12. Nutzung im Stromsektor

Für Rückverstromung regenerativer Gase steht hochflexibles, breites Technologieportfolio zur Verfügung

Bei Betrieb mit H2 Einhaltung der NOx Grenzwerte zu beachten

Gasturbine

- Für großtechnische Rückverstromung, Wärmenutzung optimal

- Kleine Anlagen bereits in Betrieb, große in Entwicklung

Gasmotoren

-Alle Hersteller bereiten 100% H2 Betrieb vor

-Eignen sich insbesondere für dezentrale Anlagen kleinere bis mittlerer Leistung für gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung

Regenerative Speicherkraftwerke müssen alle Systemdienstleistungen bereitstellen können

-Momentanreserve

-Primärregelleistung

-Hybridkonzepte (Regenerative Gaskraftwerke mit Batterien und Kondensatoren setzen da an)

2030:

• Durch Kohle- und Kernenergieausstieg fallen 56 GW Leistung weg

• 71 GW steuerbare Kraftwerkskapazität bei fortschreitendem EE-Ausbau erforderlich

• Lücke füllen: Gaskraftwerke (H2-ready) erst Erdgas dann H2

2050:

• Stromverbrauch von 550 auf 1000 TWh

• EE-Ausbau, Substitution der fossilen -> zunehmende Elektrifizierung (WP alleine 65 GW)

• PtX-Maßnahmen Voraussetzung für erfolgreiche Sektorenkopplung

• Nach “Szenario 95”: 110 TWh Speicherkapazität für die Versorgungssicherheit während der 1-2 Wochen Dunkelflaute im Januar/Februar

  • Biomasse und H2 in Salzkavernen

  • Rückverstromung mit Gasturbinen und BZ

-> Sicherstellung der Stromversorgung und regenerativer Gasversorgung

Gasmotor: 35-40 %

Gasturbine: 30-40, GuD: bis 60 %

Brennstoffzelle: 55-60% (u.A. rSOE)

Gasturbinen

Expansion durch Turbine -> Arbeitsstrom

• Sehr hoher Wirkungsgrad (> 60 % elektrisch, > 80 % bei zus. Wärmeauskopplung)

• Bereitstellung von Strom und Wärme erhöht die Brennstoffnutzung

• Geringe spezifische Investitionskosten im Vergleich zu anderen Kraftwerkstypen

• Stromgestehungskosten werden durch die Kosten für den Gasverbrauch dominiert

• Anpassung an Wasserstoff-Verbrennung möglich

• Viele neue GT- Typen können bereits mit H2- Anteilen betrieben werden

• Zentraler Punkt ist Umgang mit NOx-Emissionen aufgrund der höheren Flammen-Temperaturen

Herausforderungen:

• Um Wasserstoff-Versprödung zu minimieren wird durchgängig Edelstahl eingesetzt

• Durch niedrige volumetrische Energiedichte von Wasserstoff im Vergleich zu Erdgas ist ein 3-fach höherer Volumenstrom bzw. Strömungsgeschwindigkeit erforderlich (Anpassung der Brennstoffversorgung)

• Höhere Flammentemperatur erhöht die Anforderungen an die Einhaltung von NOx-Emissionen (Anpassung der Gasbrenner)

Mirko-GT <1MW und kleine Anlagen 1-50 MW für 100 % verfügbar

Große Anlagen >100 MW mit 30 % möglich, mit Potential nach oben in Zukunft

• Unterschiedliche Anforderungen an die Gemischbildung erfordert die Entwicklung neuer Wasserstoff-Injektoren für den Betrieb mit 100 % H2

• Multi-Fuel: Hohe Brennstoffflexibilität durch Multi-Fuel-Technologie: Verwendung von Wasserstoff, Biogas, Methan, Erdgas in beliebigem Mischungsverhältnis

  
  

  Vorteile von BHKW

  • Hoher Brennstoffnutzungsgrad durch gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung

  • Dezentrale Lösung u.a. für Nahwärmenetze, Gebäudeenergiesysteme

Vorteile BHKM Dezentral:

• Zu Zeiten von H2-Rückverstromung (z.B. Dunkelflautenbetrieb) besteht oft gleichzeitig ein hoher Strom- und Wärmebedarf

• Bei zentralen H2-Rückverstromungskonzepten, z.B. in der Nähe des Speicher- standortes, ist eine Abwärmenutzung in den meisten Fällen nicht sinnvoll möglich

• BHKW ermöglichen hohe Gesamtwirkungsgrade (elektrisch + thermisch)

-> <1MW verfügbar alle großen Hersteller bereiten 100% H2 Betreib vor