WO2020245016A1 - Elektrisch beheizte, hybride hochtemperaturverfahren - Google Patents

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WO2020245016A1
WO2020245016A1 PCT/EP2020/064779 EP2020064779W WO2020245016A1 WO 2020245016 A1 WO2020245016 A1 WO 2020245016A1 EP 2020064779 W EP2020064779 W EP 2020064779W WO 2020245016 A1 WO2020245016 A1 WO 2020245016A1
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Grigorios Kolios
Andreas Bode
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    • Y04S20/222—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving

Definitions

  • the invention relates to a method for continuously performing one or more heat-consuming processes, which is characterized in that the at least one heat-consuming process is electrically heated, the maximum temperature in the reaction zone of the heat-consuming process is greater than 500 ° C, at least 70% of the Products of the at least one heat-consuming process are continuously processed further in downstream processes and / or are fed to a local energy carrier network and the electrical energy required for the at least one heat-consuming process is obtained from an external power grid and from at least one local power source, wherein the at least one local power source is fed at least 50% of its annual energy requirement from at least one local energy carrier network and a maximum of 50% of its annual energy requirement is fed with products from the heat-consuming process, with im at least one local energy carrier network is stored as the energy carrier natural gas, Naptha, hydrogen, synthesis gas and / or water vapor, the at least one local energy carrier network being fed with at least one further product and / or by-product from at least one further chemical process and the local energy carrier network has a total capacity of at least 5
  • US 4,776,171 describes an energy generation and management system consisting of several renewable energy sources and several energy storage sources, as well as several control and distribution stations in order to meet the needs of the industry.
  • US 2011/0081586 describes a combination of a renewable energy source with an electrochemical or electrolytic cell in which the electrochemical or electrolytic cell can compensate for the fluctuations in the renewable energy source and thus makes it continuously usable.
  • US 2008/0303348 discloses a power plant that is based exclusively on renewable energies and yet enables demand-dependent control.
  • US 2008/0303348 loading describes the combination of wind energy, solar energy and the energy obtained from the combustion of biomass. It describes how the power plant can switch between the three energy sources smoothly and spontaneously in order to meet the industry's needs at low cost at any time.
  • the focus of these disclosures is to be able to offer consumers the electricity they need - despite the use of fluctuating renewable energy.
  • the customer specifies the amount of electricity produced and the weather determines the proportion of electricity generated from renewable sources.
  • US 2012/0186252 describes a method for generating and distributing electricity which is not exclusively adapted to the needs of external customers.
  • a conventional power plant is operated with fossil and / or renewable fuels and the electricity generated is fed into the public electricity network as long as electricity is required.
  • the electricity generated is used internally to generate hydrogen, which can then be converted into the renewable fuel methane with carbon dioxide in a Sabatier process.
  • the hydrogen generator can thus dampen the slow dynamics of the local power source due to fluctuating production output.
  • electricity from the public grid is used to operate the internal hydrogen generator.
  • the hydrogen generator is therefore operated depending on the electricity demand and electricity supply; When there is little electricity demand, the electricity for the generator comes from a local source and in times of excess electricity from the public power grid.
  • the disadvantage of this method is that the hydrogen generator is operated as a heat-consuming process with fluctuating production output, since this serves to adapt the output of the conventional power plant to the needs of the network.
  • US 4,558,494 describes the direct use of solar energy for the production of ammonia.
  • the heat required for this endothermic process is provided by a heat transfer fluid that is heated by solar energy when solar energy is available and by burning the ammonia produced when solar energy is not available.
  • US 4,668,494 accordingly discloses the use of two separate energy sources, a solar and an oxidative, for an endothermic chemical process; the use of an electrical power source is not described.
  • control power a distinction is made between secondary control power and minute reserve power depending on the required activation time.
  • the provision of a capacity as control power, the so-called control power reserve is remunerated, regardless of whether the capacity is used or not.
  • the so-called control power reserve is remunerated, regardless of whether the capacity is used or not.
  • the remuneration for the provision of control power for primary control power, secondary control power and minute reserve power was just under € 200 million (2017 monitoring report by the Federal Network Agency).
  • the remuneration for using the control power is determined by the balance energy price.
  • the balancing energy price can be offered on the electricity market well below its production costs or at prices that are lower in relation to its energy content than for a fossil fuel with the same calorific value, or for free (i.e. without consideration) or even at negative prices.
  • the mean value of the balancing energy price was -14.12 € / MWh. This means that consumers who purchased excess electricity received an additional credit. This total of credits amounted to around € 10.78 million in 2016.
  • the Renewable Energy Sources Act guarantees the producers of renewable energies priority feed-in into the power grid. If, despite all network optimization and network expansion measures, situations arise in which a down-regulation of the renewable electricity producers cannot be avoided due to excess capacities or a lack of transport capacities, this must be remunerated by the network operator in whose network the cause of the down-regulation is justified. In 2016, 3743.2 GWh were affected by these so-called feed-in management measures, which had to be remunerated at around € 643 million (2017 monitoring report by the Federal Network Agency).
  • the start-up time of lignite and hard coal power plants is several hours.
  • the start-up time of combined cycle power plants is around one hour.
  • the power plant efficiency is 55% to 60% in combined cycle power plants, 42% to 47% in hard coal power plants, 38% to 43% in lignite power plants and 34% to 40% in gas turbine power plants.
  • All thermal power plant types have a usable load range between 40% and 90% of the maximum output, with the power plant efficiency being highest in the full load range. Taking these features into account, the task arises to connect consumers with a large, continuous power requirement to the power grid so that base load power plants can work as continuously as possible at high loads.
  • Control circuits of different speeds are used for frequency control in electrical networks: primary control with a response time of less than 30s, secondary control with a response time of less than 5 minutes and finally tertiary control, which allows a longer response time.
  • the primary control is triggered automatically and has a direct effect on the operating status of running power plants.
  • the secondary control is also triggered automatically and can activate reserve capacities from standby mode.
  • the tertiary regulation (or minute reserve) is usually activated by organizational measures.
  • the secondary control and the minute reserve can be positive (with increased power requirement) or negative (with reduced power requirement).
  • the positive secondary control and the minute reserve are usually activated by switching on reserve power plants.
  • the negative minute reserve requires one Energy consumers.
  • Heat storage systems can store energy in the form of heat.
  • the heat can be obtained from, for example, flue gases from combustion processes, from electrical heaters, from solar collectors.
  • Heat accumulators can be divided into three main categories. Sensitive heat storage systems store heat as a noticeable increase in temperature; with latent heat storage systems, the energy is stored in the phase transition of the storage medium. Thermochemical and sorption storage systems store heat energy reversibly as chemical reaction or ad / absorption heat. Liquid or solid materials with a high heat capacity are used as sensible heat storage.
  • Common liquids are water for the temperature range from 0 ° C to 100 ° C, heat transfer oil for the temperature range from 0 ° C to 400 ° C, nitrate salts for the temperature range from 250 ° C to 570 ° C, carbonate salts for the temperature range from 450 ° C C to 850 ° C and sodium for the temperature range from 100 ° C to 800 ° C.
  • Common solid heat stores are moist gravel fillings for the temperature range from 0 ° C to 100 ° C, concrete for the temperature range from 0 ° C to 500 ° C, Gravel or sand, granite, or iron alloys for the temperature range from 0 ° C to 800 ° C and bricks for the temperature range from 0 ° C to 1000 ° C.
  • latent heat storage Materials that change their aggregate state in the work area either between solid and liquid or between liquid and gaseous are used as latent heat storage.
  • Common materials are water, which is used at 0 ° C as a solid-liquid latent heat store and in the temperature range from 100 ° C to 350 ° C as a vapor-liquid latent heat store.
  • Other solid-liquid latent heat storage systems are raw paraffin at around 34 ° C, eicosan at around 37 ° C, lauric acid at around 44 ° C, myristic acid at around 54 ° C, stearic acid at around 70 ° C, mirabilite (Na 2 SO 4 10H 2 O) at around 32 ° C, pentahydrate (Na 2 S 2 0 3 5H 2 0) at approx.
  • Thermochemical storage systems use reversible reactions. Such reactions can include the dehydration of metal hydrides, for example MgH 2 , Mg 2 NiH 4 , Mg 2 FeH 6 , the dehydration of metal hydroxides, for example Mg (OH) 2 , Ca (OH) 2 , Ba (OH) 2 , the decarboxylation of metal carbonates , for example MgC0 3 .
  • PbC0 3 , CaC0 3 , BaC0 3 the partial reduction of oxides of multivalent metals, for example Pb0 2 , Sb 2 0 5 , Mn0 2 , Mn 2 0 3 , CuO, Fe 2 0 3 , be.
  • Salt hydrates for example MgS0 4 -7H 2 0, MgCl 2 -6H 2 0, CaCl 2 -6H 2 0, CuS0 4 -5H 2 0, CuS0 4 -H 2 0, or ammoniates of metal chlorides, for example CaCl 2 - are used as sorption storage.
  • 8NH 3 , CaCl 2 -4NH 3 , MnCl 2 -6NH 3 were used.
  • endothermic high-temperature processes that deliver hydrogen-rich products for example steam reforming or pyrolysis of natural gas, can be used as thermochemical storage. The hydrogen can be used both materially and energetically.
  • Solar thermal power plants are an important area of heat storage. Molten salt, thermal oils and concrete storage tanks are used here. Furthermore, heat accumulators, used in power plants, can improve load flexibility in terms of minimum load and load change rate. For example, steam accumulators are used to provide control power.
  • Electric power is currently used as the energy source of choice mainly for non-catalyzed gas / solid and solid reactions when large heat flows have to be entered at a very high temperature level.
  • Typical applications are metallurgical furnaces [Ullmann: Metalurgical Furnaces].
  • the only relevant gas phase processes are the plasma process for the production of acetylene from methane [Baumann, Angewandte Chemie, Edition B, Volume 20 (1948), pages 257-259, 1948] and the process for the production of reducing gases in the steel industry.
  • electrical energy sources in gas phase processes from which, however, it has not yet been possible to develop any applications that can be used economically on an industrial scale.
  • HCN hydrocyanic acid
  • No. 7,288,690 describes a method for steam cracking of hydrocarbons, the cans being heated electrically.
  • the improvement achieved by this invention is essentially the use of combined heat and power to generate heat and electricity at the same time from the combustion of a fuel.
  • the fuel is preferably burned in a gas turbine that drives a generator.
  • the one with it The electricity generated is used to heat the cans.
  • the sensible heat contained in the combustion exhaust gases is used to preheat the feed mixture.
  • the disadvantage of this solution is the coupling between the energy flows that are available for the electrical heating of the cans and for the preheating of the feed mixture. This coupling forces a suboptimal operating state of one of the process stages.
  • the applicability of the invention is limited to non-heat-integrated processes.
  • DE 102013209883 describes an integrated system for the electrochemical production of hydrocyanic acid with a discontinuous mode of operation, which can adapt its process performance to the external electricity supply by means of a weather forecast.
  • DE 102012023832 describes an integrated, dynamic system for the electrochemical production of ethyne.
  • the respective reactor is supplied with electrical energy via the external power grid and a local power source, with the local power source using a hydrogen-rich waste gas stream from hydrogen cyanide or ethyne production directly without intermediate storage for power production.
  • Fuel cell and gas turbine power plants or combined cycle power plants can be used as power sources.
  • Hydrocarbons and hydrogen are stored; These storage facilities have a hydrogen capacity that can be produced in 48 hours with the help of this system (around 5000 MWh).
  • the hydrocarbons and hydrogen are fed from the storage facility into the natural gas network, taking into account the Wobbe index, or the hydrocarbons are fed back into the reactor. Use of the stored gases to operate the local power source is not disclosed.
  • the dynamic mode of operation has the disadvantage in terms of operational safety, in that decomposable, highly reactive substances such as ethine and hydrogen cyanide have to be stored in order to compensate for the fluctuating production quantities.
  • a further disadvantage is that the reactors experience strong temperature fluctuations due to the frequent start-up and shutdown processes, which have a negative effect on their service life and operational safety.
  • a further disadvantage is that the device for introducing a gas into a natural gas network requires considerable additional expenditure on machines and apparatus that are not required for carrying out the process.
  • Another disadvantage is that the process dynamics, in particular those of the separation stages and the planning intervals of the weather forecast, are too long to use the process as a secondary or tertiary reserve.
  • Some important heat consuming processes are high temperature processes, i.e. Processes that are carried out at temperatures between 500 and 2,500 ° C.
  • Representatives of these very energy-intensive processes are steam and dry reforming, dehydrogenation, for example from primary alcohols to aldehydes, from secondary alcohols to ketones, from alkanes to alkenes and from cycloalkanes to cycloalkenes, and the production of hydrocyanic acid by formamide cleavage or from methane and ammonia, the production of nitrogen monoxide from air, the vapor splitting or the pyrolysis of hydrocarbons and the thermolysis of water.
  • Steam and dry reforming are processes for the production of synthesis gas, a mixture of carbon monoxide and hydrogen, from carbon-containing energy sources such as natural gas, light gasoline, methanol, biogas or biomass and water or carbon dioxide.
  • the vapor cracking of hydrocarbons is the industrially established process for the production of short-chain olefins, in particular ethylene and propylene, and aromatic compounds from hydrocarbon-containing energy sources such as shale gas, naphtha and liquefied gases. This process takes place with short reaction times in a kinetically controlled regime.
  • Pyrolysis is a process in which hydrocarbons are converted into their stable end products, carbon and hydrogen. This process takes place in the equilibrium-controlled regime with longer dwell times.
  • endothermic high-temperature processes such as steam cleavage or steam reforming require a heat input that is significantly higher than the heat requirement of the endothermic reaction.
  • the excess of the input heating power is 80% to 200% based on the heat demand of the endothermic reaction.
  • the excess heating power is exported to downstream stages, for example to generate steam at different pressure levels.
  • the thermal efficiency of such systems can be increased to 90% or more.
  • the disadvantage of these processes is that the primary energy requirement and the associated greenhouse emissions are significantly higher than the actual requirement of the high-temperature reaction.
  • Another disadvantage results from the rigid energetic Coupling between different systems of a connecting site; These couplings mean that the operating point of the individual systems can only be set within narrow limits.
  • 2014/090914 is the first reference to use chemical processes as a minute reserve using excess electricity.
  • a method is described for carrying out heat-consuming high-temperature processes, with the total energy required as an annual average coming from at least two different energy sources, at least one electrical energy source, which provides between 0 and 100% of the total energy required, in particular using excess electricity, and one further non-electrical energy source, which may provide the rest of the energy required.
  • a major challenge with this concept is the load on the equipment when switching between the two energy sources and, furthermore, switching over with as little loss as possible and dynamically, i.e. without loss of turnover or selectivity.
  • Another disadvantage of this solution is that it may be necessary to install two independent devices for generating heat in the area of the process that are exposed to high temperatures. This increases the complexity and susceptibility of the process to defects.
  • EP3249027 claims a reduced-emissions process for the production of olefins by steam cracking of hydrocarbons.
  • the cans can be heated both by the combustion heat of a fuel and by electrical heat.
  • the object of the present invention is therefore to make use of chemical high-temperature processes in the sense of energy change as a sink for excess electricity from regenerative energy sources. Another task is to use chemical processes as energy consumers with a negative secondary control and / or minute reserve for frequency control in provide electrical networks. Another task is to make the endothermic chemical process so flexible that it can choose the power source depending on the wholesale electricity price, thus enabling economic optimization.
  • Another task is to keep the setpoint deviation of the power input into the endothermic process so low when switching between the power sources that the production output is not changed. Another task is that the local power sources have the highest possible efficiency and the lowest possible CO 2 emissions.
  • Another task is to integrate the local power sources into the material and heat network of the endothermic process. If local power sources are used that can be switched on or off quickly, energy sources must be available that can be switched on or off quickly enough.
  • the present invention should, despite the use of excess electricity, equalize the production rate of the heat-consuming processes concerned and minimize the load on the machines and apparatus.
  • the present invention should improve the plannability of downstream processes in that the utilization of the upstream heat-consuming process is controlled by the demand of the downstream processes, regardless of the availability of excess electricity.
  • the plant and the process should continue to have the highest possible efficiency. Furthermore, the method according to the invention should be able to be carried out using the conventional and widely available infrastructure. In addition, the process should be able to be carried out with as few process steps as possible, and these should be simple and reproducible.
  • fluid media can be used as energy carriers, which are distributed over the entire location via connected pipeline networks and storage tanks (local energy carrier networks).
  • energy carriers can be raw materials such as natural gas or liquid gas, basic products such as hydrogen or synthetic segas and auxiliary materials such as steam or compressed air.
  • local energy carrier networks offer a sufficiently large capacity to store mechanical energy, heat and / or combustible materials and to make them available without delay for the supply of local power sources when required.
  • a method for the continuous implementation of one or more heat-consuming chemical processes which is characterized in that the at least one heat-consuming process is electrically heated, the maximum temperature in the reaction zone of the heat-consuming process is greater than 500 ° C is, at least 70% of the products of the at least one heat-consuming process are continuously processed in downstream processes and / or are supplied to a local energy carrier network and the required electrical energy for the at least one heat-consuming process from the external power grid and from at least one local power source is purchased, with the at least one local power source being fed at least 50% of its annual energy requirement from at least one local energy carrier network and a maximum of 50% of its annual energy requirement with products from the heat consuming process is fed without intermediate storage, with natural gas, naphtha, hydrogen, synthesis gas and / or water vapor being stored as energy carriers in at least one local energy carrier network, the at least one local energy carrier network with at least one further product and / or by-product from at least one further chemical process is fed and the local energy carrier network has
  • the present invention also relates to the use of at least one local energy carrier network at chemical sites for storing electrical energy, natural gas, liquid gas or naphtha, hydrogen, ammonia, synthesis gas, ethylene, propylene, lean gas, compressed air and / or steam being used as energy carriers and wherein the energy carrier network has a total capacity of at least 5 GWh.
  • the local energy carrier networks can be divided into networks / storage for heat carriers, such as Water vapor, networks / storage for intermediate products, such as Hydrogen and synthesis gas and networks / storage for raw materials, such as Natural gas and naphtha. At least two local energy carrier networks are preferably used.
  • At least two different local energy carrier networks are preferably used for energy carriers selected from the group consisting of heat carriers, preferably water vapor, intermediates, preferably hydrogen and / or synthesis gas, especially hydrogen and raw materials, preferably natural gas and naphtha, especially natural gas. Preference is given to using the two combinations of heat carriers and intermediates or the three combinations of heat carriers, intermediates and raw materials.
  • at least 50%, preferably 70%, in particular 90% of the products of the at least one heat-consuming process are continuously processed further in downstream processes and / or fed to a local energy carrier network.
  • the percentage product range is preferably 50 to 100%, preferably 70 to 100%, in particular 90 to 100%.
  • the downstream process is understood to mean the subsequent conversion of the products from the heat-consuming process to other products.
  • the at least one local power source is advantageously fed to at least 50% of its annual energy requirement from a local energy carrier network; preferably at least 70%, more preferably at least 80%, more preferably at least 90%.
  • the percentage range is advantageously 50 to 100, preferably 70 to 100, more preferably 80 to 100, in particular 90 to 100.
  • the at least one local power source is particularly preferably fed exclusively from the local energy carrier network.
  • the at least one local power source is advantageously supplied with a maximum of 50% of its annual energy requirement, preferably a maximum of 20%, particularly preferably a maximum of 10%, with products that come directly from the heat-consuming process.
  • the percentage range is advantageously 50 to 0, preferably 20 to 0, in particular 10 to 0.
  • the local energy carrier networks are advantageously each fed with at least one further product and / or by-product from at least one further chemical process.
  • These other chemical processes are, for example, olefin processes, Synthe segas processes, partial oxidations, pyrolysis of hydrocarbons, water electrolysis, metallurgical processes and / or hydrogenations.
  • the hydrogen energy carrier network is fed from processes such as steam cracking, steam reforming, methane pyrolysis, styrene synthesis, propane dehydrogenation, synthesis gas production, and formaldehyde synthesis.
  • the steam energy carrier network from processes such as steam cracking, steam reforming, acetylene process, synthesis gas production, acrylic acid synthesis, phthalic anhydride synthesis, maleic anhydride synthesis, ethylene oxide synthesis, formaldehyde synthesis is fed.
  • the hydrocarbon energy carrier network is fed from the raw materials naphtha, natural gas and liquid gas.
  • the endothermic processes such as steam cracking, steam / dry reforming, styrene synthesis, propane dehydrogenation, butane dehydrogenation, hydrocyanic acid synthesis, methane pyrolysis, are therefore sources of energy and consumers of energy; while the exothermic processes, such as maleic anhydride, phthalic anhydride, acrol and acrylic acid, ethylene oxide, formaldehyde, TD l / MDI, are exclusively sources of energy.
  • Power source :
  • the required electrical energy for the heat-consuming process can come from different sources at any time of the day, depending on the current supply of electricity. Three modes are possible: (i) exclusively from an external power source, in particular the public power grid, (ii) exclusively from at least one local power source or (iii) together from an external and at least one internal, local power source.
  • all three modes (i), (ii) and (iii) can at least temporarily apply all of the energy required for the at least one heat-consuming process.
  • 10 to 90% of the required energy preferably 25 to 75% of the required energy, particularly preferably 50% to 75% of the required energy, is taken from the external power source on an annual average.
  • 10 to 90% of the required energy, 25 to 75%, particularly preferably 25% to 50% of the required energy is taken from the local power source on an annual average.
  • At least 50% of the energy required for the heat-consuming process is advantageously provided by electrical energy, preferably at least 75%, more preferably at least 90%, in particular the energy required is provided exclusively electrically.
  • the percentage range is advantageously 50 to 100, preferably 75 to 100, in particular 90 to 100.
  • a continuous implementation advantageously takes longer than a day, preferably longer than a week, particularly preferably longer than a month, particularly preferably longer than two months, in particular longer than a six-month period, the process performance not more than 50% being preferred during this period not more than 30%, preferably not more than 20%, in particular not more than 10%, based on the maximum process performance.
  • the percentage range is advantageously 50 to 0, preferably 30 to 0, more preferably 20 to 0, in particular 10 to 0.
  • the process performance of the process according to the invention is advantageously based on the educt requirements of the downstream processes, i.e. the downstream implementation of the products from the heat-consuming process into further products.
  • the local energy carrier networks advantageously have a total capacity greater than 5 GWh, preferably greater than 10 GWh, more preferably greater than 20 GWh, in particular greater than 50 GWh.
  • the total capacity is advantageously in the range from 10 GWh to 1000 GWh, preferably from 20 GWh to 500 GWh, particularly preferably from 50 GWh to 200 GWh.
  • the power grid is referred to as the external power source; this also includes a composite power plant; in particular a composite power plant with an approach time of more than 15 minutes.
  • the term power grid refers to all or part of a network of transmission lines, substations and local distribution networks that transport and regulate electricity between the various physical nodes of the network as well as the various commercial, residential and large-scale consumers connected to the network are, enable.
  • the difference between the external power source and the local, internal power source is that the electricity generated by the external power source is fed into a power grid from which many consumers can draw electricity.
  • the local, internal power source is assigned to only a few chemical, heat-consuming processes, preferably 1 to 10 processes, more preferably 1 to 5 processes, in particular 1 to 3 processes.
  • the electricity produced in the internal, local power source is transported through local power lines, which are operated independently of the general power grid in terms of frequency and voltage.
  • the electricity produced in the internal, local power source is advantageously less than 20%, based on the total electrical energy produced in the internal power source, preferably less than 10% fed into the general power grid.
  • the percentage range is advantageously 20 to 0, preferably 10 to 0. It is particularly preferred that the electricity produced in the internal, local electricity source is not fed into a general electricity network.
  • the local power sources can deliver power to the external power grid.
  • the local power sources can also be used as positive secondary control power or minute reserve power.
  • the generation of electricity based on a gas turbine (GT) and / or a steam turbine (DT) and / or a fuel cell is advantageously considered as at least one local power source.
  • Gas turbines are known to the person skilled in the art and are described, for example, in (C. Lechner, J. Seume (ed.): Stationäre Gasturbinen. Springer, Berlin 2003).
  • Combustible raw materials and / or exhaust gas flows within the respective composite location and the respective process flows of the heat-consuming process, advantageously the starting materials and / or the products of the heat-consuming process, are advantageously considered as fuel for the gas turbine.
  • a composite location of the chemical industry is a production facility with closed material and energy cycles in which production facilities, raw materials, chemical products, energy and waste flows, logistics and waste flows are networked with one another (www.basf.com/global/en/investors/calendar -and-publications / factbook / basf-group / verbund.html).
  • a network location is characterized by a cascaded production chain. The variety of product substances increases along this cascade.
