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Ziel der Erfindung ist es,
den Transport von auf hoher See erzeugter Windenergie zum Festland sowie die Integration von Windenergie ins Verteilernetz zu optimieren. Um dieses zu gewährleisten wird die auf hoher See mittels Offshore-Windkraftturbinen erzeugte elektrische Energie bereits auf See (auf einer Sammelplattform) in (Wind-)Gas umgewandelt, welches in Leitungen an Land geleitet wird. Basis der Erfindung ist der Umstand, dass mittels (Wind-)Gas sehr hohe Energiemengen wirtschaftlich sowohl offshore als auch onshore transportiert und mittels eines vorhandenen Erdgasleitungssystems oder Tankschiffen verteilt werden können. Zur Durchführung der Elektrolyse auf See ist Seewasser zu entsalzen.
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Als Energieübertragungsformen kommen die Wasserstoffeinspeisung (1. Alt.) sowie die Methaneinspeisung nach vorangegangener Methanisierung von Wasserstoff (2. Alt.) in Betracht.
- 1. Alt.: Im Falle der Wasserstoffeinspeisung wird die auf der Plattform aus den Windturbinen gesammelte elektrische Energie im Weg der Elektrolyse in Wasserstoff umgewandelt und über Leitungen oder Tankschiffe an Land geführt. Für die Elektrolyse ist das vorhanden Meerwasser zu entsalzen.
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Dann kann anschließend an Land ggf. eine Methanisierung durchgeführt werden oder sogar eine Rückgewinnung von elektrischem Strom erfolgen. Es besteht zudem die Möglichkeit, die Methanisierung örtlich unmittelbar in der Nähe von Speichern (Kavernen) zu vollziehen.
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Zu beachten ist, dass Wasserstoff bei Raumtemperaturen sich leicht verflüchtigt und in hohen Konzentrationen zudem zu Beschädigungen der Leitungen führen kann. Zum Transport sind deshalb ggf. eine Verflüssigung sowie doppelwandige Rohre und Armaturen notwendig.
- 2. Alt.: Eine mögliche nachgeschaltete seeseitige Methanisierung des Wasserstoffs (auf der Sammelplattform) macht es erforderlich, dass auf See in ausreichendem Umfang Kohlendioxid zur Verfügung steht. Dieser kann entweder aus der Luft gewonnen oder muss von Speichern zugeführt werden. Im Falle der Speicherung können ggf. Speicherschichten im Meeresboden dienen.
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Der Transport an Land könnte hier ebenfalls mittels Leitungen oder Tankschiffen erfolgen.
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Methan könnte ferner (fast vollständig) unmittelbar dem Gasnetz zugeführt werden. Es ist sogar der Anschluss an vorhandene Meeresleitungen möglich.
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Stand der Technik
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I. Offshore Windkraft
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Die Bezeichnung Offshore-Windpark wird für Windparks verwendet, deren Fundamente in der See stehen. Dort soll der kontinuierlich auftretende Wind genutzt werden.
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Offshore-Anlagen sind gem. der gesetzlichen Definition Windenergieanlagen, die in einer Entfernung von mindestens drei Seemeilen – gemessen von der Küstenlinie aus seewärts – errichtet werden (§ 3 Nr. 9 EEG).
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Erste Pilotanlagen sind bereits im Einsatz.
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Bis 2030 sollen Windparks in Nord- und Ostsee mit einer Leistung von 25000 Megawatt entstehen und so 15 Prozent des Strombedarfs in Deutschland decken. Schon bis 2013 soll die Leistung auf knapp 2000 Megawatt durch das Aufstellen mehrerer hundert Windmühlen im Meer steigen. Doch die Anbindung mit Seekabeln ist kompliziert und teuer.
