Delivery

Zündgrenzen 4-75 % Vol. 

Explosionsgrenzen 13-59 % Vol. 

Entzündungsenergie 0,019 mJ 

Flammentemperatur 2.045 °C 

H2 Packing -> H2 Transport -> H2 Unpacking 

Einfluss durch Energiebedarf, Kosten und mögliche Rückumwandlung 

Warum: H2 hat niedrige volumetrische Energiedichte -> Kompression erhöht das 

Vorteil: wenig technologische Komplexität 

Wie hoch: bis 1.000 bar für Tankstellen, < 100 bar in Pipelines 

Kolbenkompression  

- bewegliche Teile, hohe Wartungskosten 

- Risiko der Verunreinigung 

+ hohe Druckverhältnisse 

Membranverdichter 

+ hohe Reinheit 

Zentrifugen 

+ hohe Durchflüsse 

Zudem: Elektrochemische Verdichtung, Metallhydride 

• Je höher der Druck, desto höher die Dichte und Energie für Kompression 

• Energie für Kompression zudem abhängig von Technologie, Druckverhältnis, Durchfluss 

• Muss dem Speicherdruck nach Verdichtung standhalten 

• Kompatibilität mit H2 

• Oberirdisch (Pipelines, Druckbehälter) oder Unterirdisch (Salzkavernen, Aquiferen, Ausgeschöpfte Gasfelder) 

• Hohe Mengen 

• Hohe Drücke möglich 

• Flexibel 

• Wenig Verluste 

• Inerte Natur (wenig biologische Aktivität – keine Kontaminierung) 

2,5 Mrd. Tonnen H2 EU (42% Deutschland) 

Kompression: 3 – 9 MJ/kg 

Trocknung des Wasserstoffes vor der Verteilung: 0,4 MJ/kg  

Gesamt ca. 10 MJ/kg 

Vorteile:  

• Einfach umzusetzen 

• Besser für kleinere Mengen (Behälter) 

Nachteil:  

• Teurer als Kavernen (Kaverne: 35 €/kg, Pipeline 1.500 €/kg) 

Straßentransport mit MEGCs (Multipe Element Gas Containers)  

• Aus Metall oder Kombi mit Liner (metallisch/plastik) mit Carbonfaserverstärkung 

Pipelines 

• Aktuell H2 Pipelines weltweit: 4.500 km 

• Umrüstung von bestehenden Erdgaspipelines  

• Druck: bis 100 bar, meist wie bei Erdgas (80 bar) im Verteilnetz 

• Kompression für Pipelines: Zentrifugen, da hoher Durchfluss und geringer Druck 

• Faktor 5 bei Preis von Umrüstung oder Pipeline Neubau 

Evtl bei Transport zwischendrin erneute Kompression, aber für Unpacking keine Kompression nötig 

• T = 20 K (-253 °C)  

• P = 1 atm 

• Dichte = 70 kg/m³, vgl. CGH2 (500 bar) = 30 kg/m³ 

Warum LH2? Höhere Energiedichte, mehr Menge an H2 

Prozess:  

• Verunreinigungen vorher entfernen 

• Kreiszyklusprozess: Kompression, Kühlung, Expansion, Rezirkulation 

Energiebedarf:  

• 14 MJ/kg reine Verflüssigung 

• 36 bis 43 MJ/kg ganze Anlage 

Verbesserungen: 

Vorteile durch Scale up Effekte und technologische Verbesserungen: 

• Recycle Gaskompressor 

• Geschlossene Kühlkreisläufe 

• Turbinen Design 

• Hauptkühlungsprozess 

EU: bis 10 t/d 

USA: bis 30 t/d 

Japan: bis 10 t/d 

• Doppelwandige Kryotanks mit thermischer Isolation (z.B. Perlit) bei niedrigem Volumen zwischen Wänden (Vakuum) 

• Boil-off: energetischer und ökonomischer Verlust 

• 0,05 %/d im besten Fall 

• 0,1 bis 0,3 %/d bei 20 bis 145 t LH2 Tanks 

• Boil-off muss kein Verlust von H2 sein: Rückverflüssigung möglich 

Straße, Schiff 

Kein Schienenverkehr kommerziell möglich 

• Tanker mit bis 4 t H2 

• Boil-off bis 1%/d mit 5-10% Hohlraum 

• Alternativ: Transportable Containerlösungen  

Containerschiffe mit mehreren Kryotanks (150.000 m³, 10.000 t H2) 

• Verunreinigungen sind so gut wie nicht vorhanden (< 1ppm) à keine Aufbereitung nötig 

• Regasifizierung über Verdampfer & Kryogene Pumpe 

• Pumpen bis 1.000 bar (auch direkt zum Tanken) 

• Energieverbrauch Pumpe: 4,3 MJ/kg 

• Haber-Bosch-Verfahren 

• N2 + 3H2 « 2NH3 + ∆H 

• Hohe Drücke um GG zu Produktseite zu schieben 

• Rein thermodynamisch: niedrige Temperatur (da exotheme Reaktion), aber kinetisch sollte Temperatur hoch sein, um hohe Reaktionsgeschwindigkeit zu erhalten 

• T = 400 - 550 °C 

• P = 100 - 250 bar 

• Kat: Eisenbasiert 

Düngemittelherstellung, 200 Mt/a, 20 Mt/a in Europa 

• Elektrochemische Ammoniak Synthese 

• Dekomposition 

à beide in Entwicklungsphase 

Idealerweise: Vollelektrisches Haber-Bosch Verfahren, Elektrische Kompressoren würden Effizienz erhöhen (gesamt ca. 2 GJ/tNH3 bei 500-550 °C) 

Aktuell: meist CH4 als Kraftstoff (früher niedrige Kosten) für Dampfturbine 

Annahme: Energie des Prozesses besteht hauptsächlich aus Strom zur Komprimierung vom Synthesegas (?) 

