Gastbeitrag

Status Quo: Die Wasserstoff-Zukunft erklärt

Gastbeitrag von Dr.-Ing. Martin Robinius

Abteilungsleiter 

Institut für Energie- und Klimaforschung - Technoökonomische Systemanalyse (IEK-3)

Forschungszentrum Jülich

Die NEUMAN & ESSER-Stiftung finanziert derzeit eine Dissertation zum Thema „Techno-ökonomische Analyse der Umstellungsoptionen von bestehenden Gaspipelines für den Transport von Wasserstoff“ am Institut für Energie- und Klimaforschung 3: Techno-ökonomische Systemanalyse des Forschungszentrum Jülich (FZJ-IEK-3). Wieso sie damit genau am Puls der Zeit liegt und was das mit NEUMAN & ESSER zu tun hat, erfahren Sie in diesem Beitrag.

Spätestens seit der Veröffentlichung der nationalen Wasserstoffstrategie (NWS) der Bundesregierung und der europäischen Roadmap „Wasserstoffstrategie für ein klimaneutrales Europa“ (#EUGreenDeal) der EU-Kommission am 8. Juli dürfte klar sein, dass die Zukunft der Gasversorgung in Deutschland und Europa „Wasserstoff“ heißt. Und das am liebsten „in grün“.

Die Farben des Wasserstoffs

Wasserstoff als klimaneutrales Gas ist eine Alternative zu fossilen Energieträgern. Er kann sowohl stofflich als auch energetisch verwertet werden und als Energieträger und zur Energiespeicherung genutzt werden. Dabei ist er in der Lage die wichtigen Bereiche Industrie, Verkehr, Stromerzeugung und Haushalte zu bedienen.

Es reicht nicht aus, dass der Energieträger in seiner Nutzung klimaneutral ist, er muss auch klimaneutral erzeugt werden. Die Herkunft des Wasserstoffs bestimmt seine „Farbe“ (siehe auch NWS - Glossar):

Grau: Dampfreformierung aus Erdgas unter Freisetzung von CO2

Blau: Dampfreformierung aus Erdgas ohne Freisetzung von CO2; Das CO2 wird abgeschieden und entweder einer unterirdischen Langzeitspeicherung/Endlagerung (CCS: Carbon Capture and Storage) oder der stofflichen Verwertung zugeführt (CCU: Carbon Capture and Utilization). Anmerkung: CCU ist nur in eingeschränktem Maße möglich und das gebundene CO2 wird in der Regel am Ende der Produktlebensdauer doch freigesetzt.

Türkis: Methanpyrolyse – hierbei wird fester Kohlenstoff abgeschieden und einer inerten Langzeitspeicherung zugeführt.

Grün: Elektrolyse aus erneuerbar gewonnenem Strom. Dazu zählt auch aus Biomasse unter Einsatz von erneuerbarem Strom gewonnener Wasserstoff.

Langfristig ist der grüne Wasserstoff unumgänglich. Zurzeit ist die Erzeugung im Vergleich zu blauem Wasserstoff deutlich teurer. Daher wird in einer Übergangszeit blauer Wasserstoff genutzt werden. Aber auch hier sind entsprechende Zeiten zum Hochfahren der Produktion zu berücksichtigen. Das Langfristziel seitens Deutschlands und der EU ist jedoch ganz klar: Grüner Wasserstoff. Die ersten Installationen sollen bis 2024 errichtet werden. Die einzelnen Ausbauziele kann den entsprechenden Strategiepapieren entnommen werden. Erwähnenswert ist, dass die erwartete hohe Nachfrage bei der Umstellung von Erdgas auf Wasserstoff die Potentiale von erneuerbaren Energien in Deutschland übersteigt. Daher werden auch Möglichkeiten untersucht grünen Wasserstoff nach Deutschland bzw. in die EU zu importieren.

Der Transport

Neben der Erzeugung und der Nachfrage ist der Gastransport von großer Bedeutung: Wie kommt der Wasserstoff vom Produzenten bis zum Endverbraucher? – Die sogenannte „Supply Chain“. Für kleinere Mengen geschieht dies bisher durch LKW-Transport. Bei den erwarteten hohen Nachfragen ist dies weder technisch noch ökonomisch langfristig vertretbar.

