[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

WO2011144198A1 - Transport und speicherung von wasserstoff - Google Patents

Transport und speicherung von wasserstoff Download PDF

Info

Publication number
WO2011144198A1
WO2011144198A1 PCT/DE2011/000422 DE2011000422W WO2011144198A1 WO 2011144198 A1 WO2011144198 A1 WO 2011144198A1 DE 2011000422 W DE2011000422 W DE 2011000422W WO 2011144198 A1 WO2011144198 A1 WO 2011144198A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
hydrogen
natural gas
gas
mixture
deposit
Prior art date
Application number
PCT/DE2011/000422
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
WO2011144198A4 (de
Inventor
Karl-Werner Dietrich
Original Assignee
Karl-Werner Dietrich
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from DE102010020762A external-priority patent/DE102010020762A1/de
Priority claimed from DE102010031777A external-priority patent/DE102010031777A1/de
Priority claimed from DE102010034711A external-priority patent/DE102010034711A1/de
Priority claimed from DE102010035260A external-priority patent/DE102010035260A1/de
Priority claimed from DE102010052260A external-priority patent/DE102010052260A1/de
Application filed by Karl-Werner Dietrich filed Critical Karl-Werner Dietrich
Publication of WO2011144198A1 publication Critical patent/WO2011144198A1/de
Publication of WO2011144198A4 publication Critical patent/WO2011144198A4/de

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/506—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification at low temperatures
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/133—Renewable energy sources, e.g. sunlight

Definitions

  • hydrogen produced from solar or wind energy by electrolysis of water, as a secondary energy carrier and introduces it into natural gas
  • renewable energies in the form of hydrogen can be stored and transported together with natural gas. That the hydrogen, also flammable gas, is introduced into natural gas, either in existing natural gas pipelines or directly into a natural gas deposit, and is then either collected in the reservoir or transported to the points of consumption in mixture with natural gas.
  • Hydrogen gas has only 1/8 of the gas density of natural gas (methane)
  • Hydrogen gas has about the same gas volume about 1/3 of the energy content (calorific value) of natural gas (hydrogen: 10.8 kJ / 1 / methane: 35.8 kJ / 1) ⁇ Methane (CH4), the main constituent of natural gas, consumes four times more oxygen than hydrogen (H2) when burned, as the following reaction equations show:
  • the difficulty with such natural gas / hydrogen mixtures is: From the introduction of the volumetric amount of production fluctuating hydrogen into the natural gas, the composition of the gas mixture in the line system can no longer be maintained. That At each sampling point, a different gas mixture can arrive at any time. Also in the natural gas deposit, the hydrogen will be distributed unevenly and therefore creates a fluctuating gas mixture on the delivery side.
  • the burner output can fluctuate considerably with respect to the gas volume of constant gas supply, for example in the case of combustion of the gas, and the air supply is regulated incorrectly.
  • the gas mixture is analyzed and thus, above all, the hydrogen content and thus e.g. the calorific value of the mixture is calculated before combustion
  • the supply of gas mixture is metered so that the burner power remains under control or constant.
  • Point 1 For burners with controlled air supply then the calculated according to point 1. and resulting from the above reaction equations amount of air is added. Point 1 must also be taken into account for the evaluation of the delivered gas mixture, since the billing is based on kWh, that is to say on the performance, but shows today's standard gas meters only the volume consumed. Since hydrogen and natural gas differ significantly in their energy content, the delivered power is calculated from the delivered volume and the average hydrogen content of the meter reading period according to point 1.
  • An object of the present invention is thus a method for the transport and storage of renewable energy, characterized in that renewable energy - present as electrical energy - is converted by water electrolysis in hydrogen as a secondary energy source, the hydrogen thus produced a natural gas pipeline or a natural gas deposit or a natural gas storage is supplied, optionally mixed with the natural gas and thus displaced or replaced the natural gas and transported in mixture with the natural gas in a natural gas pipeline or in the existing natural gas network to the point of consumption, where then the actual gas composition is determined directly before use and, if, for example the use of a combustion is, according to the ratio of natural gas / hydrogen, the gas metering and possibly also the air metering is controlled so that when changing gas composition a controlled or uniform burner function is ensured.
  • the combination of hydrogen and natural gas in the gas line by active mixing is preferred over simply introducing one gas component into the other.
  • active mixing e.g. the gas mixers used in the chemical industry, which serve to mix gaseous reactants are used. Generally suitable are devices which serve to mix gases.
  • the gas mixture according to the invention can then be transported via the existing natural gas network to the point of consumption. But it can also be reserved from the network certain lines leading to selected points of consumption, the hydrogen / natural gas mixture according to the invention.
  • These can be consumables, such as gas-fired power plants, which are already equipped with the analysis and control devices described below in the feed-through phase of the method according to the invention.
  • the determination of hydrogen should preferably be carried out in the gas stream, so that the firing process can be quickly adapted to the current gas composition.
  • a simple measuring method for gas volume and gas composition is, for example: One measures the gas volume over the flow velocity and additionally the gas density over the flow resistance (at then known flow velocity).
  • composition results from the approximately three times greater velocity of sound in hydrogen compared to methane, the main component of natural gas.
  • thermal conductivity (W / m ° K) of hydrogen is about a factor of 5 higher than that of methane.
  • Another possibility is to add to the hydrogen at the point of introduction into the natural gas a messenger substance which is low in concentration and proportional to the amount of hydrogen, and with the aid of which the hydrogen concentration is then e.g. can be determined spectroscopically.
  • the gas mixture according to the invention is suitable for most applications of natural gas, but above all for combustion.
  • burners are particularly to call: burners of heating or steam generating systems, internal combustion engines and gas turbines.
  • An electrolyzer for generating hydrogen from electrical energy.
  • a device for introducing the hydrogen into the natural gas 1.
  • the invention therefore also claims a device combination which comprises the device components 1 to 4 and, with subsequent combustion, the device components 1 to 6. It should be noted that the individual device parts of this entire device can be constructed at geographically distant locations.
  • a consumption meter in which, in addition to the volumetric gas quantity determination (gas meter), the gas composition measured according to 4 in the reading period is included in the calculation of the delivered power (kWh).
  • a gas meter since it always measures the current gas composition, can also be used in the direct vicinity of the burner for controlling the combustion according to the invention.
  • this method By compensating for these fluctuations by more or less addition of natural gas through the deliberate addition of natural gas to the fluctuating hydrogen stream, when derived from the generation of fluctuating renewable energies, this method also effects a stabilization of solar and wind energy.
  • This stabilization can also be achieved by storing hydrogen in natural gas storage facilities. Natural gas deposits have proved their gas-tightness over many thousands of years and should therefore also be suitable for storing hydrogen.
  • the hydrogen is introduced into the natural gas deposit or the natural gas storage facility. You can introduce hydrogen while natural gas is still being pumped. Since the hydrogen does not distribute evenly in the deposit, as soon as the hydrogen arrives at the delivery side, a fluctuating gas mixture is again obtained, which must be determined in its composition during transport, use and evaluation as already described.
  • the hydrogen may be advantageous to introduce hydrogen into the upper region of the natural gas deposit and make the removal at the bottom of the reservoir. As a result, the hydrogen pushes the natural gas out of the reservoir down and the occurrence of hydrogen on the delivery side can be delayed. In the case of natural gas extraction, the hydrogen can also be introduced into the deposit below and mixed with the natural gas.
  • the timing of the transport and the resulting problems with the use of a fluctuating gas mixture can also be delayed by the fact that on the delivery side, as soon as hydrogen is determined in the natural gas, it is separated from the natural gas. After the separation, it can then be returned to the deposit for further storage. Thus, hydrogen is introduced into the deposit over a longer period and unmixed natural gas is recovered. Hydrogen (for example from renewable sources) can thus also be used to export natural gas.
  • Another object of the present invention is thus a method for the extraction of natural gas with hydrogen, characterized in that the hydrogen is introduced / injected into the natural gas deposit and, as soon as the hydrogen-containing natural gas is measured on the production side, this hydrogen separated from Erdeas and back into the deposit is returned or otherwise used, which requires that, from the time of introduction of hydrogen into the natural gas deposit, the extracted natural gas be tested for hydrogen according to the invention.
  • Natural gas and hydrogen are preferably separated from one another by refrigeration, by liquefying the natural gas (methane) and dissipating the hydrogen at a temperature of about 100 ° C lower than gas.
  • the hydrogen content of the gas mixture can also be determined.
  • This variant of the method is particularly suitable where, in any case, the natural gas for transport, e.g. on liquefied gas tankers, liquefied.
  • the gas separated as gas is then returned from the natural gas liquefaction plant to a natural gas field to be retrieved with hydrogen.
  • the ongoing measurement of the hydrogen content in the gas mixture is necessary because only for the natural gas (methane) - share the cooling energy must be supplied to the condensation, or at constant capacity of the liquefaction plant, the gas flow must be adjusted continuously to the content of liquefied natural gas in the gas mixture ,
  • the present invention thus further provides a method for the challenge of natural gas, characterized in that a part of the extracted natural gas is converted by chemical reaction in hydrogen and the hydrogen thus obtained is introduced into the natural gas deposit and displaced there, the natural gas.
  • the central object of the present invention is thus a method for the transport and storage of hydrogen, characterized in that hydrogen is introduced into the natural gas, the hydrogen introduced is transported and / or stored together with the natural gas, and before use or for evaluation the gas mixture of the contained hydrogen content is determined in the gas mixture.
  • the determination of the hydrogen content is preferably carried out in the gas stream.
  • the respective need for one of the two components must be determined by measuring the hydrogen content in the original gas mixture.
  • the natural gas production of hydrogen according to the present invention is equally applicable to both associated and unassociated natural gas.
  • it may be simpler, after removal of the liquid fraction, the condensate and the liquefied petroleum gas (LPG), if appropriate, to recirculate hydrogen together with methane into the deposit over a certain period of time.
  • LPG liquefied petroleum gas
  • Electric energy from an "offshore” wind farm off the German North Sea coast is converted into hydrogen by electrolysis on site, where it is collected and sent to the coast, where gas flows from the East Frisian islands to the country
  • the hydrogen is introduced into the natural gas, mixed with the natural gas and fed as a gas mixture into a gas line or into the gas network
  • the hydrogen content is measured in both incoming gas streams and the respective calorific value is continuously determined
  • the actual hydrogen content in the gas mixture is then determined for calorific value determination and for burner control.
  • renewable energies are not only transported, but also stabilized. Natural gas then fills in the gaps that exist in fluctuating renewable energies. Wind energy is also available in calm weather and solar energy at night.
  • Another object of the present invention is thus a method for transport and to stabilize renewable energy, characterized in that renewable energy - obtained as electrical energy from wind or solar power - is converted at or near its source by water electrolysis in hydrogen, the thus produced Hydrogen is fed into a natural gas pipeline, where it is mixed with natural gas and displaced or replaced natural gas and transported in mixture with the natural gas in a natural gas pipeline or in the natural gas network to the point / s where the current gas composition is determined prior to combustion is and according to the ratio of natural gas to hydrogen, the gas metering and, if necessary, the air supply is controlled so that when changing gas composition is always a controlled and / or constant burner function is ensured.
  • renewable energies can also be stored in conjunction with natural gas.
  • solar and wind power are converted into hydrogen as described and the hydrogen is introduced directly into a natural gas deposit.
  • the hydrogen does not distribute evenly in the deposit, the hydrogen is again obtained on the delivery side of a hydrogen / natural gas mixture with fluctuating composition, in which, as shown above, at the point of consumption, the hydrogen content must be continuously measured.
  • the present invention thus further provides a process for the storage of hydrogen, characterized in that the hydrogen is introduced into a natural gas storage or natural gas reservoir and thus displaces the natural gas, or replaced and then promoted in mixture with the natural gas and in a natural gas pipeline Consumption point is transported, wherein in relation to the hydrogen content fluctuating gas mixtures prior to combustion, the composition is determined and according to the found ⁇
  • Natural gas / hydrogen ratio for combustion The gas metering is regulated in such a way that a controlled burner function is always ensured with changing gas composition. With a clever arrangement of the discharge and delivery point, it can be achieved that hydrogen is introduced into the deposit over a longer period of time and un-mixed natural gas is conveyed. One way is to put the hydrogen gas in the top of the
  • the introduction of hydrogen into a natural gas deposit as described under 2. can be used not only for storage but also for the export of natural gas. That the hydrogen introduced / injected into the deposit pushes the natural gas out of the deposit. Once it is determined that the extracted natural gas contains hydrogen, the hydrogen is separated from natural gas and can be returned to the reservoir. In this way, unmixed natural gas is recovered, while in the reservoir, the supply of gas in the form of hydrogen "grows".
  • Another object of the present invention is therefore a method for storing hydrogen, characterized in that hydrogen is introduced into a natural gas deposit, the hydrogen displaces the natural gas and discharges and, as soon as measured in natural gas hydrogen fractions, the (gaseous) hydrogen after liquefaction the natural gas is transported as liquefied gas, for example, and the gaseous hydrogen is returned to a gas field for further discharge, the overall process of liquefying the natural gas fraction being controlled with respect to the incoming gas quantity and the cooling capacity via the hydrogen fraction measured in the gas mixture. It can be maintained over the entire of the natural gas deposit added hydrogen (hydrogen from the recovery and "new" hydrogen, eg from renewable energy), the pressure in the reservoir during the natural gas production.
  • the hydrogen into a natural gas pipeline, then to lead it to a central natural gas liquefaction plant and to separate it there again from the natural gas.
  • the hydrogen is introduced, where it is extracted and where or in which gas field it is returned depends on the local conditions.
  • the export of natural gas with hydrogen recovered on the production side and returned to the deposit can be continued as long as the recovery of the more valuable natural gas gas justifies this.
  • the amount of recoverable gas can be increased.
  • the present invention thus further relates to the storage of hydrogen, characterized in that the hydrogen is introduced into a natural gas deposit, displaced there, the natural gas and, when the hydrogen is mixed with the natural gas and a natural gas / hydrogen mixture is conveyed from the Gas mixture, the natural gas is separated by refrigeration liquefaction and transported as a liquefied gas and the remaining in the gas phase hydrogen is returned to a natural gas deposit.
  • Process variants 1 and 2 are recommended when natural gas is piped from the gas field to the consumer.
  • Variant 3 is suitable where the natural gas is transported as liquefied gas
  • At the beginning it was shown that there is ample solar or wind energy available in the vicinity of most natural gas fields and natural gas pipelines, which makes the combination according to the invention of natural gas production and natural gas pipelines particularly economical with the storage and transport of renewable energies.
  • Another object of the present invention is therefore the transport and storage of renewable energy, characterized in that the plants for the production of hydrogen from wind or solar energy and plants for the conversion of biomass into hydrogen in the vicinity of a natural gas field or a natural gas pipeline are established and the hydrogen is introduced into the natural gas line or gas field.
  • both the natural gas storage facility or the natural gas storage facility and the pipeline system or gas network is filled with hydrogen and can be hydrogen-fueled from renewable sources
  • Energys are used in place of natural gas.
  • Hydrogen gas can then be extracted from the gas fields and transported in the gas network as long as the wind blows and the sun shines.
  • the present invention is thus the last storage and transport of hydrogen together with the natural gas according to the present description, wherein the hydrogen at the end of natural gas production in the deposit, the pipe system and at the point of consumption follows the natural gas.
  • renewable energies are stored and transported together with natural gas. Since no new transport routes need to be created, they are immediately available to the consumer. And: In gas fields, where renewable energy in the form of hydrogen gradually takes the place of natural gas as an energy carrier, the natural gas contained therein itself becomes renewable energy.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

