/wiki/Elektrolyse

 

 

 

 

[reko]

vor 3 Stunden von Halicho:

Die Koronaentladungen erhöhen lediglich die Verlustrate. In derzeitig teuren Erdleitern finden sie gar nicht statt. In zukünftig billigen Erd-Supraleitern auch nicht.

deine Argumentation war zu den "billigeren" Freileitungen mit sehr viel weniger Übertragungsleistung als eine Pipeline. Bezogen als die Übertragungsleistung ist eine Pipeline sehr viel billiger. Egal ob Wechsel- oder Gleichstrom, die mögliche Übertragungsspannung ist begrenzt und weitgehend ausgereizt. Koronaentladungen und Stickoxyderzeugung gibt es auch bei Wechselstrom. Wie schon erklärt ist Wechselstrom für solch große Entfernungen aber sowieso ungeeignet.

Eine billige Supraleiterübertragung ist mir neu. Die gesamte Leitung muß mit flüssigen Stickstoff gekühlt werden und die "Hochtemperatur"supraleiter enthalten z.T. Seltene Erden. Das Material ist sehr spröde und kann leicht beschädigt werden. Ist die Stromdichte zu hoch bricht die Supraleitung schlagartig zusammen. Das gleiche Ergebnis bekommt man wenn die Flüssigstickstoffkühlung auf einen der x000 km ausfällt. Der Supraleiter wird zur Schmelzsicherung. Das wäre dann auch keine Freileitung, also keinesfalls billiger als eine Pipeline.

 

vor 3 Stunden von Halicho:

Die Leistungselektronik hemmt die Steigerung der Spannung der HGÜ

verstehe ich nicht. Du meinst vielleicht man könnte höhere Strome nehmen und braucht keine höheren Spannungen. Das Argument hatten wir bereits. Es ist günstiger mehrere parallele Leiter als noch dickere Leiter zu nehmen.

 

vor 3 Stunden von Halicho:

Wirkungsgrad bei effizientere Hochtemperaturelektrolyse: 70% https://de.m.wikipedia.org/wiki/Elektrolyse

Ist längst überholt bzw dort steht über 70% (Quelle 2009) - siehe frühere Posts.

Im englichen Wikipedia: "much higher practical efficiencies are available with the use of PEM (Polymer Electrolyte Membrane electrolysis) and catalytic technology, such as 95% efficiency" (Quellen 2007..2013)

Um eine hohe Stromdichte (=niedrige Anlagekosten) zu erreichen geben sich aktuelle kommerziellen Anlagen mit einen Wirkungsgrad von über 80% zufrieden.

[Halicho]

vor 2 Stunden von reko:

deine Argumentation war zu den "billigeren" Freileitungen mit sehr viel weniger Übertragungsleistung als eine Pipeline. Bezogen als die Übertragungsleistung ist eine Pipeline sehr viel billiger. Egal ob Wechsel- oder Gleichstrom, die mögliche Übertragungsspannung ist begrenzt und weitgehend ausgereizt. Koronaentladungen und Stickoxyderzeugung gibt es auch bei Wechselstrom. Wie schon erklärt ist Wechselstrom für solch große Entfernungen aber sowieso ungeeignet.

Eine billige Supraleiterübertragung ist mir neu. Die gesamte Leitung muß mit flüssigen Stickstoff gekühlt werden und die "Hochtemperatur"supraleiter enthalten z.T. Seltene Erden. Das Material ist sehr spröde und kann leicht beschädigt werden. Ist die Stromdichte zu hoch bricht die Supraleitung schlagartig zusammen. Das gleiche Ergebnis bekommt man wenn die Flüssigstickstoffkühlung auf einen der x000 km ausfällt. Der Supraleiter wird zur Schmelzsicherung. Das wäre dann auch keine Freileitung, also keinesfalls billiger als eine Pipeline.

 

verstehe ich nicht. Du meinst vielleicht man könnte höhere Strome nehmen und braucht keine höheren Spannungen. Das Argument hatten wir bereits. Es ist günstiger mehrere parallele Leiter als noch dickere Leiter zu nehmen.

 

Ist längst überholt bzw dort steht über 70% (Quelle 2009) - siehe frühere Posts.

