EP2836575A1 - Speicherkraftwerk - Google Patents

Speicherkraftwerk

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EP2836575A1
EP2836575A1 EP13716185.7A EP13716185A EP2836575A1 EP 2836575 A1 EP2836575 A1 EP 2836575A1 EP 13716185 A EP13716185 A EP 13716185A EP 2836575 A1 EP2836575 A1 EP 2836575A1
Authority
EP
European Patent Office
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methane
gas
power plant
hydrogen
synthesis gas
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP13716185.7A
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English (en)
French (fr)
Inventor
Karl-Werner Dietrich
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SHIFTPOWER UG
Original Assignee
Individual
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Publication date
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Priority claimed from DE201210008164 external-priority patent/DE102012008164A1/de
Priority claimed from DE201210009903 external-priority patent/DE102012009903A1/de
Priority claimed from DE201210015788 external-priority patent/DE102012015788A1/de
Priority claimed from DE201210021256 external-priority patent/DE102012021256A1/de
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Withdrawn legal-status Critical Current

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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/08—Production of synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C1/00—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon
    • C07C1/02—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon
    • C07C1/12—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon from carbon dioxide with hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B1/00—Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
    • C25B1/01—Products
    • C25B1/02—Hydrogen or oxygen
    • C25B1/04—Hydrogen or oxygen by electrolysis of water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
    • F17D3/12—Arrangements for supervising or controlling working operations for injecting a composition into the line
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    • Y02E60/34—Hydrogen distribution
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    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/36—Hydrogen production from non-carbon containing sources, e.g. by water electrolysis

Definitions

  • the hydrogen can be introduced into natural gas and placed on the market in mixture with natural gas. And here comes the next problem: Hydrogen and natural gas differ fundamentally in their physical and fire properties. Natural gas has eight times the density, three times the calorific value, and consumes four times more oxygen during combustion. 5A fluctuating wind or solar current then results in a fluctuating hydrogen flow after electrolysis and, inevitably, after introduction into natural gas, a fluctuating gas mixture.
  • the storage, transport and use of such hydrogen / natural gas mixtures are described in the published patent applications DE 10 2010 020 762 A1 (transport and stabilization of renewable energies) and DE 10 2010 031 777 A1 (hydrogen storage in natural gas deposits). Although there is a viable way to stabilize renewables, there are still significant market barriers for such fluctuating gas mixtures.
  • coal reacts with water (carbon and water in the molar ratio 1: 1, reaction equation 1) under pressure and heat to carbon monoxide and hydrogen.
  • the equimolar gas mixture of hydrogen and carbon monoxide is used in the called "synthesis gas". If one adds another 2 mol of hydrogen to the synthesis gas, obtained by water electrolysis from wind or solar power (equation 3), then in a reaction named after the chemist "Sabatier" methane and water in a molar ratio of 1: 1 (equation 2).
  • Carbon is the carrier of stored energy.
  • reaction Equation 5 the synthesis of the hybrid methane (reaction Equations 1 to 3) in combination with its power generation / combustion (reaction equation 4) results in a storage power plant.
  • the co-firing of the synthesis gas with natural gas (equation 5) results in important synergies.
  • coal it is also possible to use carbon compounds, preferably of vegetable origin, for the preparation of the synthesis gas.
  • Plant materials such as e.g. Wood consists largely of carbohydrates, in which the carbon also reacts with water to form hydrogen and carbon monoxide.
  • the present invention thus provides a process for the production of methane from excess electrical energy and carbon, wherein the electrical energy is removed from the mains and converted into hydrogen by electrolysis of water, the hydrogen 5 mit Carbonmonoxid, by reacting coal or carbon compounds with water vapor in stoichiometric amount is produced directly as synthesis gas, reacting to form methane and the methane is fed into the natural gas network.
  • the present invention thus further provides that the 20-hybrid methane to be introduced into the gas network is mixed with up to 10% of hydrogen.
  • Electrolyser for converting electrical energy into hydrogen (Rk.3.)
  • the gas power plant (1) is operated to bridge nature supply gaps occurring in wind and solar power or generally for grid stabilization.
  • Hybrid methane or its equivalent of natural gas or synthesis gas is taken from the gas network (6), emitted and electrical energy (via the transformer) in the power grid (5.) initiated.
  • the system components 2 to 4 are not in operation.
  • the hybrid methane in which the excess electrical energy gives the extra fuel value to the coal, is first stored in the gas network, and its equivalent of natural gas is excreted in the gas power plant when needed.
  • This is the most important feature of a storage power plant to store unused energy and give it back when needed.
  • the entire plant is a hybrid storage power plant; because only half of the hybrid methane stored in the gas network is excess stored energy (the other half comes from the coal).
  • the advantage of the gas network as storage is its enormous storage capacity.
  • the subject of the present invention is thus a hybrid storage power plant which comprises the abovementioned plant parts 1 to 6 and in which the gas and electricity flow takes place alternately in both directions in the plant parts 5 and 6 and which uses the natural gas network as storage.
  • the system components 1 to 4 are switched on or off depending on the requirements and the resulting operating phase. This requires a high degree of flexibility in the implementations taking place in these plant components. This flexibility is given in the gas-fired power plant (1st) and water electrolysis (3rd).
  • the hydrogenation of carbon monoxide (4.) which proceeds in the 5Gasphase nickel catalysts can be switched on and off according to the requirements.
  • the synthesis gas produced in 2. has almost the calorific value of fluorescent gas and can there in the operating phase of the gas power plant either alone (Rk.4.) Or together with natural gas (Rk.5.) Are exuded.
  • the plant part 2, which is used to produce the synthesis gas can be operated in both operating states mentioned above and used alternately both for producing electrical energy in the gas power plant (Rk.4) and for producing the hybrid methane (Rk.2) ,
  • the gas power plant (1) is operated together with the plant for coal gasification and production of the synthesis gas (2) for network stabilization and the synthesis gas flows out.
  • the system parts 3. and 4. are not in operation.
  • Another object of the present invention is therefore the alternative use of the synthesis gas, on the one hand as a fuel gas, optionally together with natural gas or alone for 30 power generation in the gas power plant in the first phase of operation, on the other hand for the production of hybrid methane together with in the electrolyzer from electrical energy recovered hydrogen in the second phase of operation. This means that coal gasification remains in operation in both operating phases.
  • the condensate from the combustion gases of the synthesis Gases is water from the reaction of hydrogen or methane with oxygen (Rk.4 or Rk.5.). This water is naturally salt-free, as it is needed for water electrolysis.
  • One mole of hydrogen produces one mole of water.
  • the second mol of water required for the formation of 2 moles of hydrogen in Equation 3 can be obtained by drying the hybrid methane 5 (Rk.2) as also salt-free condensed water.
  • salt-free feed water for the electrolysis and the inventive production of methane from wind and solar power is thus obtained in the overall process.
  • natural gas is burnt, 2 moles of water can be condensed (Rk.5.), which give the required amount of water in Rk.3.
  • water electrolysis produces 200 to 250 cubic meters of hydrogen gas from one megawatt of electrical energy. In this case, 160 to 200 liters of salt-free (distilled) water are consumed.
  • a demand of 16,000 to 20,000 liters of distilled water per hour for the electrolysis is calculated. This shows that the procurement of feedwater for electrolysis is a significant cost and energy factor.
  • the condensate from a gas-fired power plant is a suitable starting product for a cost-effective feedwater treatment for water electrolysis.
  • Additional condensate can be obtained from gas heating systems5 (condensing heating) according to the same principle.
  • gas heating systems5 condensing heating
  • the condensate may only be discharged into the sewage system after chemical neutralization. It should therefore be worthwhile to collect the condensate from heating systems and to provide for the erfmdungshacke process.
  • 0Synthesis gas needs special treatment if it is burned together with natural gas in a gas-fired power station and the condensate is to be treated as feedwater in the same way.
  • the coal, raw material for the synthesis gas contains namely up to 4% of sulfur compounds, which must be separated. Methods for binding sulfur from coal gases are known. An example is the coal gasification in the presence of iron oxides.
  • the purification of the synthesis gas is also important because the hybrid methane produced from it is to be fed into the gas network and the natural gas located there has a high purity standard. It can also be advantageous to separate synthesis gas and natural gas in the gas power plant separately and to use only the condensate (2 mol H20!) Of purer natural gas for electrolysis (see .Rk.3 and Rk.5.)
  • the present invention thus also relates to the use of collected condensates and condensates of the natural gas combustion in the gas power plant (1) as feed water for the electrolysis of water (3).
  • the condensate (H20) from Rk.2. and Rk.4. or from Rk.5. delivers exactly the amount of water required for electrolysis (Rk.3.) and subsequent hydrogenation (Rk.2.).
  • the hybrid methane With the method according to the invention is in the synthesis part of the plant parts 2nd to 4th from coal or carbon compounds with wind and solar energy, the hybrid methane, which is comparable to the climate-friendly natural gas. With the integration of this process into the energy transition, the hybrid gas gradually displaces the natural gas in the network and becomes independent of gas imports.
  • Both the natural gas connection with supply line and the high-voltage line with connection 30 to the power grid can be used in different operating phases in different directions and thus from all parts of the system. Both the natural gas pipeline and the connection to the high-voltage grid are shared by the plant components.
  • transformers can be used to convert the electrical energy from the high-voltage network for the electrolysis of the second phase of operation into lower voltage.
  • the result is a hybrid storage power plant.
  • Hybrid storage power plant because part of the energy is introduced by the excess electrical energy and part of the energy through the coal in the hybrid methane.
  • This hybrid methane is fed into the gas network and can be withdrawn from the gas network if necessary.
  • the gas network is a storage of the 5Hybrid storage power plant. Another store is the feedwater tank.
  • the oxygen formed in the electrolysis of water Collected, stored and used in the combustion of the synthesis gas (Rk.4.) Or the natural gas / methane (Rk.5.) Instead of 25 combustion air. In the absence of atmospheric nitrogen, this prevents the formation of nitrogen oxides during the combustion process. Nitrogen oxides are far more climate-damaging than carbon dioxide.
  • the oxygen accumulates as a gas in pure form during electrolysis and can be stored for storage e.g. be liquefied.
  • Evaporation energy can be recovered during condensation following combustion.
  • inert gas can be used as inert gas and separated from flue gases carbon dioxide be used.
  • carbon monoxide contained in the combustion gases can be recycled.
  • this part of the overall process 5 is coal-fired from the point of view of carbon dioxide emission.
  • life cycle assessment of the process which claims to convert coal into climate-friendly methane using excess energy, is only marginally deteriorated if predominantly natural gas / hybrid methane is used in the first phase of operation (in the gas-fired power plant).
  • experience has shown that, in general, the generation of electricity from gases is more efficient than the conversion of solids such as coal.
  • the life cycle assessment in the process according to the invention can be achieved by the (partial) use of biomass, e.g. Wood, to be improved in coal gasification (2nd). Wood as a carbohydrate can also be converted to Rk.l in synthesis gas. After methanation with hydrogen, biomethane is formed. An improvement in the ecological balance is also caused by the addition of hydrogen to the methane introduced into the network. Hydrogen burns completely emission-free.
  • biomass e.g. Wood
  • Wood as a carbohydrate can also be converted to Rk.l in synthesis gas.