Mit Wasserstoff als Sekundärenergieträger werden erneuerbare Energien zusammen mit dem Erdgas gespeichert und über das Gasnetz transportiert. Erneuerbare Energien werden in Form von Wasserstoff schneller verfügbar als in Form von Elektrizität, da keine neuen Hochspannungsleitungen gebaut werden müssen. Außerdem werden erneuerbare Energien so grundlastfähig. Die vorliegende Erfindung beschreibt die Überführung von z.B. Wind- oder Solarstrom in Wasserstoff und dessen Einleiten in Erdgas. Zusammen mit dem Erdgas wird der Wasserstoff in der Erdgaslagerstätte gespeichert und/oder in dem Erdgasnetz zur Verbrauchsstelle transportiert. Wegen der physikalischen und brenntechnischen Unterschiede zwischen Wasserstoff und Erdgas sind solche Mischungen bei unstetem Mischungsverhältnis, wie es in er Natur der erneuerbaren Energien liegt, nicht ohne laufende Messung des Wasserstoffgehaltes zu verwenden. So muss beispielsweise der Wasserstoffgehalt direkt vor der Verbrennung bestimmt und die Dosierung der Gasmischung ihrem Brennwert angepasst werden. Eine Maßnahme, die praktisch an jeder Verbrauchsstelle erforderlich wird und die sowohl technisch als auch rechtlich begleitet werden muss. Technisch, indem der Gaszähler nicht nur Volumen, sondern z.B. über die Dichte auch den Wasserstoffgehalt misst und rechtlich weil der schwankende Brennwert einer fluktuierenden Wasserstoff/Erdgas-Mischung im Eichrecht zu berücksichtigen ist. Da die erfindungsgemäße Verarbeitung eines fluktuierenden Gasgemisches also einer sorgfältigen Marktvorbereitung bedarf, kann es von Vorteil sein, den Wasserstoff einige Zeit in der Erdgaslagerstätte anzusammeln, während noch unvermischtes Erdgas gefördert und geliefert wird. Hierzu wird der Wasserstoff in die Erdgaslagerstätte eingeleitet und, sobald im geförderten Erdgas Wasserstoff nachzuweisen ist, wird dieser vom Erdgas abgetrennt und wieder in die Erdgaslagerstätte zurückgeleitet. Diese Verfahrensvariante eignet sich besonders dort, wo das Erdgas ohnehin kälteverflüssigt und als Flüssiggas vom gasförmigen Wasserstoff abgetrennt werden kann. Wasserstoff wird in die Lagerstätte zurückgeleitet und Erdgas wird als Flüssiggas transportiert und geliefert. Wasserstoff aus erneuerbaren Energien kann so auch durch Verdrängen des Erdgases in seiner Lagerstätte mit Vorteil zur Ausförderung von Erdgas benutzt werden. Indem man dabei über einen längeren Zeitraum den Wasserstoff vom geförderten Erdgas trennt und wieder zurückleitet, kann man je nach geologischer Struktur auch die Menge an erschließbarem Erdgas (recoverable gas) einer Lagerstätte erhöhen. Erdgas, das bei gleichem Gasvolumen den nahezu dreifachen Brennwert von Wasserstoff besitzt, wird mit dem leichten Wasserstoff aus der Lagerstätte „herausgespült". Unabhängig von der gewählten Verfahrensvariante wird am Ende der Erdgasförderung die gesamte Erdgaslogistik den erneuerbaren Energien in Form von Wasserstoff zur Verfügung stehen. Erneuerbare Energien ersetzen nach und nach den Energieträger Erdgas in der Lagerstätte, dem Gasnetz oder allgemein beim Transport und beim Verbraucher um dann dem Erdgas nachzufolgen. Erdgas wird zu einem nachwachsenden Rohstoff - Windparks und Solarfarmen werden zu Gasfeldern.