Im englichen Wikipedia: "much higher practical efficiencies are available with the use of PEM (Polymer Electrolyte Membrane electrolysis) and catalytic technology, such as 95% efficiency" (Quellen 2007..2013)

Man kann nicht Technik aus dem Labor (das wären auch Supraleitungsferntrassen) mit billigen marktüblichen Produkten vergleichen und dort liegt der Wirkungsgrad bei 70%. Akkus erreichen über 90% und bei Verwendung von Strom aus der Leitung sind es 100%

[reko]

@Halicho

z.B. thyssenkrupp offering large-scale water electrolysis .. mit >82% Wirkungsgrad

Die Abwärme kann man übrigens auch nutzen genauso wie bei Power to Heat.

[Holgerli]

@reko

Der Link ist nun fast wieder 1,75 Jahre alt.

Also ist genug Zeit ins Land gegangen

Wo wird denn die ThyssenKrupp-Lösung im realen Wirtschaftsleben (also keine Studienanlage, keine Pilotprojektanlege, keine Testanlage, keine Proof-of-Concept-Anlage...) eingesetzt?

[reko]

vor 28 Minuten von Holgerli:

@reko

Der Link ist nun fast wieder 1,75 Jahre alt.

Also ist genug Zeit ins Land gegangen

Wo wird denn die ThyssenKrupp-Lösung im realen Wirtschaftsleben (also keine Studienanlage, keine Pilotprojektanlege, keine Testanlage, keine Proof-of-Concept-Anlage...) eingesetzt?

ThyssenKrupp Industrial Solutions beinhaltet die frühere Uhde und ist einer der großen und führenden Anlagenbauer. Die Electrolyzer werden idR in die Anlagen integriert und z.B. in Renewable Methanol/Ammoniak Anlagen eingesetzt.

#1 in electrolysis worldwide

over 600 electrochemical plants realized

over 200 000 electrolytic cell elements produced

>1.2 million m² of electrodes produced

>600 MW (>1bn Nm³/a) can be installed each year

Z.B.

Zeitz −Electrolysis: 5 MW

Straubing−Electrolysis: 20 kW

Power-to-X Anlagen im technischen Maßstab, Thyssenkrupp Okt 2019

[Holgerli]

Zwei Beispiele hast Du genannt: Einmal 20kW, einmal 5MW. Von 20 MW sieht man nichts. Aber ok.

[reko]

vor einer Stunde von Holgerli:

Zwei Beispiele hast Du genannt: Einmal 20kW, einmal 5MW. Von 20 MW sieht man nichts. Aber ok.

Ich hab für dich Google gefragt - einer von vielen Treffern: 2019/11/23/thyssen-krupp-coal-out-hydrogen-in

"This month it has started steel production in the Duisburg plant .. Thyssen-Krupp 20 MW electrolysis module, based on “zero-gap” technology with 82% efficiency and large electrode plates (2,7 m2)."

 

oder Dutch 20 MW green hydrogen electrolyzer project secures EU funding

.. "Gasunie also advanced plans for a 100 MW electrolyzer project at Diele in Germany together with Tennet and Thyssengas."

Siehe auch die Tabelle "SELECTED HYDROGEN ELECTROLYZER PROJECTS IN NW EUROPE"

Das größte Projekt, BP Rotterdam Refinery, hat 250 MW. Weitere 2 Projekte mit 100 MW ....

 

oder The world’s largest PEM hydrogen electrolysis plant is being built on the premises of Shell Rheinland’s refinery in Wesseling .. "starting in 2020 .. 100MW .. ‘PEM’ electrolyser made by ITM Power"

 

Zero-gap water electrolysers for storing electricity: current status and perspectives, Sapountzi/Syngaschem, pdf 25 Seiten

[Halicho]

Ok ich nehme meine Behauptung g zurück und lasse michvon 70 auf 82% korrigieren. Wie teuer sind solche Anlagen? Wer baut sie? Ist das ein thyssenkrupp-eigenes Produkt? 

 

Welchen Wirkungsgrad haben Anlagen, die Erdgas zu Wasserstoff veredeln? 

[Holgerli]

vor einer Stunde von reko:

Ich hab für dich Google gefrag

Ja, das ist ja das einzige was Du hier im Thread machst: Wahllos Google fragen und das passenste Eigenwerbungs-PDF/ den passensten Eigenwerbungs-Link posten. Trozdem danke.

vor 38 Minuten von Halicho:

Welchen Wirkungsgrad haben Anlagen, die Erdgas zu Wasserstoff veredeln? 

Was heisst "veredeln"?

Viel wichtiger: Wieviel Co2 wird dadurch produziert?