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II. Stromübertragung auf See auch über große Distanzen
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Nur küstennahe Anlagen können unmittelbar in das Netz angebunden werden. Offshore-Windräder müssen in der Regel über im Meeresboden eingegrabenen Seekabeln an ein nahe an der Küste gelegenes Umspannwerk (AC-Plattform) angeschlossen werden. In beiden Fällen können die Parks mittels klassischen Drehstromverbindungen mit den lokalen Stromnetzen verbunden werden. Bei eher kurzen Distanzen bereitet der Kondensatoreffekt noch keine Probleme, der bei eng zusammenliegenden Phasen eines Wechselstromkabels zwangsläufig auftritt und umso größer ausfällt, je länger das Kabel, die Spannung und die Frequenz der Spannung sind. Nachteilig bei dieser Technik sind induktive Verluste. Sie entstehen, da nach jedem Phasendurchgang des Wechselstroms sich ein Magnetfeld um den Leiter herum aufbaut, das beim nächsten Phasendurchgang wieder zusammenbricht und dabei eine Spannung induziert, die genau der Spannung entgegen gerichtet ist, die übertragen werden soll.
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Für weit draußen liegende Windparks taugen die vorstehenden Übertragungstechniken nicht. Deren Strom muss als hochgespannter Gleichstrom an Land geschafft werden, was den Vorteil bietet, dass dabei kapazitive und induktive Widerstände nicht existieren, denn nur beim ersten Stromdurchfluss bauen sich hier ein elektrisches und ein magnetisches Feld auf. Damit gibt es beim Gleichstrom, theoretisch zumindest, auch keine Spannungsobergrenze für dessen Transport, was den Vorzug bietet, dass sich die Verluste einer Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) in engen Grenzen halten. Fraglich ist allerdings, ob die besseren Windbedingungen auf hoher See und die Auslastung solcher Anlagen, die Zusatzkosten für Hochspannung Gleichstrom-Übertragung wieder einspielen können.
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Moderne Offshore HGÜ-Anlagen nutzten anstelle von Thyristoren Leistungstransistoren (Insulated Gate Bipolar Transistors), die aus dem Stand heraus hochgefahren werden können. Und im Vergleich mit den Thyristoren bietet die neue Technik den Vorteil, deutlich weniger Platz zu benötigen. Entsprechend kompakter fallen die Umrichterstationen aus. Mit einer Grundfläche von bis zu 85 auf 55 Meter und einer Höhe von bis zu 40 Meter erreichen jedoch auch moderne Offshore-Gleichstrom-Übertragungsstationen stattliche Ausmaße. Damit ihnen auch Großwellen nichts anhaben können, stellt man sie regelmäßig auf ein mindestens 20 Meter aus dem Wasser ragendes Fachwerkgerüst (Jacket).
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Die Kosten für HGÜ-Anlagen sind immens. Der Übertragungsnetzbetreiber TenneT, der das frühere Eon-Netz übernommen hat und damit für die Anbindung der Windparks in der Nordsee verantwortlich ist, betont, es gebe massive Probleme bei der Beschaffung des Kapitals für den Ausbau der Netze durch das Meer.
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Das Unternehmen sei bei einem Eigenkapitalwert seines deutschen Netzes von 885 Millionen Euro bereits Investitionsverpflichtungen von weit über fünf Milliarden Euro für die Errichtung von Offshore-Anschlüssen eingegangen.
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Die weitere Finanzierung der Anbindung von Offshore-Windanlagen auf der Nordsee – und nicht nur dort – ist aufgrund fehlender Wirtschaftlichkeit damit fraglich.
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III. Power to Gas” Konzepte
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Der Begriff „Power-to-Gas” steht für ein Konzept, bei dem Strom dazu verwendet wird, per Wasserelektrolyse Wasserstoff zu produzieren und bei Bedarf in einem zweiten Schritt unter Verwendung von Kohlenstoffdioxid (CO2) in synthetisches Methan umzuwandeln. Als Speicher für dieses Methan und bis zu einem gewissen Volumenanteil auch des elementaren Wasserstoffs könnte die bestehende Erdgasinfrastruktur, also das Gasnetz mit den angeschlossenen Untertagespeichern, verwendet werden.