Description

Transport und Speicherung von W asserstoff.
Eines der Probleme bei dem Einsatz erneuerbarer Energien ist die witterungsbedingt unzuverlässige und schwankende Erzeugung von Sonnen- oder Windenergie. Ein weiteres Problem ist, dass Sonnen- und Windenergie zunächst in elektrische Energie umgewandelt werden und elektrische Energie lässt sich nicht direkt speichern. Hinzu kommt, dass in Ländern wie z.B. Deutschland das größte Potential an Windenergie in Küstenregionen vorhanden ist und Hochspannungsleitungen ins Landesinnere neu aufgestellt werden müssen. Noch schwieriger ist die Frage: Wie holt man Solarstrom aus der Sahara nach Europa?
Legt man eine Klima- Weltkarte über eine Weltkarte für Rohstoffvorkommen, so stellt man fest, dass in der Umgebung der meisten Erdgasvorkommen reichlich Wind- oder Sonnenenergie zur Verfügung steht. Dies trifft z.B. für die Nord- und Ostseeküsten, Nordwestsibirien (Wind), Nordafrika und die Region am persischen Golf (Sonne) zu.
Bedient man sich nun des Wasserstoffes, hergestellt aus Solar- oder Windstrom durch Wasserelektrolyse, als Sekundärenergieträger und leitet ihn in Erdgas ein, so kann man erneuerbare Energien in Form von Wasserstoff zusammen mit dem Erdgas speichern und transportieren. D.h. der Wasserstoff als ebenfalls brennbares Gas wird in Erdgas eingeleitet, entweder in bereits vorhandene Erdgasleitungen oder direkt in eine Erdgaslagerstätte und wird dann entweder in der Lagerstätte gesammelt oder in Mischung mit dem Erdgas zu den Verbrauchsstellen transportiert.
An der Verbrauchsstelle müssen dann, insbesondere bei einem fluktuierenden Gasgemisch mit wechselndem Wasserstoffgehalt folgende physikalische und chemische Unterschiede zwischen Wasserstoff und Erdgas (Methan) berücksichtigt werden:
■ Wasserstoffgas hat nur 1/8 der Gasdichte des Erdgases (Methan)
(Wasserstoff: 0,090 / Methan: 0,718)
■ Wasserstoffgas hat bei gleichem Gasvolumen etwa 1/3 des Energieinhaltes (Heizwert) von Erdgas (Wasserstoff: 10,8 kJ/1 / Methan: 35,8 kJ/1) ■ Methan (CH4), Hauptbestandteil von Erdgas, verbraucht, wie die folgenden Reaktionsgleichungen zeigen, bei der Verbrennung viermal mehr Sauerstoff als Wasserstoff (H2):
2 H2 + 02 = 2 H20
CH4 +2 02 - 2 H20 + 1 C02
Die Schwierigkeit bei solchen Erdgas/Wasserstoffgemischen ist: Ab Einleitung des in der Volumenmenge herstellungsbedingt schwankenden Wasserstoffes in das Erdgas kann die Zusammensetzung des Gasgemisches im Leitungssystem nicht mehr nachgehalten werden. D.h. an jeder Entnahmestelle kann zu jedem Zeitpunkt ein anderes Gasgemisch ankommen. Auch in der Erdgaslagerstätte wird sich der Wasserstoff ungleichmäßig verteilen und daher entsteht auf der Förderseite ein fluktuierendes Gasgemisch.
Schwankt nun an einer Entnahmestelle der Wasserstoffgehalt, so kann, bei bezüglich des Gasvolumens konstanter Gaszufuhr, zum Beispiel im Falle einer Verbrennung des Gases, die Brennerleistung beträchtlich schwanken und die Luftzufuhr ist falsch geregelt.
In „Potenziale der Wasseretoffwirtschaft" (Dr. Joachim Nitsch, Stuttgart 2002) wird eingehend die Substitution von Erdgas durch Wasserstoff im Leitungssystem und an der Verbrauchsstelle beschrieben, ohne dass auf die vorgenannten Probleme bei der Verwendung fluktuierender Mischungen aus Erdgas und Wasserstoff eingegangen wird. Probleme wie sie durch folgende Maßnahmen beherrscht werden können:
1. Vor der Verwendung wird das Gasgemisch analysiert und so vor Allem der Wasserstoffanteil und damit z.B. der Heizwert der Mischung vor der Verbrennung berechnet
2. Entsprechend dem Wasserstoffanteil wird im Falle einer Verbrennung die Zufuhr an Gasgemisch so dosiert, dass die Brennerleistung unter Kontrolle oder konstant bleibt.
3. Bei Brennern mit geregelter Luftzuführung wird dann auch die gemäß Punkt 1. errechnete und aus den obigen Reaktionsgleichungen sich ergebende Luftmenge zugesetzt. Punkt 1. ist auch für die für die Bewertung des gelieferten Gasgemisches zu berücksichtigen, da die Abrechnung über kWh, d.h. über Leistung erfolgt, die heute üblichen Gaszähler aber nur verbrauchtes Volumen anzeigen. Da nun Wasserstoff und Erdgas sich im Energieinhalt deutlich unterscheiden, errechnet sich die gelieferte Leistung aus dem gelieferten Volumen und dem durchschnittlichen Wasserstoffanteil der Ableseperiode gemäß Punkt 1.
Ein Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit ein Verfahren zum Transport und zur Speicherung erneuerbarer Energien, dadurch gekennzeichnet, dass erneuerbare Energie - als elektrische Energie vorliegend - durch Wasserelektrolyse in Wasserstoff als Sekundärenergieträger überführt wird, der so erzeugte Wasserstoff einer Erdgaspipeline oder einer Erdgaslagerstätte oder einem Erdgaslager zugeführt wird, gegebenenfalls mit dem Erdgas vermischt wird und so das Erdgas verdrängt oder ersetzt und in Mischung mit dem Erdgas in einer Erdgaspipeline bzw. im bestehenden Erdgasnetz zur Verbrauchsstelle transportiert wird, wo dann direkt vor der Verwendung die aktuelle Gaszusammensetzung ermittelt wird und, wenn z.B. die Verwendung eine Verbrennung ist, entsprechend dem Verhältnis Erdgas/Wasserstoff die Gasdosierung sowie gegebenenfalls auch die Luftdosierung so geregelt wird, dass bei wechselnder Gaszusammensetzung eine kontrollierte bzw. gleichmäßige Brennerfunktion gesichert ist.
Bei dem großen Dichteunterschied zwischen Wasserstoff und Methan, dem Hauptbestandteil des Erdgases, ist die Vereinigung von Wasserstoff und Erdgas in der Gasleitung durch eine aktive Vermischung gegenüber dem einfachen Einleiten einer Gaskomponente in die andere bevorzugt. Zur aktiven Vermischung können z.B. die in der Chemieindustrie verwendeten Gasmischer, welche zur Vermischung gasförmiger Reaktionsteilnehmer dienen, eingesetzt werden. Geeignet sind generell Vorrichtungen, die zur Vermischung von Gasen dienen.
Das erfindungsgemäße Gasgemisch kann dann über das vorhandene Erdgasnetz zur Verbrauchsstelle transportiert werden. Es können aber auch aus dem Netz bestimmte Linien, die zu ausgewählten Verbrauchsstellen führen, dem erfindungsgemäßen Wasserstoff/Erdgasgemisch vorbehalten werden. Dies können Verbrauchstellen wie z.B. Gaskraftwerke sein, die in der Emführungsphase des erfindungsgemäßen Verfahrens bereits mit den im Folgenden beschriebenen Analyse- und Steuerungsgeräten ausgestattet werden . Die Wasserstoffbestimmung sollte bevorzugt im Gasstrom erfolgen, damit der Brennvorgang schnell auf die aktuelle Gaszusammensetzung abgestimmt werden kann.
Zur Wasserstoffbestimmung bietet sich an, neben der Gaschromatographie die folgenden physikalischen und chemischen Unterschiede des Wasserstoffes zum Erdgas (Methan) zu nutzen:
Dies ist zunächst die bedeutend niedrigere Gasdichte von Wasserstoff (1/8 des Erdgases). Durch kontinuierliche Dichte- bzw. Gewichtsbestimmung des Gasgemisches kann so der Wasserstoffgehalt laufend bestimmt werden. Außerdem besitzen leichtere Gase eine bedeutend höhere Fließfahigkeit (Fluidität). Bei dem großen Dichtunterschied zwischen Wasserstoff und Methan kann der Wasserstoffgehalt durch ein„Effusiometer" ( die Gasdichte wird bestimmt durch die Zeit, in der eine bestimmte Menge Gas unter einem bestimmten Überdruck durch eine kleine Öffnung austritt) gemessen werden. Die Fluidität der Gasmischung hat auch einen messbaren Einfluss auf den Strömungswiderstand.
Eine einfache Meßmethode für Gasvolumen und Gaszusammensetzung ist zum Beispiel: Man misst das Gasvolumen über die Strömungsgeschwindigkeit und zusätzlich die Gasdichte über den Strömungswiderstand (bei dann bekannter Strömungsgeschwindigkeit).
