KOPPELING VAN DE ELECTRIFIED STEAM METHANE REFORMER AAN DE HBR-FLOWBATTERIJ EN DE TU-e FE/FE2O3 WATERSTOF OPSLAG.

  In 2019 verschenen de eerste Electrified methane steam reforming on a washcoated SiSiC foam for low-carbon hydrogen production - PubMed (nih.gov) publicaties over Electrified Methane Steam Reforming. Hierbij wordt bij de waterstofproductie uit aardgas 30 % CO2 (en dus aardgas) bespaard door het elektrisch verhitten van de kraker. Die besparing aan aardgas is het gevolg van het gebruik van elektriciteit én, doordat het kraakproces bij een lagere temperatuur verloopt, ook door een hoger rendement.  99,9 % van onze jaarlijkse 800.000 ton waterstof wordt geproduceerd door Steam Methane Reforming (SMR). Daarbij reageert met een rendement van 75 % onder hoge druk en temperatuur methaan en stoom tot waterstof (en CO2). Elektrolyse met groene stroom geldt als het, volledig CO2-vrije, alternatief. Maar er zijn de eerste 10 jaar nog onvoldoende uren met een overschot aan groene stroom en ook elektrolysers zijn, ook a.g.v. het beperkte aantal bedrijfsuren, duur. Waarom wordt er dan geen gebruik gemaakt van eSMR? Het rendement van elektrolyse bedraagt circa 70 %. Bij eSMR bedraagt het rendement van de gebruikte schaarse groene stroom 150 % (doordat tevens methaan efficiënter wordt benut). 

 Ik kom aan die 150 % omdat er vermeld wordt dat elke 2 kWh elektriciteit in de eSMR-kraker één extra m3 waterstof (= 3 kWh) oplevert.  Dus waar benut je het meest efficiënt de schaarse groene stroom? In een elektrolyser met een rendement van 70 % of in een eSMR met een rendement van 150 %.

 Zolang we voor de productie van waterstof nog afhankelijk zijn van aardgas leidt het gebruik van groene stroom in een eSMR dus tot een veel hogere besparing aan CO2 en aardgas dan wanneer dezelfde hoeveelheid groene stroom gebruikt wordt in een elektrolyser. Toch draait er nog geen enkele eSMR. En dat terwijl, volgens de publicatie, de bouw van een eSMR ook nog eens veel goedkoper is dan een alleen op aardgas gestookte aardgaskraker. Daarnaast wordt ook nog eens het voordeel genoemd dat dankzij de lagere temperatuur in de kraker, behalve het hogere rendement, er ook minder ongewenste bijproducten ontstaan. Zo moet het waterstofgas uit een SMR-kraker voor de productie van ammoniak eerst nog gezuiverd worden.  DOW en BASF zijn wel van plan om als verduurzaming een elektrisch ondersteunde Nafta kraker te bouwen.

 Eerder omschreef ik het project in Vlissingen van Elestor en Vopak om een waterstofbromide-flowbatterij te koppelen aan een waterstofleiding. In deze batterij ontstaat tijdens het laden (de elektrolyser-fase) immers waterstof (H2) uit HBr. Zo kan een dure eigen waterstofopslag worden bespaard. Ik berekende of het niet gunstig zou zijn om op die HBr-batterij in de brandstofcelfase (dus wanneer de aan een waterstofnet gekoppelde HBr-batterij de opgeslagen stroom gaat leveren maar de eerder op het H2-net geleverde en elders verbruikte waterstof dus zelf nodig heeft, immers Br2 + H2 --> 2 HBr + e) via die waterstofleiding te koppelen aan een op aardgas gestookte SMR-kraker. De waterstof kan tijdens de zon- en windarme uren dan immers niet geleverd worden door een elektrolyser die dan immers zelf op de schaarse of zelfs afwezige groene stroom moet draaien. Ik berekende dat, behalve de kostenbesparing voor een dure eigen waterstofopslag, als gevolg van het hoge SMR rendement van 75 % en het hoge rendement van de HBr-batterij in de brandstofcelfase van 84 % er dan zelfs een hoger rendement (0,75 x 0,84 = 0,63) ontstaat dan het rendement (bovenwaarde) van 50 % van een STEG-centrale waar dezelfde hoeveelheid aardgas anders gebruikt zou worden. Voorlopig strandt dit idee op het feit dat SMR-waterstof echter te veel vervuild is voor de PEM-membranen van een HBr-flowbatterij.

