HBr-flowbatterij gekoppeld op grijs H2 net. Elektrisch rendement 85 %.

Moderator: ArcherBarry

Reageer
Berichten: 57

HBr-flowbatterij gekoppeld op grijs H2 net. Elektrisch rendement 85 %.

De bouw van een waterstofbromide flowbatterij in Vlissingen door Elestor en Vopak (bekend van de grote opslagtanks) waarbij in plaats van een dure waterstofopslag er een koppeling komt op het waterstofnet acht ik zeer interessant. Maar dan uiteraard niet wanneer tijdens het ontladen deze batterij gevoed wordt uit een leiding met waterstof geproduceerd met de dan immers schaarse en dus nep-groene stroom in een 'groene' elektrolyser ! De HBr-flowbatterij zal dan ook gekoppeld moeten worden aan een waterstofleiding met voorlopig alleen grijze waterstof. Maar is een HBr-flowbatterij die met overschotten aan zonne- en windstroom dan als elektrolyser groene waterstof op het waterstofnet levert en bij een stroomtekort vervolgens als brandstofcel stroom produceert met exact dezelfde hoeveelheid maar dan grijze waterstof opgewekt uit aardgas dan nog wel energetisch interessant? En wat wordt dan het rendement?

Tijdens het opladen wordt groene waterstof in het waterstofnet gebracht en vervolgens weer door de zeer efficiënte HBr-flowbatterij als brandstofcel (rendement 85%) weer terug omgezet in elektriciteit. Maar dan echter met waterstof dat met 25 % verlies middels Steam Methane Reforming uit aardgas. Waterstof die aardgaskraker zonder HBr-flowbatterij echter ook geproduceerd zou hebben.

https://www.elestor.nl/koplopers-de-arn ... kan-maken/

https://www.elestor.nl/de-marathonbatte ... dig-maken/

DE WATERSTOFBROMIDE FLOWBATTERIJ, EEN VEELBELOVENDE GOEDKOPE ENERGIEOPSLAG.

Sinds 2014 werkt Elestor op een voormalig KEMA-terrein in Arnhem aan de waterstofbromideflowbatterij. De HBr-flowbatterij is een concurrent voor de lithium-ion, zo niet dé concurrent voor stationaire lithium-ion batterijen. Er zijn voor de HBr-batterij geen schaarse metalen zoals lithium, nikkel en kobalt nodig. Ook niet voor het membraan zoals platina en iridium in veel brandstofcellen en electrolysers. De HBr-batterij werkt met broom dat veel ruimer aanwezig is dan lithium en niet in vervuilende mijnen maar zelfs een bijproduct van de zoutwinning is en derhalve ook veel goedkoper is. Tijdens het opladen van de batterij reageert waterstofbromide tot het elementaire bromide en waterstofgas. Tijdens het ontladen reageert bromide met dezelfde hoeveelheid waterstof terug tot waterstofbromide. Nadeel van de HBr-flowbatterij zijn de hoge volumes die nodig zijn. Waarbij waterstofbromide een tamelijk agressief goedje is en de opslag van het waterstof (in een gesloten toepassing) nog de meeste ruimte in neemt.

De reactievergelijking in de flowbatterij is 2 HBr --> Br2 + H2 . 73 kJ / mol.

Ter vergelijking de reactievergelijking van een elektrolyser en brandstofcel:

H2O ---> ½O2 + H2 285 kJ / mol.

Daar staat het hogere roundtriprendement van de HBr-flowbatterij tegenover (70 % tegenover 35 %) en bij de HBr-flowbatterij er geen condensatiewarmteverlies optreedt. Er wordt in de brandstofcelfase immers geen waterdamp gevormd, i.t.t. een STEG-centrale. Verder kan de HBr-flowbatterij, ook als deze gekoppeld is aan een waterstofleiding, in de brandstofcelfase alleen zolang werken tot de tijdens de elektrolyserfase gevormde Br2 opraakt. Maar gezien de batterij batchgewijs werkt kan dat geen probleem zijn.

Bromide en waterstofbromide lossen goed op in water en kunnen ook als tijdelijke neerslagen worden opgeslagen in een tank. Waterstofgas kan ook in een tank worden opgeslagen. Zowel de broomoplossing en het waterstofgas kunnen dus in aparte tanks voor korte of een langere tijd worden opgeslagen. En tijdens het laden en ontladen langs het membraan worden geleid. Op die momenten werkt de flowbatterij respectievelijk als een elektrolyser of als een brandstofcel. Dit systeem is vanwege de separate tanks en membranen redelijk eenvoudig op te schalen.


Oplaadbare batterij: De reagentia die reageren en waarbij een elektrische stroom ontstaat of wordt opgeslagen zitten in een vast omhulsel. De opslagcapaciteit is dus niet opschaalbaar.

Flowbatterij: De reagentia die reageren en waarbij een elektrische stroom ontstaat of wordt opgeslagen worden opgeslagen in aparte tanks. De opslagcapaciteit is dus opschaalbaar.