  • biomethane After methanation with hydrogen, biomethane is formed.
  • An improvement in the ecological balance is also caused by the addition of hydrogen to the methane introduced into the network. Hydrogen burns completely emission-free.
  • the carbon for the hybrid methane is 60 to 80 tons of coal. That With the use of approx. 70 30to coal, 1 million KW of surplus energy will time-shifted 850000 KW of higher-value energy for demand peaks.
  • Such inflexible power plants can be replaced by a hybrid storage power plant according to the invention. Then, on the one hand, hybrid methane can be produced from excess energy and introduced into the gas network and, on the other hand, gas can be emitted for peak demand in the gas power plant. The (main) power plant can then go through in the optimum range of effectiveness. Optionally, the synthesis gas can also be burned in the combustion chamber of the (main) power plant.
  • the output voltage on the generator is on the order of 5000 volts.
  • the input voltage of conventional devices for water electrolysis is 200 to 300 volts and results from the series connection of several cells, each with 2.2 volts.
  • the number of cells connected in series is limited by the need to switch off and repair the entire device if only one cell is disrupted. A much larger number of electrolysis cells would be permissible if one connects several blocks with the same number of cells in the back and holds an additional block. If one of the blocks in operation then fails, then the prepared additional block can be switched on and the defective block is switched off and repaired. So a water electrolysis can be operated safely even with comparatively high voltage.
  • a particularly advantageous location for a hybrid storage power plant would be in the vicinity of a lignite power plant.
  • lignite is available directly and in the foreseeable increasing demand for storage power plants, the energy production and thus also the use of lignite from the lignite-fired power station could be shifted train by train to the hybrid storage power plant. This would end the controversial combustion of lignite and still promote and use lignite as the most economical source of energy and would even have an important function in the energy transition.
  • the ecological spell is taken from the coal.
  • Electrolyser and rectifier for converting electrical energy into hydrogen (Rk.3.)
  • the most important storage is the gas network with hybrid methane as the storage medium. If necessary, then the stored hybrid methane or its equivalent of natural gas in the gas network can be reconverted. This reconversion takes place preferably in a hybrid power plant associated with the gas power plant. The synergies occurring in this combination of plants are described in detail above. However, the reconversion may also be at a more remote location, with the hybrid methane or its equivalents of natural gas removed from the gas network.
  • the carbon dioxide can also be separated from the flue gases and stored or sequestered. If oxygen from the electrolysis of water is used instead of air during combustion, the carbon dioxide remains as gas after condensation of the water. If the carbon dioxide is also liquefied, the carbon monoxide which is unavoidable during coal combustion remains, which can be returned to the burner and thus does not escape into the environment.
  • Another storage medium is the feed water for the electrolysis, which is obtained as condensate from the flue gases of / gas power plants. If the gas power plant connected to the hybrid storage power plant, the feedwater can be collected on site, prepared and stored with appropriate capacity in the tank. From more distant gas power plants, the condensed water collected there would then have to be transported to the hybrid storage power plant in tankers.
  • Condensates from condensing boilers could then also be included in these transports. Collection and storage of the condensate from the natural gas / hybrid gas combustion is therefore an object of the invention, because with the amount of decay of the hybrid methane from Synthesis gas is allowed (Rk.2, Rk.3 and Rk.5.).
  • the condensate from the combustion of natural gas is preferable because of its greater purity to the condensate from the combustion of coal-derived syngas to be used according to the invention for water electrolysis.
  • the synthesis gas is produced in the first stage of the "Fischer-Tropsch process" from carbon and water vapor at high temperatures (Rk.l.). Depending on the quality of the coal or carbon compound, it contains as its main component carbon monoxide and hydrogen and optionally lOMethan. It is also possible to heat the coal to 1000 ° C to 1300 ° C in the absence of air to obtain coke, i. purer carbon, which is converted to the synthesis gas. In addition, about 1 to coal each about 300 cubic meters of gas, a gas mixture with about 50% hydrogen and 30% methane as main components, which can be fed directly into the gas network or in Rk.2. As a further byproduct of coking the coal is produced
  • coal tar a mixture of aromatics
  • the coal tar was historically the springboard of the chemical industry. If the process according to the invention removes the ecological ban from the coal, numerous chemical intermediates can be recovered in the coal utilization according to the invention and the dependence of the chemistry on the petrochemicals is reduced.
  • the production of the synthesis gas which also includes its purification, a complex, continuously running process in which prohibits a continuous on and off in the changing phases of operation of the storage power plant. It is therefore a particular object of the present invention that the synthesis gas is used in both operating phases in different uses (in the first operating phase according to Rk.3 and in the second operating phase according to Rk.4.).
  • the syngas can also be injected into the focal point of the coal power plant 0und so exuded. With an additional gaseous fuel, higher power is available much faster for peaks in demand So you can gain flexibility even with a coal-fired power plant.
  • the reaction of the synthesis gas to hybrid methane (Rk.2.) Is carried out in a reaction according to the chemist 5 "Sabatier", in which carbon monoxide is hydrogenated on nickel or iron catalysts with hydrogen to methane,
  • the chemical reaction is exothermic and can in a Refinement of the method according to the invention can be used thermally, whereby the efficiency of the reconversion can be further increased.
  • Generating electricity from the synthesis gas means its direct or indirect thermal utilization for the purpose of generating electrical energy.
  • the carbon dioxide formed in the operating phase of the conversion of the synthesis gas can also be stored or sequestered.
  • the carbon dioxide is separated by pressure liquefaction from the flue gases. If the oxygen produced during the electrolysis of water is used instead of air for combustion, carbon dioxide, which can be stored directly, remains as the only gas after the condensation of water.
  • the carbon monoxide in addition to its direct combustion, can also be converted into carbon dioxide and further hydrogen with steam. Then the carbon dioxide is stored and subsequently only hydrogen is burned.
  • This hydrogen can also be methanized in the same way as hydrogen obtained from the electrolysis. This is done by reacting the hydrogen either with stored carbon dioxide (Rk.6.) Or with synthesis gas carbon monoxide (Rk.2.).
  • the synthesis gas can be divided, with one part reacting as above to hydrogen and carbon dioxide, and the other part of the synthesis gas then reacting with hydrogen to form methane (Rk.2). This produces also in the operating phase of the power generation of the synthesis gas methane, which can alternatively be stored for direct combustion / electricity generation.
  • the synthesis gas can be emitted / burned as such, as hydrogen or as methane.
  • the carbon dioxide can be separated and stored as described.
  • the synthesis gas is obtained from biomass (for example wood) in the process according to the invention, the carbon dioxide which the plants had taken from the atmosphere is stored in the soil in the operating phase of the power generation during sequestration and excess in the operating phase of the storage Energy is generated by biomethane.
  • the gases formed as end products carbon dioxide and methane are either taxed or financially supported (for example biomethane). It is therefore important, if e.g. changing proportions of wood with coal are gasified according to the invention, the organic content in o.g. To determine gases.
  • the carbon for the hybrid methane is derived from coal.
  • Methane consists of 75% carbon (molecular weight methane: 16, atomic weight carbon: 12).
  • the gas density of methane is 718g / cubic meter. It is calculated that 1 cubic meter of methane contains 539g of carbon.
  • Coal carbon content of 65% to 90% (depending on the grade of coal) requires 580g to 830g of coal per cubic meter of hybrid methane.
  • the synthesis gas is converted by combustion in the power plant into electrical energy.
  • the conversion of the synthesis gas can take place in a coal or gas power plant.
  • natural gas can also be emitted, depending on the need for electrical energy.
  • the power phase is naturally associated with a stoppage of energy storage.
  • the energy storage of the present invention like coal gasification, is a chemical process involving carbon monoxide. It is therefore advantageous to continue the hydrogenation of carbon monoxide to methane even in the power phase, albeit at a lower power, 10.
  • the second storage, the gas network has for all conceivable situations
  • the hybrid methane corresponds to H-quality natural gas.
  • ⁇ 1 cubic meter of hybrid methane is made up of approx. 700g of coal and 8 KW of excess energy.
  • Equation A. to C. can also be a chemical storage power plant.
  • methane is burned / emitted in an operating phase for energy production (A.) and the carbon dioxide is separated from the flue gases and stored.
  • excess energy stored is hydrogen obtained by electrolysis (B.) and the hydrogen hydrogenates the stored carbon dioxide to methane (C).
  • water from equation A. and C. can be separated by condensation and prepared for the feed water for the water electrolysis (B.).
  • the flue gases consist exclusively of carbon dioxide and water vapor and, after condensation of the water vapor, gaseous carbon dioxide can be stored directly , Carbon dioxide and water can also be stored as a mixture.
  • Equation B Another storage power plant is included in Equation B.).
  • the water formed is collected (after condensation) and stored.
  • the stored water is decomposed into hydrogen and oxygen by electrolysis with electrical energy to be stored, in equation B.
  • the reaction proceeds from left to right.
  • the hydrogen is stored and is available for the other phase of operation, combustion / power generation.
  • the oxygen can be stored and used in place of the combustion air.
  • the use of pure Oxygen during combustion has the advantage that no nitrogen oxides are produced in the absence of atmospheric nitrogen.
  • Another object of the present invention is thus the electrochemical reconstruction 5von methane from its flue gases, characterized in that in a gas power plant, which is connected to a water electrolysis and hydrogenation of carbon dioxide in a first phase of operation with natural gas / methane removal from the gas network and its combustion in the power plant produces electrical energy and is introduced into the power grid and separated from the flue gases carbon dioxide, collected and stored and in a second lOBetriebsphase electrical energy from the mains of the water electrolysis is absorbed and hydrogen formed in the electrolysis of water in the first Operating phase collected and stored carbon dioxide hydrogenated to methane and the methane is introduced into the gas network.
  • water vapor can be condensed from the flue gases in the first phase of operation, stored and used as feed water for the electrolysis in the second phase of operation.
  • the oxygen formed in the second operating phase in the electrolysis of water in addition to hydrogen in the 0passenden amount can be stored and used in the subsequent first phase of operation instead of the combustion air. If pure hydrogen is then burned with pure oxygen, the flue gases consist of pure water, which can be stored and then fed directly to the electrolysis. If methane is burned with pure oxygen, the flue gases consist only of water vapor and carbon dioxide, which are separated, stored and reused.
  • aqueous condensates which are obtained in the combustion of hydrogen or hydrocarbons from the flue gases (for example in condensing boilers) are suitable as feed water for the electrolysis of water.
  • the flue gases consist exclusively of water vapor and carbon dioxide. After condensation of the water vapor and separation of the condensate, carbon dioxide which can be stored remains as gas. This creates in the storage phase exactly the amount of oxygen that is required in the power phase for the combustion of methane. 2. As with 1., the combustion of syngas with pure oxygen also produces fumes of water vapor and carbon dioxide, facilitating the separation (and storage or sequestration) of carbon dioxide in the same way. If, after separation of the aqueous condensate, the carbon dioxide is liquefied (eg by pressure),
  • the use of pure oxygen is also advantageous in the combustion or conversion of hydrogen.
  • the only “flue gas” is then water vapor, which can be stored and used directly in the storage phase as feed water for the electrolysis of water.