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Unter Wasserelektrolyse versteht man die Zerlegung von Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff mit Hilfe eines elektrischen Stromes. Die wichtigste Anwendung dieser Elektrolyse ist die Gewinnung von Wasserstoff.
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Der energetische Wirkungsgrad der Elektrolyse von Wasser liegt bei über 70%. Da die Elektrolytkonzentration und die Temperatur einer Elektrolytlösung großen Einfluss auf den Zellwiderstand und somit auf die Energiekosten haben, wird bei modernen Anlagen eine 25–30%ige Kaliumhydroxid-Lösung verwendet, die Temperatur liegt bei ca. 70–90°C. Die Stromdichte liegt bei ca. 0,15–0,5 A/cm2, die Spannung bei ca. 1,90 V. Zur Herstellung von 1 m3 Wasserstoff (bei Normaldruck) wird bei modernen Anlagen eine elektrische Energie von 4,3–4,9 kWh benötigt. Große Druckelektrolyseure haben eine Leistung von bis 800 m3/h Wasserstoff bei ca. 3,5 MW (Stackleistung) und ca. 4,5 MW Eingangsleistung (Wechselspannung). Durch Elektrokatalysatoren (bei Kathoden z. B.: Ni-Co-Zn, Ni-Mo, bei Anoden: Nickel-Lanthan-Perowskit, Nickel-Kobalt-Spinell) kann die Überspannung um ca. 80 mV gesenkt werden.
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Aktuell wird auch an der Hochtemperatur-Wasserdampf-Elektrolyse (bei 800 bis 1000°C) an Festelektrolyten geforscht. Als Festelektrolyt kann ein Calcium-Yttrium-Zirkonoxid oder auch ein Perowskit (z. B. LaCrO3) verwendet werden. Mit derartigen Systemen ließ sich die benötigte Spannung auf 130 V senken, die Stromdichte lag bei 0,4 A/cm2.
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Die Methanisierung ist eine chemische Reaktion, bei der Kohlenstoffmonoxid oder Kohlenstoffdioxid in Methan umgewandelt wird. Bei dieser Reaktion reagiert Kohlenstoffmonoxid bei Temperaturen von 300–700°C mit Wasserstoff zu Methan und Wasser. Diese Reaktion ist exotherm, muss jedoch durch einen Katalysator beschleunigt werden. Hierzu dienen meist Nickelkatalysatoren, die mit verschiedenen Promotoren und Stabilisatoren wie Aluminiumoxid und Zirconiumdioxid verbessert sind. Es wird aber auch die katalytische Wirkung von Ruthenium untersucht
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Der Anlagenbauer SolarFuel GmbH, der bereits an einer Pilotanlage zur Methanisierung bei Stuttgart beteiligt ist, hat kürzlich einen Vertrag mit dem Autohersteller Audi unterzeichnet, der den Bau einer Produktionsanlage für ”e-gas” vorsieht. Am Audi-Standort Werlte soll die Großanlage 1,4 Millionen Kubikmeter Methan in Erdgas-Normqualität pro Jahr produzieren. Nimmt man den 2013 erscheinenden Audi A3 TCNG als Grundlage, reicht diese Gasmenge für eine Flotte von 1.500 Fahrzeugen, mit jeweils 15.000 km Fahrleistung, aus.
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Bei der Umsetzung von ”Power-to-Gas” werden in der Fachwelt derzeit verschiedene Problematiken der Wasserstoffeinspeisung und der Methanisierung diskutiert.
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Laut der Aussage von Gasnetzbetreibern kann gasförmiger Wasserstoff in hohen Konzentrationen die Leitungen beschädigen und teure Nachrüstungen notwendig machen. Deshalb wäre es langfristig sinnvoller, ihn vorher durch Zugabe von Kohlenstoffdioxid zu Methan weiterzuverarbeiten. Käme die Umwandlung von Ökostrom in Gas in großem Stil zur Anwendung, sei die Methanisierung der kosteneffiziente Weg. Gegen eine zu hohe Wasserstoffkonzentration sprechen letztendlich nicht nur mögliche Materialschäden an Gasleitungen, Verdichtern und anderen gastechnischen Anlagen, sondern vor allem sicherheitstechnische Fragen zur Vermeidung einer Knallgasreaktion.