  • a combined power plant typically has 3 stages: In the first stage the basic products are manufactured, in the second stage the intermediate products, in the third stage the specialty or end products. Each stage of this cascade can in turn consist of one or more stages.
  • a Verbund site requires the import of a small number of raw materials, for example LPG, naphtha, light gasoline, residues from vacuum distillation, aromatics, sulfur, plus water and air and electrical energy in order to produce thousands of different chemical compounds and formulations from them.
  • the numerical ratio of the products that are manufactured in a Verbund site and the raw materials used is greater than 10, preferably greater than 100, particularly preferably greater than 500.
  • Hydrogen-rich waste gas flows are advantageous among combustible waste gas flows.
  • Examples include exhaust gas streams from steam cracking, steam reforming, ammonia synthesis, methanol synthesis, formaldehyde synthesis, styrene production, coke production and steel production.
  • These exhaust gas streams have different compositions and, depending on their origin, different designations, such as furnace gas, coke gas, dome gas, dehydrogenation gas, formalin gas, etc. (WO 2014/095661 A1).
  • the common feature of these gases is their comparatively low calorific value compared to the calorific value of common fuels such as natural gas. Depending on the calorific value, gases are referred to as lean gases (calorific value up to approx.
  • Fuel cells are described, for example, in (Hoogers, G. (Ed.). (2002). Fuel cell technology handbook. CRC press.), For example polymer electrolyte membrane fuel cell (PEMFC), phosphoric acid fuel cell (PAFC) , Alkaline fuel cells (AFC), molten carbonate fuel cells (MCFC) or solid electrolyte fuel cells (SOFC).
  • PEMFC polymer electrolyte membrane fuel cell
  • PAFC phosphoric acid fuel cell
  • AFC Alkaline fuel cells
  • MCFC molten carbonate fuel cells
  • SOFC solid electrolyte fuel cells
  • Oxy-fuel power plants that use oxygen-rich exhaust gas flows can also be considered as a local power source.
  • electricity generation from steam turbines can be considered as a local electricity source.
  • a hydrogen-powered gas turbine works advantageously with inlet temperatures of up to 1500 ° C and achieves an efficiency of up to 41%.
  • a SOFC becomes beneficial operated at temperatures between 650 ° C and 1000 ° C and achieves an efficiency of up to 60%.
  • An MCFC is advantageously operated at temperatures between 650 ° C and 1000 ° C and achieves an efficiency of up to 60%.
  • a PEMFC works advantageously at temperatures between 50 ° C and 180 ° C and achieves an efficiency of up to 50%.
  • An AFC works advantageously between 20 ° C and 80 ° C and achieves an efficiency of up to 70%.
  • hydrocarbons are used as a source for local power generation, the following methods are particularly advantageous: gas turbine and / or SOFC and / or MCFC.
  • a gas turbine operated with natural gas advantageously has an inlet temperature of up to 1230 ° C. and an efficiency of up to 39%.
  • An SOFC is advantageously operated at temperatures between 650 ° C and 1000 ° C and achieves an efficiency of up to 60%.
  • An SOFC is advantageously operated at temperatures between 550 ° C and 700 ° C and achieves an efficiency of up to 55%.
  • the start-up time from standstill to full power is advantageously from 30 seconds to 30 minutes, preferably from 60 seconds to 20 minutes, particularly preferably from 90 seconds to 10 minutes (example: for the SIEMENS SGT-A65 a cold start time to full capacity ⁇ 7min specified).
  • the output is advantageously from 40% to 120% of the nominal output, preferably from 50% to 110% of the nominal output, particularly preferably from 60% to 105% of the nominal output.
  • the start-up time of a steam turbine from a standby state is advantageously 10 minutes to 60 minutes.
  • the turbine is advantageously preheated to 300 ° C and rotated at a low speed (approx. 1 Hz) (Ref: Wikipedia “Steam turbine”).
  • the output is advantageously from 10% to 120% of the nominal output, preferably from 20% to 110% of the nominal output, particularly preferably from 40% to 105% of the nominal output (Ref: Status report on flexibility requirements in the electricity sector, Chapter 4).
  • the speed of a steam turbine can be regulated down to absolute idle, as long as the steam supply is ensured.
  • the steam turbine is advantageously decoupled from the combustion, which supplies the energy for steam generation and steam overheating.
  • the steam turbine can advantageously be fed from the existing steam network.
  • various fuels can be used for steam generation.
  • the steam can be stored in the voluminous steam network, e.g. 10 m3 to 100,000 m3, and thus buffer fluctuations in the availability of chemical energy.
  • the steam turbine generator can advantageously be coupled directly or indirectly to generator types that generate hot exhaust gases, for example GT, SOFC or MCFC.
  • Direct coupling means that the exhaust gas flow from the upstream generator is used to generate steam in the steam turbine, for example in a combined cycle power plant.
  • Indirectly means that the exhaust gas flow from the upstream generator generates steam, which is fed into the steam network of the Verbund site.
  • the steam turbine can be fed from this network.
  • the start-up time of the PEMFC and the AFC is advantageously from 10 seconds to 15 minutes, preferably from 20 seconds to 10 minutes, particularly preferably from 30 seconds to 5 minutes.
  • the PEMFC and the AFC have operating temperatures of around 80 ° C.
  • the kinetics of the electrode reactions are already sufficient at room temperature to generate electrical power.
  • waste heat can be used to advantage in order to keep the fuel cells at operating temperature without any problems.
  • the C0 2 emissions caused by the operation of PEMFC and AFC are lower than 50 g C0 2 / kW e
  • the PEMFC and AFC use hydrogen as a fuel before geous.
  • the usable power range of the fuel cell generators is advantageously from 1% to 100% of the maximum output, preferably from 5% to 90% of the maximum output, particularly preferably from 10% to 70 % of the maximum output.
  • the time to start or stop the local power source is advantageously shorter than the required response time of the minute reserve in electrical networks ( ⁇ 15 minutes), preferably shorter than the required response time of the secondary control ( ⁇ 5 minutes) and particularly preferably shorter than that Required response time of the primary control ( ⁇ 30 seconds).
  • the following power sources reach full load from a standstill within 15 minutes: the gas turbine generator, the PEMFC generator and the AFC generator.
  • the following power sources continue to reach full load within a start-up time of 5 minutes: PEMFC and AFC.
  • a PEMFC generator or an AFC generator reach full load within 30 seconds, starting from 60% Fast, preferably 70% Fast, particularly preferably 80% Fast.
  • an SOFC generator or an MCFC generator reach full load within 30 seconds, starting from 70% Fast, preferably 80% Fast, particularly preferably 90% Fast.
  • Media that can be stored in a network location with sufficient capacity are advantageously used as energy carriers for operating the local power sources.
  • these media are flammable liquid or gaseous raw materials, flammable gaseous or liquid basic products, for which a distribution network is available at the Verbund site, or non-reacting gaseous, liquid or solid energy carriers that can store mechanical energy, sensible heat or latent heat and can be distributed across the site.
  • These media are preferably natural gas, liquefied gas or naphtha, hydrogen, ammonia, synthesis gas, compressed air, steam or regenerative solid storage.
  • the media natural gas, hydrogen and water vapor are particularly preferred.
  • Solid or liquid products are advantageously stored without pressure or with their own vapor pressure. This is due to the fact that liquids are quasi incompressible.
  • Natural gas is advantageously transported in pipes under 50 bar.
  • Hydrogen is advantageously stored in two pressure stages, at 40 bar and 325 bar, and distributed in the network.
  • the high pressure is due to the fact that hydrogenations, as reactions that reduce the number of moles, are favored by high reaction pressures.
  • Water vapor is advantageously stored at different pressure levels in order to use the pressure dependency of the boiling temperature / condensation temperature. Steam works as a heat transfer medium in the boiling point range. Due to the phase conversion, large amounts of heat can be absorbed (with evaporation) or given off (with condensation) with very good heat transfer without temperature change. For this reason, water vapor is stored at different pressure levels. An effective temperature range is assigned to each pressure level: 1.5 bar ⁇ 110 ° C
  • the method according to the invention can be designed in different ways.
  • This embodiment of the method according to the invention advantageously has one or two types of local current sources. If the method according to the invention has a type of local power source, this is advantageously a gas turbine generator, a Dampfturbi nengenerator, a PEMFC generator, an AFC generator, an SOFC generator or an MCFC generator.
  • the one power source is preferably a steam turbine generator, a PEMFC generator or an AFC generator.
  • the one power source is particularly preferably a steam turbine generator.
  • the first power source is advantageously a gas turbine generator, a PEMFC generator, an AFC generator, an SOFC generator or an MCFC generator and the second power source is a steam turbine generator, the first being preferred Power source is a gas turbine generator, an SOFC generator or an MCFC generator and the second power source is a steam turbine generator, particularly preferably the first power source is a gas turbine generator and the second power source is a steam turbine generator. From each type of power source, one unit to ten units, preferably one unit to five units, particularly preferably one unit to two units, is assigned to a heat-consuming process.
  • the steam turbine generator plays a special role.
  • the steam turbine is advantageously supplied with steam from a locally arranged steam boiler, from the steam line of a locally arranged apparatus or from a steam network.
  • the steam turbine preferably draws its steam from the steam network of the composite location.
  • the drive steam for the steam turbine is permanently available and no longer limits the dynamics of the steam turbine generator such as the steam boiler or the steam line of the evaporative cooler.
  • the steam network is advantageously fed from a central steam generator or from several steam generators that are distributed over the network location.
  • the steam network is preferably fed from at least two steam generators. Particularly preferably, the steam network is fed via steam generators that are distributed in the composite location and that utilize local heat sources.
  • Steam generators can be evaporative coolers of chemical reactors or steam boilers that use a fuel, a combustible exhaust gas flow or can also be electrically heated.
  • the pressure in the steam network is advantageously from 4 bar to 200 bar, preferably from 6 bar to 150 bar, particularly preferably from 8 bar to 130 bar.
  • the temperature in the network is advantageously from 150 ° C. to 700 ° C., preferably from 200 ° C. to 650 ° C., particularly preferably from 250 ° C. to 600 ° C.
  • the volume of the steam network is advantageously from 1000 m3 to 10000000 m3, preferably from 5000 m3 to 5000000 m3, particularly preferably from 10,000 m3 to 2,000,000 m3.
  • the internal energy of the steam stored in the steam network is advantageously from 1 MWh to 150,000 MWh, preferably from 10 MWh to 75,000 MWh, particularly preferably from 20 MWh to 50,000 MWh.
  • This embodiment of the method according to the invention advantageously has one or two types of local current sources. If the method according to the invention has a type of local power source, this is advantageously a gas turbine generator, a Dampfturbi nengenerator, a PEMFC generator, an AFC generator, an SOFC generator or an MCFC generator.
  • the one power source is preferably a PEMFC generator or an AFC generator.
  • One power source is particularly preferably an AFC generator.
  • the first power source is advantageously a gas turbine generator, a PEMFC generator, an AFC generator, an SOFC generator or an MCFC generator
  • the second power source is a PEMFC generator or a AFC generator
  • the first power source is a gas turbine generator, an SOFC generator or an MCFC generator
  • the second power source is a PEMFC generator or an AFC generator
  • the first power source is a gas turbine generator and the second power source AFC generator.
  • one unit to ten units preferably one unit to five units, particularly preferably one unit to two units, is assigned to a heat-consuming process.
  • the low-temperature fuel cells have a special function.
  • the fuel cells are advantageously supplied from the hydrogen network of the Verbund site.
  • Hydrogen is produced on an industrial scale through the gasification of coal, through the splitting of hydrocarbons, through partial oxidation, steam reforming or the autothermal reforming of natural gas, liquefied gas or naphtha, through the reforming of methanol, through the dehydrogenation of organic compounds, through water Electrolysis of water or produced by chlor-alkali electrolysis.
  • the hydrogen is cleaned, compressed and introduced into the hydrogen network by pressure swing adsorption or by membrane processes.
  • the BASF Verbund site in Fudwigshafen has a 40 bar and a 325 bar network for hydrogen.
  • Fuel cells which are used as local power sources, can be operated in two modes: in normal mode as power generators or, in inverse mode, as hydrogen generators, where electrical current is used to split water into hydrogen and oxygen.
  • the volume of the hydrogen network is advantageously from 100 m3 to 100,000 m3, preferably from 200 m3 to 50,000 m3, particularly preferably from 500 m3 to 20,000 m3.
  • the heating energy stored in the hydrogen network is advantageously from 250 MWh to 250,000 MWh, preferably from 500 MWh to 120,000 MWh, particularly preferably from 1000 MWh to 50,000 MWh.
  • This embodiment of the method according to the invention advantageously has one or two types of local current sources.
  • a type of local power source this is advantageously a gas turbine generator, a steam turbine generator, an SOFC generator or an MCFC generator.
  • the one power source is preferably a gas turbine generator or an SOFC generator.
  • One power source is particularly preferably a gas turbine generator.
  • the method according to the invention has two types of power source, the first power source is advantageously a gas turbine generator, an SOFC generator or an MCFC generator and the second power source is an SOFC generator or an MCFC generator, preferably the first power source is a gas turbine generator, and the second power source is a SOFC generator.
  • one unit to ten units preferably one unit to five units, particularly preferably one unit to two units, is assigned to a heat-consuming process.
  • the volume of the natural gas network is advantageously 1000 m3 to 1,000,000 m3, preferably from 2000 m3 to 500,000 m3, particularly preferably from 5000 m3 to 200,000 m3.
  • the heating energy stored in the natural gas network is advantageously from 500 MWh to 500,000 MWh, preferably from 1000 MWh to 200,000 MWh, particularly preferably from 2000 MWh to 100,000 MWh.
  • the method according to the invention controls the purchase of electrical energy advantageously with a load switch, which controls the switchover between the local and the external power source or an increase or throttle of one of the power sources.
  • the proportion of the current sources can advantageously be set discretely and / or continuously. Diverter switches are known to those skilled in the art of electrical engineering.
  • the switchover is advantageously carried out in discrete steps, in particular in the case of incapable local power sources. Alternatively, the switchover takes place continuously, especially in the case of local sources capable of partial loads.
  • the electricity price is advantageously used as the control variable for the diverter switch.
  • the required energy is taken from the external power source if the external power is cheaper than the locally produced power of the local power sources; For example, in times when so-called excess electricity and / or night-time electricity is available (night-time electricity is defined as electrical energy that is supplied at night - for example between 10 p.m. and 6 a.m. and has a low tariff).
  • excess electricity is defined as the difference between the electrical power that could be produced at a given point in time with the available capacities and the electrical power that is consumed by the consumers.
  • Surplus electricity is offered on the electricity market well below its production costs or at prices that are lower in terms of its energy content than for a fossil fuel with the same calorific value, or is offered for free (i.e. without consideration) or even at negative prices.
  • At least 25%, particularly preferably at least 50%, of the electrical energy from the public power grid is provided by excess power and / or night power, preferably excess power.
  • the required energy of the external power source is provided by excess power and / or night power.
  • the entire energy of the external power source is provided by excess power and / or night power, preferably excess power.
  • the power sources are advantageously changed while the heat-consuming process is being carried out.
  • a change in the power sources is to be understood as connecting or disconnecting one or more local power sources or connecting or disconnecting the external power source, in particular the public power grid.
  • a change in the current sources is to be understood as increasing or reducing the proportion of one of the current sources.
  • the electrical energy supplied to the process advantageously decreases or fluctuates during the switchover by a maximum of 10% of the total power, preferably a maximum of 5% and in particular a maximum of 1%.
  • the percentage range is advantageously 10 to 0, preferably 5 to 0, in particular 1 to 0.
  • the small fluctuations can be achieved through the fast response times of the local power sources and the load switch. These response times are advantageously less than 30 minutes, preferably less than 15 minutes, particularly preferably less than 5 minutes.
  • the heat-consuming process advantageously maintains its operating status during the switchover: the conversion of the heat-consuming process advantageously changes by a maximum of 2%, preferably a maximum of 1%, particularly preferably a maximum of 0.5%, in particular a maximum of 0 during the transition period , 2%.
  • the change in energy sources advantageously changes the by-product selectivity of the high-temperature processes only slightly; the by-product selectivity preferably increases by a maximum of 1%, preferably by a maximum of 0.5%, in particular by a maximum of 0.2% (absolute).
  • the endothermic process according to the invention is advantageously carried out in packed reactors, in tubular reactors or in arc reactors (see Henkel, KD (2000). Reactor types and their industrial applications. Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry).
  • thermal energy for a heat-consuming process via electrical current examples include inductive or resistive processes, plasma processes, heating using electrically conductive heating elements / contact surfaces and / or microwaves.
  • the direct electrical energy supply can take place inductively as well as resistively.
  • the reactor walls or packings in the reactor space advantageously represent a corresponding resistance.
  • the resistive variant is particularly preferred, since all electrical losses that arise from the end of the external power supply directly benefit the heating of the packs.
  • the packs can be designed as a fluidized bed, moving bed or as a fixed bed.
  • two or more electrodes are installed in the packs, between which the packs act as an electrical resistor and heat up when the current is passed through due to the electrical transmission losses.
  • the flow of current can take place both transversely to the directions of flow of the packs and along them.
  • electrical heating elements for example heating rods or heating cartridges, are arranged over the circumference of the reactor wall or embedded in the packs. These electrical heating elements heat up when current flows through them and give off this heat to the reactor wall or to the packing surrounding them.
  • Heat transfer media such as flue gases, overheated vapors or melts.
  • the sensible and / or latent heat contained in the heat carriers can be transferred to the packs or to the fluid process stream via built-in components such as heat transfer tubes or heat pipes.
  • the reactor used for the process according to the invention advantageously contains a random packing of solid particles made of electrically conductive material.
  • the packing can be structured homogeneously or vertically.
  • a homogeneous packing can advantageously form a fixed bed, a moving bed or a fluidized bed.
  • a pack structured in height forms It is advantageous to have a fixed bed in the lower section and a fluidized bed in the upper section.
  • the structured packing advantageously forms a moving bed in the lower section and a fluidized bed in the upper section.
  • the support materials of the reactor are advantageously temperature-resistant in the range from 500 to 2000 ° C., preferably from 1000 to 1800 ° C., more preferably from 1300 to 1800 ° C., particularly preferably from 1500 to 1800 ° C., in particular from 1600 to 1800 ° C.
  • the carrier materials are advantageously electrically conductive in the range between 10 S / cm and 10 5 S / cm.
  • the carrier materials advantageously have a volume-specific heat capacity of 300 to 5000 kJ / (m 3 K), preferably 500 to 3000 kJ / (m 3 K).
  • carbonaceous materials e.g. Coke, silicon carbide and boron carbide can be considered.
  • the supports are optionally coated with catalytic materials. These heat transfer materials can have a different expansion capacity compared to the carbon deposited on them.
  • the carrier materials advantageously have a regular and / or an irregular geometric shape.
  • Regularly shaped particles are advantageously spherical or cylindrical.
  • the carrier materials advantageously have a grain size, i. an equivalent diameter, which can be determined by sieving with a certain mesh size, of 0.05 to 100 mm, preferably 0.1 to 50 mm, more preferably 0.2 to 10 mm, in particular 0.5 to 5 mm.
  • the carrier materials are advantageously fed in countercurrent to the educt gases.
  • the reaction space is expediently designed as a vertical shaft or shaft that widens from top to bottom, so that the movement of the moving bed occurs under the action of gravity.
  • the carrier material can, however, also be passed through the reaction space as a fluidized bed. Both variants allow a continuous or quasi-continuous mode of operation.
  • the heat transfer resistance during heat exchange between the gas and the solid packing in the heat transfer zones advantageously has a length of the transfer units or Fleight-of-Transfer Units (FITU) of 0.01 to 5 m, preferably 0.02 to 3 m, particularly preferably of 0.05 to 2 m, in particular from 0.1 to 1 m.
  • FITU Fleight-of-Transfer Units
  • the definition of FITU is taken from http: //elib.uni-stutt- gart.de/bitstream/11682/2350/l/docu_FU.pdf page 74.
  • the heat capacity flow is the product of the mass flow and the specific heat capacity of a material flow.
  • the ratio of the heat capacity flows is advantageously from 0.5 to 2, preferably from 0.75 to 1.5, particularly preferably from 0.85 to 1.2, in particular from 0.9 to 1.1.
  • the ratio of the heat capacity flows is set via the feed flows and, if necessary, via the side feed or the side withdrawal of partial flows.
  • the temperature of the support at the reactor inlet is advantageously between 0 and 300 ° C., preferably 10 and 150 ° C., in particular 50 to 100 ° C.
  • the temperature of the educt gases at the reactor inlet is advantageously between 0 and 100 ° C, preferably 10 to 50 ° C.
  • the method according to the invention is advantageously carried out with the aid of an electrically heated packaged pressure-bearing device, the device advantageously being divided into an upper, middle and lower device section.
  • At least one vertically arranged pair of electrodes is advantageously installed in the middle section and all electrodes are advantageously arranged in an electrically conductive solid pack.
  • the upper and lower device sections advantageously have a specific conductivity of 10 5 S / m to 10 8 S / m.
  • the middle section of the device is advantageously electrically insulated from the solid pack.
  • the upper and lower device sections are advantageously electrically insulated from the central device section.
  • the upper electrode is advantageously connected via the upper device section and the lower electrode is advantageously connected via the lower device section or the electrodes are each connected via one or more connecting elements electrically contacted at these sections.
  • the ratio of the cross-sectional area of the upper and lower electrode to the cross-sectional area of the respective electrically conductive connecting element or, without using a connecting element, the ratio of the cross-sectional area of the upper and lower electrode to the cross-sectional area of the respective electrically conductive device section is advantageously 0.1 to 10, preferably 0, 3 to 3, especially 0.5 to 2.
  • the cross-sectional area of the electrode (e.g. the cross-sectional area of all electrode webs of a grid-shaped electrode) is advantageously in the range from 0.1 cm 2 to 10,000 cm 2 , preferably 1 cm 2 to 5000 cm 2 , in particular 10 cm 2 to 1000 cm 2 .
  • the cross-sectional area of the current-conducting connection element or elements is advantageously in the range from 0.1 cm 2 to 10,000 cm 2 , preferably 1 cm 2 to 5000 cm 2 , in particular 10 cm 2 to 1000 cm 2 .
  • the ratio of the cross-sectional area of the upper and / or lower electrode, preferably the upper and lower electrode, to the cross-sectional area of the respective electrically conductive device section is advantageously 0.1 to 10 , preferably 0.3 to 3, in particular 0.5 to 2.
  • the cross-sectional area of the electrode is advantageously in the range from 0.1 cm 2 to 10,000 cm 2 , preferably 1 cm 2 to 5000 cm 2 , in particular 10 cm 2 to 1000 cm 2 .
  • the cross-sectional area of the upper and / or lower device section is advantageously in the range from 0.1 cm 2 to 10,000 cm 2 , preferably 1 cm 2 to 5000 cm 2 , in particular 10 cm 2 to 1000 cm 2 .
  • the reactor packing is advantageously designed as a moving bed. Accordingly, the reactor is advantageously divided into several zones. Advantageously, there are arranged from bottom to top: the outlet of the carrier, the gas inlet, the lower heat transfer zone, the lower electrode, the heated zone, the upper electrode with an optional side outlet, the upper heat transfer zone, the outlet of the gaseous product stream and the supply of the Carrier current.
  • the lower heat transfer zone is the vertical distance between the upper edge of the gas inlet and the upper edge of the lower electrode.
  • the upper heat transfer zone is the vertical distance between the lower end of the upper electrode and the upper end of the solid package.
  • the heated zone at any point in the cross-section of the reactor is defined as the vertical distance between the lower end of the upper electrode and the upper end of the lower electrode.
  • the lower side of the upper electrode and the upper side of the lower electrode are advantageously horizontal over the entire reactor cross-section. Consequently, the length of the heated zone, in particular the distance between the electrodes, is advantageously uniform over the entire reactor cross-section.
  • the heated reactor cross section is advantageously from 0.005 m 2 to 200 m 2 , preferably from 0.05 m 2 to 100 m 2 , particularly preferably from 0.2 m 2 to 50 m 2 , in particular from 1 m 2 to 20 m 2 .
  • the length of the heated zone is advantageously between 0.1 m and 100 m, preferably between 0.2 m and 50 m, particularly preferably between 0.5 m and 20 m, in particular between 1 m and 10 m.
  • the ratio of the length to the equivalent diameter of the heated zone is advantageously from 0.01 to 100, preferably from 0.05 to 20, particularly preferably from 0.1 to 10, very particularly preferably from 0.2 to 5.
  • the electrodes are advantageously positioned in the interior of the solid packing (see FIGS. 1 and 2).
  • the vertical distance between the upper edge of the solid pack (the lowest point in the case of a slope) and the lower edge of the electrode plates or, without the use of electrode plates, the lower edge of the electrode webs on the upper electrode is advantageously from 10 mm to 5000 mm, preferably from 100 mm to 3000 mm, more preferably from 200 mm to 2000 mm.