  • Pure hydrogen and pure oxygen, as produced by electrolysis give pure water, which in turn breaks down into pure hydrogen and oxygen, etc.
  • the high energy density of the hydrogen-oxygen mixture may be added to steam during combustion for temperature control, where a steam turbine may be placed directly behind the gas turbine, then relaxed steam is returned to combustion and only the amount of water vapor is condensed, which is considered feedwater needed for the electrolysis.
  • the pure oxygen during combustion causes (in contrast to the combustion with air) in the absence of atmospheric nitrogen, no nitrogen oxides.
  • the biocarbon in the sequestered carbon dioxide in the produced methane can be determined according to the radiocarbon method known from archeology.

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Abstract

Die zwangsweise anfallenden Überschüsse an Wind- und Solarstrom und die abwechselnd dazu auftretenden Versorgungslücken, verbunden mit der mangelnden Speicherfähigkeit elektrischer Energie sind die größte Hürde bei der Einführung erneuerbarer Energien. Die vorliegende Anmeldung beschreibt ein Verfahren zur Erzeugung und Speicherung elektrischer Energie, bei dem in einer Verstromungsphase Synthesegas in einem Kraftwerk zur Erzeugung elektrischer Energie verbrannt wird und in einer Speicherphase Synthesegas mit zusätzlichem Wasserstoff zu 5 Methan umgesetzt und das erzeugte Methan in das Erdgasnetz eingeleitet und im Erdgasnetz gespeichert wird, wobei der zur Methanbildung aus Synthesegas zusätzlich benötigte Wasserstoff durch Wasserelektrolyse gewonnen wird. Das Synthesegas wird vorzugsweise durch Vergasen von Kohle oder Koks hergestellt. Das beschriebene Verfahren macht aus Kohle und überschüssiger Wind- und Sonnenenergie klimafreundliches Methan. Dieses Methan ist ein Hybridmethan, bei dem der Kohlenstoff fossilen Ursprungs sein kann und der Wasserstoff aus Wind- und Sonnenenergie stammt. In der Bilanz wird elektrische Energie dem Stromnetz entnommen, und das daraus unter Zusatz von Kohle hergestellte Methan, das die Eigenschaften von Erdgas besitzt, wird in das Gasnetz eingespeist. Das in der Speicherphase eingespeiste Methan oder dessen Äquivalent an Erdgas kann in der Verstromungsphase dem Erdgasnetz wieder entnommen und in einem Gaskraftwerk rückverstromt werden.

Description

Speicherkraftwerk
Die naturbedingten und zwangsweise anfallenden Überschüsse an Wind- und Solarstrom werden zum größten Problem auf dem Weg zur Energiewende. Jetzt schon zeichnet sich ab, dass mit 5 elektrotechnischen Mitteln eine Lösung nicht gefunden werden kann. Als Ausweg rückt mehr und mehr die Herstellung von Wasserstoff durch Wasserelektrolyse aus überschüssiger elektrischer Energie in den Vordergrund.
Der Wasserstoff kann in Erdgas eingeleitet und in Mischung mit Erdgas in Verkehr gebracht Owerden. Und hier ergibt sich dann das nächste Problem: Wasserstoff und Erdgas unterscheiden sich nämlich grundlegend in ihren physikalischen und brandtechnischen Eigenschaften. Erdgas besitzt im Volumenvergleich die achtfache Dichte, den dreifachen Brennwert und verbraucht bei der Verbrennung viermal mehr Sauerstoff. 5Ein fluktuierender Wind- oder Solarstrom ergibt dann nach der Elektrolyse auch einen fluktuierenden Wasserstoffstrom und nach Einleiten in Erdgas zwangsläufig ein fluktuierendes Gasgemisch. Die Speicherung, der Transport und die Verwendung solcher Wasserstoff/ Erdgasgemische werden in den Offenlegungsschriften DE 10 2010 020 762 AI (Transport und Verstetigung erneuerbarer Energien) und DE 10 2010 031 777 AI (Wasserstoffspeicherung in0Erdgaslagerstätten) beschrieben. Obgleich hier ein gangbarer Weg für die Verstetigung erneuerbarer Energien gezeigt wird, gibt es für derartige fluktuierende Gasgemische noch erhebliche Marktbarrieren.
Ein anderer Weg, den Wasserstoff in Verkehr zu bringen ist die chemische Umsetzung mit5Kohlendioxid zu Methan. Methan ist nahezu identisch mit Erdgas und kann so ohne Probleme in das Gasnetz eingespeist werden. Zahlreiche Projekte befassen sich mit diesem Thema. Das dabei verwendete Kohlendioxid stammt entweder aus der Rauchgasabtrennung bei Kohlekraftwerken oder aus der Kohl endioxidabtrennung an Biogasanlagen. Die Kohlendioxidabtrennung aus Biogas stellt keine ausreichende Rohstoffbasis dar und die Rauchgasabtrennung verbunden mit0anschließender Speicherung des Kohlendioxids (CCS) hat wegen mangelnder Akzeptanz in der Bevölkerung eine ungewisse Zukunft.
Als wirtschaftliche Alternative zur Nutzung überschüssiger erneuerbarer Energien wurden traditionelle Reaktionen aus der Kohlechemie erkannt. So reagiert Kohle mit Wasser (Kohlenstoff5und Wasser im Molverhältnis 1: 1, Reaktionsgleichung 1) unter Druck und Hitze zu Kohlenmonoxid und Wasserstoff. Das äquimolare Gasgemisch aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid wird im folgenden "Synthesegas" genannt. Fügt man zum Synthesegas weitere 2 Mol Wasserstoff zu, durch Wasserelektrolyse aus Wind- oder Solarstrom gewonnen (Reaktionsgleichung 3), so entsteht in einer nach dem Chemiker "Sabatier" genannten Reaktion Methan und Wasser im Molverhältnis 1:1 (Reaktionsgleichung 2).
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Reaktionsgleichung 1.) C + H20 = CO + H2
Reaktionsgleichung 2.) (CO + H2 ) + 2 H2 = CH4 + H20
Reaktionsgleichung 3.) 2 H20 = 2 H2 + 02 lODas beschriebene Verfahren macht aus Kohle und überschüssiger Wind- und Sonnenenergie klimafreundliches Methan. Dieses Methan ist ein Hybridmethan bei dem der Kohlenstoff fossilen Ursprungs sein kann und der Wasserstoff aus Wind- und Sonnenenergie stammt. In der Bilanz wird elektrische Energie dem Stromnetz entnommen und das daraus unter Zusatz von Kohle hergestellte Methan, das die Eigenschaften von Erdgas besitzt (im folgenden "Hybridmethan" genannt), wird in
15das Gasnetz eingespeist. Kohlenstoff ist der Träger der gespeicherten Energie.
Wie noch zu zeigen ist, ergibt die Synthese des Hybridmethans (Reaktionsgleichungen 1 bis 3) in Kombination mit seiner Verstromung / Verbrennung (Reaktionsgleichung 4) ein Speicherkraftwerk. Durch die Coverbrennung des Synthesegases mit Erdgas (Reaktionsgleichung 5) treten wichtige 0Synergien auf.
Reaktionsgleichung 4.) CO + H2 + 02 = C02 + H20
Reaktionsgleichung 5.) CH4 + 202 = C02 + 2 H20
251m folgenden Text wird sich mehrfach auf die oben dargestellten Reaktionsgleichungen 1. bis 5. mit den Abkürzungen Rk.l. bis Rk.5. bezogen (Aufstellung am Schuss der Beschreibung).
Neben Kohle können auch Kohlenstoffverbindungen, vorzugsweise pflanzlicher Herkunft zur Herstellung des Synthesegases verwendet werden. Pflanzenmaterialien wie z.B. Holz bestehen 30größtenteils aus Kohlehydraten, in denen der Kohlenstoff mit Wasser ebenfalls zu Wasserstoff und Kohlenmonoxid reagiert.
Das Kohlenmonoxid enthaltende Synthesegas muss hierbei wegen der Giftigkeit von Kohlenmonoxid parallel zur Wasserelektrolyse in der durch die Reaktionsgleichung 2. vorgegebenen 35(stöchiometrischen) Menge erzeugt werden. Größere Ansammlungen von Kohlenmonoxid oder gar dessen Speicherung bei der Durchführung der Reaktionen 1. und 2. sind zum Schutz der Bevölkerung zu vermeiden. Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit ein Verfahren zur Herstellung von Methan aus überschüssiger elektrischer Energie und Kohlenstoff, wobei die elektrische Energie aus dem Stromnetz entnommen und durch Wasserelektrolyse in Wasserstoff überführt wird, der Wasserstoff 5mit Kohlenmonoxid, das durch Umsetzung von Kohle oder Kohlenstoffverbindungen mit Wasserdampf in stöchiometrischer Menge als Synthesegas unmittelbar hergestellt wird, unter Bildung von Methan reagiert und das Methan in das Erdgasnetz eingespeist wird.
Damit Kohlenmonoxid nicht in das Gasnetz gelangt, ist darauf zu achten, dass alles Kohlenmonoxid lOzu Hybridmethan ausreagiert hat oder Kohlenmonoxid aus dem Hybridmethan vor dem Einleiten abgetrennt ist. Empfehlenswert ist, das Hybridmethan vor dem Einleiten in das Netz auf Reste von unreagiertem Kohlenmonoxid zu prüfen.
Die vollständige Umsetzung von Kohlenmonoxid zu Hybridmethan kann auch dadurch begünstigt 15werden, dass ein leichter Uberschuss von Wasserstoff verwendet wird. Der überschüssige Wasserstoff könnte im Hybridmethan verbleiben. Bis zu 5% (geplant sind in Zukunft 10%) Wasserstoff dürfen laut geltender Norm zusammen mit dem Methan in das Erdgasnetz eingeleitet werden.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit ferner, dass das in das Gasnetz einzuleitende 20Hybridmethan mit bis zu 10% Wasserstoff versetzt ist.
Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren sollten große Mengen an überschüssigem Wind- oder Solarstrom aus dem Stromnetz genommen unter Zusatz von Kohle in Methan überfuhrt und dieses in das Erdgasnetz eingeleitet werden können. Dies setzt nicht nur eine entsprechend große Anlagen- 25kapazität, sondern auch entsprechende Anschlüsse an Strom- und Gasnetz voraus. Berücksichtigt man die erforderliche Kapazität, so wäre dies bei der Elektrizität der Anschluss an das Hochspannungsnetz und beim Gas das Hochdrucknetz (Ferngasnetz). Dies wiederum erfordert neben den entsprechenden Zuleitungen Investitionen in Stromwandler und Gaskompressoren.