Eine weitere Möglichkeit zur Messung der Zusammensetzung ergibt sich aus der etwa dreimal größeren Schallgeschwindigkeit in Wasserstoff im Vergleich zu Methan, dem Hauptbestandteil des Erdgases.
Geeignet ist auch eine Kontinuierliche Messung der Wärmeleitzahl des Gasgemisches. Die Wärmeleitzahl (W/m °K) von Wasserstoff ist etwa um den Faktor 5 höher als die von Methan.
Rückschlüsse auf die Zusammensetzung des an der Verbrauchsstelle ankommenden Gasgemisches können aber auch aus der quantitativen Analyse der gasförmigen Verbrennungsprodukte (Brandgase) gezogen werden. Wie die Reaktionsgieichungen auf S.l zeigen, entsteht z.B. C02 nur aus Methan und C02 lässt sich durch seine Infrarot- Absorption nachweisen. Da die Brandgase aber nicht nur die VerbrennunesDrodjikte von Erdgas und Wasserstoff enthalten, sondern auch den unverbrauchten Sauerstoff sowie den in der Verbrennungsluft enthaltenen Stickstoff, muss das dem Brenner zugeführte MethanAVasserstoffgasgemisch und das zugeführte Luftvolumen erfasst werden.
Eine weitere Möglichkeit besteht darin, dem Wasserstoff bei der Einleitung in das Erdgas einen Botenstoff beizumischen, der in seiner Konzentration niedrig und der Wasserstoffmenge proportional ist, und mit dessen Hilfe die Wasserstofikonzentration dann z.B. spektroskopisch bestimmt werden kann.
Möglich ist auch die Anwendung von mehreren Analyseverfahren, wie z.B. die Dichtemessung des zugeführten Gasgemisches in Kombination mit der C02 -Bestimmung im Verbrennungsgas.
Das erfindungsgemäße Gasgemisch eignet sich für die meisten Einsatzgebiete von Erdgas, vor Allem aber zur Verbrennung. Als Brennstellen sind besonders zu nennen: Brenner von Heizungs- oder Dampferzeugungsanlagen, Verbrennungsmotoren und Gasturbinen.
Zusammengefasst sind zum Transport und zur Speicherung z.B. von elektrischer Sonnenoder Windenergie folgende Teilgeräte erforderlich:
1. Ein Elektrolysegerät zur Erzeugung von Wasserstoff aus elektrischer Energie.
2. Ein Gerät zum Einleiten des Wasserstoffes in das Erdgas.
3. Eine Gasleitung vom Ort der Vermischung oder Förderung zur Verwendungsstelle, wobei das bestehende Erdgasleitungssystem eingesetzt werden kann.
4. An der Verbrauchsstelle oder allgemein an der Stelle der Verwendung ein Gerät zur Bestimmung des aktuellen Wasserstoffgehaltes im Wasserstoff/Erdgasgemisch und (bei einer nachfolgenden Verbrennung):
5. ein Gasdosiergerät, das den Brermstoffzusatz zum Brenner der im Analysegerät ermittelten Gaszusammensetzung anpasst, sowie gegebenenfalls
6. ein Regler für die Luftzufuhr, um dem aktuell zu verbrennenden Gasgemisch die richtige Sauerstoff-/Luftmenge zuzuführen. Erfindungsgemäß beansprucht wird daher auch eine Gerätekombination, welche die Gerätekomponenten 1 bis 4, und bei nachfolgender Verbrennung, die Gerätekomponenten 1 bis 6 umfasst. Zu berücksichtigen ist, dass die einzelnen Geräteteile dieses Gesamtgerätes an geographisch voneinander entfernten Orten aufgebaut sein können.
Zusätzlich wird ein Verbrauchszähler beansprucht, bei dem neben der volumetrischen Gasmengenbestimmung (Gaszähler) auch die nach 4. im Ablesezeitraum gemessene Gaszusammensetzung in die Berechnung der gelieferten Leistung (kWh) eingeht. Ein solcher Gaszähler kann, da er stets die aktuelle Gaszusammensetzung misst, in direkter Nähe vom Brenner auch zur erfindungsgemäßen Steuerung der Verbrennung eingesetzt werden.
Bei dem Transport des erfindungsgemäßen Gasgemisches im bestehenden Gasnetz muss beachtet werden, dass an Knotenpunkten, wo zwei Gasströme zusammenkommen, diese vor dem gemeinsamen Weitertransport erneut gemischt werden müssen; es ist nämlich nicht zu erwarten, dass beide Ströme zu jedem Zeitpunkt das gleiche Erdgas/Wasserstoff- Mischungsverhältnis haben. Daher muss auch die Menge und Zusammensetzung jedes der beiden Gasströme vor der Vereinigung, wie oben beschrieben, laufend bestimmt und so deren Wasserstoffgehalt und damit auch ihr Brennwert oder Energieinhalt ermittelt werden. Die Wertermittlung ist besonders dann wichtig, wenn die beiden Gasströme von unterschiedlichen Kostenstellen angeliefert werden. ,
Bei dem Betrieb des Leitungsnetzes mit dem erfindungsgemäßen Gasgemisch ist weiterhin zu beachten, dass mit steigendem Wasserstoffanteil durch den dann abnehmenden Brennwert der Mischung zur Aufrechterhaltung der Leistung das zu transportierende Gasvolumen zunimmt. Dies kann zwar durch die bei niedrigerer Gasdichte erhöhte Fluidität der Gasmischung zum Teil ausgeglichen werden, in jedem Falle ist aber der Druck im Netz so zu steuern, dass eine erhöhte Wasserstoffkonzentration nicht zu einem störenden Druckabfall an der/den betroffenen Verbrauchsstelle(n) führt.
Indem durch die gezielte Zugabe von Erdgas zum fluktuierenden Wasserstoffstrom, wenn dieser aus in der Erzeugung schwankenden erneuerbaren Energien stammt, diese Schwankungen durch mehr oder weniger Zusatz von Erdgas ausgeglichen werden, bewirkt dieses Verfahren auch eine Verstetieune v_pn Sonnen- und Windenergie. Diese Verstetigung kann auch durch Speicherung von Wasserstoff in Erdgaslagern erreicht werden. Erdgaslagerstätten haben in vielen tausend Jahren ihre Gasdichtheit bewiesen und sollten sich daher auch als Speicher für Wasserstoff eignen. Zur Speicherung wird der Wasserstoff in die Erdgaslagerstätte oder das Erdgaslager eingeleitet. Dabei kann man Wasserstoff einleiten, während Erdgas noch gefördert wird. Da sich der Wasserstoff nicht gleichmäßig in der Lagerstätte verteilt, erhält man, sobald der Wasserstoff an der Förderseite ankommt, wieder ein fluktuierejndes Gasgemisch, das bei Transport, Verwendung und Bewertung wie bereits beschrieben in seiner Zusammensetzung bestimmt werden muss. Auch der Zeitpunkt, wann der Wasserstoff an der Förderseite ankommt, ist nicht vorauszusehen. Gelangt zusammen mit dem Erdgas geförderter Wasserstoff in das Leitungssystem oder in das Erdgasnetz, so erhält man wieder ein fluktuierendes Gasgemisch, bei dem zur Verbrennung oder allgemein zur Verarbeitung die oben beschriebenen Vorkehrungen zu treffen sind.
Wegen der erheblich niedrigeren Dichte von Wasserstoff kann es vorteilhaft sein, Wasserstoff in den oberen Bereich der Erdgaslagerstätte einzuleiten und die Entnahme im unteren Bereich der Lagerstätte vorzunehmen. Hierdurch drückt der Wasserstoff das Erdgas aus der Lagerstätte nach unten heraus und das Auftreten von Wasserstoff auf der Förderseite kann hinausgezögert werden. Bei der Ausförderung von Erdgas kann der Wasserstoff in die Lagerstätte auch unten eingetragen und mit dem Erdgas vermischt werden.
Der Zeitpunkt für den Transport und die sich daraus ergebenden Probleme bei der Verwendung eines fluktuierenden Gasgemisches kann aber auch dadurch hinausgezögert werden, dass auf der Förderseite, sobald Wasserstoff im Erdgas bestimmt wird, dieser vom Erdgas abgetrennt wird. Nach der Abtrennung kann er dann wieder zur weiteren Speicherung in die Lagerstätte zurückgeleitet werden. So wird über einen längeren Zeitraum Wasserstoff in die Lagerstätte eingeleitet und unvermischtes Erdgas gewonnen. Wasserstoff (z.B. aus erneuerbaren Energien) kann so auch zur Ausförderung von Erdgas genutzt werden.