 

[reko]

vor 26 Minuten von Holgerli:

Ja, das ist ja das einzige was Du hier im Thread machst: Wahllos Google fragen. Trozdem danke.

Man muß die Links auch lesen, verstehen und einordnen, nennt sich Research - nicht jeder bekommt seine Informationen von der Tesla-Facebook/Twitter-Group.

[Holgerli]

vor 3 Minuten von reko:

Man muß die Links auch lesen und verstehen, nennt sich Research - nicht jeder bekommt seine Informationen von der Tesla-Facebook/Twitter-Group

Besser als irgendwelche Wunsch-Werbeblättchen allemal.

Aber zurück zum Thema: @Halichohatte Fragen gestellt und ich hatte Fragen ergänzt. Oder möchtest Du die nicht beatworten?

[reko]

vor 2 Minuten von Holgerli:

Besser als irgendwelche Wunsch-Werbeblättchen allemal.

Aber zurück zum Thema: @Halichohatte Fragen gestellt und ich hatte Fragen ergänzt. Oder möchtest Du die nicht beatworten?

Nein, ich habe keine Lust eueren Mangel an Lesewilligkeit meiner bisherigen Posts auszugleichen.

[Holgerli]

vor 3 Minuten von reko:

Nein, ich habe keine Lust eueren Mangel an Lesewilligkeit meiner bisherigen Posts auszugleichen.

War klar: Werbeblättchen-Jubelmeldungen sind halt besser als die bescheidenen Fakten, die jedem klar machen, dass das eh nichts wird mit den Wasserstoff-Fantasien.

 

q.e.d.

[Holgerli]

vor 24 Minuten von reko:

Nein, ich habe keine Lust eueren Mangel an Lesewilligkeit meiner bisherigen Posts auszugleichen.

Du solltest froh sein, dass wir Deine Links nicht lesen und selber unsere Recherchen anstellen.

 

Weil da kommt bei

vor 2 Stunden von reko:

oder The world’s largest PEM hydrogen electrolysis plant is being built on the premises of Shell Rheinland’s refinery in Wesseling .. "starting in 2020 .. 100MW .. ‘PEM’ electrolyser made by ITM Power"

dann sowas raus:

- 10-MW-Anlage soll 2020 in Betrieb gehen

 

Und selbst wenn man dann Deinen Link liest liest man sowas: ‘REFHYNE is a flagship project for Europe and for Germany’s energy transition, as this is the first time the world’s largest 10-MW PEM water electrolysis plant has been fully integrated and operated in a refinery as a platform for sector coupling,’

 

Ich würde Dir erstmal empfehlen Deine Links selber zu lesen, dann kommt so ein klitzekleiner Faktor-10-Fehler nicht hier ins Forum.

Wenn Du Dich also wunderst, warum ich bei Deinen Links so skeptisch bin: Wenn Dein "Research" Deiner eigenen Links schon so mies ist...

 

 

 

 

[Holgerli]

vor 34 Minuten von reko:

Man muß die Links auch lesen, verstehen und einordnen, nennt sich Research

 

Hier die maßgebliche Beschreibung was die machen wollen:

As a result, ITM Power wants to build on the experiences gained with the 10-MW plant during the REFHYNE project to develop a design for a 100-MW plant.

 

Also auf gut Deutsch: Man baut ein 10 MW Ding dahin und hofft drausgehend dann das Design ein 100MW-Ding abzuleiten.

Also: @reko sein 100MW-Wasserstoff-Ding ist immer noch ein feuchter Traum. Mehr nicht.

[reko]

vor 10 Minuten von Holgerli:

Ich würde Dir erstmal empfehlen Deine Links selber zu lesen, dann kommt so ein klitzekleiner Faktor-10-Fehler nicht hier ins Forum.

Lesen ist schwer:

"starting in 2020" .. "on the experiences gained with the 10-MW plant during the REFHYNE project to develop a design for a 100-MW plant"

 

[Holgerli]

Ja, aber für Dich. Ich habe das Verstanden. Du hast Versucht eine 10MW-Versuchsbutze als 100MW-Regelbetrieb-Anlage auszugeben.

Ich sage ja: Sei froh, dass das Zeug was Du Postest nicht gelesen wird. Wenn das Leute wirklich lesen würden, dann wäre es nur nooch peinlich für Dich.

[Halicho]

vor 14 Stunden von Holgerli:

Ja

Was heisst "veredeln"?

Viel wichtiger: Wieviel Co2 wird dadurch produziert?