 Vanwege die te veel verontreinigde waterstof voor gebruik voor een aan het H2-net gekoppelde HBr-flowbatterij terug naar de elektrisch ondersteunde eSMR-kraker. Zoals vermeld loopt de reactie in een elektrisch verhitte kraker bij een lagere temperatuur en ontstaan er daardoor minder ongewenste bijproducten. Tevens opper ik het idee om voor een aan het H2-net gekoppelde HBr-flowbatterij voor de elektrolysefase en voor de brandstofcelfase desnoods aparte membranen te gebruiken. Dus membranen die voor de elektrolysefase het hoge rendement behouden en voor de brandstofcelfase membranen die dan misschien wel een lager rendement geven maar de verontreinigingen van eSMR-waterstof beter kunnen verdragen.

 Doordat een eSMR-kraker zelf elektriciteit verbruikt heeft het uiteraard effect op het totaalrendement van de HBr-flowbatterij in de brandstofcelfase en de daaraan gekoppelde eSMR-kraker. In die rendementsberekening kan het aantal kWh dat de eSMR-kraker verbruikt van de 70 terug geleverde kWh per 100 kWh (roundtriprendement HBr-batterij is 70%) die nodig was om de batterij te laden ((waarbij de waterstof het H2-net in gaat)) worden afgetrokken. Daarnaast gebruikt de eSMR-kraker ook minder aardgas. Doordat de in de eSMR-kraker gebruikte elektriciteit voor de productie van waterstof een hoger rendement (150%) heeft dan de 84 % rendement van de waterstof in de HBr-batterij in de brandstofcelfase zal het rendement dus hoger uitvallen.

 Het, al eerder, berekende rendement van een aan een SMR-reformer gekoppelde HBr-flowbatterij. Uitgaande van 100 kWh input in de electrolyserfase levert de HBr-flowbatterij met een roundtriprendement van 70 % in de brandstofcelfase 70 kWh. Bij een rendement van 84 % in de brandstofcelfase heeft de HBr-batterij daar 84 kWh-equivalent aan H2 voor nodig (70 / 0,84 = 84). De productie van die 84 H2 middels Steam Methane Reforming verbruikt bij een SMR-rendement van 75 % (84 / 0,75)  dus 112 kWh aan aardgas. Er komt daarvan 70 kWh uit HBr-batterij en is het rendement van de tijdens de brandstofcel-fase verbruikte aardgas dus (70 / 112) x 100 % is dus 62,5 %. Liefst 12,5 % hoger dan wanneer die hoeveelheid aardgas voor dezelfde hoeveelheid kWh-opwekking in een STEG-centrale verbruikt zou worden.

 Als Electrified Methane Reforming wordt toegepast wordt de vereiste 84 kWh-equivalent aan H2 anders geproduceerd. Vermeld wordt dat er bij eSMR 30 % minder CO2 wordt geproduceerd. Dan wordt er dus ook 30 % minder CH4 verbruikt. Derhalve komt van de benodigde 84 kWh aan waterstof dus 84 x 0,7 is 58,8 kWh aan waterstof uit aardgas De overige 25,2 kWh aan waterstof wordt dan geproduceerd door elektriciteit én de rendementswinst. Het rendement van de gebruikte elektriciteit is 150 %. Dat houdt dus in dat de input aan elektriciteit dus 25,2 / 1,5 = 16,8 kWh bedraagt. 

 De input aan aardgas bedraagt 70 % van die van SMR zonder elektrische verhitting en is bij de eSMR dus 0,7 x 112 = 78,4 kWh-equivalent.

