Verdens (foreløbig) største elektrolyseanlæg bygges i Tyskland

Illustration: Linde

Planer for nye anlæg til produktion af brint baseret på bæredygtig energi vælter frem.

For nylig var det den tyske producent af industrigasser, Linde, som annoncerede, at man er gået i gang med at bygge et anlæg på 24 MW, som skal ligge i Leuna, cirka 30 øst for Leipzig.

Linde kalder det selv for det største i verden, når produktionen af brint baseret på el går i gang i 2022

Fra produktionsanlægget, skal brinten via eksisterende rørledninger forsyne Lindes industrikunder i området. Samtidig er det planen, at brinten skal på flasker og leveres til brinttankstationer og andre kunder i området.

Linde har i en pressemeddelelse beregnet, at hvis brinten fra den nye anlæg bruges i busser som et alternativ til dieselolie, så vil de kunne køre 40 mio. kilometer på et år og dermed reducere CO2-emissionen med 40.000 ton.

I første omgang skal el til det nye anlæg komme fra nettet og gøres “grøn” via indkøb af certifikater. Men det er planen, at energien på lidt længere sigt, at kommer fra en lokal vindmøllepark.

Elektrolyseanlæg bliver større og større

Størrelsen på elektrolyseanlæg er blevet en konkurrenceparameter, da det vil få kiloprisen på brint ned. I 2019 blev et 6 MW anlæg åbnet i Østrig, og verdens for tiden største elektrolyseanlæg ligger i Japan ikke langt fra atomkraftværket Fukushima. Det er på 10 MW og bliver forsynet med el fra et 20 MW-solcelleanlæg. Det kan dagligt producere op til 1.200 Nm3 brint.

Et enkelt blik i årene fremover kan hurtigt afgøre, at det nye anlæg som Linde planlægger, hurtigt vil blive overgået. I 2025 skal et anlæg på 100 MW efter planen stå klar i Hamburg. På dansk grund har et konsortium med Ørsted i spidsen planer om at udbygge brintproduktion i København i tre faser, så der omkring 2030 vil være 1,3 GW produktionskapacitet og en årlig produktion på mere end 250.000 ton grønne brændstoffer.

sortSortér kommentarer
  • Ældste først
  • Nyeste først
  • Bedste først

"...og gøres “grøn” via indkøb af certifikater."

Så der bruges centraleuropæisk strøm med en udledning på 400-500 g CO2/kWh, som puttes i en elektrolyse og taber mindst 30 % i konverteringen. Hvor store er tabene så i næste led (industrkunder, busdrift eller hvad man nu finder på) og hvordan kan det kaldes grønt? Efterhånden ved alle at certificater ingen nævneværdig forskel gør. Det lyder som greenwashing i mine ører.

Dog er det grundlæggende fint med nye brint anlæg, så der kan ske en udvikling af teknikken.

  • 18
  • 6

Mærkeligt. Her i Danmark er disse "grønne elcertifikater" regeringsanbefalede, og mange mennesker betaler mere for deres el end andre for præcis samme slagt elektricitet

Når så samme grønne miljø-trick anvendes i udlandet er det åbenbart helt galt og det rene fup og svindel !

  • 10
  • 13

De der grønne-elektron-filtre, er det noget i retning af de der moderne magneter nogle vist nok bruger til at sortere noget af strømmen fra i elmåleren ? - eller er det bare et nyt ord for det samme ?

  • 2
  • 7

Certifikaterne er glimrende ide. De tillader dekarbonisering til den laveste omkostning for samfundet. Det er den samme elektricitet som naboen siger Hr Johansen, men effekten paa vor stakkels planet er ikke den samme.

  • 3
  • 5

Grønne Elcertifikater er svindel og humbuk når vi alle, uanset certifikat eller ej, modtager nøjagtigt den samme el, produceret i nøjagtigt det samme mix af vind, naturgas, affaldsgenbrugsforbrænding, biogas og kulbaseret el, suppleret med noget kernekraft og vandkraft. Men det er som så meget andet i Den Grønne Bølge beskyttet af et useriøst lobbyarbejde, naive politikere og forbrugere der ikke har hørt efter i fysiktimerne.