Electrolyser: Middels een elektrische stroom wordt waterstof geproduceerd ((als energiedrager)). Meestal uit water.

Brandstofcel: Door het leiden van waterstof en zuurstof langs een membraan ontstaat een elektrische stroom.

Een HBr-flowbatterij werkt tijdelijk als een elektrolyser. Er ontstaat immers waterstof. Deze moet echter worden opgeslagen. Want de HBr-flowbatterij werkt tijdens de ontlading als brandstofcel voor de opwekking van elektriciteit. .

Het roundtrip rendement voor de opslag van overtollige zonne- of windstroom bedraagt ongeveer 70 %. Elestor berekent voor haar flowbatterij (mét een waterstofopslag en dus zonder koppeling op een waterstofleiding) een kostprijs van € 0,07 per kWh.

Verder ga ik, als leek, in mijn berekening uit dat een roundtriprendement van 70 % (verlies 30 %) het rendement elektrolyserfase 85 % bedraagt (verlies 15%) en het rendement in de brandstofcelfase ook 85 % (het verlies van de overige 15%). ((Disclaimer. Het zal iets lager zijn dan 85 % aangezien 85 % maal 85 % 72,25 % bedraagt en geen 70 %)).

De HBr-flowbatterij werkt dus zowel als een electrolyser (er wordt uit de voorraad HBr waterstof gevormd) en als een brandstofcel (waterstof reageert tijdens het ontladen met broom terug tot HBr). Met echter een belangrijke beperking: Dezelfde hoeveelheid waterstofgas dat bij opladen van de batterij ontstaat is echter, zie reactievergelijking, weer nodig bij het ontladen om met het broom te reageren. De opslagmogelijkheden vormen derhalve de beperkende factor.

GEEN DURE EIGEN WATERSTOFOPSLAG MAAR KOPPELING AAN HET (GRIJZE) WATERSTOFNET.

De opslag van het waterstofgas is het lastigste en dus het duurste. En het is juist deze duurdere opslag waarin Elestor voor wat betreft kostprijs een belangrijke slag gaat slaan. Er wordt namelijk in Vlissingen een HBr-flowbatterij gebouwd waarbij de waterstoftank wordt vervangen door een veel goedkopere simpele aansluiting op een bestaande waterstofleiding. De kostprijs per kWh zakt volgens Elestor dan naar € 0,05 per kWh. (De kostprijs van opslag in een lithium-ion batterij bedraagt minimaal het dubbele). De opslagcapaciteit in een Vopak olietank met een HBr/Br2 oplossing in water bedraagt 250 MWh.

Bij mij gingen de alarmbellen af. Groene waterstof is immers vooral een hype. Want ‘alleen geproduceerd met overschot stroom uit zon en wind’. Feit is echter dat electrolysers (anders dan de HBr-flowbatterij) zeer duur zijn én dat vanwege de dus noodzakelijke bedrijfstijd men vrolijk de dan zogenaamd ook 'groene' waterstof blijft produceren. Terwijl er dan helemaal geen overschot is aan groene stroom. En de kolen- en gascentrales dus extra hard moeten draaien. Momenten dat het zelfs veel efficiënter is om die dan zogenaamde groene waterstof rechtstreeks uit aardgas te produceren middels het vertrouwde Steam Methane Reformings proces. Het proces waar de chemische industrie de voor haar noodzakelijke waterstof al bijna honderd jaar rechtstreeks uit aardgas produceert. Niet alleen omdat dat eenvoudiger is, het energetisch rendement ligt ook nog eens twee keer zo hoog. Steam Methane Reforming heeft een rendement van 75 %.

Steam Methane Reforming: CH4 + 2 H2O (stoom) ------------- > CO2 + 4 H2 rendement ca 75 %

De zogenaamde groene manier van waterstofproductie middels elektrolyse met stroom uit een gascentrale heeft een rendement van slechts 35 %. Namelijk 50 % rendement (op basis van bovenwaarde aardgasverbranding) van een moderne STEG-gascentrale voor de benodigde elektriciteit maal 70 % rendement van de electrolyser zelf. Maar het meest inefficiënte is dan dat de HBr-flowbatterij tijdens het ontladen stroom produceert terwijl er door de verliezen in de gascentrale en electrolysers voor de benodigde waterstof een veelvoud van diezelfde elektriciteit nodig is. Dat wordt ook nog eens versterkt door het feit dat het tweeënhalve keer zo veel kJ kost om een waterstofmolecuul uit een watermolucuul te produceren dan de reactie van Br2 met H2 tot 2 HBr aan kJ opbrengt. Een bussinesscase die het hopelijk zelfs in 'groene'waterstofsubsidieland het niet zal gaan redden.

HET TABOE OP VOORLOPIG GEBRUIK FOSSIELE BRANDSTOF SCHAADT DE ENERGIETRANSITIE.

