Das CCWPS-Speicherkraftwerk als ein netzdienliches Systemelement -vor allem für die Stromstrategie als der Basis der zukünftigen effizienten, klimaneutralen Energieversorgung
Überblick zum CCWPS-Verfahren
Das Gigawattstunden Strom-Großspeicher-System CCWPS (Circulated Carbondioxide & Water for Power Storage) basiert auf dem Power-to-Methan-Prinzip. Die zu speichernde Energie wird stofflich als Methan ins vorhandene Erdgasnetz eingespeichert. Für die Rückverstromung wird ein schnellstartfähiges Methan-Motorkraftwerk mit hoher Effizienz eingesetzt, das dazu Methan aus dem Erdgasnetz wiederverwendet. Das dabei entstehende CO2 wird mit dem aus Strom gewonnen Wasserstoff für die Synthese des Methans genutzt. Genauso, wie das Wasser von der Methansynthese und aus dem Motorabgas wieder in der Elektrolyse eingesetzt wird.
Grafisch lässt sich das Verfahren wie folgt in einem Flussdiagramm abbilden:
Anstelle der fossilen Verbrennungskraftwerke wird zukünftig nur noch aus erneuerbaren Quellen (Photovoltaik, Wind, Wasser) erzeugter, von Übertragungsnetzbetreibern zu den urbanen Zentren gelieferter volatiler Grünstrom mit dem volatilen Stromverbrauch synchronisiert und damit die erforderliche Versorgungsicherheit für die Stromversorgung geschaffen.
Beachtenswert ist, dass der Wiederverstromungszweig direkt auch als „Ersatzkraftwerk“ gefahren werden kann. „Ersatzkraftwerke“, die stand alone im Zuge der Ausschreibung des Bundeswirtschaftsministeriums extra errichtet werden sollen, aber übers Jahr einen Dornröschenschlaf führen und hohe Kosten verursachen und in der Regel die anfallende Abwärme nicht nutzen.
Systemkomponenten
Das CCWPS-System ist ein Speicherkraftwerk, bestehend aus den gekoppelten Anlagenkomponenten Elektrolyse, Methansynthese, Erdgasnetz, Erdgasmotor, Wärmeübertrager sowie aus Pufferspeichern, also aus bekannter, bewährter, sicherer Verfahrenstechnik, mit Lebensdauern von mindestens 50 Jahren und hinsichtlich Funktionalität und Sicherheit dem fortgeschrittensten Stand der Technik. Sie haben keine engen Lebensdauer-Beschränkungen und es bestehen keine verfahrenstechnisch sowie fertigungstechnisch ungeklärten Fragen.
Besonders bemerkenswert ist, dass für den CCWPS-Speicher kein Lithium erforderlich ist: Für einen Batteriespeicher mit einer Gigawattstunde Kapazität würden etwa 10.000 Tonnen Lithium gebraucht bei einer Lebensdauer von maximal etwa 15 Jahren.
Besondere Betrachtung: Hochtemperatur-Abwärme als grüne Heizwärme
Bei der exothermen Methansynthese fällt grüne Hochtemperatur-Abwärme von rund 200 Grad Celsius an. Damit wird es einfach möglich, bestehende Hochtemperatur-Fernwärme-Heizsysteme von bestehenden Wohngebieten weiter betreiben zu können. Damit ist es hinfällig, auf technisch problematische, unausgereifte Hochtemperatur-Wärmepumpen setzen zu müssen.
Investkosten
Die Investkosten für ein CCWPS-System für eine Lebensdauer von mindestens 50 Jahren liegen bei maximal 40 Prozent derjenigen von Batteriespeichern. Das ergibt sich aus der sicheren Funktionalität sowie dem genutzten fortgeschrittenen Stand der Technik und dem Fehlen technischer Lebensdauer-Beschränkungen, und es bestehen keine verfahrenstechnisch sowie fertigungstechnisch ungeklärten Fragen.
Energetischer Wirkungsgrad – Netzdienlichkeit
Der elektrische Wirkungsgrad des CCWPS-Systems liegt nur bei bis zu 55 Prozent anstelle von bis zu 70 Prozent (AC/DC-DC/AC Wandlung beachten!). Das wird einmal ausgeglichen durch die realisierbare Netzdienlichkeit bei CCWPS, womit die Unmenge von billigen Stromüberschüssen aus der volatilen Erzeugung grundsätzlich immer übernommen werden kann., da der Energiespeicher Erdgasnetz real nicht voll beladen werden kann, im Unterschied zu Batterien.
Mit der bei CCWPS entstehenden wertvollen grünen Hochtemperaturwärme – nutzbar für Heizwärme und industrielle Prozesse – ergibt sich ein energetischer Wirkungsgrad von mindestens 80 Prozent.
Wirtschaftlichkeit des CCWPS
Schon der höhere energetische Wirkungsgrad und die geringeren Investitionskosten zeigen die Richtung an. Simulationsrechnungen ergeben bei 360 Zyklen im Jahr einen ROI von maximal 20 Jahren und führen zu hohen Gewinnen in den 50 Jahren Laufzeit.
— Der Autor Peter Volkmer ist promovierter Physiker. Er hat als Industriephysiker an der Verfahrensentwicklung, Prozesssimulation und industrielle Messungen in den Branchen Energietechnik, Metallurgie sowie Kraftwerkstechnik gearbeitet. 1990 ergriff er die Initiative zur Gründung der Firma IGUS Ingenieurgemeinschaft Umweltschutz Meß- und Verfahrenstechnik GmbH, Dresden. https://igus-energietechnik.de/ —
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Eine wundervolle Idee, um erneuerbaren Strom darauf zu verschwenden, mehr Erdgas zu verbrennen.