Ein weiterer Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit ein Verfahren zur Ausförderung von Erdgas mit Wasserstoff, dadurch gekennzeichnet, dass der Wasserstoff in die Erdgaslagerstätte eingeleitet/eingepresst wird und, sobald auf der Förderseite Wasserstoff enthaltendes Erdgas gemessen wird, dieser Wasserstoff vom Erdeas abgetrennt und wieder in die Lagerstätte zurückgeleitet oder einer anderen Verwendung zugeführt wird, was voraussetzt, dass ab dem Zeitpunkt des Einleitens von Wasserstoff in die Erdgaslagerstätte das geförderte Erdgas erfindungsgemäß auf Wasserstoff untersucht wird.
Erdgas und Wasserstoff werden vorzugsweise kältetechnisch voneinander getrennt, indem das Erdgas (Methan) verflüssigt wird und der etwa 100°C tiefer siedende Wasserstoff als Gas abgeleitet wird. Indem das Gasvolumen des abgetrennten Wasserstoffes oder das Flüssigkeitsvolumen des verflüssigten Erdgases gemessen wird, kann auch der Wasserstoffgehalt der Gasmischung bestimmt werden.
Diese Verfahrensvariante eignet sich besonders dort, wo ohnehin das Erdgas zum Transport, z.B. auf Flüssiggastankschiffen, verflüssigt wird. Der als Gas abgetrennte Wasserstoff wird dann von der Erdgas- Verflüssigungsanlage zu einem mit Wasserstoff auszufordernden Erdgasfeld zurückgeleitet. Die laufende Messung des Wasserstoffanteils im Gasgemisch ist deshalb notwendig, weil nur für den Erdgas(Methan)- Anteil die Kälteenergie zur Kondensation zugeführt werden muss, bzw. bei konstanter Leistung der Verflüssigungsanlage muss der Gasstrom dem Gehalt an zu verflüssigendem Erdgas im Gasgemisch laufend angepasst werden.
Macht der Druckabfall in der Lagerstätte den Einsatz von Wasserstoff erforderlich, bevor erneuerbare Energien zur Verfugung stehen, so kann sich das Erdgas auch selbst ausfördern
Es ist deshalb wichtig, von Anfang an mit Wasserstoff auszufördern, weil mit einem anderen Gas, wie zum Beispiel Kohlendioxid, das bereits zur Ausförderung von Erdgas verwendet wird und das schwerer ist als Erdgas (Methan), das Grundprinzip dieser Erfindung nicht umgesetzt werden kann. Leitet man nämlich zuerst Kohlendioxid und später Wasserstoff aus erneuerbaren Energien in die Lagerstätte ein, so würde das schon in der Lagerstätte befindliche Kohlendioxid die beschriebenen Wasserstoffbestimmungen erschweren oder, z.B. bei der Ausförderung von Erdgas als unterste Schicht bevorzugt gefördert werden (bei Entnahme im unteren Bereich der Lagerstätte). Der Wasserstoff wird nach bekannten Verfahren aus gefördertem Erdgas durch Umsetzung in einem Dampfrefonner gewonnen. Bei der Umsetzung von Erdgas im Dampfreformer reagiert zunächst 1 Mol Methan mit einem Mol Wasser zu 3 Mol Wasserstoff und 1 Mol Kohlenmonoxid, das in einem zweiten Schritt mit einem weiteren Mol Wasser umgesetzt ein Mol Wasserstoff und ein Mol Kohlendioxid, welches abgetrennt werden kann, ergibt. Aus einem Mol Methan werden so vier Mol Wasserstoff, also das vierfache Gasvolumen. Man muss demnach nur des geförderten Erdgases abzweigen, um den zum Ausfördern erforderlichen Druck in der Lagerstätte aufrecht zu erhalten. Diese Verfahrensvariante ist dann geeignet, wenn zum Ausfördern Wasserstoff aus erneuerbaren Energien (noch) nicht zur Verfugung steht.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit weiterhin ein Verfahren zur Ausforderung von Erdgas, dadurch gekennzeichnet, dass ein Teil des geförderten Erdgases durch chemische Reaktion in Wasserstoff überführt wird und der so erhaltene Wasserstoff in die Erdgaslagerstätte eingeleitet wird und dort das Erdgas verdrängt.
In den beschriebenen Verfahrensvarianten, in denen Wasserstoff in Erdgas eingeleitet wird (unabhängig von seiner Herkunft und unabhängig davon, ob man den Wasserstoff in die Erdgasleitung oder in die Erdgaslagerstätte einleitet), erhält man ein fluktuierendes Gasgemisch aus Erdgas und Wasserstoff, bei dem vor seiner Verwendung oder zu seiner Bewertung der Wasserstoffanteil zu bestimmen ist. Dies trifft insbesondere dann zu, wenn der Wasserstoff aus unstet verfügbaren erneuerbaren Energien stammt.
Der zentrale Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit ein Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff, dadurch gekennzeichnet, dass Wasserstoff in das Erdgas eingeleitet wird, der eingeleitete Wasserstoff zusammen mit dem Erdgas transportiert und/oder gespeichert wird und wobei vor der Verwendung oder zur Bewertung des Gasgemisches der enthaltene Wasserstoffanteil im Gasgemisch bestimmt wird. Die Bestimmung des Wasserstoffanteils erfolgt vorzugsweise im Gasstrom. Natürlich kann man nach dieser Erfindung auch ein standardisiertes Gasgemisch aus Wasserstoff und Erdgas herstellen, transportieren und liefern, indem man der schwankenden Mischung je nach Bedarf Wasserstoff oder Erdgas nachträglich zusetzt. Wichtig: Auch hier muss zuvor der jeweilige Bedarf an einer der beiden Komponenten durch Messung des Wasserstoffanteils in der ursprünglichen Gasmischung festgestellt werden.
Die erfindungsgemäße Ausförderung von Erdgas mit Wasserstoff lässt sich gleichermaßen bei assoziiertem wie bei nichtassoziiertem Erdgas anwenden. Bei der erfindungsgemäßen Ausförderung von assoziiertem Erdgas kann es einfacher sein, nach Abtrennung des Flüssiganteiles, des Kondensates und des Flüssiggases (LPG) gegebenenfalls auch über einen bestimmten Zeitraum Wasserstoff zusammen mit Methan in die Lagerstätte zurückzuleiten.
Das erfindungsgemäße Verfahren lässt sich in folgenden möglichen Verfahrensvarianten beispielhaft beschreiben:
1. Transport und Verstetigung erneuerbarer Energien
2. Wasserstoff speicherung in Erdgaslagerstätten
3. Ausförderung von Erdgaslagerstätten mit Wasserstoff und dessen Rückgewinnung
Zu 1. Die elektrische Energie aus einem „off shore" Windpark vor der deutschen Nordseeküste wird vor Ort durch Wasserelektrolyse in Wasserstoff umgewandelt. Der Wasserstoff wird gesammelt und zur Küste geleitet, wo bei den ostfriesischen Inseln Gasleitungen aus Norwegen auf das Land treffen. Dort wird der Wasserstoff in das Erdgas eingeleitet, mit dem Erdgas gemischt und als Gasgemisch in eine Gasleitung oder in das Gasnetz eingespeist. An den Knotenpunkten des Netzes wird in beiden ankommenden Gasströmen der Wasserstoffgehalt gemessen und so laufend der jeweilige Brennwert ermittelt. Zusätzlich werden an Knotenpunkten beide Gasströme vor dem gemeinsamen Weitertransport miteinander vermischt. An den Verbrauchsstellen wird dann zur Brennwertermittlung und zur Brennersteuerung der aktuelle Wasserstoffgehalt im Gasgemisch ermittelt. Nach dieser Verfahrensvariante werden erneuerbare Energien nicht nur transportiert, sondern auch verstetigt. Erdgas füllt dann die Lücken, die bei den fluktuierenden erneuerbaren Energien bestehen. Windenergie gibt es so auch bei Windstille und Sonnenenergie bei Nacht.
Ein weiterer Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit ein Verfahren zum Transport und zur Verstetigung erneuerbarer Energien, dadurch gekennzeichnet, dass erneuerbare Energie - als elektrische Energie aus Wind- oder Solarkraft gewonnen - bei oder nahe ihrem Entstehungsort durch Wasserelektrolyse in Wasserstoff überführt wird, der so erzeugte Wasserstoff einer Erdgaspipeline zugeführt wird, dort mit dem Erdgas vermischt wird und so das Erdgas verdrängt oder ersetzt und in Mischung mit dem Erdgas in einer Erdgaspipeline oder im Erdgasnetz zu der/den Verbrauchsstelle(n) transportiert wird, wo vor der Verbrennung die aktuelle Gaszusammensetzung ermittelt wird und entsprechend dem Verhältnis Erdgas zu Wasserstoff die Gasdosierung sowie, wenn erforderlich, auch die Luftzuführung so gesteuert wird, dass bei wechselnder Gaszusammensetzung stets eine kontrollierte und/oder gleichbleibende Brennerfunktion gesichert ist.
