Wann immer der Transport oder die Speicherung von gasförmigem Wasserstoff thematisiert wird, ist klar, dass dies nur durch Verdichtung des Gases möglich ist.
Ein Aspekt bei der Erreichung der ehrgeizigen CO2-Reduktionsziele im Rahmen der laufenden Energiewende ist der Einsatz von „grünem Wasserstoff“. Dieser wird in Elektrolyseuren im Power-to-Gas-Verfahren für den Transport, für industrielle Prozesse und als Energiespeicher erzeugt.
Ausschreibungen in Höhe von 5.000 Tonnen jährlich in Deutschland zeigen die wachsende Bedeutung solcher Power-to-Gas-Projekte. Megaprojekte für Windparks von 2 bis 10 GW, wie NortH2 an der niederländischen Küste oder das von Dänemark geführte North Sea Wind Power Hub-Projekt, sind nur zwei Beispiele.
Für den Transport von Wasserstoff gibt es Überlegungen, nach denen das bestehende Erdgasleitungsnetz genutzt werden soll. Zunächst könnte der Wasserstoff beigemischt werden, ehe die bestehenden Erdgasleitungen in weiteren Schritten ausschließlich für den Wasserstofftransport genutzt werden. Die meisten der großen Erdgasleitungen haben einen Durchmesser von 800 bis 1.200 mm sowie einen Nenndruck (PN) von bis zu 100 bar und werden zumeist bei etwa 70-85 bar betrieben. Kleinere regionale Erdgasleitungen arbeiten häufig mit 20-30 bar.
5.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr erfordern etwa 150 MW Onshore- oder 70 MW Offshore-Windpark-Kapazität. Bei der typischen Schwankung werden für die Offshore-Lösung etwa 1.400 kg/h oder 15.000 Nm3/h stündliche Spitzenproduktionskapazität benötigt.
Projekte wie NortH2 mit 3-4 GW Windkraft bis 2030 und 10 GW bis 2040 erfordern jährlich 240.000 bis 320.000 Tonnen im Jahr 2030 und jährlich 800.000 Tonnen 2040. Das bedeutet eine Wasserstoff-Spitzenproduktion von etwa 73.000 kg/h oder 800.000 Nm3/h im Jahr 2030 und 183.000 kg/h oder 2.000.000 Nm3/h im Jahr 2040.
Die erforderlichen Elektrolyseure können sowohl on- als auch offshore installiert werden. Da die Dimensionierung der erforderlichen Wasserstoffkompressoren sehr stark vom Eingangsdruck abhängt, spielt die Auslegung der Elektrolyseure eine wichtige Rolle. Die heute vornehmlich eingesetzten Typen sind alkalische Elektrolyseure und Polymer-Elektrolyt-Membran (PEM)-Elektrolyseure. Diese gibt es mit atmosphärischem Ausgangsdruck und als unter Druck stehende Systeme. Bei ca. 20-30 bar Ausgangsdruck ergibt sich ein „Sweet Spot“ bei der Effizienz und den Kosten für die Elektrolyseure und die angeschlossenen Verdichtersysteme. Bei all diesen Anwendungen, die reine und nicht kontaminierte Gase erfordern, kann NEUMAN & ESSER von seiner langjährigen Erfahrung mit trockenlaufenden Wasserstoffkompressoren für Drücke von mehr als 250 bar profitieren. Für noch höhere Drücke von weit über 1.000 bar eignen sich NEA|HOFER hydraulisch angetriebene Kolben- oder Membrankompressoren an.
Für 5.000 Tonnen Wasserstoff pro Jahr empfiehlt sich bei 25 bar Eingangsdruck der Einsatz von zwei kleineren zweistufigen NEUMAN & ESSER-Kompressoren mit 2 x 50 % Kapazität. Dies gewährleistet hohe Verfügbarkeit bei einer geringen Investition. Die Antriebsleistung jedes Kompressors für die Menge von 8.000 Nm3/h Wasserstoff bei einer Verdichtung von 25 auf 85 bar beträgt nur etwa 400 kW. Damit der Wasserstoff in eine Pipeline mit einem Druck von 85 bar gefüllt werden kann, müssen also nur 1,7 % der in den 8.000 Nm3 Wasserstoff enthaltenen Energie (berechnet mit dem Heizwert) für die Verdichtung verwendet werden. Eine solche Kompressoranlage kann auf einem Stahl-Grundrahmen mit einer Grundfläche von etwa 7 x 4 Metern installiert werden.
Um die Wasserstoff-Spitzenproduktion von NortH2 im Jahr 2030 unter den genannten Druckbedingungen in das Wasserstoffnetz einzuspeisen, werden drei Großverdichter mit 13 MW Antriebsleistung benötigt. Für 2040 werden acht dieser Maschinen benötigt. Das bedeutet, dass wiederum nur 1,6 % der im Wasserstoff gespeicherten Energie für die Verdichtung des Wasserstoffs in das Pipelinesystem verwendet wird. Die Grundfläche jeder Verdichteranlage wird etwa 20 x 25 Meter betragen.
Die Energietransportfähigkeit einer Wasserstoff-Pipeline ist enorm. Eine DN 1000-Pipeline, die mit 85 bar und einer moderaten Gasgeschwindigkeit von 15 m/s betrieben wird, kann 3.600.000 Nm3/h transportieren. Multipliziert mit dem niedrigeren Heizwert von Wasserstoff (2,995 kWh/Nm3) können wir mit einer einzigen Pipeline mehr als 10 GW Leistung übertragen. Das bedeutet, dass nur sechs Pipelines benötigt würden, um die derzeitige Stromproduktion Deutschlands zu übertragen. Verglichen mit dem Transport über Erdgasleitungen liegt der Druckabfall bei ausschließlich für Wasserstoff genutzten Pipelines bei nur etwa einem Zehntel, was höhere Gasgeschwindigkeiten und gleichzeitig erhebliche Einsparungen bei den Transportverdichterstationen ermöglicht.