 Dus een input aan 78,4 kWh aan aardgas en 16,8 kWh aan elektriciteit. In de overall rendementsberekening van de Electrified Steam Reforming en de daaraan gekoppelde HBr-flowbatterij in de brandstofcelfase wordt de 16,8 kWh voor de eSMR te gebruiken elektriciteit dus afgetrokken van de 70 kWh opbrengst. Die dan dus 70 - 16,8 = 53,2 kWh wordt. De gebruikte hoeveelheid aardgas is echter ook minder. Van 112 equivalent naar 78,4.  Het rendement van het gebruikte aardgas voor de aan het H2-net gekoppelde HBr-flowbatterij wordt dan  53,2 kWh aan netto opbrengst / 78,4 aan kWh-equivalent aan aardgas x 100 % = 67,9 %. Maar liefst 17,9 % hoger dan voor aardgas gebruikt in een STEG-centrale.

 Uitdaging blijft de vervuiling of zelfs beschadiging van de membranen van de HBr-batterij door de verontreinigingen in de eSMR-waterstof. Momenteel werkt de TU-Eindhoven aan Studenten TU Eindhoven gebruiken ijzerballetjes voor de veilige opslag en transport van waterstof een nieuwe chemische opslagmethode voor groene waterstof. Deze bestaat uit het met de waterstof te laten reageren met roest (Fe2O3) waarbij zuiver ijzer Fe ontstaat. (Fe2O3 + 3 H2 --> 2 Fe + 3 H2O. Wanneer er waterstof nodig is, laat men het elementaire ijzer reageren met stoom waardoor er weer roest (Fe2O3) en waterstof ontstaat (2 Fe + 3 H2O --> Fe2O3 + 3 H2). Waarschijnlijk krijg je uit via deze opslagmethode wel waterstofgas met voldoende zuiverheid vrijkomt die geschikt is voor de membranen van de HBr-flowbatterij?

 Wanneer een eSMR-kraker gekoppeld wordt aan HBr-flowbatterij kan de eSMR-kraker tijdens een groene stroomoverschot, en derhalve gelijktijdig met de HBr-flowbatterij in de elektrolyserfase draaien. Zodra er een groene stroomtekort ontstaat wordt de waterstof van de eSMR gebruikt door de HBr-flowbatterij. Derhalve valt dan het dubbele van de netto waterstofproductie weg wat problemen kan geven voor bijvoorbeeld de waterstofafnemende kunstmestfabriek. De TU-eindhoven werkt echter aan een nieuwe vorm van waterstofopslag. Daarbij reageert waterstof met roest (Fe2O3) tot elementair Fe. Als die waterstof weer nodig is laat men het elementaire Fe met stoom reageren tot Fe2O3 en waterstof. En mocht er daarbij ook nog eens zuivere waterstof ontstaan dan is het probleem van de ingaande te veel verontreinigde eSMR-waterstof ook opgelost. Tevens zou die chemische opslagmethode ook de restwarmte (in de vorm van het hete waterstofgas) van de eSMR-kraker kunnen benutten. De eSMR-waterstof gaat dan naar de kunstmestfabriek (en vervangt dan dus de waterstof uit de HBr-batterij in de elektrolyserfase) en de waterstof uit de Fe2O3/Fe opslag gaat dan naar de HBr-flowbatterij.

 Uiteraard draait ook tijdens een overschot aan weersafhankelijke stroom de eSMR-kraker om groene stroom te benutten. Het waterstofgas komt vrij met een hoge temperatuur. Die hete waterstof kan dan gebruikt kunnen worden om Fe2O3 te laten reageren tot elementair Fe. Wanneer er vervolgens een tekort is aan weersafhankelijke stroom, en dus de HBr-flowbatterij in de brandstofcelfase moet gaan draaien, kan de restwarmte van het hete waterstofgas uit de eSMR-kraker benut worden voor het opwarmen van de stoom die nodig is om het elementaire Fe te laten reageren tot Fe2O3 en de extra benodigde waterstof.

Leon Nelen.