Zu 2. In Verbindung mit Erdgas lassen sich erneuerbare Energien auch speichern. Dazu werden Solar und Windstrom wie beschrieben in Wasserstoff überfuhrt und der Wasserstoff direkt in eine Erdgaslagerstätte eingeleitet .
Da sich der Wasserstoff nicht gleichmäßig in der Lagerstätte verteilt, erhält man an der Förderseite wieder ein Wasserstoff/Erdgasgemisch mit schwankender Zusammensetzung, bei dem, wie oben gezeigt, an der Verbrauchsstelle der Wasserstoffgehalt laufend gemessen werden muss.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit weiterhin ein Verfahren zur Speicherung von Wasserstoff, dadurch gekennzeichnet, dass der Wasserstoff in ein Erdgaslager oder eine Erdgaslagerstätte eingeleitet wird und so das Erdgas verdrängt, bzw. ersetzt und dann in Mischung mit dem Erdgas gefördert und in einer Erdgaspipeline zur Verbrauchsstelle transportiert wird, wobei in bezüglich des Wasserstoffgehaltes schwankenden Gasmischungen vor der Verbrennung die Zusammensetzung ermittelt wird und entsprechend dem gefundenen ί
Erdgas/Wasserstoff- Verhältnis zuir Verbrennung die Gasdosierung so geregelt wird, dass bei wechselnder Gaszusammensetzung stets eine kontrollierte Brennerfunktion gesichert ist. Bei geschickter Anordnung von Einleitungs- und Förderstelle kann man erreichen, dass über einen längeren Zeitraum Wasserstoff in die Lagerstätte eingeleitet und unvermischtes Erdgas gefördert wird. Eine Möglichkeit ist, das Wasserstoffgas in den oberen Bereich der
Lagerstätte einzuleiten und das Erdgas im unteren Bereich zu entnehmen. Der leichtere Wasserstoff verdrängt dann das Erdgas nach unten aus er Lagerstätte. So kann man den Wasserstoff in der Lagerstätte speichern, während Erdgas gefördert und der Markt auf die Erfordernisse eines fluktuierenden Gasgemisches vorbereitet wird.
Zu 3. Mit dem unter 2. beschriebenen Einleiten von Wasserstoff in eine Erdgaslagerstätte kann man erneuerbare Energien neben der Speicherung auch zur Ausförderung von Erdgas benutzen. D.h. der in die Lagerstätte eingeleitete/eingepresste Wasserstoff drückt das Erdgas aus der Lagerstätte. Sobald dann festgestellt wird, dass das geförderte Erdgas Wasserstoff enthält, wird der Wasserstoff vpm Erdgas getrennt und kann wieder in die Lagerstätte zurückgeleitet werden. Auf diese Weise wird unvermischtes Erdgas gewonnen, während in der Lagerstätte der Vorrat an Gas in Form von Wasserstoff„nachwächst".
Da die Abtrennung von Wasserstoff am besten durch Kälteverflüssigung von Erdgas geschieht, ist dieses Verfahren besonders dort geeignet, wo ohnehin das Erdgas zum Transport verflüssigt wird. Dies trifft vor Allem auf die Gasfelder am persischen Golf und in Nordafrika zu (wo auch gleichzeitig Sonnenenergie genutzt werden kann).
Ein weiterer Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist daher ein Verfahren zur Speicherung von Wasserstoff, dadurch gekennzeichnet, dass Wasserstoff in eine Erdgaslagerstätte eingeleitet wird, der Wasserstoff das Erdgas verdrängt und ausfördert und, sobald im geförderten Erdgas Wasserstoffanteile gemessen werden, der (gasförmige) Wasserstoff nach Verflüssigung des Erdgases abgetrennt wird, das flüssige Erdgas z.B. als Flüssiggas transportiert und der gasförmige Wasserstoff zur weiteren Ausförderung in ein Gasfeld zurückgeleitet wird, wobei der Gesamtvorgang der Verflüssigung des Erdgasanteils bezüglich der ankommenden Gasmenge und der Kühlleistung über den im Gasgemisch gemessenen Wasserstoffanteil geregelt wird . Dabei kann über den gesamten der Erdgaslagerstätte zugesetzten Wasserstoff (Wasserstoff aus der Wiedergewinnung und„neuer" Wasserstoff , z.B. aus erneuerbaren Energien)der Druck in der Lagerstätte während der Erdgasförderung aufrecht erhalten werden.
Erfindungsgemäß ist es auch möglich, den Wasserstoff in eine Erdgaspipeline einzuleiten, ihn dann zu einer zentralen Erdgasverflüssigungsanlage zu leiten und ihn dort wieder vom Erdgas zu trennen. Wo der Wasserstoff eingeleitet, wo er entnommen und wo oder in welches Gasfeld er wieder zurückgeleitet wird hängt von den örtlichen Gegebenheiten ab.
Die Ausförderung von Erdgas mit auf der Förderseite zurückgewonnenem und in die Lagerstätte zurückgeleitetem Wasserstoff kann so lange fortgesetzt werden, wie die Gewinnung des brenntechnisch wertvolleren Erdgases dies rechtfertigt. Je nach Aufbau der Erdgaslagerstätte kann so Menge an erschließbarem Erdgas (recoverable gas) erhöht werden.
Unter Verfahrensbedingungen, bei denen das Wasserstoff/Erdgas-Gemisch über einen längeren Zeitraum konstant bleibt, oder, wie zuvor beschrieben, ein standardisiertes Gemisch verwendet wird oder die Anlage zur Kälteverflüssigung von Erdgas sich selbst regelnd einem schwankenden Gasgemisch anpasst, kann auf eine Wasserstoffbestimmung vor der Kälte verflüssigung von Erdgas verzichtet werden.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit weiterhin die Speicherung von Wasserstoff, dadurch gekennzeichnet, dass der Wasserstoff in eine Erdgaslagerstätte eingeleitet wird, dort das Erdgas verdrängt und, wenn sich der Wasserstoff mit dem Erdgas vermischt und ein Erdgas/Wasserstoff-Gemisch gefördert wird, aus dem Gasgemisch das Erdgas durch Kälteverflüssigung abgetrennt und als Flüssiggas transportiert wird und der in der Gasphase verbleibende Wasserstoff in eine Erdgaslagerstätte zurückgeleitet wird.
Die Verfahrensvarianten 1 und 2 empfehlen sich, wenn das Erdgas mittels Pipeline vom Gasfeld zum Verbraucher kommt. Variante 3 ist dort geeignet, wo das Erdgas als Flüssiggas transportiert wird Eingangs wurde gezeigt, dass weltweit in der Nähe der meisten Erdgasfelder und Erdgasleitungen reichlich Sonnen- oder Windenergie zur Verfügung steht, was die erfindungsgemäße Kombination der Erdgasförderung und Erdgasleitung mit der Speicherung und dem Transport erneuerbarerer Energien besonders wirtschaftlich macht.
Ein weiterer Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist daher der Transport und die Speicherung erneuerbarer Energien, dadurch gekennzeichnet, dass die Anlagen zur Gewinnung von Wasserstoff aus Wind- oder Solarenergie sowie Anlagen zur Umwandlung von Biomasse in Wasserstoff in der Nähe von einem Erdgasfeld oder einer Erdgasleitung errichtet werden und der Wasserstoff in die Erdgasleitung oder das Erdgasfeld eingeleitet wird.
Gleichgültig, welche der beschriebenen Verfahrensvarianten in welcher Reihenfolge oder in welchem Stadium der Erdgasförderung genutzt werden: sind die Vorräte an fossilem Gas erschöpft, ist sowohl das betreffende Erdgaslager oder die Erdgaslagerstätte als auch das Leitungssystem oder das Gasnetz mit Wasserstoff gefüllt und kann mit Wasserstoff aus erneuerbaren Energien an Stelle von Erdgas weitergenutzt werden. Aus den Gasfeldern kann dann Wasserstoffgas gefördert und im Gasnetz transportiert werden, solange der Wind weht und die Sonne scheint.
Gegenstand der vorliegenden Erfindung ist somit zuletzt Speicherung und Transport von Wasserstoff zusammen mit dem Erdgas gemäß vorliegender Beschreibung, wobei der Wasserstoff am Ende der Erdgasförderung in der Lagerstätte, dem Leitungssystem und an der Verbrauchsstelle dem Erdgas nachfolgt.
Mit Wasserstoff als Sekundärenergieträger werden erneuerbare Energien zusammen mit dem Erdgas gespeichert und transportiert. Da keine neuen Transportwege geschaffen werden müssen, sind sie beim Verbraucher unmittelbar verfügbar. Und: In Gasfeldern, wo erneuerbare Energie in Form von Wasserstoff nach und nach den Platz des Erdgases als Energieträger einnimmt, wird das darin noch enthaltene Erdgas selbst zu erneuerbarer Energie.