  • This section is advantageously from 1% to 50%, preferably from 2% to 20%, particularly preferably from 5% to 30% of the total height of the solid packing.
  • the electrodes can take any shape known to those skilled in the art.
  • the electrodes are designed as grids or rods.
  • the electrodes preferably have a grid shape.
  • Various design variants are conceivable for the grid shape, for example honeycomb grids are advantageously made of regular polygons, rectangular grids formed from parallel webs, spoke-shaped grids or grids made of concentric rings. Spoke-shaped grids with advantageously 2 to 30 webs arranged in a star shape and grids made of concentric rings are particularly preferred.
  • the cross-sectional obstruction of the electrodes is advantageously between 1% and 50%, preferably between 1% and 40%, particularly preferably between 1% and 30%, in particular between 1% and 20%.
  • an electrode in grid form which is attached to the inside of the upper or lower device section, e.g. a hood, or on a connecting element, e.g. an apron attached to the device section.
  • a fixed bearing is understood to be the connection between a rigid body and its surroundings, with the aid of which a relative movement between the body and its surroundings is prevented in all directions.
  • the electrode webs are advantageously connected at their outer end to the reactor hood or to the apron of the reactor hood.
  • the contact area between the electrode and the reactor hood or skirt is advantageously between 0.1 cm 2 and 10,000 cm 2 , preferably between 1 cm 2 and 5000 cm 2 , in particular between 10 cm 2 and 1000 cm 2 .
  • the ratio of the cross-sectional area of the skirt of the current-carrying reactor hood to the cross-section of the solid packing is advantageously 0.1% to 20%, preferably 0.2% to 10%, particularly preferably 0.5% to 5%.
  • less than 5%, preferably less than 2%, preferably less than 1%, in particular 0.1% of the total electrical energy entered is dissipated in the hood-electrode unit.
  • the range of the dissipated energy is preferably 0 to 5%, preferably 0 to 2%, in particular 0 to 1%.
  • the material of the electrodes is advantageously iron, cast iron or a steel alloy, copper or a copper-based alloy, nickel or a nickel-based alloy, a refractory metal or an alloy based on refractory metals and / or an electrically conductive ceramic.
  • the webs consist of a steel alloy, for example with the material number 1.0401, 1.4541, 1.4571, 1.4841, 1.4852, 1.4876 according to DIN EN10027-2 (issue date 2015-07), made of nickel-based alloys, for example with the material number 2.4816, 2.4642 Ti, in particular special alloys with the material numbers 3.7025, 3.7035, 3.7164, 3.7165, 3.7194, 3.7235.
  • Zr, Hf, V, N b, Ta, Cr, Mo, W or alloys thereof are particularly advantageous; preferably Mo, W and / or N b or alloys thereof, in particular molybdenum and tungsten or alloys thereof.
  • webs can contain ceramics such as silicon carbide and / or carbon, for example graphite, it being possible for the ceramics to be monolithic or fiber-reinforced composite materials (for example ceramic matrix compound, CMC, for example carbon fiber composite, CFC).
  • the heat-consuming process is advantageously an endothermic high-temperature process, preferably a process whose energy consumption in the reaction zone is greater than 0.5 MW / m 3 , particularly preferably greater than 1 MW / m 3 , in particular greater than 2 MW / m 3 .
  • the energy consumption can be between 0.5 and 10 MW / m 3 in the reaction zone.
  • the heat-consuming processes are advantageous at an oxygen concentration of less than 5 vol .-%, in particular less than 2 vol. -%, in particular carried out without oxygen.
  • the maximum temperature in the reaction zone is advantageously greater than 500 ° C., preferably greater than 800 ° C.
  • the temperature in the reaction zone is in a range from 500 to 2500 ° C., preferably 700 to 1800 ° C .; for example at 500 to 800 ° C for dehydrogenation reactions, for example at 700 to 1000 ° C for reforming re actions, for example at 800 to 1100 ° C for steam cleavage reactions, for example at 800 to 1500 ° C for pyrolysis Reactions, for example at 800 to 1200 ° C in carbon gasification reactions.
  • the following processes are advantageously considered as heat-consuming processes: the production of synthesis gas, of hydrogen, of styrene, of olefins, in particular ethylene, propylene and butene, of propene, of benzene, of acetylene, of, naphthalene, of carbon monoxide, of Hydrocyanic acid, nitrogen monoxide, hydrogen cyanide and / or pyrolysis carbon, as well as used in the calcination of aluminum hydroxide.
  • Suitable carrier materials are, in particular, carbon-containing granules, silicon carbide-containing granules, nickel-containing metallic granules.
  • Suitable carrier materials are, in particular, carbon-containing granulates. Production of olefins by splitting hydrocarbons in steam. Suitable carrier materials are, in particular, carbon-containing granules, silicon carbide-containing granules.
  • Suitable support materials are, in particular, silicon carbide-containing granulates or iron-containing moldings coated with dehydrogenation catalysts.
  • Suitable support materials are, in particular, silicon carbide-containing granulates or iron-containing moldings coated with dehydrogenation catalysts.
  • Suitable support materials are, in particular, silicon carbide-containing granulates or iron-containing moldings coated with dehydrogenation catalysts.
  • Aldehydes by catalytic dehydrogenation of alcohols, for example anhydrous formaldehyde from methanol.
  • Suitable support materials are, in particular, silver-containing granules or silicon carbide-containing granules or iron-containing moldings coated with dehydrogenation catalysts.
  • Suitable carrier materials are, in particular, carbon-containing granules.
  • Suitable carrier materials are, in particular, silicon carbide-containing or iron-containing granules which are coated with a gap contact, for example a ferrite.
  • Synthesis gas is advantageously used in downstream processes such as methanol synthesis, ammonia synthesis, oxo synthesis, Fischer-Tropsch synthesis (page “Synthesis gas”. In: Wikipedia, Die free Enzyklopadie. Status: March 10, 2020, 17:41 UTC. URF :
  • the most important industrial olefins include ethylene, propylene and butenes.
  • Ethylene is advantageously converted into secondary products such as polyethylene, ethylene dichloride, ethylene oxide, and ethylbenzene in downstream processes (page "Ethen”.
  • butadiene is converted into secondary products such as synthetic rubber, acrylic-butadiene-styrene copolymers, adiponitrile (page “1,3-butadiene”.
  • synthetic rubber acrylic-butadiene-styrene copolymers
  • adiponitrile page “1,3-butadiene”.
  • Hydrogen is advantageously used in downstream processes such as ⁇ (Häussinger, P., Lohmüller, R. and Watson, A. M. 2000. Hydrogen, 2. Production. Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry).
  • Hydrocyanic acid is advantageously converted into secondary products such as adiponitrile, acetocyanhydrin, and cyanuric chloride in downstream processes (page “Hydrogen Cyanide”.
  • adiponitrile acetocyanhydrin
  • cyanuric chloride in downstream processes
  • Carbon monoxide is advantageously converted into secondary products such as phosgene, formic acid, methyl formate, acetic acid and acetic anhydride in downstream processes.
  • Formaldehyde is advantageously converted into secondary products such as 1,4-butanediol, methylenediphenyl isocyanate, polyoxymethylene, phenoplasts and aminoplasts in downstream processes (page "Formaldehyde”.
  • Highly heat-consuming processes preferably high-temperature processes, in particular high-temperature processes in directly electrically heated packed reactors are particularly suitable for the use of electrical energy, since the conversion of electrical energy into heat is possible here with a high exergetic efficiency.
  • Exergy is that Share of the internal energy of a system that can be converted into mechanical energy without increasing entropy. In general, when converting electrical energy into heat, a certain proportion of the exergy is destroyed. This proportion decreases with increasing temperature level of the heat sink, in the present case with increasing temperature of the strongly endothermic high temperature process.
  • the products of the heat-consuming processes in particular hydrogen, synthesis gas and / or olefins, can advantageously be fed into a supply network of the composite site.
  • the present invention also relates to a use of the method according to the invention as a load shedding capacity for the secondary control and / or as a minute reserve for the public power grid.
  • the method according to the invention allows high-temperature methods to be used as load shedding capacity for the secondary control and / or as a minute reserve for frequency controls in electrical networks. With the method according to the invention, these high-temperature methods can be switched on quickly and can also draw high amounts of energy of 300 to 600 TWh. Operated continuously, these processes are permanently available for the feed-in of excess electricity, for example night electricity.
  • the present invention enables a permanent decrease in excess electricity through continuously operated, electrically heated, heat-consuming processes.
  • Large-scale chemical processes are thus available as load shedding capacity for secondary control and / or as a minute reserve. This can improve grid stability and significantly increase the utilization of regenerative energy sources.
  • the profitability of the heat-consuming processes is improved by the fact that their load shedding capacity is remunerated for the network control.
  • the present invention enables demand-controlled utilization of the heat-consuming processes, regardless of the availability of excess electricity in the general electricity network. This improves the ability to plan production in the downstream processes, and the storage requirement for high-quality, but also highly reactive and consequently dangerous intermediate products is minimized. In addition, the security of supply of the internal power sources is improved, as they are fed with energy sources from a network with high capacity and disruptions in individual processes are compensated for.
  • the directly electrically heated moving bed reactors act as an ohmic load with a high heat capacity. This means that they can also be fed from sources that do not meet the specifications for feeding into the public grid.
  • excess flow without intermediate storage ie almost loss-free, with an efficiency of advantageously greater than 90%, preferably greater than 95%, in particular greater than 98%, ie in a range of advantageously 95 to 100%, preferably 98 to 100%, for the heat-consuming process and thus to use its cost advantages without significant restrictions.
  • the exergy loss when carrying out the method according to the invention is preferably less than 60%, preferably less than 50%, particularly preferably less than 40%, in particular less than 25% of the registered electrical energy.
  • the underlying invention can thus serve as a technology platform for the transition to electrically driven chemical processes (energy transition). This provides the basis for the economically attractive use of excess electricity and provision of minute reserves. It is thus possible to reduce energy costs.
  • a Verbund site has the infrastructure to store large quantities of energy sources such as natural gas, light petrol, hydrogen or water vapor and to use these without delay to drive suitable power sources.
  • Hydrogen has the advantage that it can be used both as a basic product and as a universal storage medium for chemical energy. Hydrogen is suitable for driving both turbine generators and fuel cell generators. The generation of energy from hydrogen is free of C0 2 emissions.
  • Pressurized hydrogen at 40 bar has a high energy density of around 57 kWh / m 3 compared to around 11 kWh / m 3 of steam at 500 ° C and 100 bar.
  • Steam has the advantage that it can be used both as an energy store and as an operating medium for driving steam turbines.
  • steam is used at various pressure levels to supply process engineering processes. At the BASF plant in Ludwigshafen, 2000 tons of steam are used per hour. This corresponds to an output of 1300 MW, which is approximately twice as high as the location's average electrical energy requirement. All fuels, combustible raw materials, combustible products, combustible exhaust gas streams, heat from solar collectors, and electrically generated heat can be used to generate steam.
  • the pressure levels in the steam network the heat introduced can be converted into steam with high efficiency. In particular, when electricity is imported from the grid and the local power sources are switched off, the heat obtained from combustible exhaust gas flows can be stored in the steam network in the form of steam.
  • FIG. 1 shows schematically a variant of the process according to the invention with a directly resistance-heated fluidized bed reactor, an inductively heated fixed bed reactor and an indirectly resistance-heated fixed bed reactor in a composite location.
  • Each process is fed with electrical energy from both the general power grid and a local power source.
  • FIG. 2 shows a diagram of the comparison process according to the prior art.
  • the internal power source is a combined cycle power plant with steam export, which has the highest level of efficiency among conventional power plants.
  • the steam turbine is connected directly to the waste heat boiler of the gas turbine generator.
  • the response behavior of the steam turbine is determined by the inertia of the waste heat boiler of the gas turbine.
  • FIG. 3 shows a diagram of the process according to the invention.
  • the internal power source consists of a gas turbine generator and a steam turbine generator, identical to the combined cycle power plant.
  • the steam turbine is not directly connected to the waste heat boiler of the gas turbine, but rather to the steam network of an integrated site. This means that the steam turbine can react to load changes with practically no delay.
  • FIG. 4 shows a diagram of the process according to the invention.
  • the heat-consuming process is fed from the general power grid and from local power sources.
  • the local power sources are supplied with energy from the network.
  • the network stores energy sources that are generated in the heat-consuming process and / or other processes within the network.
  • the main products of the heat-consuming process are directed to a downstream process within the network.
  • FIG. 5 shows a diagram of the process according to the invention.
  • the heat-consuming process is fed from the general electricity grid and from a local power source.
  • the local power source is supplied with water vapor from the network.
  • Hydrogen which is a by-product of the heat-consuming process, is stored in the network.
  • the local power source is driven by a steam turbine generator.
  • the water vapor for this is drawn from the network.
  • the main products of the heat-consuming process are directed to a downstream process within the network.
  • Busbar for feeding electrical power from the internal power source
  • Comparative process 2 Regenerative energy in electrolysis to hydrogen / reconversion in fuel cells to electrical energy
  • electrical energy from the power grid can be used to generate hydrogen.
  • the hydrogen can be fed into the pipeline network of the Verbund site.
  • the hydrogen can be used as a material or, if necessary, converted back into electricity in a local fuel cell. Approx. 0.44 kJ of electrical energy can be recovered per kJ of electrical energy used in this process. This amount of electrical energy is free of C0 2 emissions.
  • the amount of electrical energy that is produced using the method according to the invention is approximately 90% to 98% of the electrical energy that a process consisting of an electrolysis / fuel cell cycle and a combined cycle power plant (Eqs. 5, 12, 13).
  • the main advantage of the invention is that imported electrical energy can be used to generate a multiple of electrical energy, free of CO 2 emissions, with the internal power sources.
  • the amount of electrical energy used indicates the amount of energy related to 1 mol of methane that is imported into the network from the external power grid.
  • the amount of electrical energy generated indicates the amount of energy related to 1 mole of methane that can be generated in the local power grid from the methane used and the previously used electrical energy or the products made from it.
  • the amount of electrical energy that can be stored indicates the amount of energy related to 1 mole of methane that can be generated in the local power grid from products that have been produced in the network with the previously used electrical energy.
  • AFC alkaline fuel cell
  • NPP Thermal power plant powered by coal
  • TKW thermal power plant
  • VD Compressor
  • Deionized water feed water for the waste heat boiler of the gas turbine

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur kontinuierlichen Durchführung eines oder mehrerer wärmeverbrauchender Prozesse, das dadurch gekennzeichnet ist, dass der mindestens eine wärmeverbrauchende Prozess elektrisch beheizt wird, die maximale Temperatur in der Reaktionszone des wärmeverbrauchenden Prozesses größer als 500°C ist, mindestens 70 % der Produkte des mindestens einen wärmeverbrauchenden Prozess in Downstream-Prozessen kontinuierlich weiterverarbeitet werden und/oder einem lokalen Energieträgernetz zugeführt werden und die benötigte elektrische Energie für den mindestens einen wärmeverbrauchenden Prozess aus einem externen Stromnetz und aus mindestens einer lokalen Stromquelle bezogen wird, wobei die mindestens eine lokale Stromquelle zu mindestens 50 % ihres jährlichen Energiebedarfs aus mindestens einem lokalen Energieträgernetz gespeist wird und zu maximal 50 % ihres jährlichen Energiebedarfs mit Produkten aus dem wärmeverbrauchenden Prozess gespeist wird, wobei im mindestens einem lokalen Energieträgeretz als Energieträger Erdgas, Naptha, Wasserstoff, Synthesegas und/oder Wasserdampf gespeichert wird, wobei das mindestens eine lokale Energieträgernetz mit mindestens einem weiteren Produkt und/oder Nebenprodukt aus mindestens einem weiteren chemischen Prozess gespeist wird und wobei das lokale Energieträgernetz eine Gesamt-Kapazität von mindestens 5 GWh aufweist.. Ferner betrifft die Erfindung die Verwendung dieses Verfahrens als Minutenreserve für das öffentliche Stromnetz und die Verwendung von lokalen Energieträgernetzen von Chemie-Standorten zur Speicherung von elektrischer Energie.

Description

Elektrisch beheizte, hybride Hochtemperaturverfahren
Beschreibung
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur kontinuierlichen Durchführung eines oder mehrerer wärmeverbrauchender Prozesse, das dadurch gekennzeichnet ist, dass der mindestens eine wärmeverbrauchende Prozess elektrisch beheizt wird, die maximale Temperatur in der Re aktionszone des wärmeverbrauchenden Prozesses größer als 500° C ist, mindestens 70 % der Produkte des mindestens einen wärmeverbrauchenden Prozess in Downstream-Prozes- sen kontinuierlich weiterverarbeitet werden und/oder einem lokalen Energieträgernetz zu geführt werden und die benötigte elektrische Energie für den mindestens einen wärmever brauchenden Prozess aus einem externen Stromnetz und aus mindestens einer lokalen Stromquelle bezogen wird, wobei die mindestens eine lokale Stromquelle zu mindestens 50 % ihres jährlichen Energiebedarfs aus mindestens einem lokalen Energieträgernetz gespeist wird und zu maximal 50 % ihres jährlichen Energiebedarfs mit Produkten aus dem wärme verbrauchenden Prozess gespeist wird, wobei im mindestens einem lokalen Energieträger netz als Energieträger Erdgas, Naptha, Wasserstoff, Synthesegas und/oder Wasserdampf gespeichert wird, wobei das mindestens eine lokale Energieträgernetz mit mindestens ei nem weiteren Produkt und/oder Nebenprodukt aus mindestens einem weiteren chemischen Prozess gespeist wird und wobei das lokale Energieträgernetz eine Gesamt-Kapazität von mindestens 5 GWh aufweist. Ferner betrifft die Erfindung die Verwendung dieses Verfah rens als Minutenreserve für das öffentliche Stromnetz und die Verwendung von lokalen Energieträgernetzen von Chemie-Standorten zur Speicherung von elektrischer Energie.
Eines der größten Probleme der Nutzbarmachung der erneuerbaren Energien ist die man gelnden Speicherkapazitäten zum Abfedern von Schwankungen, die aufgrund der starken Abhängigkeit von Wettereinflüssen, ständig auftreten.
Das Problem der Speicherung der erneuerbaren Energie wird bereits seit den achtziger Jah ren thematisiert. Um den Energieabnehmern, z.B. der chemischen Industrie, trotz Verwen dung von erneuerbaren Energien den erzeugten Strom bedarfsgerecht anbieten zu können, wurde u.a. folgendes von den Energieanbietern in Erwägung gezogen:
US 4,776,171 beschreibt ein Energieerzeugungs- und Management System bestehend aus mehreren erneuerbaren Energiequellen und mehreren Energiespeicherquellen, sowie meh reren Kontroll- und Verteilungsstationen, um dem Bedarf der Industrie gerecht zu werden.
In US 2011/0081586 wird eine Kombination einer erneuerbaren Energiequelle mit einer elektrochemischen oder elektrolytischen Zelle beschrieben, in der die elektrochemische o- der elektrolytische Zelle die Schwankungen der erneuerbaren Energiequelle ausgleichen kann und diese somit kontinuierlich nutzbar macht.
US 2008/0303348 offenbart ein Kraftwerk, das ausschließlich auf erneuerbaren Energien beruht und dennoch eine bedarfsabhängige Steuerung ermöglicht. US 2008/0303348 be- schreibt die Kombination von Windenergie, Sonnenenergie und der Energie, die aus der Ver brennung von Biomasse gewonnen wird. Es wird beschrieben, dass das Kraftwerk reibungs los und spontan zwischen den drei Energiequellen wechseln kann, um zu jeder Zeit den ent sprechenden Bedarf der Industrie kostengünstig zu decken.
Der Fokus dieser Offenbarungen liegt darin, den Abnehmern den Strom bedarfsgerecht - trotz Verwendung von schwankender erneuerbarer Energie - anbieten zu können. Folglich gibt der Abnehmer die Menge der Stromproduktion vor und das Wetter bestimmt den Anteil an regenerativ-erzeugtem Strom.
In US 2012/0186252 wird eine Methode zum Generieren und Verteilung von Elektrizität be schrieben, die nicht ausschließlich an den Bedarf von externen Abnehmern angepasst ist. Gemäß US 2012/0186252 wird ein konventionelles Kraftwerk mit fossilen und/oder erneu erbaren Brennstoffen betrieben und der erzeugte Strom in das öffentliche Stromnetz einge speist, solange Bedarf an Strom besteht. In den Zeiten, in denen der Bedarf an Strom gering ist, wird der erzeugte Strom intern zur Erzeugung von Wasserstoff verwendet, der im Fol genden mit Kohlenstoffdioxid in einem Sabatier-Prozess zu dem erneuerbaren Brennstoff Methan umgesetzt werden kann. Der Wasserstoff-Generator kann somit durch eine schwankende Produktionsleistung die langsame Dynamik der lokalen Stromquelle dämpfen. Ferner wird in den Zeiten, in denen Überschussstrom verfügbar ist, Strom aus dem öffentli chen Netz zur Betreibung des internen Wasserstoff-Generators verwendet. Der Wasser stoff-Generator wird demnach in Abhängigkeit von dem Strombedarf und Stromangebot be trieben; bei wenig Strombedarf kommt der Strom für den Generator aus einer lokalen Quelle und in Zeiten von Überschussstrom aus dem öffentlichen Stromnetz. Nachteilig an diesem Verfahren ist, dass der Wasserstoffgenerator als wärmeverbrauchender Prozess mit schwankender Produktionsleistung betrieben wird, da dieser dazu dient, die Leistungsab gabe des konventionellen Kraftwerks an den Bedarf des Netzes anzupassen. Ein Betriebs modus, der- wie in Verbundstandorten der Chemischen Industrie erforderlich - eine kon stante Produktionsleistung des Wasserstoffgenerators gewährleistet, wird nicht offenbart.
US 4,558,494 beschreibt die direkte Nutzung von Solarenergie zur Herstellung von Ammo niak. Die erforderliche Wärme für diesen endothermen Prozess wird durch ein Wärmeüber tragungsfluid bereitgestellt, das durch Solarenergie, wenn Solarenergie vorhanden ist, und durch Verbrennen des erzeugten Ammoniaks, wenn keine Solarenergie vorhanden ist, er hitzt wird. US 4,668,494 offenbart demnach die Verwendung von zwei separaten Energie quellen, eine solare und eine oxidative, für einen endothermen chemischen Prozess; wobei die Verwendung einer elektrischen Energiequelle nicht beschrieben wird.
Der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung, der im Jahr 2016 in Deutschland bereits bei 50% bezogen auf die installierte Leistung und bei 30% bezogen auf die Stromer zeugung lag (Stand: 26.2.2017;„Energie für Deutschland, Fakten, Perspektiven und Positio nen im globalen Kontext“, Weltenergierat - Deutschland e.V., 2017), wird sich in den nächs ten Jahren noch deutlich erhöhen, da aufgrund steigender Kosten für fossile Energieträger einerseits und wegen marktregulatorischer Maßnahmen andererseits die Technologien zur Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien betriebswirtschaftlich attraktiv sind und es bleiben werden.
In naher Zukunft wird es demnach immer häufiger durch das Einspeisen der anteilig stei genden erneuerbaren Energien aus Sonne, Wind und Wasser in das Stromnetz vermehrt zu Stromspitzen kommen, die nur unvollständig von den Stromverbrauchern abgenommen wer den können. Diese Stromspitzen, der sog. Überschussstrom, muss durch gezielte Aktivie rung stromverbrauchender Prozesse aufgefangen werden, um die Netzstabilität zu gewähr leisten.
Die Verbraucher stellen die sogenannte negative Regelleistung zur Verfügung. Bei der Re gelleistung wird abhängig von der geforderten Aktivierungszeit in Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung unterschieden. Die Bereitstellung einer Kapazität als Regelleistung, die sogenannte Regelleistungsvorhaltung, wird vergütet, unabhängig davon, ob die Kapazi tät in Anspruch genommen wird oder nicht. Im Jahr 2016 betrug die durchschnittliche aus geschriebene negative Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung jeweils rund 1900MW. In Deutschland betrug im Jahr 2016 die Vergütung für die Regelleistungsvorhal tung für Primär-Regelleistung, Sekundär-Regelleistung und Minutenreserveleistung knapp 200 Mio€ (Monitoringbericht 2017 der Bundesnetzagentur).
