BLAUWE WATERSTOFHYPE JUIST GOED VOOR TOEPASSING HBr-FLOWBATTERIJ WANT DAN GEEN 45 % !!! OMZETTINGSVERLIES.

 

 De omzetting van aardgas naar het vooralsnog populaire blauwe waterstof ('want geen CO2') geeft enorme omzettingsverliezen. Equinor en RWE willen gascentrales op waterstof terwijl het rendement van de modernste aardgasgestookte gascentrale zakt van 50 naar 35 %!  Voor de toepassing van blauwe waterstof geproduceerd uit aardgas voor het met waterstof ontladen van een HBr-flowbatterij treedt ook 25 % SMR-reformverlies op maar dat wordt ruimschoots gecompenseerd door het zeer hoge rendement van de HBr-flowbatterij als brandstofcel. Het zou met de omzetting van aardgas naar blauwe waterstof van de HBr-flowbatterij derhalve ook een CO2-vrije elektriciteitscentrale kunnen maken. Maar dan met een rendement dat 28 % hoger ligt dan de blauwe waterstofcentrales van Equinor en RWE (of de Maxima-centrale van Engie) of zelfs 13 % hoger dan de 50 % van de huidige, niet-CO2-emissievrije, STEG-aardgascentrale. Aangezien de gevormde HBr persé terug omgezet moet worden tot Br2 beschikt men dan tevens over een zeer goedkope elektrolyser.

Waterstofpijpleiding gaat Duitsland en Noorwegen verbinden | Change Inc.

 Het Noorse staatsbedrijf Equinor en het Duitse RWE melden, midden in de gascrisis, grootse plannen om aardgas om te zetten tot blauwe waterstof. Daartoe komt er een nieuwe pijpleiding van (slechts) 10 GW voor transport naar Duitsland waar ook drie nieuwe STEG-gascentrales op waterstof komen van bij elkaar 3 GW. En dat is, ondanks de enorme omzettingsverliezen, allemaal rendabel dankzij de te besparen CO2-emissierechten. Omzettingsverliezen die er niet zouden zijn als men gewoon eerst de huidige grijze waterstof in de chemische industrie vervangt. Óf deze te importeren waterstof zou gebruiken voor de brandstofcelfase van een aan een waterstofnet gekoppelde HBr-flowbatterij.

 Door de omzetting van aardgas naar waterstof treden er enorme omzettingverliezen op. Omzettingsverliezen die vooral betaald zullen worden door het wegvallen van de ETS-emissie heffing. Het doel van blauwe waterstof is immers de omzetting van aardgas tot waterstof en de CO2 die daarbij vrijkomt af te vangen en op te slaan in lege gasvelden. 50 jaar klimaatbeleid met als credo besparing van de schaarse fossiele brandstoffen is dus inmiddels vervangen door CO2-vrij-acuutklimaatcrisisbeleid maar dan wel met 45 % extra verbruik van de schaarse en minst vervuilende fossiele brandstof aardgas. (Gezien het 33 % rendementsverlies is voor eenzelfde hoeveelheid verbrandingswarmte immers 45 % extra aardgas nodig). Er wordt keihard ontkent dat er daardoor extra LNG import nodig is.  Maar inmiddels zijn, ondanks alle mooie ‘groene’ en ‘minder-afhankelijk-van-dictatoriale-regimes-praatjes’ de eerste LNG-contracten met Qatar getekend.

 Maar er is een alternatief waarbij de omzetting van aardgas naar waterstof niet tot onnodige omzettingsverliezen leidt. Namelijk een aan een waterstofnet gekoppelde HBr-flowbatterij. Een HBr-flowbatterij heeft in de ontladingsfase, dus de brandstofcelfase, immers de meest efficiënte omzetting van aardgas naar elektriciteit. Ook hierbij moet de tijdens het ontladen van de batterij de te gebruiken aardgas ook middels Steam Methane Reforming worden omgezet tot waterstof. Maar dat verlies van 25 %, het rendement is dus 75%, wordt ruimschoots te niet gedaan door het zeer hoge rendement van 84 % van de HBr-flowbatterij in de brandstofcelfase. Waardoor het totale rendement van het aardgas dat als waterstof dat tijdens het ontladen aan de HBr-flowbatterij moet worden teruggeleverd uitkomt op maar liefst 63% (75 % x 84 %). En daarmee dus zelfs het (elektrisch) rendement van de meest efficiënte STEG-centrale die, rechtstreeks, op aardgas draait, met 13 % overtreft!  Met andere woorden. Biedt het onzalige plan om met het omzetten van aardgas naar waterstof om dit vervolgens met 45 % verlies te verbranden in een elektriciteitscentrale misschien juist kansen voor de aan het waterstofnet gekoppelde HBr-flowbatterij als aparte hoogrendements brandstofcel én elektrolyser ?