  • 11
  • 6

Brint fremstillet ved elektrolyse er den dårligste metode til energi transport.

Tab ved elektrolyse ligger på ca 30%

Hvis der bruges havvand på fx en energi ø, skal vandet renses først.

Så skal Brinten komprimeres eller køles til minus 250 °C, tab på ca 10%.

Distribueres med tankvogne eller tankskibe til brugerene, tab på ca 5%.

Brændselcelle konverter til el igen, i fx el-bilen, tab på ca 40%. Brændes i en ICE motor, tab på 50-70%.

Hvis vi så ovenikøbet konvertere brinten til ammoniak, for at brænde den i en skibsmotor stiger tabet yderligere 10-15%.

Måske vi skal bruge strømmen direkte i stedet?

Til at erstatte de +100.000 olie fyr der stsdig står og ryger i danske hjem fx.

  • 7
  • 6

Kernekraft er en uudtømmelig og ren energikilde. Så brintproduktion på kernekraft-el kan gøre den tunge landtransport CO2-fri, nøjagtigt ligesom vindkraften kan gøre det via brint.

Og når elektriciteten er produceret miljørigtigt og uden CO2-emission af betydning, er den forkætrede udnyttelses-procent af mindre betydning.

Økonomisk betyder det noget, men hvis formålet er at undgå CO2-emission, og det er det jo, er udnyttelsesgraden fra elprodukt til landtransportbrændstof, eller flytransportbrændstof jo totalt ligegyldigt.

  • 3
  • 5

Back to the future! Her snakker man om verdens største elektrolysefabrikk på 24 MW og tenker ikke over at Norsk Hydro med sin ammoniakkproduksjon i Glomfjord hadde 135 MW inn til elektrolyse og produserte ca 3 tonn hydrogen per time (nedlagt ca 1990 etter to til tre tiår). På sekstitallet begynte man å gå over til naturgass for å lage hydrogen/ammoniakk. Nå er pendelen i ferd med å snu igjen!

  • 8
  • 0

Det må være en videreudvikling af dette produkt fra de gamle anti-atom dage: http://www.nucleostop.de/

Den funker på at afvise nukleare elektroner på baggrund af deres tachyonsignatur. Mit ynglingsdel er at den lover: "Wir garantieren, daß nach Anschluß des Geräts an Ihren Steckdosen auch mit feinster Analysetechnik kein Atomstrom messbar ist." Never mind at også inden tilslutning af apparatet ingen atomstrøm kan måles... :)

  • 3
  • 0

... her på ing.dk, virker på samme måde som at sige "prut" nede i børnehaven.

Det er derimod ikke meget interesse, der vises for det stakkels elektrolyseanlæg.

  • 11
  • 0

Der er mange måder at producerer H₂ på, og de mest effektive har også en CO eller CO₂ samtidigt. Den CO₂ kan man selvfølgelig putte på faslker og sælge, men så råmaterialet er fossilt brændstof, så er gevindsten svær at få øje på.

Hvis man bruger energi fra vandkraft og via elektrolyse producerer hydrogen, så er det rent, men det er bare ikke en effektiv udnyttelse af energien.

  • 2
  • 2

Der er planer om 16GW solcelleparker indenfor få år i DK.

Og sommer “peak” produktion er nærmest værdiløs, da nærmeste lande også har strøm overskud på samme tid.

Og strøm skal jo bruges øjeblikkeligt ellers er det spildt!

Solceller i DK har kun kapacitet på 10%, medens havvind har 40-50%. Så eneste mulighed for fuld udnyttelse af solcelleparker i DK er sæsonlagring med elektrolyse anlæg og brintlagring i gasnet/saltkaverner.

Hvad er strategien for at få fuld udbytte af solenergi i DK?

Vil det kræve at solcellepark investorer også skal betale for elektrolyseanlæg og brintlagring?