Die Vergütung für die Inanspruchnahme der Regelleistung wird über den Ausgleichsenergie preis bestimmt. Der Ausgleichsenergiepreis kann auf dem Strommarkt deutlich unterhalb seiner Gestehungskosten oder zu Preisen, die bezogen auf seinen Energiegehalt niedriger sind als für einen fossilen Brennstoff mit demselben Brennwert, oder umsonst (d.h. ohne Gegenleistung) oder sogar zu negativen Preisen, angeboten werden. Im Jahr 2016 lag der Mittelwert des Ausgleichsenergiepreises bei -14,12€/MWh. Das bedeutet, dass Verbrau cher, die Überschussstrom abnahmen, zusätzlich eine Gutschrift erhielten. Diese Summe der Gutschriften betrug im Jahr 2016 ca.10,78 Mio€.
In Deutschland wird durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz den Produzenten erneuerba rer Energien die vorrangige Einspeisung in das Stromnetz garantiert. Kommt es trotz aller Netzoptimierungs- und Netzausbaumaßnahmen zu Situationen, in denen ein Herunterregeln der erneuerbaren Elektrizitätserzeuger aufgrund von Überkapazitäten bzw. fehlender Trans portkapazitäten nicht vermeidbar ist, so muss dies vom Netzbetreiber, in dessen Netz die Ursache für das Herunterregeln begründet ist, vergütet werden. Im Jahr 2016 waren 3743,2 GWh von diesen sog. Einspeisemanagementmaßnahmen betroffen, die mit etwa 643 Mio.€ vergütet werden mussten (Monitoringbericht 2017 der Bundesnetzagentur).
Der Kostendruck auf die thermischen Kraftwerke, die als Grundlastkraftwerke dienen, nimmt zu, da die Einspeisung von Wind und Photovoltaik zu einer starken Reduktion der mi nimalen Residuallast (um 18 bis 20 GW) bei konventionellen Kraftwerken führt. Anderer- seits erfordern technische Limitierungen (Mindestlast und Anfahrzeit) sowie die Anforde rungen der Systemstabilität (Bereitstellung von Systemdienstleistungen) eine konventio nelle Mindesterzeugung. Vereinfachte Abschätzungen ergeben, dass zur Sicherstellung der Systemstabilität aktuell eine Mindesterzeugung der konventionellen Kraftwerke im Bereich von 4 bis 20 GW notwendig ist. Diese wird benötigt, um ausreichend Blindleistung und Wirkleistungsreserve zur Reaktion auf die fluktuierende Einspeisung von Wind und Photo- voltaik bereitzustellen (Statusbericht Flexibilitätsbedarf im Stromsektor.
Diese Aufgaben stellen hohe Anforderungen an den nutzbaren Lastbereich und die Reakti onszeit der Kraftwerke. Die Anfahrdauer von Braun- und Steinkohlekraftwerken beträgt mehrere Stunden. Die Anfahrdauer von GuD-Kraftwerken liegt im Bereich einer Stunde. Le diglich Gasturbinenkraftwerke können innerhalb weniger Minuten angefahren werden. Der Kraftwerkswirkungsgrad beträgt 55% bis 60% bei GuD-Kraftwerken, 42% bis 47% bei Stein kohlekraftwerken, 38% bis 43% bei Braunkohlekraftwerken und 34% bis 40% bei Gasturbi nenkraftwerken. Alle thermischen Kraftwerkstypen haben einen nutzbaren Lastbereich zwi schen 40% und 90% der Maximalleistung, wobei der Kraftwerkswirkungsgrad im Bereich der Volllast am höchsten ist. Unter Berücksichtigung dieser Merkmale ergibt sich die Aufgabe, Verbraucher mit einem großen, kontinuierlichen Leistungsbedarf an das Stromnetz anzu schließen, damit Grundlastkraftwerke möglichst kontinuierlich bei hoher Last arbeiten kön nen.
Gegenwärtig werden kurzzeitige Stromschwankungen mit Hilfe sog. hochdynamischer Kraft werke, die die betreffende Spitzenlast abfangen können, im Rahmen einer Systemdienst leistung für die Netzbetreiber kompensiert. Dies geschieht heute im Wesentlichen durch Pump- und Druckspeicherkraftwerke sowie Gas- und Dampfkraftwerke. Bei ersteren ist die installierbare Kapazität in Deutschland schon im Wesentlichen ausgeschöpft. Die Installa tion und der Betrieb von Gas- und Dampfkraftwerken zur Spitzenlastkompensation ist für die Energieanbieter kaum interessant, da deren Amortisationszeiten aufgrund der zu gerin gen Jahreslaufzeit dieser Systeme viel zu lang sind. Ferner weisen die Druckluftspeicher kraftwerke mit ca.40 bis 50% einen relativ geringen Wirkungsgrad auf.
Bei der Frequenzregelung in elektrischen Netzen werden unterschiedlich schnelle Regel kreise eingesetzt: Die Primärregelung mit einer Ansprechzeit von weniger als 30s, die Se kundärregelung mit einer Ansprechzeit von weniger als 5min und schließlich die Tertiärre gelung, die eine längere Ansprechzeit zulässt. Die Primärregelung wird automatisch ausge löst und wirkt direkt auf den Betriebszustand laufender Kraftwerke. Die Sekundärregelung wird ebenfalls automatisch ausgelöst und kann Reservekapazitäten aus dem Standby-Mo- dus heraus aktivieren. Die Tertiärregelung (oder Minutenreserve) wird in der Regel durch organisatorische Maßnahmen aktiviert. Die Sekundärregelung und die Minutenreserve kön nen positiv (bei erhöhtem Leistungsbedarf) oder negativ (bei reduziertem Leistungsbedarf) sein. Die positive Sekundärregelung und die Minutenreserve wird üblicherweise durch Zu schalten von Reservekraftwerken aktiviert. Die negative Minutenreserve erfordert einen Energieverbraucher. Nach dem aktuellen Stand der Technik werden dafür neben Pumpspei cherkraftwerken auch Kapazitätsänderungen von Großkraftwerken und Kraft-Wärme-Kopp- lungs-Anlagen sowie Endverbraucher, wie z.B. Lichtbogenöfen oder Kühlhäuser, genutzt. Jedoch ist deren Kapazität regional ungleichmäßig verteilt (s. IDOS-Bericht). Außerdem ist absehbar, dass der Bedarf an negativer M i nuten res erve durch den Ausbau der regenerati ven Energiequellen zunehmen wird. Im Jahr 2016 betrug die von den vier deutschen Netzbe treibern abgerufene negative Sekundärregelleistung ca.710GWh und die negative Minuten reserve insgesamt ca.54GWh (s. Monitoringbericht der Bundesnetzagentur 2017 S.158).
Eine weitere Möglichkeit zur Pufferung von Differenzen zwischen dem Angebot und dem Verbrauch elektrischer Energie sind Wärmespeicher. Wärmespeicher können Energie in Form von Wärme speichern. Die Wärme kann aus beispielsweise aus Rauchgasen von Ver brennungsprozessen, aus elektrischen Heizungen, aus Solarkollektoren bezogen werden.
Aus der gespeicherten Wärme kann in einem Wärmekraftprozess elektrische Energie produ ziert werden. Aus diesem Grund ist der Wärmespeicher umso wirksamer, je höher die Tem peratur ist, auf dem die Wärme erzeugt wird. Wärmespeicher lassen sich in drei Hauptkate gorien unterteilen. Sensible Wärmespeicher speichern Wärme als fühlbare Temperaturerhö hung, bei latenten Wärmespeichern wird die Energie im Phasenübergang des Speichermedi ums gespeichert. Thermochemische und Sorptionspeicher speichern Wärmeenergie reversi bel als chemische Reaktions- oder Ad-/Absorptionswärme. Als sensible Wärmespeicher werden flüssige oder feste Materialien mit hoher Wärmekapazität verwendet. Gängige Flüs sigkeiten sind Wasser für den Temperaturbereich von 0° C bis 100° C, Wärmeträgeröl für den Temperaturbereich von 0° C bis 400° C, Nitratsalze für den Temperaturbereich von 250° C bis 570° C, Carbonatsalze für den Temperaturbereich von 450° C bis 850° C und Natrium für den Temperaturbereich von 100° C bis 800° C. Gängige feste Wärmespeicher sind feuchte Kiesschüttungen für den Temperaturbereich von 0° C bis 100° C, Beton für den Temperaturbereich von 0° C bis 500° C, Kies oder Sand, Granit, oder Eisenlegierungen für den Temperaturbereich von 0° C bis 800° C und Ziegel für den Temperaturbereich von 0° C bis 1000° C.
Als Latentwärmespeicher werden Materialien eingesetzt, die im Arbeitsbereich ihren Aggre gatzustand ändern entweder zwischen fest und flüssig oder zwischen flüssig und gasförmig. Gängige Materialien sind Wasser, das bei 0° C als Fest-Flüssig-Latentwärmespeicher und im Temperaturbereich von 100° C bis 350° C als Dampf-Flüssig-Latentwärmespeicher ein gesetzt wird. Weitere Fest-Flüssig-Latentwärmespeicher sind Rohparaffin bei ca.34° C, Eicosan bei ca.37° C, Laurinsäure bei ca.44° C, Myristinsäure bei ca.54° C, Stearinsäure bei ca.70° C, Mirabilit (Na2SO410H2O) bei ca.32° C, Pentahydrat (Na2S2035H20) bei ca.
48° C, Bariumhydroxid-Octahydrat (Ba(0H)28H20) bei ca.78° C, eutektisches Natrium- chlorid/Magnesiumchlorid-Gemisch bei ca.450° C oder eutektisches Natrimchlorid/Mag- nesiumfluorid-Gemisch bei ca.832° C. Thermochemische Speicher nutzen reversible Reak tionen aus. Solche Reaktionen können die Dehydrierung von Metallhydriden, beispielsweise MgH2, Mg2NiH4, Mg2FeH6, die Dehydratisierung von Metallhydroxiden, beispielsweise Mg(OH)2, Ca(OH)2, Ba(OH)2, die Decarboxylierung von Metallcarbonaten, beispielsweise MgC03. PbC03, CaC03, BaC03, die Teilreduktion von Oxiden multivalenter Metalle, bei spielsweise Pb02, Sb205, Mn02, Mn203, CuO, Fe203, sein. Als Sorptionsspeicher werden Salzhydrate, beispielsweise MgS04-7H20, MgCI2-6H20, CaCI2-6H20, CuS04-5H20, CuS04-H20, oder Ammoniakate von Metallchloriden, beispielsweise CaCI2-8NH3, CaCI2-4NH3, MnCI2-6NH3 eingesetzt. Schließlich können endotherme Hochtemperaturprozesse, die wasserstoffreiche Produkte liefern, beispielsweise die Dampfreformierung oder die Pyrolyse von Erdgas als thermochemische Speicher genutzt werden. Der Wasserstoff kann als sowohl stofflich als auch energetisch genutzt werden.
Ein wichtiges Gebiet von Wärmespeichern sind solarthermische Kraftwerke. Hier werden Salzschmelzen, Thermoöle und Betonspeicher eingesetzt. Desweiteren können Wärmespei cher, in Kraftwerken eingesetzt, die Lastflexibilität hinsichtlich Mindestlast und Lastände rungsgeschwindigkeit verbessern. Beispielsweise werden Dampfspeicher zur Bereitstellung von Regelleistung eingesetzt.
Bei den Diskussionen zur Energiewende und der Reduzierung von C02 Emissionen zum Schutz des Klimas hat die Elektrifizierung von chemischen Prozessen und insbesondere die Verwendung von stark endothermen chemischen Reaktionen als Sekundärregelung und als Minutenreserve für Überschussstrom noch wenig Bedeutung.
Elektrischer Strom wird derzeit als Energiequelle der Wahl hauptsächlich für nicht kataly sierte Gas/Feststoff- und für Feststoffreaktionen eingesetzt, wenn große Wärmeströme auf sehr hohem Temperaturniveau eingetragen werden müssen. Typische Anwendungen sind metallurgische Öfen [Ullmann: Metalurgical Furnaces]. Als einzige relevante Gasphasenpro zesse haben sich das Plasmaverfahren zur Herstellung von Acetylen aus Methan [Baumann, Angewandte Chemie, Ausgabe B, Band 20 (1948), Seiten 257-259,1948] und das Verfahren zur Herstellung von Reduziergasen in der Stahlindustrie großtechnisch etabliert. In der Lite ratur finden sich zwar weitere Hinweise auf den Einsatz von elektrischen Energiequellen in Gasphasenprozessen, aus denen jedoch bislang keine wirtschaftlich in industriellem Maß stab einsetzbaren Anwendungen entwickelt werden konnten.
Verfahren mit elektrischer Beheizung werden für die Herstellung von Blausäure (HCN) aus Alkanen, insbesondere aus Methan und Ammoniak, beschrieben. In der Patentschrift US 2,958,584 wird die Herstellung von HCN aus Propan und Ammoniak in einer elektrisch be heizten Wirbelschicht aus Kohlenstoffpartikeln offenbart, während US 6,096,173 die Her stellung von Blausäure als Gasphasenreaktion von Methan und Ammoniak unter Verwen dung einer Korona-Entladung beschreibt.
US 7,288,690 beschreibt ein Verfahren zur Dampfspaltung von Kohlenwasserstoffen, wobei die Spaltrohre elektrisch beheizt werden. Die Verbesserung, die durch diese Erfindung er zielt wird, ist im Wesentlichen die Nutzung der Kraft-Wärme-Kopplung, um aus der Ver brennung eines Brennstoffes gleichzeitig Wärme und Elektrizität zu erzeugen. Der Brenn stoff wird bevorzugt in einer Gasturbine verbrannt, die einen Generator antreibt. Der dabei erzeugte elektrische Strom wird zur Beheizung der Spaltrohre verwendet. Die in den Ver brennungsabgasen enthaltene fühlbare Wärme dient zur Vorheizung des Einsatzgemisches. Nachteilig an dieser Lösung ist die Kopplung zwischen den Energieströmen, die für die elektrische Beheizung der Spaltrohre und für die Vorheizung des Einsatzgemisches zur Ver fügung stehen. Diese Kopplung erzwingt einen suboptimalen Betriebszustand einer der bei den Prozessstufen. Außerdem ist die Anwendbarkeit der Erfindung auf nicht-wärmeinte- grierte Prozesse beschränkt.
DE 102013209883 beschreibt eine integrierte Anlage zur elektrochemischen Herstellung von Blausäure mit einer diskontinuierlichen Fahrweise, die ihre Prozessleistung an das ex terne Stromangebot mittels Wetterprognose anpassen kann. In analoger Weise beschreibt DE 102012023832 eine integrierte, dynamische Anlage zur elektrochemischen Herstellung von Ethin. Der jeweilige Reaktor wird über das externe Stromnetz und über eine lokale Stromquelle mit elektrischer Energie versorgt, wobei die lokale Stromquelle einen wasser stoffreichen Abgasstrom aus der Blausäure- bzw. Ethinproduktion ohne Zwischenspeiche rung für die Stromproduktion direkt nutzt. Als Stromquelle können Brennstoffzellen- sowie Gasturbinenkraftwerke oder GuD-Kraftwerke eingesetzt werden. Kohlenwasserstoffe und Wasserstoff werden gespeichert; diese Speicher weisen eine Kapazität an Wasserstoff auf, die in 48 Stunden mit Hilfe dieser Anlage produziert werden kann (ca.5000 MWh). Aus dem Speicher werden die Kohlenwasserstoffe und Wasserstoff unter Berücksichtigung des Wobbe-Indizes dem Erdgasnetz zugeführt oder die Kohlenwasserstoffe werden erneut in den Reaktor geführt. Eine Verwendung der gespeicherten Gase zum Betreiben der lokalen Stromquelle wird nicht offenbart.
Durch die dynamische Fahrweise ergibt sich der Nachteil in der Betriebssicherheit, dadurch dass zerfallsfähige, hochgradig reaktive Stoffe wie Ethin und Blausäure gespeichert werden müssen, um die schwankenden Produktionsmengen auszugleichen. Ferner ist nachteilig, dass durch die häufigen Anfahr- und Abschaltvorgänge die Reaktoren starke Temperatur schwankungen erfahren, die sich negativ auf ihre Lebensdauer und Betriebssicherheit aus wirken. Ferner ist nachteilig, dass die Vorrichtung zur Einleitung eines Gases in ein Erdgas netz einen erheblichen Zusatzaufwand an Maschinen und Apparaten erfordert, die für die Durchführung des Prozesses nicht erforderlich sind. Ferner ist nachteilig, dass die Pro zessdynamik, insbesondere die der Trennstufen sowie die Planungsintervalle der Wetter prognose zu lang sind, um den Prozess als Sekundär- oder Tertiärreserve zu nutzen.
Ferner wurden der Einsatz eines Plasmagenerators für die Herstellung von Synthesegas (37 L. Kerker, R. Müller:“Das Plasmareforming-Verfahren zur Erzeugung von Reduktionsga sen,’’ Stahl Eisen 104, (1984) no.22, 1137) sowie die Nutzung elektrischer bzw. elektromag netischer Verfahren zur Zersetzung von Kohlenwasserstoffen beschrieben (Häussinger, P., Lohmüller, R. and Watson, A. M.2000. Hydrogen, 2. Production. Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry). d
Derzeit werden viele wichtige Hochtemperaturprozesse jedoch ausschließlich unter Ver wendung von Energiequellen durchgeführt, die über oxidative Verfahren (autotherm und/o der allotherm) gespeist werden. Die Nachteile dieser oxidativen Verfahren, d.h. die Roh stoffabhängigkeit und die begrenzte Verfügbarkeit der Rohstoffe sowie die mit den oxidati ven Verfahren verbundenen C02-Emission, sind hinreichend bekannt. In industriellem Maß stab laufen diese energie-intensiven Prozesse kontinuierlich ab und benötigen deshalb eine konstante Wärmeversorgung. Der Energiebedarf dieser Prozesse in Deutschland wird auf 300 bis 600 TWh geschätzt. Das entspricht ungefähr der aktuelle Nettostromerzeugung in Deutschland. Endotherme Hochtemperaturprozesse besitzen also eine nennenswerte Kapa zität, um Überschussstrom aufzunehmen.
Bei einigen wichtigen wärmeverbrauchenden Prozessen handelt es sich um Hochtempera turprozesse, d.h. Prozesse, die bei Temperaturen zwischen 500 und 2.500° C ausgeführt werden. Als Vertreter dieser sehr energie-intensiven Verfahren seien die Dampf- und die Trocken-Reformierung, Dehydrierungen, beispielsweise von primären Alkoholen zu Aldehy den, von sekundären Alkoholen zu Ketonen, von Alkanen zu Alkenen und von Cycloalkanen zu Cycloalkenen, die Herstellung von Blausäure durch Formamidspaltung oder aus Methan und Ammoniak, die Herstellung von Stickstoffmonoxid aus Luft, die Dampfspaltung bzw. die Pyrolyse von Kohlenwasserstoffen und die Thermolyse von Wasser genannt. Die Dampf- und die Trockenreformierung sind Verfahren zur Herstellung von Synthesegas, einer Mi schung von Kohlenstoffmonoxid und Wasserstoff, aus kohlenstoffhaltigen Energieträgern wie beispielsweise Erdgas, Leichtbenzin, Methanol, Biogas oder Biomasse sowie Wasser bzw. Kohlendioxid. Die Dampfspaltung von Kohlenwasserstoffen ist das industriell etab lierte Verfahren zur Herstellung von kurzkettigen Olefinen, insbesondere Ethylen und Propy len sowie aromatischen Verbindungen aus kohlenwasserstoffhaltigen Energieträgern wie beispielsweise aus Schiefergas, Naphtha, Flüssiggasen. Dieser Prozess läuft bei kurzen Re aktionszeiten im kinetisch kontrollierten Regime ab. Die Pyrolyse ist ein Verfahren, bei dem Kohlenwasserstoffe in ihre stabilen Endprodukte Kohlenstoff und Wasserstoff umgesetzt werden. Dieser Prozess läuft bei längeren Verweilzeiten im gleichgewichtskontrollierten Re gime ab.
Gemäß Stand der Technik benötigen endothermen Hochtemperaturprozesse wie Dampf spaltung oder Dampfreformierung einen Wärmeeintrag, der deutlich über dem Wärmebedarf der endothermen Reaktion liegt. Typischerweise beträgt der Überschuss der eingetragenen Heizleistung 80% bis 200% bezogen auf den Wärmebedarf der endothermen Reaktion. In chemischen Verbundstandorten wird die überschüssige Heizleistung zu nachgeschalteten Stufen exportiert, beispielsweise um Dampf in unterschiedlichen Druckstufen zu erzeugen. Dadurch kann der thermische Nutzungsgrad solcher Anlagen auf 90% oder mehr gesteigert werden. Nachteilig an diesen Prozessen ist jedoch, dass der Primärenergiebedarf und die damit verbundenen Treibhausemissionen deutlich höher sind als der eigentliche Bedarf der Hochtemperaturreaktion. Ein weiterer Nachteil resultiert aus der starren energetischen Kopplung zwischen verschiedenen Anlagen eines Verbindstandortes; diese Kopplungen füh ren dazu, dass der Betriebspunkt der einzelnen Anlagen nur in engen Grenzen eingestellt werden kann.
Um die chemische Produktion im Sinne des Energiewandels als Senke für Überschussstrom aus regenerativen Energiequellen nutzbar zu machen, sind Konzepte zur elektrischen Behei zung energieverbrauchender chemischer Prozesse erforderlich. Da diese Prozesse i.d.R. kontinuierlich betrieben werden, muss die Energiezufuhr von der Volatilität der Überschuss stromverfügbarkeit entkoppelt werden. Neben der Einbindung von Überschussstrom ist demnach mindestens eine weitere Energiequelle erforderlich.
Eine Möglichkeit, die Wärmezufuhr in den Reaktor hybrid, d.h. wahlweise fossil-beheizt oder elektrisch-basiert, zu realisieren, wird in der WO 2014/090914 offenbart. In der WO
2014/090914 findet sich zum ersten Mal der Hinweis, chemische Prozesse als Minutenre serve unter Verwendung von Überschlussstrom zu verwenden. Es wird ein Verfahren zur Durchführung wärmeverbrauchender Hochtemperarturprozesse beschrieben, wobei die be nötigte Gesamtenergie im Jahresmittel aus mindestens zwei verschiedenen Energiequellen stammt, mindestens einer elektrischen Energiequelle, wobei diese zwischen 0 und 100% der benötigten Gesamtenergie aufbringt, insbesondere unter Verwendung von Überschuss strom, und einer weiteren nicht-elektrischen Energiequelle, die ggf. den Rest der benötigten Energie bereitstellt. Eine große Herausforderung bei diesem Konzept stellt die apparative Belastung beim Umschalten zwischen den zwei Energiequellen dar und ferner ein möglichst verlustfreies und dynamisches Umschalten, d.h. ohne Umsatz- und Selektivitätsverluste. Weiterhin kann an dieser Lösung nachteilig sein, dass ggf. zwei unabhängige Vorrichtungen zur Wärmeerzeugung in den Bereich des Prozesses installiert werden müssen, die hohen Temperaturen ausgesetzt sind. Hierdurch steigen die Komplexität und die Defektanfälligkeit des Prozesses.
EP3249027 beansprucht ein emissionsreduziertes Verfahren zur Herstellung von Olefinen durch Dampfspaltung von Kohlenwasserstoffen. Dabei können die Spaltrohre sowohl durch die Verbrennungswärme eines Brennstoffs als auch durch Elektrowärme beheizt werden.
Bei konstanter Gesamtleistung kann der Anteil der Elektrowärme zur Verbrennungswärme variiert werden. Denkbar ist auch die Parallelschaltung von Spaltrohren, die ausschließlich elektrisch oder ausschließlich durch Verbrennungswärme beheizt werden. Nachteilig an die ser Erfindung ist die Tatsache, dass zwei unterschiedliche Wärmequellen im Spaltofen in stalliert werden müssen.
Aufgabe der vorliegenden Erfindung ist es daher, chemische Hochtemperaturprozesse im Sinne des Energiewandels als Senke für Überschussstrom aus regenerativen Energiequel len nutzbar zu machen. Eine weitere Aufgabe ist, chemische Prozesse als Energieabnehmer bei einer negativen Sekundärregelung und / oder Minutenreserve zur Frequenzregelung in elektrischen Netzen bereitzustellen. Eine weitere Aufgabe ist es, den endothermen chemi schen Prozess so zu flexibilisieren, dass er die Stromquelle abhängig vom Großhandelss trompreis wählen kann und so eine wirtschaftliche Optimierung ermöglicht.
Eine weitere Aufgabe ist es, beim Umschalten zwischen den Stromquellen die Sollwertab weichung des Leistungseintrags in den endothermen Prozess so gering zu halten, dass die Produktionsleistung nicht verändert wird. Eine weitere Aufgabe ist, dass die lokalen Strom quellen einen möglichst hohen Wirkungsgrad und einen möglichst niedrigen C02-Ausstoß haben.