 

 Voor de productie van blauwe waterstof moeten Equinor en RWE het aardgas eerst omzetten in waterstof. Dat zal plaats vinden middels Steam Methane Reforming. Een proces dat al bijna 100 jaar wordt toegepast voor de productie van waterstof voor bijvoorbeeld de productie van kunstmest. Steam Methane Reforming geeft een verlies van 25%.

 Vervolgens wordt deze waterstof verbrand in een STEG-centrale. Het rendement van een STEG (Stoom en Gasturbine) centrale is 50 %, bovenwaarde!  De condensatiewarmte wordt bij verbranding in een gasturbine immers niet benut (in tegenstelling tot een, goed afgestelde, HR- of rookgascondenserende ketel blijft het rookgas immers ver boven het condensatiepunt van 55 graden). En dus geeft de verbranding van waterstof, waarbij immers alleen maar waterdamp ontstaat, ook een hoger condensatiewarmteverlies dan bij de directe verbranding van aardgas. Bij de verbranding van aardgas resteert 89 % van de totale verbrandingswaarde en bij de verbranding van waterstof slechts 82 %. Waterstof levert bij verbranding in een gascentrale derhalve maar 82/89 x 100 % = 92 % van de verbrandingswaarde dan dat van aardgas.

 Wat van de verbrandingswaarde van aardgas na omzetting in waterstof resteert voordat het in een gascentrale wordt verbrandt slinkt daarbij dus tot 75 % x 92 % = 69 %. Vervolgens de omzetting in de gascentrale zelf en zakt het totaal rendement dus van 50 % naar 35 %. Namelijk 75% x 92% x 50 %.

   Dat houdt dus in dat voor dezelfde warmte-eenheid aan waterstof er in dit plan van Equinor en RWE dus 45 % extra aardgas verbruikt moet worden. Immers zóu het verlies 50 % zijn, als getal waar het makkelijkst mee te rekenen is en het restant dan dus ook 50 %, dan zou voor dezelfde warmte-eenheden er twee keer zoveel aardgas nodig zijn. De rekensom hiervan is in dat rekenvoorbeeld dan:

   100 x 0,5 = 50

 Om dezelfde warmte-eenheid van 100 te krijgen moet er dan dus geen 100 maar 200 aan aardgas gebruikt worden. Daartoe wordt 100 gedeeld door 0,5 dus:

   100/0,5  x 0,5  = 100.

   100/0,5 = 200.

 Tot zover dit voorbeeld.

 Nu is het verlies door Steam Methane Reforming en het extra verlies aan condensatiewarmte bij verbranding als waterstof ‘slechts’ 31 % en blijft er dus 69 % over. Dus als we die 69 % nu in dezelfde rekensom plaatsen wordt de rekensom:

 100 x 0,69 = 69 %

 100/0,69 x 0,69  = 100

 100/0,69 = 144,9  dus zeg maar 145.

 Als je aardgas (methaan) dus omzet naar waterstof en deze vervolgens verbrandt in een gascentrale heb je dus 45 % meer aardgas nodig. Dus er zal 45 % meer verbruikt worden van het schaarse en minst vervuilende  fossiele brandstof. Om het vervolgens als LNG weer te moeten importeren.

 Het tweede opmerkelijke van dit plan van Equinor en RWE is de aanleg van een nieuwe gasleiding van Noorwegen naar Duitsland voor slechts 10 GW aan waterstof. De gasleidingen voor aardgas zijn natuurlijk een stuk groter dan 10 GW.

 

 Tot zover de grote omzettingsverliezen en dat aan juist de minst vervuilende fossiele brandstof (aardgas). Welke mijns inziens deze plannen onwenselijk maken. Maar biedt de import van waterstof uit Noorwegen juist geen kansen zonder onnodige omzettingsverliezen. Dus waarbij aardgas sowieso omgezet moet worden tot waterstof? Dat zijn dus:

1.    1.  Vervanging van de huidige grijze waterstof voor de chemische industrie. Of zouden Equinor en RWE het gaan presteren om waterstof in een gascentrale te gaan verbranden om aardgas te besparen terwijl tien kilometer verder er zelfs 33 % meer aardgas verbruikt moet worden om als grondstof diezelfde hoeveelheid waterstof weer te moeten produceren?

2.      2.  Een aan het H2-net gekoppelde HBr-flowbatterij.