Claims

1. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff, dadurch gekennzeichnet, dass der Wasserstoff in Erdgas eingeleitet wird, der eingeleitete Wasserstoff zusammen mit dem Erdgas als Gasgemisch transportiert und/oder gespeichert wird und wobei vor der Verwendung oder zu der Bewertung des Gasgemisches der enthaltene Wasserstoffanteil im Gasgemisch bestimmt wird.
2. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff gemäß Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der Wasserstoffanteil durch Dichtemessung des Gasgemisches oder durch Messung der Schallgeschwindigkeit im Gasgemisch oder durch Messung der Fluidität oder des Strömungswiderstandes des Gasgemisches bestimmt wird.
3. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass im Gasgemisch nach Kälteverflüssigung des Erdgasanteiles der in der Gasphase verbleibende Wasserstoff abgeleitet und bestimmt wird.
4. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass der Wasserstoff aus erneuerbaren Energien hergestellt wird, wobei elektrischer Strom aus Sonnen- oder Windenergie durch Wasserelektrolyse in Wasserstoff überführt wird oder der Wasserstoff aus Biomasse durch chemische Reaktion gewonnen wird.
5. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass der Wasserstoff durch chemische Umsetzung aus Erdgas oder aus dessen Komponenten gewonnen wird, dabei entstehendes Kohlendioxid abgetrennt wird und die Umsetzung von Erdgas zu Wasserstoff mit einer Vergrößerung des Gasvolumens verbunden ist.
6. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass der Wasserstoff dem Erdgas in der Erdgasleitung oder dem Erdgasnetz beigemischt wird.
7. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass der Wasserstoff in das Erdgas in der Erdgaslagerstätte eingeleitet wird.
8. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff gemäß Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Zugabe des Wasserstoffes in einem höheren Bereich der Lagerstätte und die Entnahme des Erdgases oder des ErdgasVWasserstoffgemisches in einem tieferen Bereich der Lagerstätte erfolgt.
9. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass an Knotenpunkten des Gasnetzes, an dem zwei Erdgas-/Wasserstoffgemische zusammentreffen oder ein Erdgas- Wasserstoffgemisch mit Erdgas zusammentrifft, die zusammentreffenden Gemische vor der gemeinsamen Weiterleitung gemischt werden und/oder der Wasserstoffgehalt jedes der beiden Gasgemische gemessen wird.
10. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Bestimmung des
. Wasserstoffgehaltes im Gasgemisch vor der Verbrennung des Gasgemisches erfolgt und die Funktion der Brennstelle bezüglich Dosierung des Gasgemisches und bei Brennern mit geregelter Luftzuführung auch die Luftzugabe dem ermittelten Wasserstoff/Erdgas- Verhältnis angepasst wird.
11. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass das transportierte oder gespeicherte Gasgemisch wieder in Wasserstoff und Erdgas getrennt wird
12. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, dass das transportierte oder gespeicherte Wasserstoff/Erdgas-Gemisch zur Erdgasverflüssigung verwendet wird und der in der Gasphase verbleibende Wasserstoff abgeleitet wird, wobei das Erdgas als Flüssiggas (LNG) transportiert wird..
13. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass das Erdgas in seiner Lagerstätte mit Wasserstoff ausgefördert wird, indem Wasserstoff in die Erdgaslagerstätte eingeleitet wird, der Wasserstoff dort durch Aufbau des erforderlichen Druckes das Erdgas verdrängt und bei Förderung eines Erdgas/Wasserstoff-Gemisches das Erdgas durch Kälteverflüssigung abgetrennt und der in der Gasphase verbleibende Wasserstoff zur weiteren Ausförderung in ein Erdgaslager zurückgeleitet wird, wobei die Abtrennung und Rückleitung des Wasserstoffes in die Lagerstätte fortgesetzt werden kann, bis in der Lagerstätte das Erdgas durch Wasserstoff ersetzt ist. dass aus emeuerbaren Energien oder durch chemische Umsetzung aus Erdgas gewonnener Wasserstoff in eine Erdgaslagerstätte oder eine Erdgasleitung eingeleitet wird, der Wasserstoff dort das Erdgas verdrängt oder ersetzt und das entstandene Erdgas/Wasserstoff-Gemisch durch Kälteverflüssigung des Erdgases getrennt wird und nach Ableitung des gasförmigen Wasserstoffes das Erdgas als Flüssiggas (LNG) transportiert wird und der vom verflüssigten Erdgas abgetrennte gasförmige Wasserstoff in eine Erdgaslagerstätte zurückgeleitet wird..
15. Verfahren zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass Wasserstoff aus emeuerbaren Energien das Erdgas in der Lagerstätte, dem Leitungssystem und an der Stelle seiner Verwendung verdrängt und der Wasserstoff am Ende der Erdgasförderung dem Erdgas nachfolgt.
PCT/DE2011/000422 2010-05-17 2011-04-19 Transport und speicherung von wasserstoff WO2011144198A1 (de)

Applications Claiming Priority (10)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DE102010020762.4 2010-05-17
DE102010020762A DE102010020762A1 (de) 2010-05-17 2010-05-17 Transport und Verstetigung erneuerbarer Energien
DE102010031777A DE102010031777A1 (de) 2010-07-21 2010-07-21 Wasserstoffspeicherung in Erdgaslagerstätten
DE102010031777.2 2010-07-21
DE102010034711A DE102010034711A1 (de) 2010-08-18 2010-08-18 Selbstausförderung von Erdgas
DE102010034711.6 2010-08-18
DE102010035260.8 2010-08-24
DE102010035260A DE102010035260A1 (de) 2010-08-24 2010-08-24 Ausförderung von Erdgaslagerstätten mit Wasserstoff und dessen Rückgewinnung
DE102010052260.0 2010-11-23
DE102010052260A DE102010052260A1 (de) 2010-11-23 2010-11-23 Ausförderung von Erdgas enthaltenden Lagerstätten mit Wasserstoff und dessen Rückgewinnung

Publications (2)

Publication Number Publication Date
WO2011144198A1 true WO2011144198A1 (de) 2011-11-24
WO2011144198A4 WO2011144198A4 (de) 2012-01-12

Family

ID=44991210

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/DE2011/000422 WO2011144198A1 (de) 2010-05-17 2011-04-19 Transport und speicherung von wasserstoff