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Weiterhin ist umstritten, wie hoch der Anteil an Wasserstoff im Erdgasnetz auf Grund des geringeren Brennwertes von Wasserstoff generell werden darf und wie schnell die Einspeisegrenzen (heute maximal 5% Wasserstoffanteil) erreicht werden.
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Bei der Methanisierung wiederum wird zusätzlich Energie verbraucht, weshalb man derzeit von einem Energieverlust bei der Rückverstromung von 50 bis 67 Prozent ausgeht.
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IV. Offshore-Umwandlung von Strom zu Gas
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Die Idee elektrische Energie unmittelbar auf See in Wasserstoff umzuwandeln ist nicht neu. Bereits im Jahr 1999 kam eine entsprechend Anwendung zu Patentierung. Dieser Anmeldung liegt folgendes Konzept zu Grunde.
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Es wird eine schwimmende oder auch am Meeresgrund verankerte Trägerstruktur mit mehreren Energiewandlern für regenerative Energieformen vorgeschlagen, die gemäß dem Kennzeichen des Anspruchs 1 ausgebildet ist. Vorteilhafte Weiterbildungen der erfindungsgemäßen Kraftwerksanlage sind in den Unteransprüchen angegeben.
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Um die Konzentration der Energiegewinnung zu steigern, werden oben erwähnte Trägerstrukturen mit ihren Teilprozessen in einer Gruppe von Trägern gemeinsam in einem Verbundnetz betrieben. Periphere Prozeßanlagen auf eigenen Trägern können so auch gemeinsam genutzt und optimal ausgelastet werden. Ein über den ganzen Verband gelegtes Prozeßleitsystem sorgt für optimale Betriebsführung aller Verbundteilnehmer.
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Das Konzept basiert auf den fünf nachfolgend skizzierten Anwendungsfällen, die auch anders kombinierbar sind (siehe auch
DE19714512C2 10.06.1999).
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1: Eine schwimmende Trägerstruktur mit Windenergiekonvertern nach dem Multirotorenkonzept mit Flügelrotoren, Meereswärmekraftwerk in Verbindung mit einer thermischen Entsalzung, Wellenkraftwerke zur Stromerzeugung, Elektrolyseure als Wasserstofferzeuger, Brennstoffzellen zur sicheren Versorgung der Bordtechnik mit Strom und Wärme, Entsalzungsanlagen nach dem Prinzip der Umkehrosmose, Verflüssigungs- und Speichertechnik für Wasserstoff und Sauerstoff, Schiffsantrieb zur Windnachführung und zur Fortbewegung und schließlich die Computerzentrale mit den Unterkünften für das Bedienpersonal.
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2: Eine schwimmende Trägerstruktur mit Photovoltaikanlagen und Sonnenkollektoren, die der Sonne einzeln nachgeführt werden können, Meereswärmekraftwerk mit thermischer Entsalzung, dazu eine erweiterte thermische Entsalzung als eigenständiger Prozess, Entsalzungsanlagen nach dem Prinzip der Umkehrosmose, wobei eine Gruppe von Anlagen mit Sammeleinrichtung für das entsalzte Rohwasser auf dem Meeresgrund fest installiert ist, Entsalzung mit der Elektrodialyse, die den Strom der Solarzellen und der Wellenkraftwerke zur Süßwasserherstellung verwenden, Sole und Abwasser in gemeinsamer Ableitung, Elektrolyseure als Wasserstofferzeuger mit Verflüssigungs- und Speichertechnik, Brennstoffzellen zur sicheren Versorgung der Bordtechnik mit Strom und Wärme und schließlich die Computerzentrale mit den Unterkünften für das Betriebspersonal.