 Een HBr-flowbatterij is een alternatief voor stationaire lithium-ion batterijen en werkt op de reactie 2HBr + elektriciteit à H2 + Br2 – 72 kJ in de opladings- (en dus elektrolyser-)fase en met H2 + Br2 à 2 HBr + elektriciteit + 72  kJ. in de ontladings- (en dus brandstofcel-) fase. Deze wordt verder ontwikkeld door Elestor in Arnhem. De HBr-batterij gebruikt geen dure zeldzame metalen. Zo is bromide zelfs een bijproduct van de winning van keukenzout. Het heet een flowbatterij doordat de reagentia in aparte (op te schalen) tanks kan worden opgeslagen en de reagentia vervolgens langs het protongeleidende (op te schalen) membranen kan worden gepompt. De energieinhoud is laag. Bij de reactie Br2 + H2 à 2 HBr + 72 kJ komt per H2-molecuul immers maar 4 keer minder energie vrij dan bij de reactie 2H2 + O2 à 2 H2O + 572 kJ. Dit wordt overigens gedeeltelijk teniet gedaan door het hogere rendement. HBr en Br2 kunnen in dezelfde tank worden opgeslagen. Bij voorbeeld in een grote olieopslagtank van mede-investeerder in Elestor Vopak. Waterstof moet worden opgeslagen in een aparte tank. De opslag van waterstof vraagt de meeste ruimte en heeft de grootste invloed op de kostprijs per teruggeleverde kWh. Echter werkt de fabrikant Elestor nu aan een concept waarbij de relatief dure eigen waterstofopslag komt te vervallen door de HBr-batterij te koppelen aan een waterstofnet. Tijdens het laden van de batterij (dus tijdens zonnige zomerse middagen of windrijke winterse nachten wanneer er dus een stroomoverschot is) wordt de HBr omgezet in Br2 en H2 waarbij de H2 echter wordt verkocht en verdwijnt in het waterstofnet. Tijdens het ontladen (de brandstofcelfase) zal de flowbatterij echter weer dezelfde hoeveelheid waterstof uit het waterstofnet moeten onttrekken. Als de SMR-waterstof voldoende gezuiverd kan worden voor de gevoelige membranen van de HBr-batterij kan dat dus de blauwe waterstof van het Noorse Equinor zijn.

 Nu heeft de HBr-flowbatterij in de brandstofcelfase dan wel een hoog rendement (84%, er treedt dus weinig verlies aan warmte op) maar de opbrengst van de reactie H2 +Br2 à 2HBr ( 73 kJ) is een stuk lager dan wanneer hetzelfde waterstofmolecuul zou reageren met zuurstof ( 286 kJ). Dat verschil is geen verlies aangezien tijdens de daar op volgende elektrolyserfase het verschil van 213 kJ weer vrij komt in de vorm van H2. Maar voor de brandstofcelfase is de lage opbrengst van 72 kJ wel ongunstig. Gezien het verschil in rendement tussen de brandstofcelfase van de HBr-flowbatterij en de STEG-centrale die anders de blauwe waterstof zou verbranden wordt het verschil in de brandstofcelfase al iets minder:

HBr-flowbatterij brandstofcelfase :                          72 kJ  x  84 %  =  61 kJ

STEG centrale op waterstof : 286 kJ  x 50 % x 0,92 (vanwege extra condensatiewarmteverlies) = 131 kJ

 Voor een aan het H2-net gekoppelde HBr-flowbatterij moet voor hetzelfde vermogen dus  131/61 = 2,1 keer meer waterstof (terug) aangevoerd worden dan bij verbranding in een STEG-gascentrale. Daar staat dus tegenover dat tijdens de elektrolyserfase er maar 72 kJ aan elektriciteit (als je het rendement mee rekent 86 kJ) nodig is om uit HBr het energierijke waterstofgas te maken. Het zou daarom ook mogelijk zijn om in Noorwegen uit met waterkracht of in Schotland of op de Doggersbank met daar dan rijkelijk aanwezige windstroom groene waterstof te maken om deze dan te transporteren naar een HBr-flowbatterij in Nederland of Duitsland. Dat zal dan een veel hoger rendement geven dan een op waterstof gestookte gascentrale. Terwijl men dan tevens, met de HBr-flowbatterij in de elektrolyserfase, ook beschikt over een elektrolyser met een zeer hoog rendement.

 De HBr-flowbatterij zou dus weldegelijk kunnen profiteren van de blauwe waterstofhype. Gekoppeld aan het waterstofnet is deze mogelijk een stuk goedkoper dan de nieuwe geplande STEG-gascentrales op waterstof. En het rendement maar liefst 28 % hoger. Tevens beschikt men met een aan het waterstofnet gekoppelde HBr-flowbatterij dus tevens over een elektrolyser met ook een zeer hoog rendement.

Leon Nelen.