30Diese Zusatzinvestitionen können entfallen, wenn die Anlagen für das erfindungsgemäße Verfahren mit einem Gaskraftwerk gekoppelt werden. In einem Gaskraftwerk sind sowohl Anschlüsse an das Hochspannungsnetz als auch an das Erdgasnetz vorhanden. Hinzu kommt, dass die Transformatoren zum Hochspannen der elektrischen Energie aus der Turbine in das Hochspannungsnetz, die Energie auch in die andere Richtung, vom Hochspannungsnetz zur Elektrolyse herunterspannen können. Ein solches "Hybridspeicherkraftwerk mit Umwandlung von Kohle (Kohlenstoff) in Methan" besteht dann aus folgenden Teilanlagen, in denen die in Klammern stehenden Reaktionen Rk.l . bis Rk.5. stattfinden:
1. Kraftwerk / Gaskraftwerk (wahlweise Rk.4. und/oder Rk.5.)
2. Anlage zur Kohlevergasung und Herstellung des Synthesegases (Rk.l.)
3. Elektrolysegerät zur Umwandlung elektrischer Energie in Wasserstoff (Rk.3.)
4. Anlage zur Hydrierung von Kohlenmonoxid zu Hybridmethan (Rk.2.)
5. Anschluss an das Hochspannungsnetz mit Transformator
6. Anschluss an das Erdgasnetz
Mit einer solchen Anlage kann wechselweise in unterschiedlichen Betriebsphasen den beiden größten Herausforderungen der Energiewende begegnet werden: Der Verwendung der Stromüberschüsse und der Stabilisierung des Stromnetzes bei unsteter Stromversorgung.
• in der einen (in der Offenbarung die erste) Betriebsphase wird zur Überbrückung vonnaturbedingt auftretenden Versorgungslücken bei Wind- und Solarstrom oder allgemein zur Netzstabilisierung das Gaskraftwerk (1.) betrieben. Hybridmethan oder sein Äquivalent an Erdgas oder Synthesegas wird aus dem Gasnetz (6.) entnommen, verströmt und elektrische Energie (über den Transformator) in das Stromnetz (5.) eingeleitet. Die Anlageteile 2. bis 4. sind nicht in Betrieb.
• in der anderen (in der Offenbarung die zweite) Betriebsphase wird (überschüssige) elektrischeEnergie aus dem Stromnetz (5.) entnommen und in 3. in Wasserstoff umgewandelt. Der Wasserstoff reagiert in 4. mit dem in 2. z.B. aus Kohle hergestellten Synthesegas zum erfindungsgemäßen Hybridmethan. Strom wird aus dem Stromnetz (5.) entnommen und Hybridmethan wird in das Erdgasnetz (6.) eingeleitet. Der Anlagenteil 1. (Gaskraftwerk) ist dann nicht in Betrieb.
Bei dieser Folge der Betriebsphasen wird das Hybridmethan, bei dem die überschüssige elektrischeEnergie den Brenn-Mehr-Wert zur Kohle ergibt, zunächst im Gasnetz gespeichert und sein Äquivalent an Erdgas wird im Bedarfsfalle im Gaskraftwerk verströmt. Damit ist das wichtigste Merkmal eines Speicherkraftwerkes, ungenutzte Energie zu speichern und bei Bedarf wieder abzugeben, gegeben. Die Gesamtanlage ist ein Hybridspeicherkraftwerk; weil in dem im Gasnetz gespeicherten Hybridmethan nur die Hälfte überschüssige gespeicherte Energie ist (die andereHäIfte stammt aus der Kohle). Der Vorteil des Gasnetzes als Speicher ist hierbei seine enorme Speicherkapazität.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit ein Hybridspeicherkraftwerk, welches die vorgenannten Anlagenteile 1. bis 6. umfasst und bei dem in den Anlagenteilen 5. und 6. der Gas-und Elektrizitätsfluss abwechselnd in beide Richtungen stattfindet und das das Erdgasnetz als Speicher benutzt. Die Anlagenteile 1. bis 4. sind je nach den Erfordernissen und der daraus sich ergebenden Betriebsphase ein- oder ausgeschaltet. Dies setzt bei den in diesen Anlagenteilen stattfindenden Umsetzungen eine hohe Flexibilität voraus. Diese Flexibilität ist bei dem Gaskraftwerk (1.) und der Wasserelektrolyse (3.) gegeben. Auch die Hydrierung von Kohlenmonoxid (4.), welche in der 5Gasphase an Nickelkatalysatoren verläuft, kann den Erfordernissen entsprechend an- und abgestellt werden.
Eine Flexibilität trifft erfahrungsgemäß nicht zu für die Kohlevergasung und Herstellung von Kohlenmonoxid (2.). Zwar kann dieser Anlagenteil in der Leistung gedrosselt werden, aber ein An- lOund Abstellen, noch dazu synchron zur Elektrolyse (3.) und der Kohlenmonoxid-Hydrierung (4.) ist nicht darstellbar. Zumal eine Ansammlung des wichtigsten Zwischenproduktes, des Kohlen- monoxids, wie bereits erwähnt vermieden werden muss.
Hier zeigt sich nun ein weiterer Vorteil der erfindungsgemäßen Koppelung der Anlagenteile 2. bis 4.
15mit einem Kraftwerk (1.): Das in 2. hergestellte Synthesegas hat nahezu den Heizwert von Leuchtgas und kann in der Betriebsphase des Gaskraftwerkes dort entweder alleine (Rk.4.) oder zusammen mit Erdgas (Rk.5.) verströmt werden. So kann der Anlagenteil 2., welcher der Herstellung des Synthesegases dient, in beiden oben genannten Betriebszuständen betrieben werden und sowohl zur Herstellung elektrischer Energie im Gaskraftwerk (Rk.4.) als auch zur Herstellung 0des Hybridmethan (Rk.2.) wechselweise genutzt werden.
In einer Variation der ersten Betriebsphase wird also zur Netzstabilisierung das Gaskraftwerk (1.) zusammen mit der Anlage zur Kohlevergasung und Herstellung des Synthesegases (2.) betrieben und das Synthesegas verströmt. Zusätzlich kann man Erdgas aus dem Gasnetz entnehmen, 25 gegebenenfalls mit dem Synthesegas mischen, die Mischung verströmen und die elektrische Energie in das Stromnetz einleiten. Die Anlagenteile 3. und 4. sind nicht in Betrieb.
Ein weiterer Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist daher die alternative Nutzung des Synthesegases, einerseits als Brenngas, wahlweise zusammen mit Erdgas oder alleine zur Strom- 30erzeugung im Gaskraftwerk in der ersten Betriebsphase, andererseits zur Herstellung von Hybridmethan zusammen mit in dem Elekrolyseur aus elektrischer Energie gewonnenem Wasserstoff in der zweiten Betriebsphase. So bleibt in beiden Betriebsphasen die Kohlevergasung laufend in Betrieb.
35Ein weiterer Synergieeffekt bei der Koppelung der erfindungsgemäßen Herstellung von Hybridgas aus überschüssiger erneuerbarer Energie und Kohle mit einem Gaskraftwerk liegt in der Bereitung des Speisewassers für die Elektrolyse: Das Kondensat aus den Verbrennungsgasen des Synthese- gases ist Wasser aus der Reaktion von Wasserstoff oder Methan mit Sauerstoff (Rk.4. oder Rk.5.). Dieses Wasser ist von Natur aus salzfrei, so wie es für die Wasserelektrolyse benötigt wird. Aus einem Mol Wasserstoff entsteht dabei ein Mol Wasser. Das zweite Mol Wasser, das für die Bildung von 2 Mol Wasserstoff in Gleichung 3 benötigt wird, kann bei der Trocknung des Hybridmethans 5(Rk.2) als ebenfalls salzfreies Kondenswasser gewonnen werden. Rein rechnerisch wird so bei dem Gesamtprozess salzfreies Speisewasser für die Elektrolyse und die erfindungsgemäße Herstellung von Methan aus Wind- und Solarstrom gewonnen. Wird Erdgas verbrannt, so können 2 Mol Wasser kondensiert werden (Rk.5.), welche die erforderliche Wassermenge in Rk.3 ergeben. OBei der Wasserelektrolyse werden aus einem Megawatt elektrischer Energie je nach Wirkungsgrad 200 bis 250 Kubikmeter Wasserstoffgas erzeugt. Dabei werden 160 bis 200 Liter salzfreies (destilliertes) Wasser verbraucht. Unter der Annahme, dass ein 100 MW h Gaskraftwerk mit einer Anlage zur Aufnahme der gleichen Menge an überschüssiger elektrischer Energie zu koppeln ist, errechnet sich ein Bedarf von 16000 bis 20000 Liter destilliertem Wasser je Stunde für die5Elektrolyse. Dies zeigt, dass die Beschaffung von Speisewasser für die Elektrolyse ein beträchtlicher Kosten- und Energiefaktor ist.
Das Kondensat aus einem Gaskraftwerk ist ein geeignetes Ausgangsprodukt für eine kostengünstige Speisewasseraufbereitung für die Wasserelektrolyse. Von Natur aus ist es salzfrei, jedoch leicht0sauer (pH = ca. 4,5) durch geringe Konzentrationen von Kohlensäure und wenig Schwefelsäure und Schwefliger Säure. Kohlensäure kann man austreiben und die (Spuren) mineralischer Säuren können mit Anionenaustauschern abgetrennt werden.
Zusätzliches Kondensat lässt sich nach dem gleichen Prinzip aus Gasheizungsanlagen5(Brennwertheizung) erhalten. Bei Heizungsanlagen mit mehr als 60 KW Leistung dürfen, je nach kommunalen Richtlinien, das Kondenswasser nur nach chemischer Neutralisarion in die Kanalisation leiten. Es dürfte sich daher lohnen, das Kondensat aus Heizanlagen zu sammeln und für das erfmdungsgemäße Verfahren bereitzustellen. 0Eine besondere Behandlung braucht das Synthesegas, wenn es im Gaskraftwerk zusammen mit Erdgas verbrannt wird und das Kondensat in gleicher Weise als Speisewasser aufbereitet werden soll. Die Kohle, Rohstoff für das Synthesegas enthält nämlich bis zu 4% an Schwefelverbindungen, die abgetrennt werden müssen. Verfahren zur Bindung von Schwefel aus Kohlegasen sind bekannt. Ein Beispiel ist die Kohlevergasung in Anwesenheit von Eisenoxiden. Die Reinigung des 5 Synthesegases ist auch deshalb wichtig, weil das daraus hergestellte Hybridmethan in das Gasnetz eingespeist werden soll und das dort befindliche Erdgas hat einen hohen Reinheitsstandard. Es kann auch von Vorteil sein, Synthesegas und Erdgas im Gaskraftwerk getrennt zu verströmen und nur das Kondensat (2 Mol H20!) des reineren Erdgases zur Elektrolyse zu verwenden (vgl.Rk.3. und Rk.5.)
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit auch die Verwendung von gesammelten und 5 aufbereiteten Kondensaten der Erdgasverbrennung im Gaskraftwerk (1) als Speisewasser für die Wasserelektrolyse (3.). Das Kondensat (H20) aus Rk.2. und Rk.4. oder aus Rk.5. liefert genau die Wassermenge, welche für Elektrolyse (Rk.3.) und nachfolgende Hydrierung (Rk.2.) erforderlich ist.
Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren wird im Syntheseteil der Anlagenteile 2. bis 4. aus Kohle lOoder Kohlenstofiverbindungen mit Wind- und Sonnenenergie das Hybridmethan, das mit dem klimafreundlichen Erdgas vergleichbar ist. Mit der Integration dieses Verfahrens in die Energiewende verdrängt das Hybridgas schrittweise das Erdgas im Netz und man wird von Gasimporten unabhängig.