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3: Eine schwimmende Trägerstruktur mit Windenergiekonvertern nach dem Multirotorenkonzept mit H-Rotoren und zwei Generatoren, Meereswärmekraftwerk mit thermischer Entsalzung, Wellenkraftwerke zur Stromerzeugung, Elektrolyseure als Wasser- und Sauerstofferzeuger, Brennstoffzellen zur sicheren Versorgung der Bordtechnik mit Strom und Wärme, Entsalzungsanlagen nach dem Umkehrosmoseverfahren, Ammoniaksynthese mit Speichertechnik.
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4 Eine schwimmende Trägerstruktur mit Windenergiekonvertern nach dem Multirotorenkonzept mit Flügelrotoren, Meereswärmekraftwerk in Verbindung mit einer thermischen Entsalzung, Wellenkraftwerke zur Stromerzeugung, Elektrolyseure 14 als Wasserstofferzeuger, Brennstoffzellen zur sicheren Versorgung der Bordtechnik mit Strom und Wärme, Metallurgieprozeß z. B. für Nichteisenmetalle in Verbindung mit der Erzgewinnung vom Meeresboden mit Zuführeinrichtung, Schiffsantrieb zur Windnachführung und zur Fortbewegung und schließlich die Computerzentrale mit Unterkünften für das Bedienpersonal.
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5: Zwei im Verbund arbeitende schwimmende Trägerstrukturen mit Windenergiekonvertern nach dem Multirotorenkonzept mit Flügelrotoren und Meereswärmekraftwerk in Verbindung mit einer thermischen Entsalzung, Elektrolyseure als Wasserstofferzeuger, Brennstoffzellen und Metallurgieprozeß, z. B. für Nichteisenmetalle in Verbindung mit der Erzgewinnung vom Meeresboden, dazu einzelne Transportmodule, die zu einem Zug von schwimmenden Modulen verbunden werden können.
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Zielrichtung des Patentes ist es allerdings, dass bei einer Kombination von verschiedenen Methoden zur Energiegewinnung ein kontinuierlicher Energiestrom aus regenerativen Energiequellen entsteht, die gewonnene Energie über universelle Energieträger sowohl gespeichert, als auch sofort durch einen industriellen Prozess verbraucht werden kann.
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Hingegen steht die Optimierung der Transportfähigkeit sowie der Verteilbarkeit von Energie nicht im Fokus und damit im Schutzbereich des Patents, d. h. die Umwandlung von Strom in Wind-Gas zur Verbesserung der Transportleistung und der Netzintegration wird nicht geschützt.
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V. Integration von Windkraft mittels „Power to Gas” ins Verteilernetz
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Über die Brücke Strom-Wasserstoff-Methan (EE-Methan bzw. bis zu einem gewissen Prozentsatz auch EE-Wasserstoff) werden Strom- und Gasnetz gekoppelt, um regenerativen Strom für Verkehr, Wärme und die Langzeitspeicherung von Strom über Wochen und Monate verfügbar zu machen. Dadurch kann mit einem entsprechend ausgebauten regenerativen Anlagenpark, Speichern und konventionellen Gaskraftwerken bzw. vielen dezentralen KWK-Anlagen im Back-up die Stromversorgung vollständig erneuerbar erfolgen.
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Der Verkehr kann aus EE-Strom und EE-Gas (Methan oder/und Wasserstoff) über Elektromobilität und konventionelle Verbrennungsmotoren gespeist und angetrieben. EE-Gas dient erfüllt hier – ähnlich wie im Strom- und Wärmemarkt – eine weitere Brückenfunktion, um Wind- und Solarenergie in den Verkehrssektor einzuspeisen. In dieser Weise wird eine nachhaltige Dekarbonisierung des Verkehrs ermöglicht, ohne auf weitreichende Landnutzungskonkurrenzen (Biokraftstoffe) oder Reichweitenbegrenzungen (E-KFZ) und damit verbundene Akzeptanzprobleme zu stoßen.