  • 4
  • 0

Solceller i DK har kun kapacitet på 10%, medens havvind har 40-50%. Så eneste mulighed for fuld udnyttelse af solcelleparker i DK er sæsonlagring med elektrolyse anlæg og brintlagring i gasnet/saltkaverner.

At solceller har en kf på 10% bør etter hvert revurderes kraftig! Dersom en ser på en solcellerpark i California 100% backet opp av batterie, så kan den levere jevnt hver time i døgnet. Med maksimale solforhold vil en i dag si at kf over en dag er 30%. Dersom en i stedet sier at merkeffekt er døgnproduksjonen delt på 24 timer, så vil kf være 100%. Over året vil en da kanskje ha en kf på 80% (noe overskyet og noe mindre sterk sol om vinteren).

Om jeg skulle ha solceller på taket så ville jeg orientere halvparten mot vest og halvparten mot øst. Da vil jeg oppnå en mer jevn fodeling over døgnet og få mer ut av cellene vår og høst når behovet for strøm er større. Om en inkluderer et batteri (som i California) og regner merkerefffekt som lavere enn om cellene står mot sør, så vil også kf her bli 100% på en vår eller høstdag. Over året vil kf kanskje bli 50% i Skandinavia. For Danmark vil optimal energimix være 60% vind og 30% sol for best mulig å dekke energibehov gjennom året (mer vind og mer strømbehov om vinteren og mindre vind og lavere strømbehov om sommeren). Økonomi kan tilsi et annen fordeling enn 60/30.

For fremtiden er det mer korrekt å vente rundt 60% kf i Nordsjøen enn 40-50%!

  • 1
  • 2

At solceller har en kf på 10% bør etter hvert revurderes kraftig!

Ved optimale betingelser for solcelleparker i DK, kan opnås energi power factor på over 20% (årlig gennemsnit med daglig 4-6timer produktion). Men næsten hele sol energi produktion i sommer måneder.

Solcelleparker har altså mindre end halvdelen af havvind energi faktor, som er på over 45% (årlig gennemsnit med daglig 10-12 timer produktion). Og med mest vind energi produktion i vintermåneder.

Da opstilling, installation og drift af solcelleparker nu er økonomisk rentable uden tilskud, vil der være mulighed for meget hurtigere udbygning af GW solcelleparker end GW vindparker.

Hvis sæsonlagring af solcellestrøm ved elektrolyse til brint og energilagring i saltkaverner, kan solenergi udbygges mere end vindenergi.

DK og DE vil i 2030 have mangel på grøn brint, så ved fornuftig udbygning af solcelleparker med elektrolyseanlæg kan der måske allerede om få år tjenes penge på solcelleparker i DK.

  • 2
  • 0

Ved optimale betingelser for solcelleparker i DK, kan opnås energi power factor på over 20% (årlig gennemsnit med daglig 4-6timer produktion). Men næsten hele sol energi produktion i sommer måneder.

Solcelleparker har altså mindre end halvdelen af havvind energi faktor, som er på over 45%

Mitt forslag var at en ser på en solcellepark med nok batterikapastet som et system som kan levere 24 timer per døgn (og til og med med variasjon etter strømbehov!). Da blir kf på en god sommerdag 100% Så hva blir da snitt over året? I følge en figur som gir solinnstråling målt i kWh per m2 og år for forskjellige hovedsteder i Europa, så topper København med 173 kWh ca 1. juli, 125 kWh 15. mars og 100 kWh 1. september (minimum ca 20 kWh 1. januar). Om vi trekker fra 5% fra høyeste verdi 1.juli (solceller har høyest effektivitet ved -5 grader, 9% høyere effektivitet i vinterhalvåret), så bli høyeste verdi 164 kWh. En ser altså at det er betydelig produksjon også vår og sommer og minimalt ved årskiftet. På steder med snø i Norge så øker refleksjonen fra snø produksjonen dramatisk!