15Die bei der Zusammenlegung von Gaskraftwerk mit der Kohlevergasung, der Wasserelektrolyse und der Kohlenmonoxid-Hydrierung auftretenden Synergieeffekte sind im Einzelnen:
• Es ist produktionstechnisch von Vorteil, wenn die Kohlevergasung (Herstellung von Synthesegas. Rk.l.) in einem kontinuierlichen Prozess durchläuft. Das heißt, dass das Synthesegas sowohl zur Herstellung des Hybridmethans in der zweiten Betriebsphase (Rk.2.) als auch zur Verstromung 0im Gaskraftwerk (Rk.4.) in der ersten Betriebsphase verwendet wird.
• Bei der Wasserelektrolyse (Rk.3.) werden für die erforderliche Wasserstoffmenge in der Hydrierung (Rk.2.) neben dem Wasserstoff im Synthesegas 2 Mol Wasser benötigt. Ein Mol H20 kann direkt in Rk.2 in der zweiten Betriebsphase abgetrennt und gespeichert werden. Ein weiteres Mol kann in der ersten Betriebsphase aus den Rauchgasen des Gaskraftwerkes kondensiert und 5gespeichert werden. D.h. der Wasserstoff zum Aufbau des Hybridmethans stammt aus Kondenswasser der Anlagenteile beider Betriebsphasen. Indem die Anlagenteile 1 bis 4 miteinander verbunden werden, kann die für den chemischen Aufbau von Hybridmethan genau (stöchiometrisch) erforderliche Menge an Wasser gesammelt und gespeichert werden
• Sowohl der Erdgasanschluss mit Zuleitung, als auch die Hochspannungsleitung mit Anschluss 30an das Stromnetz, können in den verschiedenen Betriebsphasen in unterschiedlicher Richtung und damit von allen Anlagenteilen genutzt werden. Sowohl Erdgasleitung als auch Anschluss an das Hochspannungsnetz werden von den Anlageteilen gemeinsam benutzt.
• Kraftwerke besitzen eine umfangreiche Kapazität an Transformatoren, um den Strom (in der ersten Betriebsphase) von den Turbinen in das Hochspannungsnetz zu transformieren. Die gleichen
35Transformatoren können in der zweiten Betriebsphase dazu benutzt werden, die elektrische Energie aus dem Hochspannungsnetz für die Elektrolyse der zweiten Betriebsphase in niedrigere Spannung umzuformen. Es entsteht ein Hybridspeicherkraftwerk. Hybridspeicherkraftwerk deshalb, weil ein Teil der Energie durch die überschüssige elektrische Energie und ein Teil der Energie durch die Kohle in das Hybridmethan eingebracht wird. Dieses Hybridmethan wird in das Gasnetz eingespeist und kann bei Bedarf aus dem Gasnetz wieder entnommen werden Das Gasnetz ist ein Speicher des 5Hybridspeicherkraftwerkes. Ein anderer Speicher ist der Speisewassertank.
Zur Betrachtung der Wirtschaftlichkeit des erfmdungsgemäßen Hybridspeicherkraftwerkes werden z.B. 1 Mio. KW überschüssige elektrische Energie unter Hinzufügung von ca. 80 to Kohle in ca. 130000 Kubikmeter Hybridmethan überführt, welche (bei 65% Wirkungsgrad des Gaskraftwerkes lOmit Kondensation) zu 850000 KW Elektrischer Energie für Bedarfsspitzen mit dann entsprechendem Mehrwert rückverstromt werden (Wirkungsgrad ohne Kohle: 85%/ s.u.).
Durch die Natur der erneuerbaren Energien wird mit ihrer weiteren Verbreitung fortgesetzt entweder zu viel oder zu wenig Energie im Stromnetz sein. Dann werden sich die beiden Betriebsphasen 151aufend abwechseln. Preiswerte und reichlich verfügbare Kohle kann die Stabilisierung des Stromnetzes übernehmen. Allerdings wird nicht Kohle, sondern klimafreundliches Erdgas (Hybridmethan) verströmt.
Zur Verbesserung der Ökobilanz können nach und nach steigende Mengen an Wasserstoff, der nach 20der Elektrolyse (3.) abgezweigt wird, dem in das Erdgasnetz eingeleiteten Hybridgas beigemischt werden. Der Zusatz von Wasserstoff 10% im Erdgas ist nach der neuesten Norm möglich.
Mit Vorteil kann der bei der Wasserelektrolyse (Rk.3.) gebildete Sauerstoff gesammelt, gespeichert und bei der Verbrennung des Synthesegases (Rk.4.) oder des Erdgases/Methans (Rk.5.) anstelle der 25 Verbrennungsluft eingesetzt werden. In Abwesenheit von Luftstickstoff wird so die Bildung von Stickoxiden beim Verbrennungsvorgang ausgeschlossen. Stickoxide sind weitaus klimaschädlicher als Kohlendioxid. Der Sauerstoff fällt bei der Elektrolyse in reiner Form als Gas an und kann zur Speicherung z.B. verflüssigt werden.
30Bei der Verwendung von reinem Sauerstoff bei der Verbrennung ergibt sich durch die höhere Energiedichte der Brenngase eine deutlich höhere Verbrennungstemperatur. Dies ist zwar günstig für den erzielbaren Wirkungsgrad, jedoch können Materialien an die Grenze ihrer thermischen Belastbarkeit kommen. Hier empfiehlt sich der Zusatz von Wasser, vorzugsweise aus dem Kondensat, zur Kontrolle der Verbrennungstemperatur. Sowohl das Wasser als auch seine
35Verdampfungsenergie können bei einer der Verbrennung folgenden Kondensation zurückgewonnen werden. In gleichem Sinne kann als Inertgas auch aus Rauchgasen abgetrenntes Kohlendioxid verwendet werden. Dabei kann in den Brandgasen enthaltenes Kohlenmonoxid zurückgeführt werden.
Wird das Synthesegas in der ersten Betriebsphase verbrannt, so ist dieser Teil des Gesamtverfahrens 5aus der Sicht der Kohlendioxid-Emission eine Kohleverstromung. Die Ökobilanz des Verfahrens, das beansprucht, Kohle mittels überschüssiger Energie in klimafreundliches Methan umzuwandeln, wird hierdurch jedoch nur unwesentlich verschlechtert, wenn in der ersten Betriebsphase (im Gaskraftwerk) überwiegend Erdgas/Hybridmethan zum Einsatz kommt. Außerdem hat die Erfahrung gezeigt, dass generell die Verstromung von Gasen effizienter ist als die Verstromung von Feststoffen lOwie Kohle.
Andererseits kann die Ökobilanz bei dem erfmdungsgemäßen Verfahren durch die (teilweise) Verwendung von Biomasse, z.B. Holz, bei der Kohlevergasung (2.) verbessert werden. Holz als Kohlehydrat lässt sich ebenfalls nach Rk.l in Synthesegas umwandeln. Nach der Methanisierung 15mit Wasserstoff entsteht dann Biomethan. Eine Verbesserung der Ökobilanz bewirkt auch der Zusatz von Wasserstoff zum in das Netz eingeleiteten Methan. Wasserstoff verbrennt völlig emissionsfrei.
Die Gewinnung von klimafreundlichem Hybridmethan aus überschüssiger erneuerbarer Energie und Kohle macht die Energiewende bezahlbarer. Sie macht Länder mit Kohlevorkommen von Gas- 0importen unabhängiger. Das "Hybridspeicherkraftwerk auf der Basis von Kohle und überschüssiger elektrischer Energie" ist mit Abstand das wirtschaftlichste Verfahren, erneuerbare Energien zu verstetigen.
Die wirtschaftliche Bedeutung des erfindungsgemäßen Verfahrens lässt sich an folgender, grob 25 überschlägiger Schätzung ersehen; Aus 1 Mio. KW überschüssiger elektrischer Energie werden 135000 Kubikmeter Hybridmethan gewonnen. Als Hybridmethan oder als Erdgasäquivalent rückverstromt erhält man etwa 850000 KW. (vgl. "elektrochemische Modellrechnung." am Schluss).
Den Kohlenstoff für das Hybridmethan liefern 60 bis 80 to Kohle. D.h. mit dem Einsatz von ca. 70 30to Kohle werden aus 1 Mio. KW überschüssiger Energie zeitversetzt 850000 KW höherwertige Energie für Bedarfsspitzen.
Überschüssige elektrische Energie fällt auch bei allen unflexiblen Kraftwerkstypen wie z.B. Kohle- und Kernkraftwerken an, wenn das Stromnetz wegen Überversorgung vom Kraftwerk keine weitere 35Leistung aufnehmen kann. Ein Zustand, der an der Wirtschaftlichkeit großer Kraftwerke zehrt und der mit der Verbreitung erneuerbarer Energien noch kritischer wird, da erneuerbare Energien im Stromnetz Vorrang haben. Es ist absehbar, wann nur noch entweder zu viel oder zu wenig Strom im Netz ist.
Solchen unflexiblen Kraftwerken kann man ein erfindungsgemäßes Hybridspeicherkraftwerk an dieSeite stellen. Dann kann einerseits aus überschüssiger Energie Hybridmethan hergestellt und in das Gasnetz eingeleitet werden und andererseits für Bedarfsspitzen im Gaskraftwerk Gas verströmt werden. Das (Haupt-)Kraftwerk kann dann im optimalen Wirkungsbereich durchlaufen. Gegebenenfalls kann das Synthesegas auch in der Brennkammer des (Haupt-)Kraftwerkes mit verbrannt werden.
Bei bestehenden Kraftwerken liegt die Ausgangsspannung am Generator in der Größenordnung von 5000 Volt. Die Eingangsspannung üblicher Geräte für Wasserelektrolyse liegt bei 200 bis 300 Volt und resultiert aus der Hintereinanderschaltung mehrerer Zellen mit jeweils 2,2 Volt. Die Anzahl hintereinander geschalteter Zellen wird begrenzt durch die Notwendigkeit, bei der Störung nur einerZelle das gesamte Gerät abschalten und instand setzen zu müssen. Eine wesentlich größere Anzahl von Elektrolysezellen wäre zulässig, wenn man mehrere Blöcke mit gleicher Anzahl von Zellen hintere inanderschaltet und einen zusätzlichen Block bereithält. Fällt dann einer der in Betrieb befindlichen Blöcke aus, so kann der bereitgehaltene zusätzliche Block zugeschaltet und der schadhafte Block wird abgeschaltet und repariert. So kann eine Wasserelektrolyse auch mitvergleichsweise hoher Spannung sicher betrieben werden. Die Eingangsspannung vom Elektrolysegerät wird so dem Kraftwerksgenerator angepasst und der Transformator zum Hochspannungsnetz kann von beiden Geräten in beiden Betriebsphasen genutzt werden. Natürlich kann ein Spannungsunterschied zwischen Generator und Elektrolysegerät (und damit auch zum Haupttransformator) auch durch einen zugeschalteten Transformator überbrückt werden.