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Die Integration von Energienetzen und -speichern ist ein entscheidender Bestandteil regenerativer Energiestrukturen. Wird ferner bei der Verwendung von EE-Methan das CO2 abgetrennt, kann es für die Methanisierung erneut verwendet und somit recycelt werden. Durch die dauerhafte Speicherung des abgetrennten CO2 kann sogar ein Energiesystem mit Kohlenstoffsenke geschaffen werden, welches CO2 aus der Atmosphäre entzieht anstatt ihr mehr hinzuzufügen.
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VI. Offshore-Transport von gasförmigem oder verflüssigtem Wasserstoff mittels Tankern oder doppelwandigen Behältern, Rohren und Armaturen in Hochdruckleitungen
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Als Transportmittel für Wasserstoff kommen Tanker und Wasserstoff-Pipelines in Frage. Im Gegensatz zum Stromtransport bei dem durch den ohmschen Widerstand der Leitung bedingt Verluste auftreten, ist der Transport von gasförmigem Wasserstoff weitgehend verlustfrei.
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Jedoch lässt sich Wasserstoff nicht so einfach wie Strom durch Hochspannungsleitungen transportieren, da unter Normalbedingungen dafür doppelwandige Leitungen einschließlich Armaturen nötig wären.
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Wasserstoff kann aber ähnlich wie Erdgas, unter hohem Druck durch Gasleitungen transportiert werden. Es gibt schon seit mehr als 40 Jahren Hochdruck-Leitungen, die zwischen verschiedenen chemischen Fabriken Wasserstoff transportieren. Es wurden auch nach jahrelanger Benutzung keine Werkstoffschäden festgestellt, welche durch den Wasserstoff hervorgerufen wurden. Es kann jedoch bei sehr hohen Druck und Temperaturen zur Versprödung des Stahls.
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Wasserstoff kann auch durch normale Stahlrohre geleitet werden, wenn diese eine innere und äußere Isolationsschicht haben.
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Für die Verteilung können daher eventuell auch die Erdgasleitungen genutzt werden. Je nach den Temperaturunterschieden des Gebietes durch das die Leitung führt, müssen ausreichende Dehnungselemente eingebaut werden.
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Der Transport ist auch mittels Tankschiffen möglich.
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Flüssiggastanker dienen dem Seetransport verflüssigter Gase als Massengut in fest installierten Ladetanks. Transportierte Gase sind neben technischen Gasen vor allem Flüssigerdgas (LNG liquified natural gas) und Flüssiggas (LPG liquified petroleum gas). Flüssiggastanker sind eine flexible Alternative zum Transport in Pipelines zum Zwecke der Energieversorgung. Der effiziente Transport von Gasen setzt eine Verflüssigung voraus. Diese Verflüssigung bewirkt eine erhebliche Volumenverringerung (LPG: 1/260, LNG: 1/600). Diese Verflüssigung kann je nach Art des Gases sowohl durch Druckerhöhung als auch durch Temperaturabsenkung erreicht werden. Da die verschiedenen Sorten von Flüssiggasen sich erheblich in ihrer Komprimierbarkeit unterscheiden, werden für die verschiedenen Gastypen jeweils spezifische Tankschiffe z. B. auch für Wasserstoff gebaut.
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Der Transport von Plattformen zum Schiff setzt eine Anladestelle und ein Pumpstation (ggf. schiffsseitig) mit entsprechenden Sicherstandards (Doppelwandigkeit) voraus.