Eine weitere Aufgabe ist es, die lokalen Stromquellen in den Material- und Wärmeverbund des endothermen Prozesses zu integrieren. Wenn lokale Stromquellen eingesetzt werden, die schnell zu- oder abgeschaltet werden können, müssen Energieträger zur Verfügung ste hen, die ausreichend schnell zu- oder abgestellt werden können.
Ferner war es eine Aufgabe der vorliegenden Erfindung, Wege zu finden, die es ermögli chen, die Flexibilität im Hinblick auf Speicherung und Nutzung von elektrischer Energie ge genüber dem Stand der Technik zu erhöhen.
Ferner sollte durch die vorliegende Erfindung trotz Verwendung von Überschussstrom die Produktionsrate der betreffenden wärmeverbrauchenden Prozesse vergleichmäßigt und die Belastung der Maschinen und Apparate minimiert werden.
Ferner sollte durch die vorliegende Erfindung die Planbarkeit von Downstream-Prozessen verbessert werden, in dem die Auslastung des vorgeschalteten wärmeverbrauchenden Pro zesses, unabhängig von der Verfügbarkeit von Überschussstrom, durch den Bedarf der Downstream-Prozesse gesteuert wird.
Die Anlage und das Verfahren sollten weiterhin einen möglichst hohen Wirkungsgrad besit zen. Weiterhin sollte das erfindungsgemäße Verfahren unter Verwendung der herkömmli chen und weithin vorhandenen Infrastruktur durchgeführt werden können. Darüber hinaus sollte das Verfahren mit möglichst wenigen Verfahrensschritten durchgeführt werden kön nen, wobei dieselben einfach und reproduzierbar sein sollten.
Riesige Mengen thermischer Energie werden heute in unterschiedlichen industriellen Pro zessen in Form von Abgas- oder Abwärme-Strömen vergeudet und belasten die Umwelt.
Die Rückführung und Nutzung dieser Abfallwärmeströme können nennenswert die energeti sche und wirtschaftliche Effizienz vieler Prozessanlagen in unterschiedlichen Industriezwei gen verbessern. In Verbundstandorten der Chemischen Industrie bieten sich als Energieträ ger fluide Medien an, die über zusammenhängende Leitungsnetze und Speicherbehälter über den gesamten Standort verteilt sind (lokale Energieträgernetze). Diese Energieträger können Rohstoffe wie Erdgas oder Flüssiggas, Grundprodukte wie Wasserstoff oder Synthe- segas und Hilfsstoffe wie Wasserdampf oder Druckluft sein. Diese lokalen Energieträger netze bieten eine ausreichend große Kapazität, um mechanische Energie, Wärme und/oder brennbare Stoffe zu speichern und diese bei Bedarf verzögerungsfrei für die Versorgung lo kaler Stromquellen zur Verfügung zu stellen.
Verfahren:
Diese gestellten Aufgaben werden erfindungsgemäß durch ein Verfahren zur kontinuierli chen Durchführung eines oder mehrerer wärmeverbrauchender chemischer Prozesse gelöst, das dadurch gekennzeichnet ist, dass der mindestens eine wärmeverbrauchende Prozess elektrisch beheizt wird, die maximale Temperatur in der Reaktionszone des wärmeverbrau chenden Prozesses größer als 500° C ist, mindestens 70 % der Produkte des mindestens einen wärmeverbrauchenden Prozess in Downstream-Prozessen kontinuierlich weiterverar beitet werden und/oder einem lokalen Energieträgernetz zugeführt werden und die benö tigte elektrische Energie für den mindestens einen wärmeverbrauchenden Prozess aus dem externen Stromnetz und aus mindestens einer lokalen Stromquelle bezogen wird, wobei die mindestens eine lokale Stromquelle zu mindestens 50 % ihres jährlichen Energiebedarfs aus mindestens einem lokalen Energieträgernetz gespeist wird und zu maximal 50 % ihres jährli chen Energiebedarfs mit Produkten aus dem wärmeverbrauchenden Prozess ohne Zwi schenspeicherung gespeist wird, wobei im mindestens einem lokalen Energieträgernetz als Energieträger Erdgas, Naphtha, Wasserstoff, Synthesegas und/oder Wasserdampf gespei chert werden, wobei das mindestens eine lokale Energieträgernetz mit mindestens einem weiteren Produkt und/oder Nebenprodukt aus mindestens einem weiteren chemischen Pro zess gespeist wird und wobei das lokale Energieträgernetz eine Gesamt-Kapazität von min destens 5 GWh aufweist.
Ferner betrifft die vorliegende Erfindung die Verwendung von mindestens einem lokalen Energieträgernetz von Chemie-Standorten zur Speicherung von elektrischer Energie, wobei als Energieträger Erdgas, Flüssiggas oder Naphtha, Wasserstoff, Ammoniak, Synthesegas, Ethylen, Propylen, Armgas, Druckluft und/oder Wasserdampf verwendet werden und wobei das Energieträgernetz eine Gesamt-Kapazität von mindestens 5 GWh aufweist.
Die lokalen Energieträgernetze lassen sich aufteilen in Netze/Speicher für Wärmeträger, wie z.B. Wasserdampf, Netze/Speicher für Zwischenprodukte, wie z.B. Wasserstoff und Synthesegas und Netze/Speicher für Rohstoffe, wie z.B. Erdgas und Naphtha. Bevorzugt werden mindestens zwei lokale Energieträgernetze verwendet.
Bevorzugt werden mindestens zwei verschiedene lokale Energieträgernetze verwendet für Energieträger ausgewählt aus der Gruppe bestehend aus Wärmeträger, bevorzugt Wasser dampf, Zwischenprodukte, bevorzugt Wasserstoff und/oder Synthesegas, insbesondere Wasserstoff und Rohstoffe, bevorzugt Erdgas und Naphtha, insbesondere Erdgas. Bevorzugt wird die zweier Kombination Wärmeträger und Zwischenprodukte oder die dreier Kombina tion Wärmeträger, Zwischenprodukte und Rohstoffe verwendet. Vorteilhaft werden mindestens 50 %, bevorzugt 70 %, insbesondere 90 % der Produkte des mindestens einen wärmeverbrauchenden Prozess in Downstream-Prozessen kontinuierlich weiterverarbeitet und/oder einem lokalen Energieträgernetz zugeführt. Bevorzugt liegt der prozentuale Produktbereich bei 50 bis 100 %, bevorzugt 70 bis 100 %, insbesondere 90 bis 100 %. Unter Downstream-Prozess wird die nachgeschaltete Umsetzung der Produkte aus dem wärmeverbrauchenden Prozess zu weiteren Produkten verstanden.
Vorteilhaft wird die mindestens eine lokale Stromquelle zu mindestens 50 % ihres jährlichen Energiebedarfs aus einem lokalen Energieträgernetz gespeist werden; bevorzugt zu mindes tens 70 %, weiter bevorzugt zu mindestens 80 %, weiter bevorzugt zu mindestens 90 %. Vor teilhaft liegt der prozentuale Bereich bei 50 bis 100, bevorzugt 70 bis 100, weiter bevorzugt 80 bis 100, insbesondere 90 bis 100. Besonders bevorzugt wird die mindestens eine lokale Stromquelle ausschließlich aus dem lokalen Energieträgernetz gespeist.
Vorteilhaft wird die mindestens eine lokale Stromquelle zu maximal 50 % ihres jährlichen Energiebedarfs, bevorzugt zu maximal 20 %, besonders bevorzugt zu maximal 10 %, mit Pro dukten, die direkt aus dem wärmeverbrauchenden Prozess stammen, gespeist. Vorteilhaft liegt der prozentuale Bereich bei 50 bis 0, bevorzugt 20 bis 0, insbesondere 10 bis 0.
Dies bedeutet, dass diese Produkte zur Speisung der lokalen Stromquelle direkt und ohne Zwischenspeicherung aus dem wärmeverbrauchenden Prozess entnommen und zur lokalen Stromquelle geleitet werden. Besonders bevorzugt werden keine Produktströme aus dem wärmeverbrauchenden Prozess direkt und ohne Zwischenspeicherung zur lokalen Strom quelle geleitet.
Die lokalen Energieträgernetze werden vorteilhaft mit jeweils mindestens einem weiteren Produkt und/oder Nebenprodukt aus mindestens einem weiteren chemischen Prozess ge speist. Diese weiteren chemischen Prozesse sind beispielsweise Olefin-Prozesse, Synthe segas-Prozesse, partielle Oxidationen, Pyrolysen von Kohlenwasserstoffen, Wasserelektro lysen, Hüttenprozesse und/oder Hydrierungen.
Beispielsweise wird das Wasserstoff-Energieträgernetz aus Prozessen wie Steamcracking, Steamreforming, Methanpyrolyse, Styrolsynthese, Propandehydrierung, Synthesegasher stellung, Formaldehydsynthese gespeist. Beispielsweise wird das Wasserdampf-Energieträ gernetz aus Prozessesn wie Steamcracking, Steamreforming, Acetylenprozess, Synthese gasherstellung, Acrylsäuresynthese, Phthalsäureanhydrid-Synthese, Maleinsäureanhydrid- Synthese, Ethylenoxid-Synthese, Formaldehydsynthese gespeist. Beispielsweise wird das Kohlenwasserstoff-Energieträgernetz aus den Rohstoffen Naphtha, Erdgas und Flüssiggas gespeist.
Die endothermen Prozesse, wie beispielsweise Steamcracking, Steam-/Dryreforming, Sty rolsynthese, Propandehydrierung, Butandehydrierung, Blausäuresynthese, Methanpyrolyse, stellen demnach Energieträgerquellen und Energieträgerabnehmer dar; während die exothermen Prozesse, wie beispielsweise Maleinsäureanhydrid, Phthalsäureanhydrid, Acrol- ein und Acrylsäure, Ethylenoxid, Formaldehyd, TD l/M D I , ausschließlich Energieträgerquel len darstellen. Stromquelle:
Der Bezug der benötigten elektrischen Energie für den wärmeverbrauchenden Prozess kann zu jeder Tageszeit, abhängig vom aktuellen Stromangebot, aus unterschiedlichen Quellen stammen. Es sind drei Modi möglich: (i) ausschließlich aus einer externen Stromquelle, ins besondere dem öffentlichen Stromnetz, (ii) ausschließlich aus mindestens einer lokalen Stromquelle oder (iii) gemeinsam aus einer externen und aus mindestens einer internen, lo kalen Stromquelle bezogen werden.
Bevorzugt können alle drei Modi (i), (ii) und (iii) zumindest vorübergehend die gesamte be nötigte Energie für den mindestens einen wärmeverbrauchenden Prozess aufbringen.
Vorteilhaft wird in Jahresmittel 10 bis 90% der benötigten Energie, bevorzugt 25 bis 75 % der benötigten Energie, besonders bevorzugt 50% bis 75% der benötigten Energie der externen Stromquelle entnommen. Vorteilhaft wird in Jahresmittel 10 bis 90% der benötigten Energie, 25 bis 75 %, besonders bevorzugt 25% bis 50% der benötigten Energie der lokalen Strom quelle entnommen.
Vorteilhaft wird die benötigte Energie des wärmeverbrauchenden Prozesses zu mindestens 50 % durch elektrische Energie bereitgestellt, bevorzugt zu mindestens 75%, weiter bevor zugt zu mindestens 90%, insbesondere wird die benötigt Energie ausschließlich elektrisch bereitgestellt. Vorteilhaft liegt der prozentuale Bereich bei 50 bis 100, bevorzugt 75 bis 100, insbesondere 90 bis 100.
Eine kontinuierliche Durchführung dauert vorteilhaft länger als ein Tag, bevorzugt länger als eine Woche, besonders bevorzugt länger als ein Monat, besonders bevorzugt länger als zwei Monate, insbesondere länger als ein Halbjahr, wobei in diesem Zeitraum die Prozessleis tung nicht mehr als 50 %, bevorzugt nicht mehr als 30 %, bevorzugt nicht mehr als 20 %, ins besondere nicht mehr als 10 %, bezogen auf die maximale Prozessleistung, variiert. Vorteil haft liegt der prozentuale Bereich bei 50 bis 0, bevorzugt 30 bis 0, weiter bevorzugt bei 20 bis 0, insbesondere 10 bis 0.
Die Prozessleistung des erfindungsgemäßen Prozesses wird vorteilhaft an den Edukt-Be darf der Downstream-Prozesse, d.h. der nachgeschalteten Umsetzung der Produkte aus dem wärmeverbrauchenden Prozess zu weiteren Produkten, angepasst.
Die lokalen Energieträgernetze haben vorteilhaft eine Gesamt-Kapazität größer als 5 GWh, bevorzugt größer als 10 GWh, weiter bevorzugt größer als 20 GWh, insbesondere größer als 50 GWh. Vorteilhaft liegt die Gesamt-Kapazität im Bereich von 10 GWh bis 1000 GWh, be vorzugt von 20 GWh bis 500 GWh, besonders bevorzugt von 50 GWh bis 200 GWh.
Externe Stromquelle:
Als externe Stromquelle wird das Stromnetz bezeichnet; hierunter fällt auch ein Verbund kraftwerk; insbesondere ein Verbundkraftwerk mit einer Anfahrtzeit von größer als 15 min. Der Begriff Stromnetz bezieht sich auf alle oder einen bestimmten Teil eines Netzes von Übertragungsleitungen, Umspannwerken und lokalen Verteilungsnetzen, die den Transport und die Regulierung von Strom zwischen den verschiedenen physischen Knoten des Netzes sowie den verschiedenen gewerblichen, privaten und Großverbrauchern, die an das Netz angeschlossen sind, ermöglichen.
Der Unterschied zwischen der externen Stromquelle und der lokalen, internen Stromquelle ist, dass das mit der externen Stromquelle erzeugte Strom in ein Stromnetz eingespeist wird, aus dem viele Abnehmer Strom entnehmen können. Die lokale, interne Stromquelle ist nur wenigen chemischen, wärmeverbrauchenden Prozessen, bevorzugt 1 bis 10 Prozessen, weiter bevorzugt 1 bis 5 Prozessen, insbesondere 1 bis 3 Prozessen, zugeordnet. Der in der internen, lokalen Stromquelle produzierte Strom wird durch lokale Stromleitungen transpor tiert, die bezüglich Frequenz und Spannung unabhängig vom allgemeinen Stromnetz betrie ben werden. Somit wird der in der internen, lokalen Stromquelle produzierte Strom zu vor teilhaft weniger als 20 %, bezogen auf die insgesamt in der internen Stromquelle produ zierte elektrische Energie, bevorzugt weniger als 10% in das allgemeine Stromnetz einge speist. Vorteilhaft liegt der prozentuale Bereich bei 20 bis 0, bevorzugt 10 bis 0. Besonders bevorzugt wird der in der internen, lokalen Stromquelle produzierte Strom nicht in ein allge meines Stromnetz eingespeist.
In Zeiten von niedriger Auslastung der wärmeverbrauchenden Prozesse und/oder hohen ex ternen Verbrauchs können die lokalen Stromquellen Strom ins externe Stromnetz abgeben. So können die lokalen Stromquellen zusätzlich als positive Sekundärregelleistung oder Mi nutenreserveleistung genutzt werden.
Falls keine Verbindung von der lokalen Stromquelle zum öffentlichen, allgemeinen Strom netz benötigt wird, können aufwendige Regelungs-Vorrichtungen eingespart werden. Ferner muss der der lokal erzeugte Strom nicht auf die Netzspezifikation gebracht werden.
Lokale Stromquelle:
Als mindestens eine lokale Stromquelle kommt vorteilhaft die Stromgewinnung auf Basis einer Gasturbine (GT) und/oder einer Dampfturbine (DT) und/oder einer Brennstoffzelle in Betracht.
Gasturbinen sind dem Fachmann bekannt und beispielsweise in (C. Lechner, J. Seume (H rsg.) : Stationäre Gasturbinen. Springer, Berlin 2003.) beschrieben. Als Brennstoff für die Gasturbine werden vorteilhaft brennbare Rohstoffe und/oder Abgasströme innerhalb des jeweiligen Verbundstandortes und die jeweiligen Prozessströme des wärmeverbrauchenden Prozesses, vorteilhaft die Edukte und/oder die Produkte des wärmeverbrauchenden Prozes ses, in Betracht. Ein Verbundstandort der Chemischen Industrie ist eine Produktionsstätte mit geschlosse nen Stoff- und Energiekreisläufen, indem Produktionsbetriebe, Rohstoffe, chemische Pro dukte, Energie- und Abfallströme, Logistik und Abfallströme miteinander vernetzt sind (www.basf.com/global/en/investors/calendar-and-publications/factbook/basf-group/ver- bund.html). Ein Verbundstandort ist durch eine kaskadierte Produktionskette gekennzeich net. Entlang dieser Kaskade steigt die Vielfalt der Produktstoffe. Typischerweise weist ein Verbundkraftwerk 3 Stufen auf: In der ersten Stufe werden die Grundprodukte hergestellt, in der zweiten Stufe die Zwischenprodukte, in der dritten Stufe die Spezial- oder Endpro dukte. Jede Stufe dieser Kaskade kann ihrerseits aus einer oder mehreren Stufen bestehen. Ein Verbundstandort benötigt die Einfuhr einer geringen Anzahl von Rohstoffen, beispiels weise LPG, Naphtha, Leichtbenzin, Rückstände der Vakuumdestillation, Aromaten, Schwe fel, dazu Wasser und Luft und elektrische Energie, um daraus tausende unterschiedliche chemische Verbindungen und Formulierungen zu produzieren. Das zahlenmäßige Verhältnis der Produkte, die in einem Verbundstandort hergestellt werden und der eingesetzten Roh stoffe ist größer als 10, bevorzugt größer als 100, besonders bevorzugt größer als 500.
Unter brennbaren Abgasströmen sind wasserstoffreiche Abgasströme vorteilhaft.
Beispielhaft sind Abgasströme aus dem Steamcracking, dem Steamreforming, der Ammoni aksynthese, der Methanolsynthese, der Formaldehydsynthese, der Styrolherstellung, der Koksherstellung und der Stahlherstellung zu nennen. Diese Abgasströme haben unter schiedliche Zusammensetzungen und abhängig von ihrer Entstehung, unterschiedliche Be zeichnungen, wie Gichtgas, Koksgas, Kuppelgas, Dehydriergas, Formalingas etc (WO 2014/095661 Al). Gemeinsames Merkmal dieser Gase ist der vergleichsmäßig niedrige Heizwert, verglichen mit dem Heizwert gängiger Brennstoffe wie Erdgas. Abhängig vom Heizwert werden Gase als Armgase (Heizwert bis ca.1200 kcal/Nm3), Schwachgase (Heiz wert bis 3000 kcal/Nm3) oder Reichgase (Heizwert bis 6000 kcal/Nm3) bezeichnet (G. Wa- gener. Gas- und Wasserfach 91, 73, 1950).
Brennstoffzellen sind beispielsweise in (Hoogers, G. (Ed.). (2002). Fuel cell technology hand- book. CRC press.) beschrieben, beispielsweise Polymer- Elektrolyt- Membran -Brennstoff zelle (PEMFC), Phosphorsäure-Brennstoffzelle (PAFC), Alkali-Brennstoffzelle (AFC), Schmelzcarbonat-Brennstoffzelle (MCFC) oder Feststoffelektrolyt-Brennstoffzelle (SOFC).
Ferner kommt als lokale Stromquelle Oxy-Fuel-Kraftwerke in Betracht, die sauerstoffreiche Abgasströme nutzen.
Alternativ oder zusätzlich kommt als lokale Stromquelle die Stromgewinnung aus Dampftur binen in Betracht.
Falls Wasserstoff als Quelle der lokalen Stromerzeugung verwendet wird, sind folgende Ver fahren besonders vorteilhaft: Gasturbine, SOFC und / oder MCFC und/oder PEMFC und/o der AFC. Eine mit Wasserstoff angetriebene Gasturbine arbeitet vorteilhaft mit Eintrittstem peraturen bis 1500° C und erreicht einen Wirkungsgrad bis 41%. Eine SOFC wird vorteilhaft bei Temperaturen zwischen 650° C und 1000° C betrieben und erreicht einen Wirkungs grad bis 60%. Eine MCFC wird vorteilhaft bei Temperaturen zwischen 650° C und 1000° C betrieben und erreicht einen Wirkungsgrad bis 60%. Eine PEMFC arbeitet vorteilhaft bei Temperaturen zwischen 50° C und 180° C und erreicht einen Wirkungsgrad bis 50%. Eine AFC arbeitet vorteilhaft zwischen 20° C und 80° C und erreicht einen Wirkungsgrad bis 70%.
Falls Kohlenwasserstoffe als Quelle zur lokalen Stromerzeugung verwendet werden, sind folgende Verfahren besonders vorteilhaft: Gasturbine und/oder SOFC und/oder MCFC. Eine mit Erdgas betriebene Gasturbine hat vorteilhaft eine Eintrittstemperatur bis 1230° C und einen Wirkungsgrad bis 39%. Eine SOFC wird vorteilhaft bei Temperaturen zwischen 650° C und 1000° C betrieben und erreicht einen Wirkungsgrad bis 60%. Eine SOFC wird vorteilhaft bei Temperaturen zwischen 550° C und 700° C betrieben und erreicht einen Wirkungsgrad bis 55%.
Anbei eine tabellarische Übersicht der bevorzugten lokalen Stromquellen:
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Gasturbine:
(la): Die Anfahrzeit aus dem Stillstand bis zur vollen Leistung ist vorteilhaft von 30 Sekun den bis 30 Minuten, bevorzugt von 60 Sekunden bis 20 Minuten, besonders bevorzugt von 90 Sekunden bis 10 Minuten (Beispiel: Für den Typ SIEMENS SGT-A65 wird eine Kaltstart zeit bis zur vollen Leistung < 7Min angegeben).
(lb): Die Leistung ist vorteilhaft von 40% bis 120% der Nennleistung, bevorzugt von 50% bis 110% der Nennleistung, besonders bevorzugt von 60% bis 105% der Nennleistung. (Ref: C. Lechner, J. Seume (Hrsg.): Stationäre Gasturbinen, S.190).
(lc), (5c), (6c): Die Abgase dieser Generatoren sind so heiß, dass die in ihnen enthaltene Energie für die Dampferzeugung genutzt werden kann. Der Dampf kann eine Dampfturbine antreiben und zusätzliche elektrische Leitung erzeugen. Auf diesem Weg kann der Wir kungsgrad der Umwandlung chemischer Energie in elektrische Energie deutlich (bis zu 20%) gesteigert werden. Im quasistationären Betrieb beträgt die Austrittstemperatur einer Gas turbine ca.650° C (Ref: C. Lechner, J. Seume (Hrsg.): Stationäre Gasturbinen, S.124), einer SOFC ca.700° C einer MCFC ca.550° C (Ref. Wikipedia„Fuel Cell“,:T(op)-100K).
Dampfturbine:
(2a): Die Anfahrzeit einer Dampfturbine aus einem Standby-Zustand beträgt vorteilhaft 10 Minuten bis 60 Minuten. Im Standby-Zustand ist die Turbine vorteilhaft auf 300° C vorge heizt und wird mit geringer Drehzahl (ca.1 Hz) gedreht (Ref: Wikipedia„Dampfturbine“).
(2b): Die Leistung ist vorteilhaft von 10% bis 120% der Nennleistung, bevorzugt von 20% bis 110% der Nennleistung, besonders bevorzugt von 40% bis 105% der Nennleistung (Ref: Sta tusbericht Flexibilitätsbedarf im Stromsektor, Kapitel 4). Eine Dampfturbine kann drehzahl geregelt bis zum absoluten Leerlauf heruntergeregelt werden, solange die Dampfversorgung sichergestellt ist.
(2c): Die Dampfturbine ist vorteilhaft von der Verbrennung entkoppelt, die die Energie für die Dampferzeugung und Dampfüberhitzung liefert. In einem Verbundstandort kann die Dampfturbine vorteilhaft aus dem vorhandenen Dampfnetz gespeist werden. Mit dieser Konfiguration können diverse Brennstoffe für die Dampferzeugung verwertet werden. Der Dampf kann im voluminösen Dampfnetz, z.B.10 m3 bis 100000 m3, gespeichert werden und dadurch Schwankungen in der Verfügbarkeit der chemischen Energie abpuffern.