Der Autor spricht davon, CO2 zu verwenden, dieses kommt aus der Verbrennung von Methan.
Das zeigt sich dann auch in den Zahlen, während auf der Stromseite so viel erzeugt wird, wie auch verbraucht wird, steht auf der Erdgasseite ein enormer Verbrauch von 14.600Nm³/h oder ~162MW. Dem steht ein recht kleiner Rückspeisekanal von 5.840Nm³/h oder 64,4MW.
Es werden also Netto rund 100MW Gas verbraucht, für eine Netto 0 Stromerzeugung. Davon kann man nie genug haben, wenn man mit dem Verkauf von Erdgas Geld verdient.
Ansonsten sollten wir den Strom stattdessen eigentlich sinnvoll nutzen und das Erdgas dort lassen, wo es ist, statt noch mehr in die Luft zu pumpen.
So ganz nebenbei kommt das Erdgas nicht ganz von allein zum Zähler und in diesem Prozess werden noch einmal erhebliche Energiemengen verbraucht. Nur um das noch zu erwähnen, die 162MW am Zähler haben einmal als >200MW an gefördertem Gas angefangen. Der Fehlbetrag ist teilweise direkt als extraproblematisches Methan in die Luft gelangt oder für Kompression, Kühlen und Aufheizen von LNG verwendet worden, nebst Transportaufwand.
Bezahlt wird zwar am Zähler für 162MW, der Preis dafür enthält aber die zusätzlichen >40MW.
Wir stecken also >200MW Methan rein und erhalten 64,4MW Methan heraus, die restlichen ~140MW enden als CH4 und CO2 in der Luft. Der extra Kohlenstoff verschwindet schließlich nicht im Nichts.
Dabei sind die angegebenen Prozesszahlen eher im Bereich des wunschvollen Denkens, die Abscheidung bei einer Rate von ca. 30% ist enorm energieaufwendig und wurde bisher noch nirgendwo außerhalb von Laboren erreicht.
Diese Energie scheint im Prozess aus dem Nirgendwo zu kommen, was auch Sinn macht, denn es gibt diesen Prozess schließlich auch noch gar nicht. Man kann inexistente Prozesse nun einmal schlecht quantifizieren.
SgH Dirk Schiller, vielen Dank für Ihren Disk. Beitrag.
Aber was sie da als Dikussionsbeitrag angeben, zeigt doch, dass Sie den Sinn des Verfahrens noch nicht durchdrungen hatten.
Das nochmal kurz skiziziert :
Im Ladezyklus wird Wasserstoff aus der Elektrolyse mit zwischengespeicherten CO2 aus der Wiederverstromung des im Erdgasnetz eingespeisten Speicherungsmethans in einem Motorkraftwerk in einer Methansynthese-Anlage die Stromenergie in Speicher-Methan umgewandelt und im Erdgasnetz abgespeichert.
Bei der Wiederverstromung wird aus dem Speichermethan in einem Motorkraftwerke wieder Strom erzeugt und es fallen CO2 und H2O an,
die beide im Prozess wieder verwendet werden.
Wenn das System im Speicher-Zyklus gefahren wird, wir überhaupt kein zusätzliches Methan verfeuert.
Man kann den Wiedeverstromungzweig auch ein „Ersatzkraftwerk“ fahren, wie sie die BM Reiche plant, weil sie nicht dazu kommt die große saisonale Stromspeicherung aufzubauen, was auch wieder seine Ursache darin, dass Deutschland die unsinnige Stromstrategie fährt.
Ich verstehe die Aussage nicht, dass 1 GWh Kapazität 10.000 Tonnen Lithium benötigen. In einem 1 kWh Speicher sind rund 0,1 kg Lithium vorhanden, also in 1 GWh: 0,1*10^6= 100.000 kg = 100 Tonnen. Einhundert mal weniger als Sie angeben. Die entsprechende Menge Lithium-Karbonat, die man zur Bereitstellung des Lithiums benötigt, beträgt auch nur rund 600 Tonnen. Je nach Recyclingverfahren kann man zwischen 30% und 70% zurückgewinnen. Da sich dies für Eisenphosphatakkus eher nicht lohnt, setzt man im EU-Projekt ReUse auf das Direktrecycling und will so das Kathodenmaterial wiederverwenden.
Die Round-Trip-Efficiency (RTE) von modernen Großbatteriespeichern liegt meist zwischen 88 % und 94 %. Wie kommen Sie auf nur 70%?
Möglicherweise ist der von Ihnen vorgeschlagene Zyklus für einige Industrieanlagen interessant die Prozesswärme benötigen; für Heizwärme sind die 200 Grad wohl eher Overkill.
SgH/F Koepke,
in Datentabellen wird für das reine Lithium eine Ladedichte von 150-250 Wh/kg angegeben. Lithium ist eines der leichtesten Metalle.
Aber in Batterien, wo die Masse der Apparatur hinzukommt von Material mit viel größerer Dichte,
verringert sich spezifische Ladung auf z. B. 100 Wh/kg.
Damit sind dann 10.000t konfektioniertes Lithium für 1GWh erforderlich.
Bei Ihrer Round-Trip-Efficiency (RTE) Argumentation haben Sie vergessen, dass bei den Speichern, die grundsätzlich am AC Netz angeschlossen sind, die erforderlichen Wandlungen
AC-DC & DC-AC mit einschließen müssen (steht sogar in meinem Text) und 0,9**3 = ca. 0,7