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VII. Offshore-Gastransport (Erdgas/Methan)
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Der Transport erfolgt in der Regel durch Druckrohrleitungen Der Druck in Gasleitungsrohren gestaltet sich je nach Transport und Verteilung unterschiedlich. Die aus Stahl bestehenden Ferntransport-Rohrleitungen auf dem Festland haben einen Durchmesser von etwa 1,4 m, stehen unter einem Druck von etwa 84 bar, und sind in der Regel etwa einen Meter unter der Erde verlegt. Alle 100 bis 150 Kilometer muss eine Kompressorstation für neuen Druck sorgen. Ein weiter Transport von Erdgas kann – je nach Auslegung, Höhenverlauf und Durchflussrate einer Leitung – zu einem erheblichen Energieverbrauch durch Pumpen führen. Bei 4700 Kilometern müssen etwa 10% der Energie des Erdgases für den Pumpenbetrieb verwendet werden. Zur Begrenzung von Gefahren durch Lecks, die einen ungehinderten Gasaustritt ermöglichen könnten, werden außerdem in gewissen Abständen Schieber in einer Pipeline angebracht. In einer Steuerzentrale kann der Rohrdruck des Gasnetzes fernüberwacht werden. Dieses Netz wird von den großen Gasherstellern geleitet.
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Unterseeische Leitungen unterliegen besonderen Anforderungen. Sie müssen einem hohen Druck und niedrigen Temperaturen standhalten. Die Voraussetzungen sind wie bei Flüssiggasleitungen. Zudem sind die Leitungen noch Korrosion durch Salzwasser angesetzt.
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Es existieren jedoch bereits Leitungen (z. B. NOGAT, NORDSTREAM, NORPIPE, EUROPIPE) die aktuell zu einem Netz ausgebaut werden.
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Die von den Plattformen ausgehenden Leitungen könnten in dieses Netz eingebunden werden.
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Der Transport von Methan mit Tanker ist Stand der Technik (Vergleich auch VI).
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VIII. Energiespeicherung von Wasserstoff oder Methan (in Kavernen)
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Kavernen werden derzeit bereits zur Speicherung von Erdgas genutzt. Untertage-Erdgasspeicher dienen in der gaswirtschaftlichen Infrastruktur dazu, saisonale Bedarfsschwankungen auszugleichen. Sie bilden ein ausgleichendes Element zwischen dem nahezu kontinuierlichen Erdgasbezug aus den Produzentenländern und der saisonal stark schwankenden, bedarfsabhängigen Belieferung der Endverbraucher. Sie können zudem auch zur Überbrückung temporärer Liefereinschränkungen beitragen. Im Etzeler Salzstock werden zusätzlich zu den bestehenden 20 Gaskavernen bis 2020 bis zu 90 weitere entstehen. Sie dienen der Speicherung von Erdgas, das über zwei Pipelines aus Norwegen (Norpipe und Europipe), die Ostseepipeline aus Russland und das geplante Erdgasterminal in Wilhelmshaven nach Deutschland importiert wird. Das Aussolen einer Kaverne dauert etwa zweieinhalb Jahre, die Befüllung mit Erdgas ein halbes Jahr.
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Bei der Befüllung der Kavernen wird das Erdgas nach Eintritt in die Speicherstation zunächst von Staub oder Kleinstteilchen gereinigt. Es passiert dann eine Messanlage, die die Qualität des Gases überprüft. Über Rohrleitungssysteme auf der Station gelangt es zu den Verdichterhallen, wo elektrisch betriebene Verdichter mit einer Leistung von ca. 54 MW den Druck des Erdgases bei Bedarf erhöhen. Ob die Verdichterleistung eingesetzt wird, ist abhängig von dem Druckunterschied zwischen Kaverne und Fernleitung. Die Verdichter können einen Druck von bis zu 200 bar erzeugen. Das durch die Verdichtung erhitzte Gas muss vor der Einspeicherung in die Kaverne auf eine Temperatur von 30 bis 40 Grad Celsius herunter gekühlt werden. Hat es die vorgesehene Temperatur erreicht, wird es in die Erdgaskaverne geleitet. Bei der Ausspeicherung wird das Erdgas zunächst getrocknet, da es in der Kaverne Feuchtigkeit aufnimmt. Zudem muss vor der Einspeisung in die Fernleitung der Druck angepasst werden.