(2d): Der Dampfturbinengenerator kann vorteilhaft direkt oder indirekt mit Generatortypen gekoppelt werden, die heiße Abgase erzeugen, beispielsweise GT, SOFC oder MCFC. Di rekte Kopplung bedeutet, dass der Abgasstrom aus dem vorgeschalteten Generator zur Dampferzeugung der Dampfturbine eingesetzt wird, beispielsweise in einem GuD-Kraft- werk. Indirekt bedeutet, dass der Abgasstrom aus dem vorgeschalteten Generator Dampf erzeugt, der in das Dampfnetz des Verbundstandortes eingespeist wird. Aus diesem Netz kann die Dampfturbine gespeist werden. Brennstoffzellen:
(3a), (4a): Die Anfahrzeit der PEMFC und der AFC beträgt vorteilhaft von 10 Sekunden bis 15 Minuten, bevorzugt von 20 Sekunden bis 10 Minuten, besonders bevorzugt von 30 Se kunden bis 5 Minuten. Die PEMFC und die AFC haben Betriebstemperaturen um die 80° C. Die Kinetik der Elektrodenreaktionen ist bereits bei Raumtemperatur ausreichend, um elektrische Feistung zu erzeugen. In einem Verbundstandort können vorteilhaft Abfallwär meströme genutzt werden, um die Brennstoffzellen problemlos auf Betriebstemperatur zu halten.
(3b), (4b): Die durch den Betrieb von PEMFC und AFC verursachten C02-Emission sind ge ringer als 50 g C02/kWe|, bevorzugt kleiner als 20 g C02/kWe|, besonders bevorzugt kleiner als 5 g C02/kWe|, insbesondere wird kein C02 emittiert. Die PEMFC und AFC verwenden vor teilhaft Wasserstoff als Brennstoff.
(3c), (4c), (5b), (6b): Der nutzbare Feistungsbereich der Brennstoffzellengeneratoren ist vorteilhaft von 1% bis 100% der Maximalleistung, bevorzugt von 5% bis 90% der Maximal leistung, besonders bevorzugt von 10% bis 70% der Maximalleistung.
(3d), (4d), (5c), (6c): Der elektrische Wirkungsgrad der Brennstoffzellengeneratoren ist vor teilhaft streng monoton steigend von der Zellspannung abhängig und die Fast ist vorteilhaft streng monoton steigend von der erzeugten Stromstärke abhängig. Die Zellspannung ist bei Feerlauf am höchsten und fällt mit steigender Stromabgabe ab. Das heißt, bei Teillast ist der Wirkungsgrad der Brennstoffzelle höher als bei Volllast. Diese Charakteristik ist entge gengesetzt zur Charakteristik von Turbinengeneratoren, die bei Volllast den höchsten Wir kungsgrad besitzen. Aus diesem Grund haben die Brennstoffzellengeneratoren einen breite ren nutzbaren Feistungsbereich und sind geeignet für die kontinuierliche Feistungsregelung.
An- und Abfahren der lokalen Stromquelle:
Die Zeit zum An- oder Abfahren der lokalen Stromquelle ist vorteilhaft kürzer als die gefor derte Ansprechzeit der Minutenreserve in elektrischen Netzwerken (< 15 Minuten), bevor zugt kürzer als die geforderte Ansprechzeit der Sekundärregelung (< 5 Minuten) und beson ders bevorzugt kürzer als die geforderte Ansprechzeit der Primärregelung (< 30 Sekunden).
Aus dem Stand heraus erreichen folgende Stromquellen Volllast innerhalb einer Anfahrzeit von 15 Minuten: Der Gasturbinengenerator, der PEMFC-Generator und der AFC-Generator. Weiterhin aus dem Stand heraus erreichen folgende Stromquellen Volllast innerhalb einer Anfahrzeit von 5 Minuten: PEMFC und AFC.
Aus dem Teillastbetrieb heraus sind alle aufgeführten Stromquellen geeignet, um innerhalb einer Übergangszeit von 15 Minuten Volllast zu erreichen. Weiterhin aus dem Teillastbetrieb heraus erreichen folgende Stromquellen innerhalb einer Übergangszeit von 5 Minuten Vol I - last: GT, PEMFC, AFC, SOFC, MCFC. Beim Dampfturbinengenerator ist die Rate der Feis- tungssteigerung durch die Verfügbarkeit des Dampfes limitiert. Wenn die Dampfturbine di rekt aus dem Dampfnetz gespeist wird, erreicht der Dampfturbinengenerator innerhalb ei ner Übergangszeit von 5 Minuten Volllast. Weiterhin erreichen ein Gasturbinengenerator o- der ein Dampfturbinengenerator innerhalb 30 Sekunden Volllast ausgehend von einem Be triebszustand von vorteilhaft 80% Fast, bevorzugt 85% Fast, besonders bevorzugt 90% Fast. Weiterhin erreichen ein PEMFC-Generator oder ein AFC-Generator innerhalb 30 Sekunden Volllast ausgehend von 60% Fast, bevorzugt 70% Fast, besonders bevorzugt 80% Fast. Wei terhin erreichen ein SOFC-Generator oder ein MCFC-Generator innerhalb 30 Sekunden Volllast ausgehend von 70% Fast, bevorzugt 80% Fast, besonders bevorzugt 90% Fast.
Ausgehend von einem beliebigen Betriebszustand sind alle aufgeführten Stromquellen ge eignet, um innerhalb 30 Sekunden die elektrische Feistung auf Null zu fahren.
Energieträger:
Als Energieträger für den Betrieb der lokalen Stromquellen kommen vorteilhaft Medien zum Einsatz, die in einem Verbundstandort mit ausreichender Kapazität gespeichert werden können. Vorteilhaft sind diese Medien brennbare flüssige oder gasförmige Rohstoffe, brenn bare gasförmige oder flüssige Grundprodukte, für welche im Verbundstandort ein Vertei lungsnetz zur Verfügung steht oder nicht reagierende gasförmige, flüssige oder feste Ener gieträger, die mechanische Energie, fühlbare Wärme oder latente Wärme speichern können und über den Standort verteilt werden können. Bevorzugt sind diese Medien Erdgas, Flüs siggas oder Naphtha, Wasserstoff, Ammoniak, Synthesegas, Druckluft, Dampf oder regene rativer Feststoffspeicher. Besonders bevorzugt sind die Medien Erdgas, Wasserstoff und Wasserdampf.
Feste oder flüssige Produkte werden vorteilhaft drucklos oder mit dem eigenen Dampfdruck gelagert. Dieses liegt daran, dass Flüssigkeiten quasi inkompressibel sind.
Anders bei Gasen und Dämpfen: Diese Medien sind kompressibel, d.h. ihre Dichte - dadurch auch die Energiedichte - nehmen mit steigendem Druck zu.
Beispiele:
1. Erdgas wird vorteilhaft in Feitungen unter 50 bar transportiert.
2. Wasserstoff wird vorteilhaft in zwei Druckstufen, bei 40 bar und 325 bar gespeichert und im Verbundnetz verteilt. Der hohe Druck ist der Tatsache geschuldet, dass Hyd rierungen als Molzahl verringernde Reaktionen durch hohe Reaktionsdrücke begüns tigt werden.
3. Wasserdampf wird vorteilhaft bei unterschiedlichen Druckstufen gespeichert, um die Druckabhängigkeit der Siedetemperatur / Kondensationstemperatur zu nutzen. Dampf funktioniert als Wärmeträger im Bereich des Siedepunktes. Durch die Pha senumwandlung können große Wärmemengen bei einer sehr guten Wärmeübergang ohne Temperaturänderung aufgenommen (bei Verdampfung) oder abgegeben (bei Kondensation) werden. Aus diesem Grund wird Wasserdampf bei unterschiedlichen Druckstufen gespeichert. Jeder Druckstufe wird ein wirksamer Temperaturbereich zugeordnet: 1,5 bar ^ 110° C
4 bar 140° C
6 bar 155° C
11 bar ^ 180° C
16 bar ^ 200° C
24 bar ^ 220° C
40 bar ^ 250° C
100 bar ^ 310° C
117 bar ^ 320° C
Abhängig vom Energieträger kann das erfindungsgemäße Verfahren auf unterschiedliche Weise ausgestaltet werden.
Wasserdampf als Energieträger
Vorteilhaft weist diese Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens eine oder zwei Arten von lokalen Stromquellen auf. Wenn das erfindungsgemäße Verfahren eine Art von lokaler Stromquelle aufweist, ist diese vorteilhaft ein Gasturbinengenerator, ein Dampfturbi nengenerator, ein PEMFC-Generator, ein AFC-Generator, ein SOFC-Generator oder ein MCFC-Generator. Bevorzugt ist die eine Stromquelle ein Dampfturbinengenerator, ein PEMFC-Generator oder ein AFC-Generator. Besonders bevorzugt ist die eine Stromquelle ein Dampfturbinengenerator. Wenn das erfindungsgemäße Verfahren zwei Arten von loka len Stromquelle aufweist, ist die erste Stromquelle vorteilhaft ein Gasturbinengenerator, ein PEMFC-Generator, ein AFC-Generator, ein SOFC-Generator oder ein MCFC-Generator und die zweite Stromquelle ein Dampfturbinengenerator, bevorzugt ist die erste Stromquelle ein Gasturbinengenerator, ein SOFC-Generator oder ein MCFC-Generator und die zweite Stromquelle ein Dampfturbinengenerator, besonders bevorzugt ist die erste Stromquelle ein Gasturbinengenerator und die zweite Stromquelle ein Dampfturbinengenerator. Von jeder Stromquellenart ist vorteilhaft eine Einheit bis zehn Einheiten, bevorzugt eine Einheit bis fünf Einheiten, besonders bevorzugt eine Einheit bis zwei Einheiten einem wärmeverbrau chenden Prozess zugeordnet.
Bei dieser Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens kommt dem Dampfturbinen generator eine besondere Rolle zu. Die Dampfturbine wird vorteilhaft mit Dampf aus einem lokal angeordneten Dampfkessel, aus der Dampfleitung eines lokal angeordneten Apparates oder aus einem Dampfnetz versorgt. Bevorzugt bezieht die Dampfturbine ihren Dampf aus dem Dampfnetz des Verbundstandortes. Dadurch ist der Antriebsdampf für die Dampftur bine permanent verfügbar und limitiert nicht mehr die Dynamik des Dampfturbinengenera tors wie der Dampfkessel oder die Dampfleitung des Verdampfungskühlers. Das Dampfnetz wird vorteilhaft aus einem zentralen Dampfgenerator oder aus mehreren Dampfgeneratoren gespeist, die über den Verbundstandort verteilt sind. Bevorzugt wird das Dampfnetz aus mindestens zwei Dampfgeneratoren gespeist. Besonders bevorzugt wird das Dampfnetz über verteilt im Verbundstandort angeordnete Dampfgeneratoren gespeist, die lokale Wär mequellen verwerten. Dampfgeneratoren können Verdampfungskühler chemischer Reakto ren oder Dampfkessel sein, die über einen Brennstoff, einen brennbaren Abgasstrom oder auch elektrisch beheizt sein können. Der Druck im Dampfnetz beträgt vorteilhaft von 4 bar bis 200bar, bevorzugt von 6 bar bis 150 bar, besonders bevorzugt von 8 bar bis 130 bar. Die Temperatur im Netz beträgt vorteilhaft von 150° C bis 700° C, bevorzugt von 200° C bis 650° C, besonders bevorzugt von 250° C bis 600° C.
Das Volumen des Dampfnetzes beträgt vorteilhaft 1000 m3 bis 10000000 m3, bevorzugt von 5000 m3 bis 5000000 m3, besonders bevorzugt von 10000 m3 bis 2000000 m3. Die im Dampfnetz gespeicherte innere Energie des Dampfes beträgt vorteilhaft von 1 MWh bis 150000 MWh, bevorzugt von 10 MWh bis 75000 MWh, besonders bevorzugt von 20 MWh bis 50000 MWh.
Wasserstoff als Energieträger
Vorteilhaft weist diese Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens eine oder zwei Arten von lokalen Stromquellen auf. Wenn das erfindungsgemäße Verfahren eine Art von lokaler Stromquelle aufweist, ist diese vorteilhaft ein Gasturbinengenerator, ein Dampfturbi nengenerator, ein PEMFC-Generator, ein AFC-Generator, ein SOFC-Generator oder ein MCFC-Generator. Bevorzugt ist die eine Stromquelle ein PEMFC-Generator oder ein AFC- Generator. Besonders bevorzugt ist die eine Stromquelle ein AFC-Generator. Wenn das er findungsgemäße Verfahren zwei Arten von Stromquelle aufweist, ist die erste Stromquelle vorteilhaft ein Gasturbinengenerator, ein PEMFC-Generator, ein AFC-Generator, ein SOFC- Generator oder ein MCFC-Generator und die zweite Stromquelle ein PEMFC-Generator o- der ein AFC-Generator, bevorzugt ist die erste Stromquelle ein Gasturbinengenerator, ein SOFC-Generator oder ein MCFC-Generator und die zweite Stromquelle ein PEMFC-Genera tor oder ein AFC-Generator, besonders bevorzugt ist die erste Stromquelle ein Gasturbinen generator und die zweite Stromquelle ein AFC-Generator. Von jeder Stromquellenart ist vor teilhaft eine Einheit bis zehn Einheiten, bevorzugt eine Einheit bis fünf Einheiten, besonders bevorzugt eine Einheit bis zwei Einheiten einem wärmeverbrauchenden Prozess zugeordnet.
Bei dieser Ausgestaltung der Erfindung kommt den Niedertemperatur-Brennstoffzellen eine besondere Funktion zu. Die Brennstoffzellen werden vorteilhaft aus dem Wasserstoffnetz des Verbundstandortes versorgt. Wasserstoff wird im industriellen Maßstab durch Kohle vergasung, durch die Spaltung von Kohlenwasserstoffen, durch die partielle Oxidation, die Dampfreformierung oder die autotherme Reformierung von Erdgas, Flüssiggas oder Naph tha, durch die Reformierung von Methanol, durch die Dehydrierung organischer Verbindun gen, durch Wasser-Elektrolyse von Wasser oder durch Chlor-Alkali-Elektrolyse hergestellt. Vorteilhaft wird der Wasserstoff durch Druckwechseladsorption oder durch Membranver fahren gereinigt, verdichtet und in das Wasserstoffnetz eingeleitet. Beispielsweise hat der Verbundstandort der BASF in Fudwigshafen ein 40 bar und ein 325 bar-Netz für Wasser stoff. Über dieses Netz wird der Wasserstoff an ca.80 Betriebe verteilt und teilweise auch exportiert. Brennstoffzellen, die als lokale Stromquellen eingesetzt werden, können in zwei Modi betrieben werden: im normalen Modus als Stromgeneratoren oder, im inversen Mo dus, als Wasserstoffgeneratoren, wobei elektrischer Strom genutzt wird, um Wasser in Was serstoff und Sauerstoff zu spalten. Das Volumen des Wasserstoffnetzes beträgt vorteilhaft 100 m3 bis 100000 m3, bevorzugt von 200 m3 bis 50000 m3, besonders bevorzugt von 500 m3 bis 20000 m3. Die im Wasser stoffnetz gespeicherte Heizenergie beträgt vorteilhaft von 250 MWh bis 250000 MWh, be vorzugt von 500 MWh bis 120000 MWh, besonders bevorzugt von 1000 MWh bis 50000 MWh.
Erdgas als Energieträger
Vorteilhaft weist diese Ausgestaltung des erfindungsgemäßen Verfahrens eine oder zwei Arten von lokalen Stromquellen auf. Wenn das erfindungsgemäße Verfahren eine Art von lokaler Stromquelle aufweist, ist diese vorteilhaft ein Gasturbinengenerator, ein Dampfturbi nengenerator, ein SOFC-Generator oder ein MCFC-Generator. Bevorzugt ist die eine Strom quelle ein Gasturbinengenerator oder ein SOFC-Generator. Besonders bevorzugt ist die eine Stromquelle ein Gasturbinengenerator. Wenn das erfindungsgemäße Verfahren zwei Arten von Stromquelle aufweist, ist die erste Stromquelle vorteilhaft ein Gasturbinengenerator, ein SOFC-Generator oder ein MCFC-Generator und die zweite Stromquelle ein SOFC-Generator oder ein MCFC-Generator, bevorzugt ist die erste Stromquelle ein Gasturbinengenerator, und die zweite Stromquelle ein SOFC-Generator. Von jeder Stromquellenart ist vorteilhaft eine Einheit bis zehn Einheiten, bevorzugt eine Einheit bis fünf Einheiten, besonders bevor zugt eine Einheit bis zwei Einheiten einem wärmeverbrauchenden Prozess zugeordnet.
Das Volumen des Erdgasnetzes beträgt vorteilhaft 1000 m3 bis 1000000 m3, bevorzugt von 2000 m3 bis 500000 m3, besonders bevorzugt von 5000 m3 bis 200000 m3. Die im Erdgas netz gespeicherte Heizenergie beträgt vorteilhaft von 500 MWh bis 500000 MWh, bevorzugt von 1000 MWh bis 200000 MWh, besonders bevorzugt von 2000 MWh bis 100000 MWh.
Lastumschalter:
Das erfindungsgemäße Verfahren steuert den Bezug der elektrischen Energie vorteilhaft mit einem Lastumschalter, der die Umschaltung zwischen der lokalen und der externen Strom quelle oder ein Erhöhen bzw. Drosseln einer der Stromquellen regelt. Vorteilhaft lässt sich der Anteil der Stromquellen diskret und/oder kontinuierlich einstellen. Lastumschalter sind dem Fachmann der Elektrotechnik bekannt.
Vorteilhaft erfolgt die Umschaltung in diskreten Schritten, insbesondere bei n ic ht-tei 11 astfä - higen lokalen Stromquellen. Alternativ erfolgt die Umschaltung kontinuierlich, insbesondere bei teillastfähigen lokalen Quellen.
Als Steuergröße für den Lastumschalter wird vorteilhaft der Strompreis genommen. Bevor zugt wird die benötigte Energie aus der externen Stromquelle entnommen, wenn der ex terne Strom günstiger als der lokal produzierte Strom der lokalen Stromquellen ist; z.B. in Zeiten, in denen sog. Überschussstrom und/oder Nachtstrom zur Verfügung steht (wobei Nachtstrom als solche elektrische Energie definiert ist, die bei Nacht geliefert wird - bei spielsweise zwischen 22 und 6 Uhr und einen Niedrigtarif aufweist). Überschussstrom wird gemäß Bundestagsbericht als die Differenz zwischen der elektri schen Leistung definiert, die zu einem Zeitpunkt mit den verfügbaren Kapazitäten produ ziert werden könnte und der elektrischen Leistung, die von den Verbrauchern abgenommen wird. Überschussstrom wird auf dem Strommarkt deutlich unterhalb seiner Gestehungskos ten oder zu Preisen, die bezogen auf seinen Energiegehalt niedriger sind als für einen fossi len Brennstoff mit demselben Brennwert, oder umsonst (d.h. ohne Gegenleistung) oder so gar zu negativen Preisen angeboten wird.
Vorzugsweise werden im Jahresmittel mindestens 25%, besonders bevorzugt mindestens 50%, der elektrischen Energie aus dem öffentlichen Stromnetz durch Überschussstrom und/oder Nachtstrom, bevorzugt Überschussstrom, bereitgestellt.
Vorzugsweise werden im Jahresmittel 25 bis 100%, besonders bevorzugt 50 bis 100%, der benötigten Energie der externen Stromquelle durch Überschussstrom und/oder Nachtstrom bereitgestellt. Besonders bevorzugt wird jedoch die gesamte Energie der externen Strom quelle durch Überschussstrom und/oder Nachtstrom, bevorzugt Überschussstrom, bereitge stellt.
Wechsel der Stromquellen
Vorteilhaft erfolgt ein Wechsel der Stromquellen während der Durchführung des wärmever brauchenden Prozesses. Unter einem Wechsel der Stromquellen ist ein Zu- bzw. Abschalten einer oder mehrerer lokaler Stromquellen oder das Zu- bzw. Abschalten der externen Stromquelle, insbesondere des öffentlichen Stromnetzes, zu verstehen. Ferner ist unter ei nem Wechsel der Stromquellen ein Erhöhen oder Drosseln des Anteils einer der Stromquel len zu verstehen.
Vorteilhaft verringert sich bzw. schwankt die dem Prozess zugeführte elektrische Energie während des Umschaltens maximal um 10% der Gesamtleistung, bevorzugt maximal um 5% und insbesondere maximal um 1%. Vorteilhaft liegt der prozentuale Bereich bei 10 bis 0, be vorzugt 5 bis 0, insbesondere 1 bis 0. Die geringen Schwankungen können durch die schnel len Ansprechzeiten der lokalen Stromquellen und des Lastenumschalters erreicht werden. Diese Ansprechzeiten sind vorteilhaft kleiner als 30 Minuten, bevorzugt kleiner als 15 Minu ten, besonders bevorzugt kleiner als 5 Minuten.
Der wärmeverbrauchende Prozess behält erfindungsgemäß vorteilhaft seinen Betriebszu stand während des Umschaltens bei: Vorteilhaft ändert sich der Umsatz des wärmeverbrau chenden Prozesses während der Übergangszeit maximal um 2 %, bevorzugt maximal um 1 %, besonders bevorzugt maximal um 0,5 %, insbesondere maximal um 0,2 %. Vorteilhaft än dert sich durch den Wechsel der Energiequellen die Nebenproduktselektivität der Hochtem peraturprozesse nur wenig, bevorzugt erhöht sich die Nebenproduktselektivität um maximal 1 %, bevorzugt um maximal 0,5 %, insbesondere um maximal 0,2 % (absolut).
Reaktorkonzept Das erfindungsgemäße endotherme Verfahren wird vorteilhaft in gepackten Reaktoren, in Rohrreaktoren oder in Lichtbogenreaktoren durchgeführt (siehe Henkel, K.D. (2000). Reac- tor types and their industrial applications. Ullmann’s Encyclopedia of Industrial Chemistry).
Beheizung:
Um thermische Energie für einen wärmeverbrauchenden Prozess über elektrischen Strom bereitzustellen, finden sich im Stand der Technik unterschiedliche Lösungen: Beispielhaft sind hier induktive oder resistive Verfahren, Plasmaverfahren, ein Erwärmen durch elektrisch leitfähige Heizelemente/Kontaktflächen und/oder Mikrowellen zu nennen.
Die direkte elektrische Energiezufuhr kann sowohl induktiv als auch resistiv erfolgen. In bei den Fällen stellen vorteilhaft die Reaktorwände oder Packungen im Reaktorraum einen ent sprechenden Widerstand dar. Besonders bevorzugt ist die resistive Variante, da hierbei alle elektrischen Verluste, die ab Ende der äußeren Stromzuführung entstehen, direkt der Auf heizung der Packungen zugutekommen.
Die Packungen können dabei sowohl als Wirbelbett, Wanderbett oder als auch als Festbett ausgebildet sein.
In einer bevorzugten Ausführung werden zwei oder mehrere Elektroden in die Packungen installiert, zwischen denen die Packungen als elektrischer Widerstand fungieren und sich beim Durchleiten des Stromes aufgrund der elektrischen Durchleitungsverluste erhitzen.
Der Stromfluss kann dabei sowohl quer zu den Strömungsrichtungen der Packungen als auch längs dazu erfolgen.
Bei der indirekten elektrischen Energiezufuhr werden elektrische Heizkörper, beispielsweise Heizstäbe oder Heizpatronen über den Umfang der Reaktorwand angeordnet oder in die Pa ckungen eingebettet. Diese elektrischen Heizkörper erhitzen sich, wenn Strom durch sie fliest und geben diese Wärme an die Reaktorwand oder an die sie umgebende Packungen ab.
Neben den elektrischen Energiequellen sind weitere nicht-elektrische Energiequellen denk bar, z.B. Wärmeträger wie Rauchgase, überhitzte Dämpfe oder Schmelzen. Die in den Wär meträgern enthaltene fühlbare und / oder die latente Wärme kann über Einbauten wie Wär meüberträgerrohre oder Wärmerohre (heat pipes) auf die Packungen oder auf den fluiden Prozessstrom übertragen werden.
Wanderbettreaktor:
Der für das erfindungsgemäße Verfahren verwendete Reaktor enthält vorteilhaft eine regel lose Packung fester Partikeln aus elektrisch leitfähigem Material. Die Packung kann homo gen oder in der Höhe strukturiert sein. Eine homogene Packung kann vorteilhaft ein Fest bett, ein Wanderbett oder ein Wirbelbett bilden. Eine in der Höhe strukturierte Packung bil- det vorteilhaft im unteren Abschnitt ein Festbett und im oberen Abschnitt ein Wirbelbett. Al ternativ bildet die strukturierte Packung vorteilhaft im unteren Abschnitt ein Wanderbett und im oberen Abschnitt ein Wirbelbett.
Die Trägermaterialien des Reaktors sind vorteilhaft temperaturbeständig im Bereich von 500 bis 2000° C, bevorzugt 1000 bis 1800° C, weiter bevorzugt 1300 bis 1800° C, beson ders bevorzugt 1500 bis 1800° C, insbesondere 1600 bis 1800° C.
Die Trägermaterialien sind vorteilhaft elektrisch leitfähig im Bereich zwischen 10 S/cm und 105 S/cm.