 

Ein veredelte Produkt ist ein teurere Produkt. Das Veredeln setzt Co2 frei und kostet Geld. Der derzeitig verkaufte Wasserstoff, der für 9,5/kg angeboten wird, der würde as Erdgas hergestellt. Das sind etwa 29 ct/kwh. Erdgas wird an der Tankstelle für etwa 8ct/kwh angeboten. 

[reko]

Electrolyzer werden modular gebaut,.

Thyssenkrupp hat max 20MW Module und 600 MW/Jahr Fertigungskapazität.

ITM Power (mit Linde Beteiligung) hat 2MW Module und 5MW Module in Entwicklung. Die Fertigungskapazität wird gerade durch ein neues Werk in Bessemer Park, Sheffield, UK auf max 1 GW/Jahr erweitert. Die ITM Electrolyzer kosten heute 1000€/kW. Der Preis soll sich bis 2025 halbieren Quelle: AGM_Presentation_October_2019_web.pdf.

 

Für die 10 MW "Versuchsbutze" braucht man 4x die Nennleistung eines Nordex N100 (100m Rotor) Windkraftwerks (da der Wind nicht immer weht durchschnittlich 2 bis 4 mal mehr).

Die Shell Raffinerie in Wesseling braucht jährlich 180 000 Tonnen Wasserstoff. Davon werden 20-30% durch Steam Reforming aus Erdgas erzeugt und können durch Electrolyzer ersetzt werden. Das hängt nur von den politischen Rahmenbedingungen ab. Das wären jährlich 2151 GWh Strom (4,3KWh/Nm³ H² : 0,0899 kg/Nm³ = 47,8 KWh/ kg H² ) und 269 MW Electrolyzerkapazität für eine einzige Raffinerie. Es ist üblich solche Projekte schrittweise zu realisieren zumal die Fertigungskapazität erst aufgebaut wird.

 

Der Wirkungsgrad (Erdgas zu Wasserstoff) liegt bei ca. 60 bis 70 % (Quelle).

modern hydrogen plant’s CO2intensity .. 25 short tons (=22,7 t)) per day of CO2 per 1 MMscfd (=2,36 t) of hydrogen (Quelle).

D.h. in Wesseling können mit 269 MW Electrolyzern jährlich 432 839 Tonnen CO2 eingespart werden. Die gleiche Menge wie 4328 Mio km Fahrt mit Benzin PKWs (100g CO2/km)

 

[Bonny]

vor 37 Minuten von reko:

Für die 10 MW "Versuchsbutze" braucht man 4x die Nennleistung eines Nordex N100 (100m Rotor) Windkraftwerks (da der Wind nicht immer weht durchschnittlich 2 bis 4 mal mehr).

 

vor 37 Minuten von reko:

Wesseling können mit 269 MW Electrolyzern...

Spargelsaison in Wesseling.

[fancY]

vor 23 Stunden von reko:

deine Argumentation war zu den "billigeren" Freileitungen mit sehr viel weniger Übertragungsleistung als eine Pipeline. Bezogen als die Übertragungsleistung ist eine Pipeline sehr viel billiger. Egal ob Wechsel- oder Gleichstrom, die mögliche Übertragungsspannung ist begrenzt und weitgehend ausgereizt. Koronaentladungen und Stickoxyderzeugung gibt es auch bei Wechselstrom. Wie schon erklärt ist Wechselstrom für solch große Entfernungen aber sowieso ungeeignet.

Das kann ich mir irgendwie nicht vorstellen. "Einfache" Kabel bzw. Freileitungen sollen teurer sowie ineffizienter in der Erstellung und Betrieb sein als eine Pipeline mit der nötigen Infrastruktur wie Pumpstationen. Gibt es dazu eine ordentliche TCO-Rechnung die das zeigt?

[reko]

vor 8 Stunden von fancY:

Das kann ich mir irgendwie nicht vorstellen. "Einfache" Kabel bzw. Freileitungen sollen teurer sowie ineffizienter in der Erstellung und Betrieb sein als eine Pipeline mit der nötigen Infrastruktur wie Pumpstationen. Gibt es dazu eine ordentliche TCO-Rechnung die das zeigt?

Ich habe die Kosten zitiert.

Nordstream 1: 1224 km offshore Pipeline, durchschnittlich 70 GW, 7,4 Mrd € Baukosten => 0,6 Mio €/km und 8571 €/km pro GW durchschnittlich übertragener Leistung

HGÜ Erdleitung bis  maximal 2GW Spitzenleistung: 4 Mio €/km + je Umrichter 200 Mio €/GW => 2 Mio €/km pro GW Spitzenleistung.