Om kf på siste beste er 100% i København, vil jeg tippe at årsnittet vil være ca 55% ved en rask vurdering av grafen!

Se også:

https://www.tu.no/artikler/soiling-og-alt-...

www.tu.no/artikler/rapport-den-beste-tempe...

Solinnstråling København mm: www.framtiden.no/myteknusing/ikke-nok-sol-...

  • 0
  • 1

Mitt forslag var at en ser på en solcellepark med nok batterikapastet som et system som kan levere 24 timer per døgn (og til og med med variasjon etter strømbehov!)

Jeg tror vi beregner “kapacitet faktor” på forskellig måde?

Mine 3kW solcellepaneler på hustaget giver årlig 3.000kWh (altså 365dage x 24timer).

Kapacitets faktor kan beregnes til 11%:

3.000kWh/(365dage x 24timer x 3kW) = 0,11

I DK kan kapacitet faktor måske forøges ved at anvende vertikale “dobbelte solcelle”, altså bifaciale solpaneler. Se link

https://www.pv-magazine.com/2020/03/30/fre...

  • 2
  • 0

Ja det var faktisk hovedpoenget med #23 og #25. Når en inkluderer batteri for døgnregulering med en solcellepark, så må kf defineres på en ny måte for å forstå hvordan et slikt system virker! Den gamle kf-definisjonen blir irrelevant!

Hvis batteriet er stort nok og solcelleinverteren lille nok, kan du producere producere strøm med 100% CF - ikke ift solcellekapaciteten, men ift invertercapaciteten.

Hvis solcellerne producerer 173 kWh i Juni og 20 kWh i Januar, og formålet er at levere en helt jævn forsyningskurve gennem året, så skal batteriet kunne rumme ca 580 kWh, og inverteren have en mærkeeffekt på 143 Watt.

Så kan du levere maks invertereffekt (143 Watt) 24/7/365, og dermed 100% kapacitetsfaktor.

Solcellekapaciteten skal derimod være 1,3 kWp, og leverer derfor kun 0,143/1,3 = 11% CF.

Hvis batterier en dag kan købes for $50 pr kWh, kan du med et batteri til 180.000 kr + 1,3 kWp solceller + en meget lille inverter, producere for 5 øre strøm i timen, hele året rundt.

  • 3
  • 0

Hvad er strategien for at få fuld udbytte af solenergi i DK?

Vil det kræve at solcellepark investorer også skal betale for elektrolyseanlæg og brintlagring?

Alle vindmøller installeret efter 2017 bliver stoppet når elprisen er under 0. og de får ingen erstatning for "tabt afsætning".

Sørg for at solceller hurtigst muligt underlægges samme betingelser, og at de ikke subsidieres hvis de ikke fortrænger fossil energi.

Om vi får fuld udbytte af solcellerne, er ikke vigtigt, når bare forbrugerne ikke bliver tvunget til at betale tilskud for at fortrænge grøn el, der allerede er i overflod.

  • 2
  • 0

Alle vindmøller installeret efter 2017 bliver stoppet når elprisen er under 0. og de får ingen erstatning for "tabt afsætning".

Sørg for at solceller hurtigst muligt underlægges samme betingelser, og at de ikke subsidieres hvis de ikke fortrænger fossil energi.

Allerede inden 2030 vil MW solcelleparker have behov for elektrolyse og brintlagring i underjordiske saltkaverner, hvis DK solenergi skal udnyttes (kapacitet faktor over 10%).

Investeringer i GW solcelleparker vil ikke give afkast, hvis der ikke er sæsonlagring. Og beregninger viser, at det kræve adgang til elektrolyse kapacitet på 80% af peak effekt.

En solcellepark på 300MW vil altså have behov for 240MW elektrolyseanlæg på grund af flukturerende strøm.

DK har i undergrunden mulighed for saltkaverner i stort tal. og hvis de udnyttes, kan her lagres over 1.000TWh. Se link

https://www.sintef.no/globalassets/project...

  • 1
  • 0
Bidrag med din viden – log ind og deltag i debatten