Die Alternative: Ein Wasserstoffnetz aus Pipelines. Das einzige Problem: Das gibt es (abgesehen von kleineren Industrienetzen) bisher nicht. Ein kompletter Neubau ist sowohl aus ökonomischer als auch gesellschaftlicher Sicht schwer durchsetzbar. Da Wasserstoff nach und nach das Erdgas ablösen soll, drängt sich die Frage auf: „Können wir reinen Wasserstoff statt Erdgas durch umgestellte Teile des Erdgasnetzes transportieren und, wenn ja, wie und wo?“  Dies ist eine der zentralen Fragen der durch die NEUMAN & ESSER-Stiftung geförderten Dissertation.

Geht das überhaupt?

Die Antwort auf die Frage nach dem „ob“ ist primär von der Eignung der Komponenten des Gasnetzes für Wasserstoff abhängig. Ist die Funktionsweise der Komponenten und des Systems weiterhin gesichert? Wie reagieren die eingesetzten Materialien auf Wasserstoff?

Hintergrund der Frage nach Materialeignung ist die Tatsache, dass Wasserstoff, als kleinstes Molekül, in fast alle Werkstoffe eindiffundieren kann. Insbesondere an metallischen Oberflächen tritt der Effekt auf, dass das H2-Molekül dissoziiert und als H+ -Ion in das Metallgitter einwandert. An den sogenannten Korngrenzen des kristallinen Gefüges rekombinieren sich die Ionen wieder zu molekularem Wasserstoff und bauen innere Spannungen auf, die den Werkstoff makroskopisch verspröden lassen (sog. Wasserstoffversprödung). Aktueller Konsens ist, dass die meisten im Netz verbauten Werkstoffe hinreichend widerstandsfähig gegen diesen Effekt sind.

Mit dem Wechsel von Erdgas auf Wasserstoff sinkt, stofflich bedingt, auch die transportierbare Energiemenge pro Pipeline. Wenn man die maximal erlaubte Fließgeschwindigkeit anpasst, lassen sich dennoch ca. 80 % der im Erdgas gespeicherten Energiemenge pro Zeiteinheit mit Wasserstoff erreichen.

Bei der Funktionsweise der Kompressoren tritt ein anderes Problem auf. Die meist verwendeten, wartungsarmen, Radial-Turbo-Kompressoren basieren auf dem Prinzip der fluiddynamischen Verdichtung. Ihre erzielbare Druckerhöhung ist abhängig von der maximalen Umfangsgeschwindigkeit des Impellers und vom Molekulargewicht des zu verdichtenden Gases. Die maximale Umfangsgeschwindigkeit ist durch den Impeller-Werkstoff und die Schallgeschwindigkeit im zu verdichtenden Gas beschränkt. Da Wasserstoff nicht nur das kleinste, sondern auch das leichteste Molekül ist, sinkt das erzielbare Verdichtungsverhältnis drastisch. Ein Problem das sich beispielsweise mit Umrüstung auf Kolbenkompressoren beheben lässt.

Wie macht man das?

Die Frage nach dem „wie“, ist weitaus schwieriger zu beantworten, da sie nicht losgelöst von seiner systemischen Umgebung beantwortet werden kann. Schließlich muss man nach und nach Teile des Gasnetzes und was daran hängt umstellen, ohne gleichzeitig die Versorgungssicherheit zu gefährden. Wie macht man das? Im Rahmen der geförderten Dissertation wird am FZJ-IEK-3 ein Computermodell erweitert, um die Kapazitäten entstehender Wasserstoffnetze und die Effekte von Netzumstellungen auf Wasserstoff quantifizieren zu können. Das Modell soll final alle für das Fernleitungsnetz relevanten Komponenten abbilden und dem vom Druckgefälle abhängigen Gasfluss Rechnung tragen. Auch die techno-ökonomischen Auswirkungen einer Umrüstung von Turbo- auf Kolbenverdichter auf das Netz lassen sich mit einem solchen Modell analysieren. Durch Kopplung mit Gesamtenergiesystem-Modellen des IEK-3 lassen sich potenzielle, zukünftige Nachfragen und Erzeugung einbinden und Netzumstellungsoptionen analysieren. Die Herausforderung besteht darin, diese Optimierungsmodelle in einer vertretbaren Zeit lösbar bzw. überhaupt rechenbar zu machen.

Hier ist wissenschaftliche Pionierarbeit zu leisten.

 

Lesen Sie auch den nächsten Blogbeitrag am 14. November. Dann wird der Inhalt des ersten Termins

des virtuellen  COMPRESSOR DAY 2020 Thema sein. Referent ist Dr. Frithjof Kublik, REFHYNE,

Senior Consultant Business Development, Shell Rheinland Raffinerie.