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2011144198A1 (de)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2013177700A1 (en) 2012-05-28 2013-12-05 Hydrogenics Corporation Electrolyser and energy system
EP2979743A1 (de) * 2014-07-28 2016-02-03 Rohöl - Aufsuchungs AG Vorrichtung und Verfahren zur Speicherung und Verteilung von erneuerbarer Energie
CN108457632A (zh) * 2018-02-09 2018-08-28 中国石油天然气股份有限公司 火驱采油的调控方法和装置
CN112268979A (zh) * 2020-11-27 2021-01-26 浙江工业大学 基于气体混合器结构优化的天然气掺氢燃烧性能测量系统
AT17434U1 (de) * 2019-08-07 2022-04-15 Oleksandrovych Riepkin Oleksandr Verfahren zur Bildung und Nutzung eines energetischen Systems mit der Integration von Wasserstoff, der unter Verwendung von erneuerbaren Energiequellen erzeugt wurde, in das System
EP4047260A1 (de) * 2021-02-18 2022-08-24 Linde GmbH Verfahren zur steuerung oder regelung eines wasserstoffgehaltes eines durch ein erdgasnetz transportierten erdgases
EP4117142A4 (de) * 2020-03-04 2024-03-27 Land Business Co., Ltd. Grossflächiges stromversorgungssystem

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107818236B (zh) * 2016-09-12 2021-09-17 中国石油化工股份有限公司 一种致密砂岩气藏的动态选区评价方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1999039181A1 (en) * 1998-01-30 1999-08-05 Instromet, Inc. Measurement of relative density of combustible gases
US20050109504A1 (en) * 2003-11-26 2005-05-26 Heard William C. Subterranean hydrogen storage process
EP1934136A2 (de) * 2005-09-30 2008-06-25 L'AIR LIQUIDE, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude Verfahren zur herstellung eines wasserstoffangereicherten gasstroms aus kohlenwasserstoffe enthaltenden hydrierten gasströmen

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1999039181A1 (en) * 1998-01-30 1999-08-05 Instromet, Inc. Measurement of relative density of combustible gases
US20050109504A1 (en) * 2003-11-26 2005-05-26 Heard William C. Subterranean hydrogen storage process
EP1934136A2 (de) * 2005-09-30 2008-06-25 L'AIR LIQUIDE, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude Verfahren zur herstellung eines wasserstoffangereicherten gasstroms aus kohlenwasserstoffe enthaltenden hydrierten gasströmen

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ANONYMOUS: "Using the Existing Natural Gas System for Hydrogen", 31 October 2009 (2009-10-31), pages 1-3, 10 - 11, 18-23, XP002645238, Retrieved from the Internet <URL:http://www.naturalhy.net/docs/Naturalhy_Brochure.pdf> [retrieved on 20110624] *
SCHOUTEN J A ET AL: "Modeling hydrogen production for injection into the natural gas grid: Balance between production, demand and storage", INTERNATIONAL JOURNAL OF HYDROGEN ENERGY, vol. 31, no. 12, 1 September 2006 (2006-09-01), ELSEVIER SCIENCE PUBLISHERS B.V., BARKING, GB, pages 1698 - 1706, XP024899927, ISSN: 0360-3199, [retrieved on 20060901], DOI: 10.1016/J.IJHYDENE.2006.01.005 *
ZACHARIAH-WOLFF ET AL: "From natural gas to hydrogen via the Wobbe index: The role of standardized gateways in sustainable infrastructure transitions", INTERNATIONAL JOURNAL OF HYDROGEN ENERGY, vol. 32, no. 9, 23 May 2007 (2007-05-23), ELSEVIER SCIENCE PUBLISHERS B.V., BARKING, GB, pages 1235 - 1245, XP022093246, ISSN: 0360-3199, DOI: 10.1016/J.IJHYDENE.2006.07.024 *

Cited By (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10435800B2 (en) 2012-05-28 2019-10-08 Hydrogenics Corporation Electrolyser and energy system
EP2855736A4 (de) * 2012-05-28 2016-01-27 Hydrogenics Corp Elektrolysator und energiesystem
CN104704147B (zh) * 2012-05-28 2017-06-30 水吉能公司 电解器与能量系统
US10214821B2 (en) 2012-05-28 2019-02-26 Hydrogenics Corporation Electrolyser and energy system
WO2013177700A1 (en) 2012-05-28 2013-12-05 Hydrogenics Corporation Electrolyser and energy system
US11268201B2 (en) 2012-05-28 2022-03-08 Hydrogenics Corporation Electrolyser and energy system
EP2979743A1 (de) * 2014-07-28 2016-02-03 Rohöl - Aufsuchungs AG Vorrichtung und Verfahren zur Speicherung und Verteilung von erneuerbarer Energie
CN108457632A (zh) * 2018-02-09 2018-08-28 中国石油天然气股份有限公司 火驱采油的调控方法和装置
CN108457632B (zh) * 2018-02-09 2021-03-30 中国石油天然气股份有限公司 火驱采油的调控方法和装置
AT17434U1 (de) * 2019-08-07 2022-04-15 Oleksandrovych Riepkin Oleksandr Verfahren zur Bildung und Nutzung eines energetischen Systems mit der Integration von Wasserstoff, der unter Verwendung von erneuerbaren Energiequellen erzeugt wurde, in das System
EP4117142A4 (de) * 2020-03-04 2024-03-27 Land Business Co., Ltd. Grossflächiges stromversorgungssystem
CN112268979A (zh) * 2020-11-27 2021-01-26 浙江工业大学 基于气体混合器结构优化的天然气掺氢燃烧性能测量系统
EP4047260A1 (de) * 2021-02-18 2022-08-24 Linde GmbH Verfahren zur steuerung oder regelung eines wasserstoffgehaltes eines durch ein erdgasnetz transportierten erdgases

Also Published As

Publication number Publication date
WO2011144198A4 (de) 2012-01-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2011144198A1 (de) Transport und speicherung von wasserstoff
DE102010020762A1 (de) Transport und Verstetigung erneuerbarer Energien
Timmerberg et al. Hydrogen from renewables: Supply from North Africa to Central Europe as blend in existing pipelines–Potentials and costs
DE102010031777A1 (de) Wasserstoffspeicherung in Erdgaslagerstätten
DE19714512C2 (de) Maritime Kraftwerksanlage mit Herstellungsprozeß zur Gewinnung, Speicherung und zum Verbrauch von regenerativer Energie
EP2979743B1 (de) Vorrichtung und Verfahren zur Speicherung und Verteilung von erneuerbarer Energie
DE102007037672A1 (de) Unterstützung einer nachhaltigen Energieversorgung mit einem Kohlenstoff-Kreislauf unter Einsatz von regenerativ erzeugtem Wasserstoff
WO2009019159A2 (de) Unterstuetzung einer nachhaltigen energieversorgung mit einem kohlenstoff-kreislauf unter einsatz von regenerativ erzeugtem wasserstoff
DE102004030717A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Speicherung von geothermer und regenerativer Energie durch die Umwandlung in chemische Energie
DE102012216090A1 (de) Grüne Verbundanlage zur Herstellung von chemischen und petrochemischen Produkten
EP2562237B1 (de) Verfahren zur bereitstellung eines gases mit sehr hohem methangehalt und dazu ausgelegte anlage
WO2012142996A2 (de) Wasseraufbereitung für wasserelektrolyse
DE102012103458A1 (de) Anlage und Verfahren zur ökologischen Erzeugung und Speicherung von Strom
DE102011013922A1 (de) Verfahren zur Speicherung von Überschussenergie
Longinelli et al. Isotopic abundance of oxygen and sulfur in sulfate ions from river water
DE102013224246A1 (de) Vorrichtung und Verfahren zur Bestimmung des H2-Gehalts von H2/Erdgasmischungen
Ma et al. Environmental drivers of precipitation stable isotopes and moisture sources in the Mongolian Plateau
DE202006002444U1 (de) Schwimmendes naturkatastrophenresistentes Null-Emissions-Kraftwerk
DE102012110596A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Bereitstellen eines Gasgemischs
DE102013017914A1 (de) Nutzung des &#34;Power to Gas&#34; Prinzips zur Anbindung von Offshore-Windparks
DE102012107347A1 (de) Verfahren zur Erlangung von einem kohlenwasserstoffhaltigen Gas
DE102015218502A1 (de) Dampfturbinenkraftwerk mit Wasserstoffverbrennung unter Einbindung einer Vergasungseinrichtung
DE102022104030A1 (de) Anordnung zur Stabilisierung von Elektrizitätsnetzen mit Kaverne zur Gasspeicherung
DE102010034711A1 (de) Selbstausförderung von Erdgas
WO2021139846A1 (de) Verfahren zur co2-verflüssigung und -speicherung in einem co2-kraftwerk

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 11722722

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 11722722

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1