Die T rägermaterialien weisen vorteilhaft eine volumenspezifische Wärmekapazität von 300 bis 5000 kJ/(m3 K)auf, bevorzugt 500 bis 3000 kJ/(m3 K).
Als temperaturbeständige Trägermaterialien, insbesondere für die Methanpyrolyse, kom men vorteilhaft kohlenstoffhaltige Materialien, z.B. Koks, Siliciumcarbid und Borcarbid in Betracht. Gegebenenfalls sind die Träger mit katalytischen Materialien beschichtet. Diese Wärmeträgermaterialien können gegenüber dem darauf abgesetzten Kohlenstoff ein unter schiedliches Ausdehnungsvermögen aufweisen.
Die Trägermaterialien besitzen vorteilhaft eine regelmäßige und/oder eine unregelmäßige geometrische Form. Regelmäßig geformte Partikel sind vorteilhaft kugelförmig oder zylind risch.
Die Trägermaterialien besitzen vorteilhaft eine Körnung, d.h. einen Äquivalenzdurchmesser, der durch Siebung mit einer bestimmten Maschengröße bestimmbar ist, von 0,05 bis 100 mm, bevorzugt 0,1 bis 50 mm, weiter bevorzugt 0,2 bis 10 mm, insbesondere 0,5 bis 5 mm.
Wanderbettfahrweise
Die Trägermaterialien werden vorteilhaft im Gegenstrom zu den Eduktgasen geführt. Der Reaktionsraum ist hierfür sinnvollerweise als senkrechter oder von oben nach unten sich erweiternder Schacht ausgeführt, so dass die Bewegung des Wanderbetts unter Wirkung der Schwerkraft zustande kommt. Das Trägermaterial kann jedoch auch als Wirbelbett durch den Reaktionsraum geführt werden. Beide Varianten erlauben eine kontinuierliche o- der quasi-kontinuierliche Betriebsweise.
Der Wärmetransportwiderstand beim Wärmeaustausch zwischen dem Gas und der Fest stoffpackung in den Wärmeübertragungszonen weist vorteilhaft eine Länge der Übertra gungseinheiten oder Fleight-of-Transfer Units (FITU) von 0,01 bis 5 m, bevorzugt 0,02 bis 3 m, besonders bevorzugt von 0,05 bis 2 m, insbesondere von 0,1 bis 1 m auf. Die Definition der FITU wird übernommen von http://elib.uni-stutt- gart.de/bitstream/11682/2350/l/docu_FU.pdf Seite 74. Der Wärmekapazitätsstrom ist das Produkt aus Massenstrom und spezifische Wärmekapa zität eines Stoffstroms. Vorteilhaft beträgt das Verhältnis der Wärmekapazitätsströme von 0,5 bis 2, bevorzugt von 0,75 bis 1,5, besonders bevorzugt von 0,85 bis 1,2, insbesondere von 0,9 bis 1,1. Das Verhältnis der Wärmekapazitätsströme wird über die Zulaufströme und ggf. über die Seiteneinspeisung oder den Seitenabzug von Teilströmen eingestellt.
Unter Verwendung eines Wander- oder Wirbelbettes ist die Temperatur des Trägers vorteil haft beim Reaktoreintritt zwischen 0 und 300 ° C, bevorzugt 10 und 150° C, insbesondere 50 bis 100° C. Die Temperatur der Edukt-Gase ist beim Reaktoreintritt vorteilhaft zwischen 0 und 100 ° C, bevorzugt 10 bis 50° C.
Bei dieser Verfahrensweise ist es möglich, die in der Hochtemperaturzone gebildeten Pro duktgase sehr rasch, vorteilhaft mit > 200 K/s, bevorzugt mit > 300 K/s, besonders bevor zugt mit > 500 K/s, insbesondere mit > 1000 K/s, abzukühlen.
Reaktor:
Vorteilhaft wird das erfindungsgemäße Verfahren mit Hilfe einer elektrisch-beheizten ge packte drucktragende Vorrichtung durchgeführt, wobei die Vorrichtung vorteilhaft in einen oberen, mittleren und unteren Vorrichtungsabschnitt aufgeteilt ist. Im mittleren Abschnitt ist vorteilhaft mindestens ein vertikal angeordnetes Elektrodenpaar eingebaut ist und alle Elektroden sind vorteilhaft in einer elektrisch-leitenden Feststoff-Packung angeordnet. Der obere und untere Vorrichtungsabschnitt weist vorteilhaft eine spezifische Leitfähigkeit von 105 S/m bis 108 S/m auf. Der mittlere Vorrichtungsabschnitt ist vorteilhaft gegen die Fest stoff-Packung elektrisch isoliert. Der obere und untere Vorrichtungsabschnitt ist vorteilhaft gegen den mittleren Vorrichtungsabschnitt elektrisch isoliert. Die obere Elektrode ist vor teilhaft über den oberen Vorrichtungsabschnitt und die untere Elektrode vorteilhaft über den unteren Vorrichtungsabschnitt angeschlossen oder die Elektroden sind jeweils über ein oder mehrere an diesen Abschnitten elektrisch kontaktierte Verbindungselemente ange schlossen.
Das Verhältnis der Querschnittsfläche der oberen und unteren Elektrode zur Querschnitts fläche des jeweiligen stromleitenden Verbindungselements oder, ohne Verwendung eines Verbindungselements, das Verhältnis der Querschnittsfläche der oberen und unteren Elekt rode zur Querschnittsfläche des jeweiligen stromleitenden Vorrichtungsabschnitts beträgt vorteilhaft 0,1 bis 10, bevorzugt 0,3 bis 3, insbesondere 0,5 bis 2.
Vorteilhaft liegt die Querschnittsfläche der Elektrode (z.B. die Querschnittsfläche aller Elektrodenstege einer gitterförmigen Elektrode) im Bereich von 0,1 cm2 bis 10000 cm2, be vorzugt 1 cm2 bis 5000 cm2, insbesondere 10 cm2 bis 1000 cm2. Vorteilhaft liegt die Quer schnittsfläche des oder der stromleitenden Verbindungselemente im Bereich von 0,1 cm2 bis 10000 cm2, bevorzugt 1 cm2 bis 5000 cm2, insbesondere 10 cm2 bis 1000 cm2. Ohne Verwendung eines Verbindungselements (zwischen der Elektrode und dem oberen bzw. unteren Vorrichtungsabschnitt) beträgt das Verhältnis der Querschnittsfläche der obe ren und/oder unteren Elektrode, bevorzugt der oberen und unteren Elektrode, zur Quer schnittsfläche des jeweiligen stromleitenden Vorrichtungsabschnitts vorteilhaft 0,1 bis 10, bevorzugt 0,3 bis 3, insbesondere 0,5 bis 2. Vorteilhaft liegt die Querschnittsfläche der Elektrode im Bereich von 0,1 cm2 bis 10000 cm2, bevorzugt 1 cm2 bis 5000 cm2, insbeson dere 10 cm2 bis 1000 cm2. Vorteilhaft liegt die Querschnittsfläche des oberen und/oder un teren Vorrichtungsabschnitts im Bereich von 0,1 cm2 bis 10000 cm2, bevorzugt 1 cm2 bis 5000 cm2, insbesondere 10 cm2 bis 1000 cm2.
Die Reaktorpackung ist vorteilhaft als Wanderbett ausgeführt. Entsprechend ist der Reaktor vorteilhaft in mehrere Zonen aufgeteilt. Vorteilhaft gibt es von unten nach oben angeordnet: den Auslauf der Träger, die Gaseinleitung, die untere Wärmeübertragungszone, die untere Elektrode, die beheizte Zone, die obere Elektrode mit optional einem Seitenabzug, die obere Wärmeübertragungszone, den Austritt des gasförmigen Produktstroms und die Zuführung des T rägerstroms.
Die untere Wärmeübertragungszone ist die vertikale Strecke zwischen dem oberen Rand der Gaseinleitung und dem oberen Rand der unteren Elektrode.
Die obere Wärmeübertragungszone ist die vertikale Strecke zwischen dem unteren Ende der oberen Elektrode und dem oberen Ende der Feststoffpackung.
Die beheizte Zone an jedem Punkt des Reaktorquerschnitts ist als der vertikale Abstand zwischen dem unteren Ende der oberen Elektrode und dem oberen Ende der unteren Elekt rode definiert.
Vorteilhaft sind die untere Seite der oberen Elektrode und die obere Seite der unteren Elektrode über den gesamten Reaktorquerschnitt horizontal. Folglich ist die Länge der be heizten Zone, insbesondere die Strecke zwischen den Elektroden, vorteilhaft einheitlich über den gesamten Reaktorquerschnitt. Der beheizte Reaktorquerschnitt beträgt vorteilhaft von 0,005 m2 bis 200 m2, bevorzugt von 0,05 m2 bis 100 m2, besonders bevorzugt von 0,2 m2 bis 50 m2, insbesondere von 1 m2 bis 20 m2. Die Länge der beheizten Zone beträgt vorteil haft zwischen 0,1 m und 100 m, vorzugsweise zwischen 0,2 m und 50 m, besonders bevor zugt zwischen 0,5 m und 20 m, insbesondere zwischen 1 m und 10 m. Das Verhältnis der Länge zum äquivalenten Durchmesser der beheizten Zone beträgt vorteilhaft von 0,01 bis 100, bevorzugt von 0,05 bis 20, besonders bevorzugt von 0,1 bis 10, ganz besonders bevor zugt von 0,2 bis 5.
Die Elektroden sind vorteilhaft im Inneren der Feststoff-Packung positioniert (siehe Figuren 1 und 2). Der vertikale Abstand zwischen dem oberen Rand der Feststoffpackung (bei einer Böschung der tiefste Punkt) und dem unteren Rand der Elektrodenplatten bzw. ohne Ver wendung von Elektrodenplatten dem unteren Rand der Elektrodenstege an der oberen Elektrode beträgt vorteilhaft von 10 mm bis 5000 mm, bevorzugt von 100 mm bis 3000 mm, weiter bevorzugt von 200 mm bis 2000 mm. Dieser Abschnitt beträgt vorteilhaft von 1% bis 50%, bevorzugt von 2% bis 20%, besonders bevorzugt von 5% bis 30% der gesamten Höhe der Feststoffpackung.
Die Elektroden können alle dem Fachmann bekannte Formen annehmen. Beispielhaft sind die Elektroden als Gitter oder als Stäbe ausgebildet. Bevorzugt weisen die Elektroden eine Gitterform auf. Für die Gitterform sind verschiedene Gestaltungsvarianten denkbar, bei spielsweise sind wabenförmige Gitter aus vorteilhaft regelmäßigen Vielecken, rechteckför mige Gitter gebildet aus parallelen Stegen, speichenförmige Gitter oder Gitter aus konzent rischen Ringen. Besonders bevorzugt sind speichenförmige Gitter mit vorteilhaft 2 bis 30 sternförmig angeordneten Stegen und Gitter aus konzentrischen Ringen.
Die Querschnittsversperrung der Elektroden liegt vorteilhaft zwischen 1 % und 50 %, bevor zugt zwischen 1 % und 40 %, besonders bevorzugt zwischen 1 % und 30 %, insbesondere zwischen 1 % und 20 %.
Besonders bevorzugt ist eine Elektrode in Gitterform, die an der Innenseite des oberen bzw. unteren Vorrichtungsabschnittes, z.B. einer Haube, oder an einem Verbindungselement, z.B. einer an dem Vorrichtungsabschnitt befestigten Schürze, fest gelagert ist.
Als Festlager wird die Verbindung eines starren Körpers mit seiner Umgebung verstanden, mit deren Hilfe eine Relativbewegung zwischen dem Körper und seiner Umgebung in allen Richtungen unterbunden wird.
Bei den sternförmigen und den fraktal skalierten Gittern sind die Elektrodenstege vorteilhaft an ihrem äußeren Ende mit der Reaktorhaube oder mit der Schürze der Reaktorhaube ver bunden.
Die Kontaktfläche zwischen der Elektrode und der Reaktorhaube oder Schürze beträgt vor teilhaft zwischen 0,1 cm2 und 10000 cm2, bevorzugt zwischen 1 cm2 und 5000 cm2, insbe sondere zwischen 10 cm2 und 1000 cm2.
Das Verhältnis der Querschnittfläche der Schürze der stromführenden Reaktorhaube zum Querschnitt der Feststoffpackung beträgt vorteilhaft 0,1% bis 20%, bevorzugt 0,2% bis 10%, besonders bevorzugt 0,5% bis 5%.
In der Hauben-Elektroden-Einheit wird vorteilhaft weniger als 5 %, bevorzugt weniger als 2 %, bevorzugt weniger als 1%, insbesondere als 0,1% der insgesamt eingetragenen elektri schen Energie dissipiert. Bevorzugt liegt der Bereich der dissipierten Energie bei 0 bis 5 %, bevorzugt bei 0 bis 2 %, insbesondere bei 0 bis 1 %. Dadurch kann die elektrische Energie annähernd vollständig für die Beheizung der Packung zwischen den Elektroden genutzt.
Der Werkstoff der Elektroden, d.h. Stege und Elektrodenplatten, ist vorteilhaft Eisen, Guss eisen oder eine Stahllegierung, Kupfer oder eine Legierung auf Kupferbasis, Nickel oder eine Legierung auf Nickelbasis, ein Refraktärmetall oder eine Legierung auf Basis von Re fraktärmetallen und/oder eine elektrisch leitfähige Keramik. Insbesondere bestehen die Stege aus einer Stahllegierung, beispielsweise mit der Werkstoffnummer 1.0401, 1.4541, 1.4571, 1.4841, 1.4852, 1.4876 nach DIN EN10027-2 (Ausgabedatum 2015-07), aus Nickel basis-Legierungen, beispielsweise mit der Werkstoffnummer 2.4816, 2.4642, aus Ti, insbe sondere Legierungen mit der Werkstoffnummer 3.7025, 3.7035, 3.7164, 3.7165, 3.7194, 3.7235. I nnerhalb der Refraktärmetalle sind Zr, Hf, V, N b, Ta, Cr, Mo, W oder Legierungen hieraus besonders vorteilhaft; bevorzugt Mo, W und/oder N b oder Legierungen hieraus, ins besondere Molybdän und Wolfram oder Legierungen hieraus. Ferner können Stege Kerami ken wie Siliziumcarbid und/oder Kohlenstoff, z.B. Grafit, enthalten, wobei die Keramiken monolithische oder faserverstärkte Verbundwerkstoffe (z.B. Ceramic Matrix Compound, CMC, z.B. Carbon Fiber Composite, CFC) sein können.
Endotherme Prozesse:
Erfindungsgemäß handelt es sich bei dem wärmeverbrauchenden Prozess vorteilhaft um ei nen endothermen Hochtemperaturprozess, bevorzugt um einen Prozess, dessen Energiever brauch in der Reaktionszone größer als 0,5 MW/m3 ist, besonders bevorzugt größer 1 MW/m3, insbesondere größer als 2 MW/m3. Beispielsweise kann der Energieverbrauch zwi schen 0,5 und 10 MW/m3 in der Reaktionszone liegen.
Die wärmeverbrauchenden Prozesse werden vorteilhaft bei einer Sauerstoffkonzentration von kleiner als 5 vol.-%, insbesondere kleiner als 2 Vo I . -%, insbesondere sauerstofffrei durchgeführt.
Die Maximaltemperatur in der Reaktionszone liegt vorteilhaft bei größer 500° C, bevorzugt bei größer 800° C. Beispielsweise liegt die Temperatur in der Reaktionszone in einem Be reich von 500 bis 2500° C, bevorzugt 700 bis 1800° C; beispielsweise bei 500 bis 800° C bei Dehydrierungs-Reaktionen, beispielsweise bei 700 bis 1000° C bei Reformierungs-Re aktionen, beispielsweise bei 800 bis 1100° C bei Dampf-Spaltungs-Reaktionen, beispiels weise bei 800 bis 1500° C bei Pyrolyse-Reaktionen, beispielsweise bei 800 bis 1200° C bei Kohlenstoff-Vergasungs- Reaktionen.
Als wärmeverbrauchende Prozesse kommen vorteilhaft folgende Verfahren in Betracht: die Herstellung von Synthesegas, von Wasserstoff, von Styrol, von Olefinen, insbesondere Ethy len, Propylen und Buten, von Propen, von Benzol, von Acetylen, von, Naphthalin, von Koh lenstoffmonoxid, von Blausäure, von Stickstoffmonoxid, von Cyanwasserstoff und/oder von Pyrolyse-Kohlenstoff, sowie bei der Kalzinierung von Aluminiumhydroxid eingesetzt. Bevor zugt sind folgende Verfahren: Dampf- und Trockenreformierung, die Dampf- oder die tro ckene Spaltung von Kohlenwasserstoffen, insbesondere die Pyrolyse von Methan, Ethan, Propan und/oder Butan, die Thermolyse von Wasser, die Dehydrierung Ethylbenzol zu Sty rol, von Propan zu Propen, von Butan zu Buten und/oder von Cyclohexan zu Benzol, sowie die pyrolytische Acetylenherstellung, die Herstellung von Benzol aus Methan, die Reduktion von Kohlendioxid zu Kohlenmonoxid, die Herstellung von Cyanwasserstoff aus Erdgas und Stickstoff und die Herstellung von Blausäure aus Methan und Ammoniak sowie die Herstel lung von Stickstoffmonoxid aus Stickstoff und Sauerstoff.
Bevorzugt werden folgende Hochtemperaturreaktionen durchgeführt, besonders bevorzugt in einem Wanderbettreaktor:
die Herstellung von Synthesegas durch Reformierung von Kohlenwasserstoffen mit Wasserdampf und / oder Kohlenstoffdioxid, Koppelproduktion von Wasserstoff und Pyrolyse-Kohlenstoff durch die Pyrolyse von Kohlenwasserstoffen. Geeignete Trä germaterialien sind insbesondere kohlenstoffhaltige Granulate, Siliciumcarbid-hal- tige Granulate, nickelhaltige metallische Granulate.
Herstellung von Blausäure aus Methan und Ammoniak oder aus Propan und Ammo niak. Geeignete Trägermaterialien sind insbesondere kohlenstoffhaltige Granulate. Herstellung von Olefinen durch Wasserdampfspaltung von Kohlenwasserstoffen. Ge eignete Trägermaterialien sind insbesondere kohlenstoffhaltige Granulate, Silici- umcarbid-haltige Granulate.
Kupplung von Methan zu Ethylen, Acetylen und zu Benzol.
Herstellung von Olefinen durch die katalytische Dehydrierung von Alkanen, bei spielsweise Propylen aus Propan oder Buten aus Butan. Geeignete Trägermateria lien sind insbesondere mit Dehydrierkatalysatoren beschichtete Siliciumcarbid-hal- tige Granulate oder eisenhaltige Formkörper.
Herstellung von Styrol durch katalytische Dehydrierung von Ethylbenzol. Geeignete Trägermaterialien sind insbesondere mit Dehydrierkatalysatoren beschichtete Silici- umcarbid-haltige Granulate oder eisenhaltige Formkörper.
Herstellung von Diolefinen durch die katalytische Dehydrierung von Alkanen oder Olefinen, beispielsweise Butadien aus Buten oder aus Butan. Geeignete Trägermate rialien sind insbesondere mit Dehydrierkatalysatoren beschichtete Siliciumcarbid- haltige Granulate oder eisenhaltige Formkörper.
Aldehyde durch katalytische Dehydrierung von Alkoholen, beispielsweise wasser freies Formaldehyd aus Methanol. Geeignete Trägermaterialien sind insbesondere silberhaltiges Granulat oder mit Dehydrierkatalysatoren beschichtete Siliciumcarbid- haltige Granulate oder eisenhaltige Formkörper.
Herstellung von CO durch die Boudouard-Reaktion aus C02 und Kohlenstoff. Geeig nete Trägermaterialien sind insbesondere kohlenstoffhaltige Granulate.
Herstellung von Wasserstoff und Sauerstoff durch katalytische Wasserthermolyse an katalytischen Kontakten. Geeignete Trägermaterialien sind insbesondere Silici- umcarbid-haltige oder eisenhaltige Granulate, die mit einem Spaltkontakt, beispiels weise einem Ferrit beschichtet sind.
Synthesegas wird vorteilhaft in Downstream-Prozessen wie Methanolsynthese, Ammoniak synthese, Oxosynthese, Fischer-Tropsch-Synthese eingesetzt (Seite„Synthesegas“. In: Wi- kipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 10. März 2020, 17:41 UTC. URF:
h ttps ://d e. wi ki ped ia.o rg/ w/i n d ex. php?title=Synthesegas&oldid = 197642178). Wasserstoff wird vorteilhaft in Downstream-Prozessen wie Kohlehydrierung, Ammoniaksyn these, Fetthärtung, selektive Hydrierung von Alkinen, Hydrierung von Nitrogruppen zu Ami nen eingesetzt (Seite„Wasserstoff“. I n: Wikipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungs stand: 15. März 2020, 16:31 UTC. URL: https://de. wikipedia. org/w/index.php?title=Wasser- stoff&oldid= 197790800).
Zu den industriell wichtigsten Olefinen gehören Ethylen, Propylen und Butene.
Ethlyen wird vorteilhaft in Downstream-Prozessen zu Folgeprodukten wie Polyethylen, Ethylendichlorid, Ethylenoxid, Ethylbenzol umgesetzt (Seite„Ethen“. In: Wikipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 23. April 2020, 09:31 UTC. URL: https://de. wikipe dia. org/w/index.php?title=Ethen&oldid= 199192096).
Propylen wird vorteilhaft in Downstream-Prozessen zu Folgeprodukten wie Aceton, Acrol- ein, Acrylnitril, Acrylsäure, Allylverbindungen, Butanal, 1-Butanol, Polypropylen, Propylen oxid, 1,2-Propandiol, 1,3-Propandiol, Thymol umgesetzt (Seite„Propen“. In: Wikipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 1. Oktober 2019, 18:51 UTC. URL: https://de. wikipe dia. org/w/index.php?title=Propen&oldid= 192770628).
Butene werden vorteilhaft in Downstream-Prozessen zu Folgeprodukten wie 2-Butanol, 2- Butanon, Butadien, Methyl-tert-butylether oder Ethyl-tert-butylether umgesetzt (Seite„Bu tene“. In: Wikipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 3. September 2019, 07:11 UTC. URL: https://de. wikipedia. org/w/index.php?title=Butene&oldid=191929887).
Butadien wird in Downstream-Prozessen zu Folgeprodukten wie Synthesekautschuk, Acryl- Butadien-Styrol-Copolymere, Adiponitril umgesetzt (Seite„1,3-Butadien“. I n: Wikipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 2. Mai 2020, 13:49 UTC. URL: https://de. wikipe dia. org/w/index.php?title=1 ,3-Butadien&oldid=199535563).
Wasserstoff wird vorteilhaft in Downstream-Prozesse wie ··· eingesetzt (Häussinger, P., Lohmüller, R. and Watson, A. M. 2000. Hydrogen, 2. Production. Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry).
Benzol wird in Downstream-Prozessen zu Folgeprodukten wie Ethylbenzol, Cumol, Cycohe- xan, Nitrobenzol umgesetzt werden (Seite„Benzol“. In: Wikipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 20. April 2020, 18:09 UTC. URL: https://de.wikipedia.Org/w/index.php7ti· tle=Benzol&oldid=199100597).
Styrol wird vorteilhaft in Downstream-Prozessen zu Folgeprodukten wie Polystyrol, Acrylni tril -Butadien -Styrol -Co polymere, Styrol-Acrylnitril -Co polymere, Styrol -Butadien -Co poly mere, Acrylnitril-Styrol-Acrylester-Copolymere, Polyesterharze umgesetzt (Seite„Styrol“. In: Wikipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 21. April 2020, 09:59 UTC. URL: https://de.wi kipedia.org/w/index.php?title=Styrol&oldid=199119904).
Blausäure wird vorteilhaft in Downstream-Prozessen zu Folgeprodukten wie Adiponitril, Acetocyanhydrin, Cyanurchlori umgesetzt (Seite„Cyanwasserstoff“. In: Wikipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 23. April 2020, 13:21 UTC. URL: https://de. wikipe dia. org/w/index.php?title=Cyanwasserstoff&oldid= 199198613).
Kohlenstoffmonoxid wird vorteilhaft in Downstream-Prozessen zu Folgeprodukten wie Phosgen, Ameisensäure, Methylformiat, Essigsäure, Essigsäureanhydrid umgesetzt. Dar über hinaus ist Kohlenstoffmonoxid eine Komponente des Synthesegases (Seite„Kohlen stoffmonoxid“. I n: Wikipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 19. April 2020, 06:01 UTC. URL: https://de.wikipedia.org/w/index.php?title=Kohlenstoffmon- oxid&oldid=199031788) .