Selbst wenn man für eine Freileitung Faktor 4 weniger rechnet, dann kommt das immer noch teuerer als eine Pipeline im Meer die durchschnittlich 35 mal mehr Energie als eine Stomleitung in der Spitze überträgt.

Das ist auch verständlich: eine Pipeline ist einfach ein Stahlrohr. Die Verdichter fallen genauso wenig ins Gewicht wie die Umrichter bei der HGÜ.

 

Eine Freileitung braucht Maste mit Fundamenten und Isolatoren und hat sehr hohe Kosten um an die Rechte für das Land zu kommen. Insbesondere für Freileitungen mit mehrfach breiten Schutzstreifen und einer dauerhaften Beeinträchtigung. Die Kosten für längere Freileitungen sind für HGÜ und HDÜ etwa gleich (die Umformer fallen wenig ins Gewicht). HDÜ Erdleitungen sind sogar teuerer. Die Verluste sind bei HDÜ höher.

 

Eine Pipeline ist gleichzeitig ein Speicher. Unabhängige Spitzenleistungen sind am Eingang und am Ausgang problemlos möglich. Diese Funktionalität muß man bei Stromleitungen zusätzlich bezahlen. Sahara Solarstom müßte man eingangsseitig 24h speichern um die Übertragungsleitungen maximal auszunutzen. Mit LiIon-Akku (100$/kWh) würde das 2,4 Mrd$ pro GW kosten, wäre aber bei 1000km Stromleitung kostengünstiger als zusätzliche Leitungen. Zusätzlich bräuchte man auch ausgangsseitige Akkus.

Die Akkukosten wären ebenfalls vielfach höher als die Pipelinekosten.

 

Der gesamte  deutsche Solarstrom (Stand 2017 jährlich 40TWh = durchschnittlich 5 GW) entspricht 7% der durch Nordstream 1 übertragenen Energie. Nordstream 1 ist aber nur eine unserer Gas- und Öl-Pipelines die für 100% erneuerbare Energie ersetzt werden muß.

 

Alternative Quelle für übliche Transportkosten: tutorial-gasmarkt-teil_6-erdgastransport-und-speicherung

Geschätzt werden 2% Energieverlust (u.a. für Verdichter) pro 1000 km Erdgaspipeline. 

Die NorNed HGÜ (700MW, 580km, 600Mio€ =>1,5 Mio€/km pro GW) hat 6,4 % relative Verluste pro 1000 km Leitungslänge (Quelle). NorNed submarine HVDC cable, 2004

1 toe = 11,63 MWh

 

 

 

[fancY]

vor 4 Stunden von reko:

Nordstream 1: 1224 km offshore Pipeline, durchschnittlich 70 GW, 7,4 Mrd € Baukosten => 0,6 Mio €/km und 8571 €/km pro GW durchschnittlich übertragener Leistung

HGÜ Erdleitung bis  maximal 2GW Spitzenleistung: 4 Mio €/km + je Umrichter 200 Mio €/GW => 2 Mio €/km pro GW Spitzenleistung.

Das ist aber nicht die ganze Wahrheit. Du vergleichst eine offshore Pipeline mit einer onshore Stromleitung. Die 480 Kilometer lange EUGAL- Pipeline soll 3 Mrd. € kosten => 6,25 Mio €/km.

https://www.neues-deutschland.de/artikel/1097696.bau-der-gasleitung-eugal-beginnt.html

 

Auch ist Gas kein Strom. Beim “verstromen“ darf mit einem Wirkungsgrad von 30-40% gerechnet werden, was die Kapazität der Pipline relativiert.

 

vor 5 Stunden von reko:

Die Akkukosten wären ebenfalls vielfach höher als die Pipelinekosten.

Das ist ein anderes Thema. Eine Pipline kann nur nach Power-To-Gas Strom speichern.

 

vor 5 Stunden von reko:

Alternative Quelle für übliche Transportkosten.

Die geschätzten 10% Energieverlust (u.a. für Verdichter)

“mehr als 10 Prozent des in die Pipeline eingespeisten Gases für den Betrieb der Pipeline aufgewendet“ steht in der Quelle.

 

Aber eine Vollkostenabschätzung ist das alles nicht. Wartungskosten fehlen z.B.