Zudem Strom für Luftzerlegungsanlage nötig (1,2 GJ/tNH3 mit Pressure Swing Absorption oder 0,5 GJ/tNH3 für kryogene Destillation) 

Bei kryogener Temperatur (-33 °C) kann bis 50.000 t NH3 gespeichert werden 

Boil-off: <0,04%/d 

Boil-off kann rückverflüssigt werden 

Schiff, Schiene, Pipeline, Straße 

Schiff:  

• Kühlung (T = -33 °C) & Normaldruck 

• Bis 50.000 t NH3 (entspricht 75.000 m³, da thermische Expansion) 

• Menge könnte erhöht werden (LPG Transport aktuell bis 100.000 m³ mit niedrigerer Temp.) 

• Boil-off sollte Rückverflüssigt werden 

Schiene:  

• < 20 bar 

• Kapazität: 50-110 m³ (durch thermische Expansion kann nicht ganz voll befüllt werden) 

• Fülldichte 530 kg/m³ 

Pipelines:  

• Druckverflüssigter Transport möglich 

Cracking: Energiebedarf hängt von Prozessdesign ab 

Kommerzielle NH3 Cracker: Output < 100 kg H2/h (ist schon groß skaliert) 

Wärme für den Prozess aus 85 % NH3 und 15 % H2 

Energiebedarf: 52 GJ/t H2 

Idealerweise basierend auf RE:  

Aktuell: fossil basiertes Syngas als Synthese Vorprodukt 

Aber steigende Nachfrage nach Methanol Synthese aus CO & H2 

Zwei mögliche Prozesse:  

• Direkte CO2 Hydrogenation: CO + 2H2 « CH3OH +∆H und CO2 + 3H2 « CH3OH + H2O +H∆ 

• rWGS und Methanolsynthese: CO + H2O 

Nebenprodukt Wasser 

Kinetische Limitierung bei niedrigen Temperaturen aber thermodynamisch sind niedrige Temperaturen von Vorteil 

Druckerhöhung führt zu höherer Methanol Ausbeute 

• Austhenitische Stähle für Tanks 

• MeOH Dampf ist leicht entzündlich! 6 – 36 % Vol. 

• Schiffe, LKWs, Züge für Gefahrstoffe 

Chemieschiffe bis 50.000 DWT, kein Druck und keine Kühlung nötig 

Methanol ist ein Low-Flashpoint-Liquid und braucht besondere Sicherheit 

Bahnverkehr und Straßenverkehr: Tanks für hochentzündliche & giftige Stoffe 

MeOH Steam Reforming, endotherm, T = 150 – 300 °C, P = gering, Kat: Edelmetall (Cu/Zn) 

Hohe Temperatur begünstigt Gleichgewicht zu CO 

Neben H2 sollte auch CO2 aufgefangen werden 

Reinigung des H2 nötig 

Anlagen: 

Es gibt kleine Anlagen, große nicht 

BOP sollte Wasserversorgung und Wärmemanagement inkludieren 

Theor. Minimale thermale Energie: 28 GJ/t H2 

Strom: 1,8 GJ/tH2 

Liquid Organic Hydrogen Carrier 

Können H2 aufnehmen (exotherm) und abgeben (endotherm) à H2 arme und H2 reiche Form, z.b. Toluol mit 6,2 wt% H2 

Entladung durch Zufuhr von Wärme 

Eigenschaften:  

• Ungiftig 

• Flüssig bei Normalbedingungen 

• Einfach zu handhaben 

• Hohe H2 Speicherkapazität 

Beispiel: Dibenzyltoluol (DBT H0/H18) 

Vorteile:  

• Hohe Sicherheit 

• Langzeitspeicherung möglich 

• Können oft Be- und Entladen werden 

Nachteile:  

• Verluste 0,015 bis 2,5 % pro Zyklus 

• Hohe Kosten 

• Hoher Energieverbrauch 

• Manche sind giftig 

• Rücktransport der H2 armen Form nötig – Kreislauf 

• H2 Aufbereitung (bei Toluol) nötig 

Hydrierung als Standardprozess im Mt Scale 

Große Mengen bei Normalbedingungen in doppelwandigen Containern 

Saisonale Energiespeicherung mit wenig Verlusten 

Ähnlich zu Öl/Chem. Produkten – Technologie bereits vorhanden 

Hohe Viskosität à geeignete Pumpen 

Schifftransport (Öltanker mit 10.000 bis 320.000 DWT oder Chemietanker mit 30.000 t) 

Straßen und Schienentransport 

Pipelines 

Nachteil: Rücktransport nötig! 

Hoher Energiebedarf (Wärme muss zugeführt werden), endotherm, T = 150 – 400 °C, P = < 10 bar, endotherm, Kat: Platin 

Wärmebereitstellung über Erdgas, Elektrizität, H2… 

Storage Effizienz sinkt mit Zeit durch Degradation  

Aufbereitung des H2 nötig 

Schifftransport am günstigsten (weite Strecken) 

Kosten steigen nicht linear zur Distanz 

Distanzunabhängig 

Verzehnfachung der Transportkapazität führt zu Kostenreduktion um 8 bis 33 % 

Bei kurzen Strecken mit Kraftwerk in der Nähe ist MeOH günstiger, sonst Ammoniak 

Ammoniak: hohe CAPEX 

Methanol: günstige Speicher- und Transportkosten