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IX. Kohlendioxidspeicherung (Porenspeicher) in Gesteinsschichten am Meeresboden)
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In porösem Gestein kann Gas schwammähnlich aufgenommen.
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Bei Speicherung auf See wird auf vorhandene geologische Formationen zurückgegriffen. In den Poren und Klüften unterirdischer Kalk- und Sandsteinschichten sammelte sich vor Millionen von Jahren Erdgas, das bereits gefördert wurde. Porenspeicher sind natürliche Lagerstätten. Nach oben dichtet eine geschlossene, dichte Gesteinsschicht den Speicher ab. Ihre Dichtigkeit haben sie über den langen Zeitraum von Jahrmillionen bewiesen.
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Von den meisten Forschern auf dem Gebiet der CO2-Sequestrierung wird eine Lagerung in tiefen Sedimentschichten, deren Poren mit Salzwasser gefüllt sind, favorisiert. Ab ca. 800 m Tiefe treten Drücke auf, bei denen das eingebrachte CO2 so verdichtet ist, dass es im überkritischen Zustand bleibt. Damit ein erneutes Zutagetreten des Kohlenstoffdioxids praktisch ausgeschlossen ist, müssen diese Schichten durch eine undurchlässige Deckschicht abgedeckt sein. Durch den dort herrschenden Druck besitzt das CO2 eine etwa so große Dichte wie das Salzwasser, wodurch es dieses aus den Poren verdrängen kann und damit Platz für das verpreßte CO2 geschaffen wird. Wo das verdrängte Salzwasser bleibt, ist eine der kritischen Fragen der CCS-Technologie. Es wird vorwiegend zur Seite (lateral) verdrängt werden und kann dann an geologischen Störungszonen, auch in weiter Entfernung, vom Injektionsort aufsteigen und ins Grundwasser (Trinkwasser) gelangen. Die laterale Ausdehnung der Druckanomalie kann vielfach größer sein als die Verbreitung des CO2 in einem Aquifer. Werden zur Verpressung von CO2 und zur Verdrängung von Salzwasser Drücke verwandt, die deutlich über dem Formationsdruck und der Zugspannung des Gesteins liegen, so können induzierte Erdbeben auftreten, die im Einzelfall auch zu Erschütterungen führen können, die über der Fühlbarkeitsgrenze liegen.
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In Deutschland ist der Einsatz von CCS seit dem 24. August 2012 durch das Gesetz zur Demonstration der dauerhaften Speicherung von Kohlendioxid (Kohlendioxid-Speicherungsgesetz – KSpG) gesetzlich geregelt. Deutschland hat damit auch die EU-Richtlinie 2009/31/EG in nationales Recht umgesetzt. Das Gesetz enthält eine Höchstspeichermenge für Deutschland von vier Millionen Tonnen CO2 pro Jahr insgesamt und 1,3 Millionen Tonnen pro Jahr pro Speicher sowie eine Länderklausel, die einzelnen Bundesländern die Option zum generellen Verbot der CO2-Speicherung auf ihrem Territorium ermöglichen soll.
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X. Gewinnung von Kohlendioxid aus Luft
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Die CO2-Gewinnung aus der Luft kann mittels Adsorption und Desorption entwickelt werden.
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Bei der Adsorption lagern sich bei Umgebungstemperatur an der Oberfläche eines Feststoffes (Sorptionsmittel) selektiv Gaskomponeten, z. B. CO2, eines Gasgemisches an.
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Für das Herauslösen der CO2 Molekülen aus dem Sorptionsmittel benötigt der Desorptionsvorgang ein Absenken des Druckes und die Erhöhung der Temperatur. Die Wärmeeinbringung erfolgt dabei mit einem Thermostaten, welcher die benötigte Wärmemenge mittels eines Wärmetransferfluids in das Sorptionsmittel transportiert.
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ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
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Zitierte Patentliteratur
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Zitierte Nicht-Patentliteratur
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- EU-Richtlinie 2009/31/EG [0059]