Ein besonders vorteilhafter Ort für ein Hybridspeicherkraftwerk wäre in der Nähe eines Braunkohlekraftwerkes. Dort ist Braunkohle direkt verfügbar und bei dem vorhersehbar steigenden Bedarf an Speicherkraftwerken könnte die Energieproduktion und damit auch die Verwendung der Braunkohle vom Braunkohlekraftwerk Zug um Zug auf das Hybridspeicherkraftwerk verlagertwerden. Damit würde die umstrittene Verbrennung der Braunkohle enden und die Braunkohle als wirtschaftlichster Energieträger trotzdem weiterhin gefördert und genutzt werden und hätte sogar eine wichtige Funktion in der Energiewende. Der ökologische Bann wird von der Kohle genommen.
Übersicht der chemischen Reaktionsgleichungen (Rk.1. bis Rk.5.)
Rk.1.) C + H20 = CO+H2
Rk.2.) (CO+ H2)+2 H2=CH4+ H20
Rk.3.) 2H20 = 2H2+02 Rk.4.) CO +H2 + 02 = C02 + H20
Rk.5.) CH4+202=C02+2 H20
Rk.6.) C02+4H2 =CH4+2 H20
Übersicht der Einzelanlagen des Hybridspeicherkraftwerkes (in Klammern die zu denjeweiligen Anlage gehörenden, obigen Reaktionen Rk.l. bis Rk.5.)
1. Kraftwerk / Gaskraftwerk (Rk.4. und/oder Rk.5.)
2. Anlage zur Kohlevergasung und Herstellung des Synthesegases (Rk.l.)
3. Elektrolysegerät und Gleichrichter zur Umwandlung von elektrischer Energie in Wasserstoff (Rk.3.)
4. Anlage zur Hydrierung von Kohlenmonoxid (oder Kohlendioxid) zu Hybridmethan (Rk.5. u.6.)
5. Anschluss an das Hochspannungsnetz und Transformator (Rk.4./5. oder Rk.3.)
6. Anschluss an das Erdgasnetz (Rk.5 oder Rk.2.)
Speicher und Speichermedien
Der wichtigste Speicher ist das Gasnetz mit dem Hybridmethan als Speichermedium. Im Bedarfsfalle kann dann das gespeicherte Hybridmethan oder sein Äquivalent an im Gasnetz befindlichem Erdgas rückverstromt werden. Diese Rückverstromung geschieht vorzugsweise in einem dem Hybrid speicherkraftwerk zugeordneten Gaskraftwerk. Die bei dieser Anlagenkombination auftretenden Synergien sind im Vorangegangenen ausführlich beschrieben. Die Rückverstromung kannaber auch an einem entfernteren Ort erfolgen, wobei dann das Hybridmethan oder seine Äquivalente an Erdgas dem Gasnetz entnommen werden.
Auch das Kohlendioxid kann aus den Rauchgasen abgetrennt und gespeichert oder sequestriert werden. Wird bei der Verbrennung Sauerstoff aus der Wasserelektrolyse anstelle von Lufteingesetzt, so bleibt das Kohlendioxid nach Kondensation des Wassers als Gas übrig. Wird auch das Kohlendioxid druckverflüssigt, so verbleibt das bei der Kohleverbrennung unvermeidliche Kohlenmonoxid, das in den Brenner zurückgeführt werden kann und so nicht in die Umwelt gelangt. Ein weiteres Speichermedium ist das Speisewasser für die Elektrolyse, das als Kondenswasser aus den Rauchgasen des/der Gaskraftwerke gewonnen wird. Ist das Gaskraftwerk mit dem Hybridspeicherkraftwerk verbunden, so kann das Speisewasser vor Ort gesammelt, aufbereitet und mit entsprechender Kapazität im Tank gespeichert werden. Von entfernteren Gaskraftwerken müsste das dort gesammelte Kondenswasser dann zum Hybridspeicherkraftwerk in Tankwagen transportiertwerden. In diese Transporte könnten dann auch Kondensate aus Brennwertheizungen einbezogen werden. Sammlung und Speicherung des Kondensates aus der Erdgas-/Hybridgasverbrennung ist deswegen ein Gegenstand der Erfindung, weil mit der Menge der Rückbau des Hybridmethans aus Synthesegas ermöglicht wird (Rk.2., Rk.3. und Rk.5.). Das Kondensat aus der Verbrennung von Erdgas ist wegen seiner größeren Reinheit dem ebenfalls erfindungsgemäß zur Wasserelektrolyse zu verwendenden Kondensat aus der Verbrennung von aus Kohle stammendem Synthesegas vorzuziehen.
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Synthesegas / Herstellung und Verwendung
Das Synthesegas entsteht in der ersten Stufe des "Fischer-Tropsch-Verfahrens" aus Kohlenstoff und Wasserdampf bei hohen Temperaturen (Rk.l.). Je nach Qualität der Kohle oder der Kohlenstoffverbindung enthält es als Hauptkomponente Kohlenmonoxid und Wasserstoff sowie gegebenenfalls lOMethan. Möglich ist auch, die Kohle unter Luftausschluss auf 1000°C bis 1300°C zu erhitzen, wobei man Koks erhält, d.h. reineren Kohlenstoff, welcher zum Synthesegas umgesetzt wird. Daneben werden etwa je 1 to Kohle ca. 300 Kubikmeter Leuchtgas, eine Gasmischung mit ca. 50% Wasserstoff und 30% Methan als Hauptbestandteile, welche direkt in das Gasnetz oder in Rk.2 eingeschleust werden können. Als weiteres Nebenprodukt der Verkokung der Kohle entsteht der
15sog. "Steinkohlenteer", eine Mischung von Aromaten Der Steinkohlenteer war historisch gesehen das Sprungbrett der chemischen Industrie. Falls mit dem erfindungsgemäßen Verfahren der ökologische Bann von der Kohle genommen wird, können bei der erfindungsgemäßen Kohleverwertung wieder zahlreiche chemische Zwischenprodukte gewonnen werden und die Abhängigkeit der Chemie von der Petrochemie wird vermindert.
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In beiden Fällen ist die Herstellung des Synthesegases, die auch seine Reinigung einschließt, ein komplexer, kontinuierlich ablaufender Prozess, bei dem sich ein laufendes An- und Abstellen in den wechselnden Betriebsphasen des Speicherkraftwerkes verbietet. Es ist daher ein besonderer Gegenstand der vorliegenden Erfindung, dass das Synthesegas in beiden Betriebsphasen in 5unterschiedlichen Verwendungen (in der ersten Betriebsphase gemäß Rk.3 und in der zweiten Betriebsphase gemäß Rk.4.) eingesetzt wird.
Wird das Hybridspeicherkraftwerk einem Kohlekraftwerk beigestellt, so kann in der zweiten Betriebsphase das Synthesegas auch in die Brennstelle des Kohlekraftwerks eingeblasen werden 0und so verströmt werden. Mit einem zusätzlichen gasförmigen Brennstoff steht für Bedarfsspitzen höhere Leistung wesentlich schneller zur Verfügung So gewinnt man selbst mit einem Kohlekraftwerk Flexibilität.
Die Umsetzung des Synthesegases zu Hybridmethan (Rk.2.) erfolgt in einer nach dem Chemiker 5"Sabatier" genannten Reaktion, in der Kohlenmonoxid an Nickel- oder Eisenkatalysatoren mit Wasserstoff zu Methan hydriert wird, Die chemische Reaktion ist exotherm und kann bei einer Verfeinerung des erfindungsgemäßen Verfahrens thermisch genutzt werden, wodurch der Wirkungsgrad der Rückverstromung weiter gesteigert werden kann.
Bei veränderter Reaktionsführung in Rk.3 können auch langkettige Kohlenwasserstoffe gewonnenwerden, welche als Treibstoffe für Kraftfahrzeuge geeignet sind.
Synthesegas / Verstromung /Speicherung von Kohlendioxid
Verstromung des Synthesegases bedeutet seine direkte oder indirekte thermische Nutzung zum Zwecke der Erzeugung elektrischer Energie.
Das in der Betriebsphase der Verstromung des Synthesegases gebildete Kohlendioxid kann auch gespeichert bzw. sequestriert werden. Dabei wird beispielsweise nach der Kondensation des bei der Verbrennung aus dem Wasserstoff gebildeten Wassers das Kohlendioxid durch Druckverflüssigung aus den Rauchgasen abgetrennt. Nimmt man zur Verbrennung anstelle von Luft den bei der Wasser-elektrolyse gebildeten Sauerstoff, so verbleibt nach der Wasserkondensation als einziges Gas Kohlendioxid, das direkt gespeichert werden kann.
Bei der Verstromung des Synthesegases kann neben seiner direkten Verbrennung auch das Kohlen- monoxid mit Wasserdampf in Kohlendioxid und weiteren Wasserstoff überführt werden. Dann wirddas Kohlendioxid gespeichert und nachfolgend wird ausschließlich Wasserstoff verbrannt. Dieser Wasserstoff kann auch, in gleicher Weise wie aus der Elektrolyse gewonnener Wasserstoff, methanisiert werden. Dies geschieht, indem der Wasserstoff entweder mit gespeichertem Kohlendioxid (Rk.6.) oder mit Synthesegas Kohlenmonoxid (Rk.2.) zur Reaktion gebracht wird. Zu letzterem kann das Synthesegas geteilt werden, wobei ein Teil wie oben zu Wasserstoff und Konlen-dioxid durchreagiert und der andere Teil des Synthesegases dann mit Wasserstoff zu Methan reagiert (Rk.2.). Dabei entsteht auch in der Betriebsphase der Verstromung des Synthesegases Methan, welches alternativ zur direkten Verbrennung/Verstromung auch gespeichert werden kann.
Zusammengefasst kann das Synthesegas als solches, als Wasserstoff oder als Methan verströmt/verbrannt werden. In allen drei Varianten kann das Kohlendioxid wie beschrieben abgetrennt und gespeichert werden.
Die Überführung des Synthesegases in Methan auch in der Betriebsphase, in der sonst seine Verstromung ansteht, empfiehlt sich, wenn am Ort des Hybridspeicherkraftwerkes elektrischeEnergie nicht benötigt wird und auch nicht abgeleitet werden kann. Wird bei dem erfindungsgemäßen Verfahren das Synthesegas aus Biomasse (z. B. Holz) gewonnen, so wird in der Betriebsphase der Verstromung bei der Sequestrierung das Kohlendioxid, das die Pflanzen aus der Atmosphäre entnommen hatten, im Boden gespeichert und in der Betriebsphase der Speicherung überschüssiger Energie wird Biomethan erzeugt.
Nachweis des Bio-Anteiles in den Gasen Kohlendioxid und Methan
Die als Endprodukte gebildeten Gase Kohlendioxid und Methan werden je nach ihrem Ursprung (Biologisch oder Fossil) entweder mit Abgaben belastet oder finanziell gefördert (z.B. Biomethan). Wichtig ist daher, wenn z.B. wechselnde Anteile von Holz mit Kohle erfindungsgemäß vergast werden, den Bio-Anteil in o.g. Gasen zu ermitteln.
Dies kann mittels der aus der Archäologie bekannten Radiocarbon-Methode (C14-Methode) erfolgen. Dabei wird davon ausgegangen, dass die eingesetzte Biomasse und damit auch gebildetesBiomethan bezüglich des C14-Isotopenanteiles den Anfangswert besitzt, während fossiler Kohlenstoff kein C14 enthält. Gleiches gilt für Kohlendioxid. Die Messung kann an den Gasen nach der sog. "Zählrohrmethode nach Libby" erfolgen.