Formaldehyd wird vorteilhaft in Downstream-Prozessen zu Folgeprodukten wie 1,4-Butan- diol, Methylendiphenylisocyanate, Polyoxymethylen, Phenoplaste und Aminoplaste umge- setzt (Seite„Formaldehyd“. In: Wikipedia, Die freie Enzyklopädie. Bearbeitungsstand: 3. Mai 2020, 12:08 UTC. URL: https://de.wikipedia.org/w/index.php?title=Formalde- hyd&oldid= 199572039).
Für die bevorzugten Varianten des erfindungsgemäßen Verfahrens sind die Bereiche der Sollwerte der Maximaltemperatur tabellarisch zusammengefasst:
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Stark wärmeverbrauchende Prozesse, bevorzugt Hochtemperaturprozesse, insbesondere Hochtemperaturprozesse in direkt elektrisch beheizten gepackten Reaktoren eignen sich besonders gut für die Nutzung elektrischer Energie, da die Umwandlung elektrischer Ener gie in Wärme hier mit einem hohen exergetischen Wirkungsgrad möglich ist. Exergie ist der Anteil der inneren Energie eines Systems, der in mechanische Energie ohne Entropiezu nahme umsetzbar ist. Generell wird bei der Umwandlung von elektrischer Energie in Wärme ein gewisser Anteil der Exergie vernichtet. Dieser Anteil sinkt mit steigendem Temperaturni veau der Wärmesenke, im vorliegenden Fall mit steigender Temperatur des stark endother men Hochtemperaturprozesses.
Die Produkte der wärmeverbrauchenden Prozesse, insbesondere Wasserstoff, Synthesegas und/oder Olefine, können vorteilhaft in ein Versorgungsnetz des Verbundstandortes einge speist werden.
Sekundärregelung und Minutenreserve:
Ferner betrifft die vorliegende Erfindung eine Verwendung des erfindungsgemäßen Verfah rens als Lastabwurfkapazität für die Sekundärregelung und / oder als Minutenreserve für das öffentliche Stromnetz. Das erfindungsgemäße Verfahren erlaubt es, Hochtemperatur verfahren als Lastabwurfkapazität für die Sekundärregelung und / oder als Minutenreserve bei Frequenzregelungen in elektrischen Netzen einzusetzen. Durch das erfindungsgemäße Verfahren sind diese Hochtemperaturverfahren schnell zuschaltbar und können ferner hohe Energiemengen von 300 bis 600 TWh abnehmen. Kontinuierlich betrieben sind diese Ver fahren permanent für die Einspeisung von Überschussstrom, beispielsweise von Nacht strom, verfügbar.
Vorteile
Die vorliegende Erfindung ermöglicht eine dauerhafte Abnahme von Überschussstrom durch kontinuierlich betriebene, elektrisch-beheizte wärmeverbrauchende Prozesse. Somit stehen chemische Großverfahren als Lastabwurfkapazität für die Sekundärregelung und / oder als Minutenreserve zur Verfügung. Dadurch kann die Netzstabilität verbessert und die Auslas tung der regenerativen Energiequellen deutlich gesteigert werden. Ferner wird die Profitabi- lität der wärmeverbrauchenden Prozesse dadurch verbessert, dass ihre Lastabwurfkapazität für die Netzregelung vergütet wird.
Ferner ermöglicht die vorliegende Erfindung eine bedarfsgesteuerte Auslastung der wärme verbrauchenden Prozesse, unabhängig von der Verfügbarkeit von Überschussstrom im all gemeinen Stromnetz. Dadurch wird die Planbarkeit der Produktion in den Downstream-Pro- zessen verbessert, der Speicherbedarf an hochwertigen, aber auch hochreaktiven und folg lich gefährlichen Zwischenprodukten wird minimiert. Ferner wird die Versorgungssicherheit der internen Stromquellen verbessert, dadurch dass sie mit Energieträgern aus einem Ver bundnetz mit hoher Kapazität gespeist werden und Störungen einzelner Prozesse ausgegli chen werden.
Die direkt elektrisch beheizten Wanderbettreaktoren wirken als ohmsche Last mit hoher Wärmekapazität. Dadurch können sie auch aus Quellen gespeist werden, die nicht die Spe zifikationen für die Einspeisung ins öffentliche Netz erreichen. Insbesondere ist es ferner möglich, Überschussstrom ohne Zwischenspeicherung, d.h. annährend verlustfrei, mit ei nem Wirkungsgrad von vorteilhaft größer als 90 %, bevorzugt größer als 95 %, insbesondere größer als 98 %, d.h. in einem Bereich von vorteilhaft 95 bis 100 %, bevorzugt 98 bis 100 %, für den wärmeverbrauchenden Prozess einzusetzen und so seine Kostenvorteile ohne we sentliche Einschränkungen zu nutzen.
Bedingt durch das hohe Temperaturniveau auf dem die Heizleistung zugeführt wird, liegt der Exergieverlust bei der Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens vorzugsweise bei weniger als 60%, bevorzugt bei weniger als 50%, besonders bevorzugt bei weniger als 40%, insbesondere bei weniger als 25 % der eingetragenen elektrischen Energie.
Damit kann die zugrundeliegende Erfindung als Technologieplattform für den Übergang zu elektrisch angetriebenen chemischen Prozessen dienen (Energiewandel). Dies bietet die Grundlage für die wirtschaftlich attraktive Nutzung von Überschussstrom und Bereitstellung von Minutenreserve. Es ist somit eine Reduzierung der Energiekosten möglich.
Ein Verbundstandort besitzt die Infrastruktur, Energieträger wie Erdgas, Leichtbenzin, Was serstoff oder Wasserdampf in großen Mengen zu speichern und diese verzögerungsfrei für den Antrieb passender Stromquellen zu nutzen.
Wasserstoff hat den Vorteil, dass er gleichzeitig als Grundprodukt und als universell er setzbarer Speicher für chemische Energie nutzbar ist. Wasserstoff ist geeignet für den An trieb sowohl von Turbinengeneratoren als auch von Brennstoffzellengeneratoren. Die Ener gieerzeugung aus Wasserstoff ist frei von C02-Emissionen.
Im Wasserstoff kann Energie verlustfrei über längere Zeiträume gespeichert werden. Druck wasserstoff bei 40bar besitzt eine hohe Energiedichte ca.57 kWh/m3 gegenüber ca.11 kWh/m3 von Dampf bei 500° C und 100bar.
Wasserdampf hat den Vorteil, dass er gleichzeitig als Energiespeicher als auch Betriebsme dium für Antrieb von Dampfturbinen nutzbar ist. Darüber hinaus wird Wasserdampf in ver schiedenen Druckstufen für die Versorgung verfahrenstechnischer Prozesse genutzt. Im Werk Ludwigshafen der BASF werden pro Stunde 2000 tn Dampf verbraucht. Dieses ent spricht einer Leistung von 1300 MW, was ca. doppelt so hoch wie der mittlere Bedarf des Standortes an elektrischer Energie ist. Für die Dampferzeugung können sämtliche Brenn stoffe, brennbare Rohstoffe, brennbare Produkte, brennbare Abgasströme, Wärme aus Son nenkollektoren, elektrisch erzeugte Wärme genutzt werden. Durch die Abstufung der Druck stufen im Dampfnetz kann die eingetragene Wärme mit hohem Wirkungsgrad in Dampf um gewandelt werden. Insbesondere wenn Strom aus dem Netz importiert wird und die lokalen Stromquellen abgeschaltet sind, kann die aus brennbaren Abgasströmen gewonnene Wärme in Form von Dampf im Dampfnetz gespeichert werden.
Die Verwendung von parallel geschalteten Stromquellen, wobei die eine direkt durch einen Brennstoff und die zweite durch eine aus dem Dampfnetz gespeiste Dampfturbine ist, lie fert einen sehr guten Wirkungsgrad, vergleichbar zum Wirkungsgrad von GuD-Kraftwerken. Die direkte Versorgung der Dampfturbine mit Dampf aus dem Dampfnetz des Verbundstan dortes ermöglicht ein sehr schnelles Ansprechen der Stromquellen auf veränderte Leis tungsbedarf.
Figuren
Die Figur 1 zeigt schematisch eine Variante des erfindungsgemäßen Verfahrens mit einem direkt widerstandsbeheizten Fließbettreaktor, einem induktiv beheizten Festbettreaktor und einem indirekt widerstandsbeheizten Festbettreaktor in einem Verbundstandort. Jeder Pro zess wird sowohl aus dem allgemeinen Stromnetz und aus einer jeweils lokalen Stromquelle mit elektrischer Energie gespeist.
Die Figur 2 zeigt ein Schema des Vergleichsprozesses nach dem Stand der Technik. Die in terne Stromquelle ist ein GuD-Kraftwerk mit Dampfexport welches die höchsten Wirkungs grade unter den konventionellen Kraftwerken aufweist. Die Dampfturbine ist direkt an den Abhitzekessel des Gasturbinengenerators angeschlossen. Das Ansprechverhalten der Dampfturbine ist durch die Trägheit des Abhitzekessels der Gasturbine bestimmt.
Die Figur 3 zeigt ein Schema des erfindungsgemäßen Prozesses. Die interne Stromquelle besteht - identisch zum GuD-Kraftwerk - aus einem Gasturbinen- und einem Dampfturbi nengenerator. Die Dampfturbine ist nicht direkt an den Abhitzekessel der Gasturbine, son dern an dem Dampfnetz eines Verbundstandortes angeschlossen. Dadurch kann die Dampfturbine praktisch verzögerungsfrei auf Lastwechsel reagieren.
Die Figur 4 zeigt ein Schema des erfindungsgemäßen Prozesses. Der wärmeverbrauchende Prozess wird aus dem allgemeinen Stromnetz und aus lokalen Stromquellen gespeist. Die lokalen Stromquellen werden mit Energieträgern aus dem Verbundnetz versorgt. Das Ver bundnetz speichert Energieträger, die im wärmeverbrauchenden Prozess und / oder ande ren Prozessen innerhalb des Verbundbetriebs erzeugt werden. Die Flauptprodukte des wär meverbrauchenden Prozesses werden einem Downstream-Prozess innerhalb des Verbund betriebs geleitet.
Die Figur 5 zeigt ein Schema des erfindungsgemäßen Prozesses. Der wärmeverbrauchende Prozess wird aus dem allgemeinen Stromnetz und aus einer lokalen Stromquelle gespeist. Die lokale Stromquelle wird mit Wasserdampf aus dem Verbundnetz versorgt. Wasserstoff, der als Nebenprodukt des wärmeverbrauchenden Prozesses anfällt, wird im Verbundnetz gespeichert. Die lokale Stromquelle wird über einen Dampfturbinen-Generator angetrieben. Der Wasserdampf dafür wird aus dem Verbundnetz gezogen. Die Flauptprodukte des wär meverbrauchenden Prozesses werden einem Downstream-Prozess innerhalb des Verbund betriebs geleitet. Legende
1 Elektrisch beheizter wärmeverbrauchender Prozess
2 Trennvorrichtung zur Abtrennung der Haupt- und Nebenprodukte des wärmever brauchenden Prozesses
3 Verbundnetz für Wasserdampf
4 Verbundnetz für Wasserstoff
5 Verbundnetz für Erdgas
6 Verbundnetz für Armgas
7 Leitung für Wasserstoff enthaltenden Gasstrom
8 Dampfleitung
10a Leitung zur Versorgung einer internen Stromquelle mit Wasserdampf
10b Leitung zur Versorgung einer internen Stromquelle mit Wasserstoff
10c Leitung zu Versorgung einer internen Stromquelle mit Erdgas
lOd Leitung zur Versorgung einer internen Stromquelle mit Armgas
11a Interne Stromquelle angetrieben mit Wasserdampf
11b Interne Stromquelle angetrieben mit Wasserstoff
11c Interne Stromquelle angetrieben mit Erdgas
11 d Interne Stromquelle angetrieben mit Armgas
Stromleitung aus der mit Wasserdampf angetriebenen Stromquelle zum wärmever
12a
brauchenden Prozess
Stromleitung aus der mit Wasserstoff angetriebenen Stromquelle zum wärmever
12b
brauchenden Prozess
Stromleitung aus der mit Erdgas angetriebenen Stromquelle zum wärmeverbrau
12c
chenden Prozess
Stromleitung aus der mit Armgas angetriebenen Stromquelle zum wärmeverbrau
12d
chenden Prozess
16 Allgemeines Stromnetz
Produktleitung für den Transport der Hauptprodukte des wärmeverbrauchenden
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Prozesses zu einem Downstream-Prozess
Stromleitung zur Einspeisung elektrischen Stroms aus dem allgemeinen Netz in den
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wärmeverbrauchenden Prozess
Stromschiene zur Einspeisung von elektrischem Strom aus den internen Stromquel
21
len in den wärmeverbrauchenden Prozess
31 Weiterer Prozess innerhalb des Verbundbetriebs
Trennvorrichtung im weiteren Prozess innerhalb des Verbundbetriebs, das Energie
32
träger abtrennt und in das Verbundnetz einleitet
Leitung für Wasserstoff enthaltenden Gasstrom aus dem weiteren Prozess inner
36
halb des Verbundbetriebs
37 Dampfleitung aus dem weiteren Prozess innerhalb des Verbundbetriebs
Downstream-Prozess des wärmeverbrauchenden Prozesses innerhalb des Verbund
51
betriebs Beispiele
Vergleichsprozess 1: GuD-Kraftwerk
GuD: CH4 + 202 ^ C02 + 2H20 + 481kJel/mol (1)
Mit diesem Prozess kann in einer lokalen Stromquelle bedarfsgesteuert aus Erdgas, einem Rohstoff des Verbundstandortes, elektrischer Strom erzeugt werden. Pro Mol eingesetztes Methan werden in einem GuD-Generator 481 KJ elektrische Energie erzeugt. Dabei wird ein Mol C02 emittiert. Dieser Prozess ist jedoch nicht geeignet, um überschüssige elektrische Energie aus dem Netz zu speichern.
Vergleichsprozess 2: Regenerative Energie in Elektrolyse zu Wasserstoff / Rückumwandlung in Brennstoffzelle zu elektrischer Energie
RegGen + EL: H20(l) + (l/75%*286) kJel/mol H2 + V202 (2)
AFC: H2 + yz02 H20(i) + (70%*237) kJel/mol (3)
RegGen + EL + AFC: 381 kJe|/mol- 166 kJe,/mol (4)
Mit diesem Prozess kann elektrische Energie aus dem Stromnetz für die Erzeugung von Wasserstoff genutzt werden. Der Wasserstoff kann in das Rohrleitungsnetz des Verbund standortes eingespeist werden. Der Wasserstoff kann stofflich genutzt oder bei Bedarf in einer lokalen Brennstoffzelle in elektrischen Strom zurückgewandelt werden. Pro kJ elektri sche Energie, die in diesen Prozess eingesetzt wird, können ca. 0,44 kJ elektrische Energie zurückgewonnen werden. Diese Menge an elektrischer Energie ist frei von C02-Emissionen.
Vergleichsprozess 3: Kombination von GuD und Elektrolyse/Brennstoffzelle
RegGen + EL + AFC + GuD: CH4 + 202 + 92 kJe,/mol
Figure imgf000040_0001
C02 + 2H20 + 521,5 kJe,/mol (5)
Erfindungsgemäßer Prozess: Kombination aus Methanpyrolyse und wasserstoffgetriebene Stromquelle
Figure imgf000040_0002
Überschussenergie aus regenerativen Quellen, die im externen Stromnetz verfügbar ist, wird für den Betrieb einer Anlage zur Methanpyrolyse genutzt (Gl. 6). Der thermische Wirkungs grad der Pyrolyse bezogen auf die Standardreaktionsenthalpie beträgt 81,3%. Der erzeugte Wasserstoff wird in das Versorgungsnetz des Verbundstandortes eingespeist. Dort kann er stofflich oder energetisch verwertet werden. Der produzierte Kohlenstoff ist hochrein, inert und rieselfähig. So kann er transportiert und stofflich verwertet oder deponiert werden. Der Wasserstoff wird bedarfsgesteuert, simultan oder zeitlich versetzt zu seiner Erzeugung, in einer AFC mit 70% Spannungswirkungsgrad (Gl.7) oder in einem kombinierten Gasturbi nen- und Dampfturbinengenerator mit einem thermischen Wirkungsgrad von 60% (Gl.8) zur Stromerzeugung eingesetzt. Pro kJ elektrischer Energie aus dem externen Stromnetz, das in die Methanpyrolyse eingespeist wird, können durch die Verstromung des dabei produzierten Wasserstoffs, abhängig von der lokalen Stromquelle, ca.3,1 kJ bis 3,6 kJ elektrische Energie werden (Gl.9, 10), die praktisch frei von C02-Emissionen ist. Im Vergleich zur Speicherung elektrischer Energie nach dem Stand der Technik in einem Elektrolyse-Brennstoffzellen- Kreislauf wird mit erfindungsgemäßen Verfahren durch den Einsatz von Methan eine sechs- bis achtfach größere Menge elektrischer Energie, frei von C02-Emissionen, erzeugt.
Ein Teil der im Methan enthaltenen chemischen Energie bleibt im Koppelprodukt Kohlen stoff gespeichert und kann in einem konventionellen thermischen Kraftwerk - begleitet von C02-Emissionen - verströmt werden (Gl.11). Wenn die energetische Verwertung des Koh lenstoffs zugelassen wird, beträgt die Menge an elektrischer Energie, die durch den Prozess bestehend aus Methanpyrolyse mit externem Überschussstrom und Verstromung des pro- duzierten Wasserstoffs und Kohlenstoffs erzeugt wird, ca.97% bis 106% der elektrischen Energie, die ein GuD-Kraftwerk nach dem Stand der Technik bei gleichem Methaneinsatz produziert (Gl.1, 12, 13). Der mögliche Überschuss im erfindungsgemäßen Verfahren ergibt sich durch Nutzung des elektrischen Stroms aus dem externen Netz in der Methanpyrolyse. Unter Berücksichtigung des gesamten Stoff- und Energieeinsatzes ist die Menge an elektri- scher Energie, die nach dem erfindungsgemäßen Verfahren produziert wird, ca.90% bis 98% der elektrischen Energie, die ein Prozess bestehend aus einem Elektrolyse/-Brennstoffzel- len-Kreislauf und einem GuD-Kraftwerk produziert (Gl.5, 12, 13).
Der wesentliche Vorteil der Erfindung liegt darin, dass importierte elektrische Energie ge- nutzt werden kann, um mit den internen Stromquellen ein Vielfaches an elektrischer Ener gie, frei von C02-Emissionen, zu erzeugen.
Figure imgf000041_0001
(1): Die Stoff- und Energiemengen in Gl.2, Gl.3 und Gl.4 wurden skaliert, dass die impor tierten elektrischen Energiemengen im Vergleichsprozess und im erfindungsgemäßen Pro zess identisch sind. Dadurch sind die Zahlenwerte direkt miteinander vergleichbar.
(2a): Die eingesetzte elektrische Energiemenge gibt die auf 1 Mol Methan bezogene Ener- giemenge an, die aus dem externen Stromnetz in den Verbund importiert wird.
(2b): Die erzeugte elektrische Energiemenge gibt die auf 1 Mol Methan bezogene Energie menge an, die im lokalen Stromnetz aus dem eingesetzten Methan und der vorher einge setzten elektrischen Energie, bzw. den daraus hergestellten Produkten, erzeugt werden kann.
(2c): Die speicherbare elektrische Energiemenge gibt die auf 1 Mol Methan bezogene Ener giemenge an, die im lokalen Stromnetz aus Produkten erzeugt werden kann, die mit der vor her eingesetzten elektrischen Energie im Verbund produziert worden sind.
Legende
AFC: Alkalische Brennstoffzelle
BK: Brennkammer
DT: Dampfturbine
EL: Elektrolyse
G: Generator
GT: Gasturbine
GuD: Gas- und Dampf-Kraftwerk
HD-Dampf: Hochdruck-Dampf
KKW: Mit Kohle betriebenes thermisches Kraftwerk
MePy: Methanpyrolyse
ND-Dampf: Niederdruck-Dampf
RegGen: Strom aus regenerativer Energiequelle
TKW: Thermisches Kraftwerk
VD: Verdichter
VE-Wasser: Speisewasser für den Abhitzekessel der Gasturbine

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zur kontinuierlichen Durchführung eines oder mehrerer wärmeverbrauchen der chemischer Prozesse, dadurch gekennzeichnet, dass der mindestens eine wärme verbrauchende Prozess elektrisch beheizt wird, die maximale Temperatur in der Reakti onszone des wärmeverbrauchenden Prozesses größer als 500° C ist, mindestens 70 % der Produkte des mindestens einen wärmeverbrauchenden Prozess in Downstream- Prozessen kontinuierlich weiterverarbeitet werden und/odereinem lokalen Energieträ gernetz zugeführt werden und die benötigte elektrische Energie für den mindestens ei nen wärmeverbrauchenden Prozess aus einem externen Stromnetz und aus mindestens einer lokalen Stromquelle bezogen wird, wobei die mindestens eine lokale Stromquelle zu mindestens 50 % ihres jährlichen Energiebedarfs aus mindestens einem lokalen Energieträgernetz gespeist wird und zu maximal 50 % ihres jährlichen Energiebedarfs mit Produkten aus dem wärmeverbrauchenden Prozess gespeist wird, wobei im min destens einem lokalen Energieträgernetz als Energieträger Erdgas, Naptha, Wasser stoff, Synthesegas und/oder Wasserdampf gespeichert wird, wobei das mindestens eine lokale Energieträgernetz mit mindestens einem weiteren Produkt und/oder Neben produkt aus mindestens einem weiteren chemischen Prozess gespeist wird und wobei das lokale Energieträgernetz eine Gesamt-Kapazität von mindestens 5 GWh aufweist.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass das lokale Energieträgernetz mit Produkten und/oder Nebenprodukt aus partiellen Oxidationen, Hydrierungen, Ole- fine-Prozessen, Pyrolysen von Kohlenwasserstoffen, Wasserelektrolysen, Hüttenpro zessen und/oder Synthesegas-Prozessen gespeist wird.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass das lokale Energie trägernetz eine Gesamt-Kapazität von mindestens 20 GWh aufweist.
4. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass mindestens zwei lokale Energieträgernetze verwendet werden, wobei die Energie träger aus folgender Gruppe ausgewählt werden: Wasserdampf, Wasserstoff und Erd gas.
5. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass als lokale Stromquelle mindestens eine Gasturbine (GT) und/oder eine Dampftur bine (DT) und/oder eine Brennstoffzelle verwendet wird.
6. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die benötigte Energie des wärmeverbrauchenden Prozesses zu mindestens 90 % durch elektrische Energie bereitgestellt wird.
7. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass der wärmeverbrauchende Prozess in einem Verbundstandort durchgeführt wird.
8. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die lokale Stromquelle eine Anfahrzeit von kürzer als 15 Minuten aufweist.
9. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass der für den wärmeverbrauchenden Prozess verwendete Reaktor eine regellose Pa ckung fester Partikeln aus elektrisch leitfähigem Material enthält.
10. Verfahren nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass der wärmeverbrauchende Prozess in einem Wanderbett mit Gegenstromführung von Feststoff- und Gasstrom durchgeführt wird und das Wanderbett eine volumenspezifische Wärmekapazität von 300 kJ/(m3 K) bis 5000 kJ/(m3 K) aufweist.
11. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass die Entnahme vom externen Stromnetz und das Zu- und Abschalten lokaler Strom quellen in Abhängigkeit vom Strompreis gesteuert wird.
12. Verfahren nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass es sich bei dem wärmeverbrauchenden Prozess um die Dampf- und Trockenrefor mierung, die Thermolyse von Wasser, die Dehydrierung Ethylbenzol zu Styrol, von Pro pan zu Propen, von Butan zu Buten und/oder von Cyclohexan zu Benzol, die Pyrolyse und das Cracken von Kohlenwasserstoffen, die pyrolytische Acetylenherstellung, die Herstellung von Benzol aus Methan, die Reduktion von Kohlendioxid zu Kohlenmonoxid, die Herstellung von Blausäure aus Methan und Ammoniak und/oder die Herstellung von Stickstoffmonoxid aus Stickstoff und Sauerstoff handelt.
13. Verwendung des Verfahrens nach mindestens einem der Ansprüche 1 bis 12 als Minu tenreserve für das öffentliche Stromnetz.
14. Verwendung von mindestens einem lokalen Energieträgernetz von Chemie-Standorten zur Speicherung von elektrischer Energie, wobei als Energieträger Erdgas, Flüssiggas oder Naphtha, Wasserstoff, Ammoniak, Synthesegas, Ethylen, Propylen, Armgas, Druck luft und/oder Wasserdampf verwendet werden und wobei das lokale Energieträgernetz eine Gesamt-Kapazität von mindestens 5 GWh aufweist.
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