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Title: Bewertung von Power-to-Gas-Anlagen mittels dynamischer Systemsimulation
Language: German
Authors: Andresen, Lisa 
Schmitz, Gerhard 
Keywords: Power-to-Gas; Dynamische Simulation; Wasserstoffeinspeisung; Erneuerbare Energien; Energiespeicherung; CO2-Emissionen
Issue Date: 6-Sep-2016
Publisher: Vulkan-Verlag GmbH
Source: gwf Gas+Energie (9) 2016 : (682-689)
Abstract (german): 
Mittels dynamischer Systemsimulation wird die Kopplung des Hochdruckgasnetzes der Stadt Hamburg mit dem Stromnetz untersucht. Dabei wird das technische Potential der regenerativen Erzeugung, der Speicherung und der Einspeisung von Wasserstoff in das Gasnetz analysiert. Der Modellierungsansatz wird beschrieben. Den Szenariorahmen bildet der geplante Ausbau der fluktuierenden Erneuerbaren Energien im Jahr 2050 und der Strom- und Gasbedarf in 2012. Die Elektrolyseure werden nur dann betrieben, wenn die Residuallast negativ ist. In einer Jahressimulation wird, unter Berücksichtigung einer variablen Einspeisegrenze und eines variierenden Leistungsangebots, ermittelt, wie viel überschüssige elektrische Arbeit genutzt und wie viel Wasserstoff in das Gasnetz eingespeist werden kann. Schließlich wird eine Aussage darüber getroffen, welche CO2-Minderungspotentiale möglich sind. Die Ergebnisse zeigen, dass ein Wasserstoffspeicher unbedingt notwendig ist, um bei hohen Einspeiseraten noch akzeptable Volllaststunden zu erreichen. Bilanziell könnten die in Hamburg durch Reformierung entstehenden CO2-Emissionen bei über 3000 Volllaststunden um maximal 11,5 % gesenkt werden.
Abstract (english): 
Via dynamic system simulation, the coupling of the high pressure gas grid of the city of Hamburg with the electricity grid is investigated. Therein, the technical potential of regenerative production, storage and feed-in of hydrogen into the gas grid is analyzed. The modeling approach is described. The frame of the scenario is given by the planned installed power of fluctuating renewable energies in 2050 and the electricity and gas demand in 2012. The electrolyzers are only operated when the residual load is negative. The simulation is performed for a whole year. Under consideration of a varying feed-in limit and varying electric power supply it is determined, how much surplus renewable work can be used and how much hydrogen can be fed into the grid. Finally, the CO2 reduction potential is evaluated. The results show, that a hydrogen buffer storage is necessary to achieve acceptable full load hours at high feed-in rates. In an annual balance, the CO2 emissions by reforming processes in Hamburg could be reduced by 11.5 % with over 3000 full load hours.
URI: http://hdl.handle.net/11420/4942
DOI: 10.15480/882.2663
ISSN: 2566-722X
Journal: gwf. Gas + Energie 
Institute: Technische Thermodynamik M-21 
Document Type: Article
Project: TransiEnt.EE 
Transientes Verhalten gekoppelter Energienetze mit hohem Anteil Erneuerbarer Energien 
More Funding information: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (FKZ 03ET4003)
License: In Copyright In Copyright
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