Elektrochemische Modellrechnung für die Herstellung von Hybridmethan aus(überschüssiger) elektrischer Energie und Kohle:
Beginnend mit Rk.3. (Wasserelektrolyse) werden für einen Kubikmeter Wasserstoff (H2) bei einem angenommenen Wirkungsgrad der Elektrolyse von 80% 4,2 KW benötigt. Gemäß Rk.2. werden zusätzlich zum Wasserstoff des Synthesegases weitere 2 Mol Wasserstoff (H2) für die Herstellung von Hybridmethan aus Kohlenmonoxid benötigt. Daraus folgt, dass je Kubikmeter aus Synthesegashergestelltem Hybridmethan (CH4) ca. 8,4 KW elektrische Energie benötigt werden.
Es wird angenommen, der Kohlenstoff für das Hybridmethan wird aus Kohle gewonnen. Methan besteht zu 75% aus Kohlenstoff (Molgewicht Methan: 16, Atomgewicht Kohlenstoff: 12). Die Gasdichte von Methan liegt bei 718g/Kubikmeter. Daraus errechnet sich, dass 1 Kubikmeter Methan 539g Kohlenstoff enthalten. Bei einem Kohlenstoffgehalt der Kohle von 65% bis 90% (je nachQualität der Kohle) werden 580g bis 830 g Kohle je Kubikmeter Hybridmethan benötigt.
Zusammengefasst ergeben 8,4 KW (überschüssige) elektrische Energie und 580g bis 830g (trockene) Kohle einen Kubikmeter Hybridmethan, welches mit Erdgas der H Qualität vergleichbar ist. Rückverstromt würde der Kubikmeter Hybridmethan 7,5 KW liefern (Energieinhalt von Hybridmethan 11,5 KW / Wirkungsgrad des Gaskraftwerkes 65%). Klammert man den Einsatz der (580g)Kohle aus, so liegt der Wirkungsgrad der Rückverstromung bei 87%.
Verstromung des Synthesegases /Verstetigung der Hydrierung von Kohlenmonoxid In der Verstromungsphase wird das Synthesegas durch Verbrennen im Kraftwerk in elektrische Energie umgewandelt. Die Verstromung des Synthesegases kann in einem Kohle- oder Gaskraftwerk erfolgen. Im Gaskraftwerk kann, je nach Bedarf an elektrischer Energie, auch Erdgas mit verströmt werden.
5
Die Verstromungsphase ist naturgemäß mit einem Stillstand der Energiespeicherung verbunden. Die erfindungsgemäße Energiespeicherung ist jedoch ebenso wie die Kohlevergasung ein chemischer Prozess, bei welchem Kohlenmonoxid beteiligt ist. Es ist daher von Vorteil, die Hydrierung von Kohlenmonoxid zu Methan auch in der Verstromungsphase, wenn auch mit niedrigerer Leistung, lOweiterlaufen zu lassen.
Dies kann auch ohne zusätzlichen Wasserstoff aus der Wasserelektrolyse erreicht werden, indem Wasserstoff vom Synthesegas abgetrennt wird und 2 Mol des abgetrennten Wasserstoffes gemäß Reaktionsgleichung 2 mit je einem Mol Wasserstoff und einem Mol Kohlenmonoxid aus dem 15 Synthesegas zu Methan umgesetzt werden. So kann auch in der Verstromungsphase die Methanbildung in niedrigem Leistungsbereich weitergeführt werden. Verbleibendes Kohlenmonoxid oder verbleibendes mit Kohlenmonoxid angereichertes Synthesegas wird dann erfindungsgemäß im Kraftwerk verströmt. 0Weiterhin kann beim Herunterfahren der Kohlenmonoxid-Hydrierung, wenn unreagiertes Kohlenmonoxid im Methan auftritt, das Reaktionsgemisch vorübergehend im Kraftwerk verbrannt werden. Hierdurch wird vermieden, dass Kohlenmonoxid ins Gasnetz gelangt (als Sicherheitsmaßnahme kann dies allgemein beim Auftreten von Kohlenmonoxid im Endprodukt Methan geschehen). Da das Herunterfahren der Kohlenmonoxid-Hydrierung mit dem Beginn der Verstromungsphase
25verbunden ist, dürfte dann zusätzlicher Brennstoff willkommen sein. Dies ist eine weitere Synergie bei der Koppelung von Kraftwerk und Kohlendioxid-Hydrierung.
Elektrochemische Modellrechnungen / Rückverstromung
Zusammenhänge zwischen Energie, Masse und Volumen, welche sich durch die chemischen 30Gesetzmäßigkeiten ergeben, sind im Folgenden beschrieben. Den Berechnungen wird Synthesegas als äquimolare Mischung aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid zugrunde gelegt. Abhängig von den Ausgangsstoffen (Kohle, Biomasse) und ihrer Vergasungsmethode kann das Mischungsverhältnis sich ändern. Zusätzlich kann im Synthesegas vorgebildetes Methan vorhanden sein. Speicherphase: Energie / Masse / Volumen (gerundet)
Bezugsgröße der zu speichernden elektrischen Energie: 1 Mio. KW
Durch Wasserelektrolyse werden aus 0., 8 1 Wasser und
4,2 KW (80% Wirkungsgrad) 1 cbm Wasserstoff.
5Gemäß Rk.2 u. 3. ergeben 2 H2 (mit Synthesegas) 1 CH4.
D.h. ein Kubikmeter Methan bindet 8,4 KW / 1 Mio. KW ergeben: 120000 cbm Methan Hinzugefügt werden 600g bis 800g Kohle /cbm Methan: ca. 85 to Kohle Speicher
Nur das Kondenswasser aus der Rauchgasabtrennung muss
lOGespeichert werden (zweite Betriebsphase) D.h.
0.8 x 2 x 120000 = 192000 1 Wasser bei Erdgasverbrennung: 192 cbm Wasser
0,8 x 1 x 120000 = 96000 1 Wasser bei Synthesegasverbrennung: 96 cbm Wasser
Der zweite Speicher, das Gasnetz hat für alle denkbaren Situationen
ausreichende Kapazität.
15Rückverstromung
Aus 120000 cbm Methan werden bei 65% Wirkungsgrad
im Gaskraftwerk ca. 850000 KW
Wirkungsgrad der Rückverstromung
(bez. Auf 1 Mio. KW ohne Kohleeinsatz) 85%
0
Schlussfolgerungen
■ Überschüssige Energie und Kohle ergeben Methan, das im Gasnetz gespeichert, transportiert und mit einem Wirkungsgrad von ca. 85% (Strom zu Strom) rückverstromt werden kann
5■ In unterschiedlichen Betriebssituationen wird vom Hybridspeicherkraftwerk abwechselnd elektrische Energie aufgenommen und gespeichert oder abgegeben.
■ Das Hybridmethan entspricht Erdgas der H-Qualität.
■ 1 Kubikmeter Hybridmethan setzt sich zusammen aus ca. 700g Kohle und 8 KW überschüssiger Energie.
0" Der Wirkungsgrad der Rückverstromung der gespeicherten Energie (unter Hinzufügen von 60 bis 80 kg Kohle je MW) Uegt bei ca. 85% (75 bis 90%, abhängig von dem Wirkungsgrad des rückverstromenden Gaskraftwerkes).
■ Durch den Kohlezusatz wird die Effizienz der Wasserelektrolyse mehr als verdoppelt
■ Bei Verwendung von Biomasse wird zusammen mit der zu speichernden elektrischen 5Energie der gesamte biologische Kohlenstoff zu Biomethan umgesetzt (in Biogasanlagen bilden sich aus dem Kohlenstoff neben Methan 30 bis 50% Kohlendioxid). Auch gespeichertes Kohlendioxid kann Methan mit Wasserstoff rekonstruiert werden. Im Vergleich zu Synthesegas benötigt Kohlendioxid allerdings die doppelte Menge an Wasserstoff zur Methanisierung. Der Mechanismus der Rückbildung von Methan aus seinen Rauchgasen wird aus folgenden Gleichungen ersichtlich:
A. ) Verbrennung von Methan CH4 + 2 02 > C02 + 2 H20
B. ) Elektrolyse von Wasser 4 H20 > 4 H2 + 2 02
C. ) Rückbildung von Methan C02 + 4 H2 > CH4 + 2 H20
Aus C.) ist ersichtlich, dass bei der Rückbildung von Methan aus Kohlendioxid 4 Mol Wasserstoff benötigt werden, während bei Synthesegas zur Methanbildung nur 2 Mol Wasserstoff benötigt werden. Entsprechend ist die Effizienz (Wirkungsgrad) der oben beschriebenen Technologie, welche„Power to Gas" genannt wird. Der Gesamtwirkungsgrad liegt dann bei 35 bis 40% (Stromzu Strom).
Nach den Gleichungen A. bis C. lässt sich auch ein chemisches Speicherkraftwerk darstellen. Dabei wird in einer Betriebsphase Methan zur Energieerzeugung verbrannt/verströmt (A.) und das Kohlendioxid aus den Rauchgasen abgetrennt und gespeichert. In einer anderen Betriebsphase wirdmit zu speichernder überschüssiger elektrischer Energie Wasserstoff durch Elektrolyse gewonnen (B.) und der Wasserstoff hydriert das gespeicherte Kohlendioxid zu Methan (C). Auch das Wasser aus Gleichung A. und C. lässt sich durch Kondensation abtrennen und zum Speisewasser für die Wasserelektrolyse (B.) bereiten. Speichert man auch den neben Wasserstoff in der Elektrolyse (B.) entstehenden Sauerstoff und verwendet ihn bei der Verbrennung von Methan anstelle derVerbrennungsluft (A.), so bestehen die Rauchgase ausschließlich aus Kohlendioxid und Wasserdampf und nach Kondensation des Wasserdampfes kann gasförmiges Kohlendioxid direkt gespeichert werden. Kohlendioxid und Wasser kann auch als Mischung gespeichert werden.
Ein weiteres Speicherkraftwerk ist in Gleichung B.) enthalten. In dieser Gleichung kann man in dereinen Betriebsphase die Reaktion von rechts nach links ablaufen lassen und den Wasserstoff verbrennen/verströmen. Das gebildete Wasser wird (nach Kondensation) gesammelt und gespeichert. In der anderen Betriebsphase wird das gespeicherte Wasser durch Elektrolyse mit zu speichernder elektrischer Energie in Wasserstoff und Sauerstoff zerlegt, wobei in Gleichung B. die Reaktion von links nach rechts abläuft. Der Wasserstoff wird gespeichert und steht für die andereBetriebsphase, die Verbrennung/Verstromung, zur Verfügung. Auch hier kann der Sauerstoff gespeichert und anstelle der Verbrennungsluft eingesetzt werden. Die Verwendung von reinem Sauerstoff bei der Verbrennung hat den Vorteil, dass in Abwesenheit von Luftstickstoff keine Stickoxide entstehen.