Men moet echter afstappen van het taboe om voor een groen proces ook grijze waterstof, en dus (voorlopig nog) aardgas te gebruiken. De eerste 20 jaar is er voor de stroomvoorziening tijdens de dunkelfaute nog immers aardgas nodig. Daarnaast komt de efficiëntieberekening van een HBr-flowbatterij gekoppeld aan een grijzewaterstofnet met de huidige STEG-gascentrales niet ongunstig uit. Nog sterker, het rendement van de aan het grijze waterstofnet gekoppelde HBr-flowbatterij komt zelfs 35 % hoger uit dan de 50 % (bovenwaarde) van een STEG-centrale.

Koppeling aan een grijze waterstofleiding, en dus uitsparing van een dure waterstofopslag, maakt de investering van een HBr-flowbatterij een stuk goedkoper en zal opslag van overschot wind- en zonnestroom dus veel sneller mogelijk maken. Tijdens het laden van de batterij werkt de flowbatterij tijdelijk als een electrolyser. Er wordt dan immers waterstof geproduceerd dat in het waterstofnet wordt gebracht. Er wordt op dat moment dus aardgas voor de productie van grijze waterstof bespaard. Met echter als beperkende factor de hoeveelheid broom in de opslagtank. Maar waar dankzij het uitsparen van de dure waterstofopslag juist extra in kan worden geïnvesteerd. Tijdens het ontladen werkt de HBr-flowbatterij als brandstofcel met precies dezelfde hoeveelheid, maar dan inmiddels grijze, waterstof uit het waterstofnet. Het totaal-rendement van de HBr-flowbatterij als brandstofcel met grijze waterstof is echter hoog. Het energieverlies voor de vorming van waterstof uit aardgas middels Steam Methane Reforming is ook laag. Het rendement van SMR bedraagt immers 75 %. Het rendement van de omzetting van deze waterstof naar elektriciteit in de HBr-batterij bedraagt 85%. Daarmee komt het totale rendement van het gebruikte aardgas op het moment dat de HBr-flowbatterij als brandstofcel werkt dus (0,75 x 0,85) x 100 % = 64 %. Dat is op dat moment dan zelfs 14 % hoger dan een moderne Stoom- en Gasturbine gascentrale (STEG).


Op het moment dat de HBr-flowbatterij als brandstofcel werkt (ontlaadt) is het rendement van het aardgas gebruikt voor het terugleveren van de tijdens de elektrolyserfase (opladen van de batterij) op het waterstofnet geleverde waterstof dus maar liefst 64 %. Maar dat is nog niet het gehele verhaal. De SMR-aardgaskraker heeft de productie van waterstof (en dus het gebruik van aardgas) tijdens het opladen van de HBr-flowbatterij in precies dezelfde hoeveelheid uitgespaard. Derhalve valt ook het omzettingsverlies van aardgas naar grijze SMR-waterstof weg. En blijft in de totaal berekening dus alleen het 15 % energieverlies in de HBr-flowbatterij in de ontladingsfase over. Derhalve komt het totaal rendement van het voor een aan het grijze SMR-waterstofnet gekoppelde HBr-flowbatterij dus uit op maar liefst 85 %.

KOPPELING HBr-FLOWBATTERIJ AAN EEN ZOUTCARVENE VOOR GROOTSCHALIGE GROENE H2 OPSLAG.

Feit is dat de eerste 20 jaar er nog steeds aardgas nodig zal zijn om tijdens dunkelfautes elektriciteit te produceren. Dus waarom in het slot vallen zodra het woord fossiel valt in een project voor verduurzaming. Daarnaast maakt het nu plaatsen van HBr-flowbatterijen die gekoppeld zijn aan het vooralsnog fossiele waterstofnet de weg vrij om eerder op termijn rendabel met gastankers groene waterstof van verre zonnige en of windrijke oorden te importeren. Ook dan zal er een rendement gelden van 85 %.

Geopperd werd ook om groene waterstof op te slaan in een zoutcaverne. In 2022 is immers al een proef gedaan met opslag van waterstof in een lege zoutcaverne. Hier werd zelfs een veel hogere druk gebruikt dan voor de opslag voor een HBr-flowbatterij (vooralsnog, gezien een mogelijke opschaling) nodig is. In dat geval is in feite weer sprake van een voor het waterstof gesloten systeem en wordt het rendement, gerekend op basis van de te gebruiken groene overschotstroom weer 70 %.

CONCLUSIE.

Mijn conclusie is dat gezien het zeer hoge rendement van 85 % van aardgas gebruikt om aan een HBr-flowbatterij waterstof terug te leveren snel begonnen zou moeten worden aan de installaties van HBr-flowbatterijen die gekoppeld kunnen worden aan het grijze waterstofnet. Een groot deel van het overschot aan goedkope wind- en zonneenergie kan er mee opgeslagen worden. Ook zal het voor met gastankers geïmporteerde groene waterstof gezien het rendement van 85 % een zeer efficiënte toepassing zijn.

Reageer