Ein weiterer Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit die elektrochemische Rekonstruktion 5von Methan aus seinen Rauchgasen, dadurch gekennzeichnet, dass in einem Gaskraftwerk, das mit einer Wasserelektrolyse und mit einer Hydrierung von Kohlendioxid verbunden ist in einer ersten Betriebsphase bei laufender Erdgas / Methan Entnahme aus dem Gasnetz und dessen Verbrennung im Kraftwerk elektrische Energie erzeugt und in das Stromnetz eingeleitet wird und aus den Rauchgasen Kohlendioxid abgetrennt, gesammelt und gespeichert wird und in einer zweiten lOBetriebsphase elektrische Energie aus dem Stromnetz von der Wasserelektrolyse aufgenommen wird und bei der Wasserelektrolyse gebildeter Wasserstoff das in der ersten Betriebsphase gesammelte und gespeicherte Kohlendioxid zu Methan hydriert und das Methan in das Gasnetz eingeleitet wird.
15 Weiterhin kann Wasserdampf aus den Rauchgasen in der ersten Betriebsphase kondensiert, gespeichert und als Speisewasser für die Elektrolyse in der zweiten Betriebsphase verwendet werden.
Ferner kann der in der zweiten Betriebsphase bei der Wasserelektrolyse neben Wasserstoff in der 0passenden Menge gebildeter Sauerstoff gespeichert und in der nachfolgenden ersten Betriebsphase anstelle der Verbrennungsluft eingesetzt werden. Wird dann reiner Wasserstoff mit reinem Sauerstoff verbrannt, so bestehen die Rauchgase aus reinem Wasser, das gespeichert und dann direkt der Elektrolyse zugeführt werden kann. Wird Methan mit reinem Sauerstoff verbrannt, so bestehen die Rauchgase nur aus Wasserdampf und Kohlendioxid, die getrennt, gespeichert und 5wiederverwendet werden.
Allgemein sind wässrige Kondensate, welche bei der Verbrennung von Wasserstoff oder von Kohlenwasserstoffen aus den Rauchgasen gewonnen werden (zum Beispiel in Brennwertheizungen), als Speisewasser für die Wasserelektrolyse geeignet.
30
Die Verwendung des in der Speicherphase bei der Elektrolyse gesammelten und gespeicherten Sauerstoffes bietet zusammengefasst folgende Vorteile und Möglichkeiten:
1. Bei der Methanverbrennung mit reinem Sauerstoff anstelle der Verbrennungsluft bestehen die Rauchgase ausschließlich aus Wasserdampf und Kohlendioxid. Nach Kondensation des Wasser- 35dampfes und Abtrennung des Kondensates bleibt als Gas speicherfähiges Kohlendioxid. Dabei entsteht in der Speicherphase genau die Menge an Sauerstoff, die in der Verstromungsphase zur Verbrennung des Methans erforderlich ist. 2. Wie bei 1. bestehen auch bei der Verbrennung von Synthesegas mit reinem Sauerstoff die Rauchgase aus Wasserdampf und Kohlendioxid, wodurch die Abtrennung (und Speicherung bzw. Sequestrierung) von Kohlendioxid in gleicher Weise erleichtert wird. Wird hierbei nach Abtrennung des wässrigen Kondensates das Kohlendioxid verflüssigt (z.B. durch Druck), so kann in den Brand-
5gasen enthaltenes Kohlenmonoxid, das nahezu 100°C tiefer siedet als Kohlendioxid und das deshalb in der Gasphase verbleibt, zur Verbrennung zurückgeführt werden. Indem Kohlenmonoxid bei der Verbrennung im Kreise gefahren wird, gelangt es nicht in die Umwelt. So wird es auch möglich, bei der Verbrennung von Synthesegas höhere Temperaturen zuzulassen, was thermo- dynamisch erwünscht ist, aber wegen des dann vermehrt auftretenden Kohlenmonoxids sonst zu Overmeiden ist.
3. Auch bei der Verbrennung bzw. Verstromung von Wasserstoff ist der Einsatz des reinen Sauerstoffs von Vorteil. Einziges„Rauchgas" ist dann Wasserdampf, der gespeichert und in der Speicherphase direkt als Speisewasser für die Wasserelektrolyse verwendet werden kann. Reiner Wasserstoff und reiner Sauerstoff, wie sie bei der Elektrolyse entstehen ergeben reines Wasser, das wiederum in5reinen Wasserstoff und Sauerstoff zerfällt usw. Wegen der hohen Energiedichte des Wasserstoff- Sauerstoff-Gemisches kann Wasserdampf bei der Verbrennung zur Temperaturkontrolle zugesetzt werden. Dabei kann eine Dampfturbine direkt hinter der Gasturbine angeordnet werden. Entspannter Dampf wird dann in die Verbrennung zurückgeführt und nur die Menge an Wasserdampf wird kondensiert, welche als Speisewasser für die Elektrolyse benötigt wird.
04. In allen drei beschriebenen Anwendungsfällen bewirkt der reine Sauerstoff bei der Verbrennung, dass (im Gegensatz zur Verbrennung mit Luft) in Abwesenheit des Luftstickstoffes keine Stickoxide entstehen.
5. Wird das Synthesegas nach der sog. Oxyvergasung (Vergasung von Kohle oder Kohlenstoff- Verbindungen mit Unterschuss an Sauerstoff) hergestellt, so kann auch hier der reine Sauerstoff aus5der Wasserelektrolyse eingesetzt werden. Da der Sauerstoff dann unterstöchiometrisch eingesetzt wird, bleibt noch Sauerstoff zum Speichern für die Verstromungsphase übrig.
Wird das Synthesegas aus Biomasse gewonnen, so ergeben sich erfindungsgemäß folgende Vorteile:
1. Bei der Verbrennung Verstromung von Synthesegas aus Biomasse wurde das dann sequestrierte0Kohlendioxid ursprünglich von den die Biomasse bildenden Pflanzen aus der Atmosphäre aufgenommen. D.h. bei der erfindungsgemäßen Verwendung von Biomasse wird der Kohlendioxidgehalt in der Atmosphäre vermindert.
2. In der Speicherphase wird der gesamte Bio-Kohlenstoff des Synfhesegases in Biomefhan umgewandelt. Das ist fast die doppelte Biomethan-Ausbeute gegenüber Biogasanlagen.
53. Wird Biomasse in Mischung mit Kohle vergast und sind diese Mischungen saisonbedingt schwankend, so kann der Biokohlenstoff im sequestrierten Kohlendioxid^ im erzeugten Methan nach der aus der Archäologie bekannten Radiokarbon-Methode bestimmt werden.

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur Erzeugung und Speicherung elektrischer Energie, bei dem in einer Verstromungsphase Synthesegas in einem Kraftwerk zur Erzeugung elektrischer Energie verbrannt wird und in einer Speicherphase Synthesegas mit zusätzlichem Wasserstoff zu
5 Methan umgesetzt und das erzeugte Methan in das Erdgasnetz eingeleitet und im Erdgasnetz gespeichert wird, wobei der zur Methanbildung aus Synthesegas zusätzlich benötigte Wasserstoff durch Wasserelektrolyse gewonnen wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Herstellung von Synthesegas kontinuierlich durchläuft und Verstromungsphase und Speicherphase sich abwechseln.
103. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, bei dem während der Verstromungsphase die Methanerzeugung weitergeführt und zur Methanerzeugung zusätzlich benötigter Wasserstoff aus einem Teil des Synthesegases abgetrennt und der abgetrennte Wasserstoff mit dem Rest des Synthesegases umgesetzt, das gebildete Methan in das Erdgasnetz eingeleitet und der an Wasserstoff abgereicherte Teil des Synthesegases zur Erzeugung elektrischer Energie im
15 Kraftwerk verbrannt wird.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, bei dem aus dem Gasnetz gespeichertes Methan oder dessen Äquivalent an Erdgas entnommen und in einem Kraftwerk rückverstromt wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, bei dem Synthesegas durch Vergasen von Kohle oder Koks hergestellt wird.
206. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem Synthesegas durch Vergasen von Biomasse hergestellt wird und in der Speicherphase der biologische Kohlenstoff insgesamt in Biomethan umgewandelt wird.
7. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem bei der Herstellung von Synthesegas aus Mischungen von fossilem Kohlenstoff und Biomasse der Anteil an biologischem Kohlenstoff in der Speicher-
25 phase im erzeugten Methan und/oder in der Verstromungsphase im erzeugten Kohlendioxid nach der Radiokarbon-Methode bestimmt wird.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, bei dem bei der Verbrennung von Wasserstoff oder Methan gebildeter Wasserdampf durch Kondensation aus den Rauchgasen abgetrennt wird und das Kondensat als Speisewasser für die Wasserelektrolyse genutzt wird.
309. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, bei dem bei der Verbrennung von Synthesegas oder Methan in der Verstromungsphase gebildetes Kohlendioxid aus den Rauchgasen abgetrennt und gespeichert wird.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, bei dem in der Speicherphase der neben Wasserstoff in der Elektrolyse gebildete Sauerstoff gesammelt und gespeichert wird und in der Verstromungsphase bei der Verbrennung anstelle der Verbrennungsluft eingesetzt wird.
11. Verfahren nach Anspruch 10, bei dem die ausschließlich aus Wasserdampf und Kohlendioxid 5 bestehenden Rauchgase gemeinsam gespeichert werden oder nach Abtrennung von wässrigem
Kondensat verbleibendes Kohlendioxid gespeichert wird.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, bei dem bei Auftreten von Kohlen onoxid in den Rauchgasen nach Abtrennen des Kohlendioxids und des Wasserkondensates gasförmiges Kohlenmonoxid zur Gasverbrennung zurückgeführt wird.
1013. Verfahren zur Erzeugung und Speicherung elektrischer Energie, bei dem in einer ersten Betriebsphase Synthesegas mit zusätzlichem Wasserstoff, der durch Elektrolyse mit zu speichernder elektrischer Energie gewonnen wird, zu Methan umgesetzt und das erzeugte Methan in das Erdgasnetz eingespeist wird; und in einer zweiten Betriebsphase das eingespeiste Methan oder dessen Äquivalent an Erdgas dem Erdgasnetz entnommen und in
15 einem Gaskraftwerk rückverstromt wird.
14. Verfahren nach Anspruch 13, bei dem die erste Betriebsphase zu einer anderen Zeit oder an einem anderen Ort durchgeführt wird als die zweite Betriebsphase.
15. Speicherkraftwerk, umfassend
1) Vorrichtung zur Kohlevergasung,;
20 2) Kraftwerk;
3) Vorrichtung zur Wasserelektrolyse und Gleichrichter;
4) Vorrichtung zur Hydrierung von Kohlenmonoxid;
5) Transformator mit Anschluss an das Hochspannungsnetz;
6) Anschluss an das Erdgasnetz.
2516. Speicherkraftwerk nach Anspruch 15, bei dem die Spannung der Vorrichtung zur Wasserelektrolyse auf die Spannung des Generators im Kraftwerk abgestimmt und der Transformator zum Hochspannungsnetz sowohl von der Elektrolyse als auch vom Kraftwerk genutzt wird, in dem zum Erreichen der Spannung in der Elektrolyse die Elektrolysezellen in Blöcken mit gleicher Spannung hintereinander geschaltet werden, und ein Elektrolyseblock in Reserve
30 gehalten wird, der im Falle einer Störung in einem Block zwischengeschaltet wird, während der Block mit der Störung abgeschaltet und in Stand gesetzt wird.
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