(Karratha / Australien) – Yokogawa Australia, Tochter des japanischen Energieversorgers Yokogawa Electric Corp., entwickelt ein Energiemanagementsystem (EMS) für das australische „Yuri Green Hydrogen“-Projekt. Dessen Standort befindet sich bei Karratha in der Pilbara-Region im Nordosten des australischen Bundesstaates Western Australia. Die künftige Betreiberin Yuri Operations Pty Ltd ist ein Joint Venture zwischen Engie Renewables Australia Pty Ltd und Mitsui & Co Ltd. (28 Prozent).
Die dort geplanten Anlagen umfassen ein 18 Megawatt leistendes Solarkraftwerk, ein acht Megawatt großes Batteriespeichersystem (BESS) sowie einen Elektrolyseur mit einer Kapazität von zehn Megawatt. Mit der Planung, Beschaffung, dem Bau und der Inbetriebnahme (Engineering, Procurement, Construction and Commissioning, EPCC) wurde ein Konsortium der Ingenieurdienstleister Technip Energies N.V. (Niederlande) und Monford Group Pty Ltd. (Australien) beauftragt.
Monford ist für den Bau des Gesamtprojekts sowie für den Betrieb des Solarparks verantwortlich. Technip Energies fungiert als Projektmanager und ist zuständig für die Planung, Beschaffung, Inbetriebnahme und den Betrieb der Elektrolyse.
Ammoniak für Yara
Mit dem Solarstrom sollen schon nach Fertigstellung der ersten von vier geplanten Ausbauphasen 640 Tonnen grüner Wasserstoff pro Jahr produziert werden. Der Energieträger wiederum dient als Basis für die Herstellung von grünem Ammoniak in einer benachbarten Ammoniakanlage, die von Yara Pilbara Fertiliser Pty Ltd (YPF) betrieben wird, Tochter der norwegischen Yara International ASA, einem der weltweit größten Hersteller von Mineraldünger auf Stickstoffbasis.
Die vier Ausbauphasen des Yuri-Projekts. Primär dient der hier erzeugte Wasserstoff der Ammoniakproduktion. Bis 2030 könnte das Vorhaben zum „Pilbara Hydrogen Hub“ erweitert werden. Dann soll überschüssiger Wasserstoff in die nahe gelegene Dampier-Bunbury-Erdgaspipeline eingespeist werden. Überdies kann der Energieträger Straßenfahrzeuge und die in den Minen genutzten Lkw versorgen sowie über den Hafen von Dampier in flüssiger Form oder als chemische Verbindung exportiert werden. © Engie / Yara
Der Yuri-Plan sieht in einer 2020 erstellten Studie vor, die Anlagen bis 2030 auszubauen: zunächst mit einer Erweiterung der Elektrolyse auf eine Kapazität bis zu 500 Megawatt, weitere 1.000 Megawatt könnten es bis 2028 sein und bis 2030 nochmals 500 Megawatt. Im Zentrum steht dabei immer die Ammoniakproduktion. Allerdings sollen Überschüsse in eine Erdgaspipeline eingespeist, als Lkw-Kraftstoff genutzt oder über den Hafen von Dampier exportiert werden.
Das zur Yokogawa-Gruppe gehörende Unternehmen PXiSE Energy Solutions LLC liefert ein Energiemanagementsystem für Solarkraftwerk, BESS und Elektrolyseur, das die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und deren Nutzung in der Yuri-Anlage autonom steuert. Dies gewährleiste eine gleichbleibende Stabilität und Stromqualität, welche auf die Betriebsanforderungen der benachbarten Ammoniakanlage, Wetterbedingungen und andere Faktoren abgestimmt sind.
Autonome Energieerzeugung bereits erprobt
Dezentrales Hybridkraftwerk „Onslow Distributed Energy Resource“ zur Stromversorgung eines Inselnetzes. © PXiSE Energy Solutions LLC
Das autonome Zusammenspiel von Solarstromproduktion und Speicherung mittels des EMS von PXiSE wurde bereits in einem anderen Projekt in der abgelegenen 850-Seelen-Gemeinde Onslow an der Küste von Western Australia erprobt. Das „Onslow Distributed Energy Resource“-Projekt (DER) umfasst ein herkömmliches Erdgaskraftwerk mit einer installierten Leistung von acht Megawatt sowie eine ein Megawatt große Solaranlage nebst Batteriespeicher (1 MW / 1 MWh).
Die Stadt habe in der Testphase keinen Strom aus ihrem fossilen Kraftwerk benötigt. „Die Erfahrung von Onslow zeigt, dass es für Gemeinden möglich ist, sich vollständig mit Solarenergie und Speicher zu versorgen“, resümierte PXiSE seinerzeit. Ein solches Modell könne „in jedem Gebiet angewandt werden, um zu 100 Prozent auf erneuerbare Energien umzustellen“.
Ende 2022 wurden in Denham die Abschlussarbeiten vorgenommen: Der mittels Brennstoffzellen hergestellte Strom wird in ein Inselnetz eingespeist und versorgt einen Teil der Privathaushalte und Unternehmen der Stadt Denham im Bundesstaat Western Australia. © Hybrid Systems Australia
Acht Autostunden weiter südlich in Denham, Shark Bay, an der äußersten Westküste des Kontinents, wird bei einem weiteren Demonstrationsprojekt solar erzeugter Wasserstoff gespeichert und zur Stromerzeugung genutzt. Die dortige Anlage besteht aus einem 348-Kilowatt-Elektrolyseur nebst Wasserstoffkompression und Speicher. Den Strom für die Wasserstoffproduktion liefert eine 704 Kilowatt leistende PV-Anlage. Hinzu kommt eine 100-Kilowatt-Brennstoffzelle für die Rückverstromung.
Die Kapazität des Inselnetzes liegt bei 526 Megawattstunden, was nach Angaben der Australischen Energieagentur ARENA (Australian Renewable Energy Agency) ausreicht, um 100 Wohnhäuser des rund 700 Einwohner zählenden Hafenstädtchens zu versorgen. Der Ertrag entspreche etwa 20 Prozent des privaten und industriellen Strombedarfs und ersetze jährlich etwa 140.000 Liter Dieselkraftstoff der bisher genutzten Stromgeneratoren.
Mit der Entwicklung einer Netzsteuerungslösung (Distributed Energy Resource Management System, DERMS) hatte in beiden Projekten der staatliche Energieversorger Horizon Power die Yokogawa-Tochter PXiSE beauftragt. Nach der erfolgreichen Einführung der Demo-Anlagen will Horizon Power diese Lösung für 34 weitere fernab der Stromtrassen liegende Microgrids in seinem Versorgungsgebiet installieren.
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In einem Joint Venture planen Engie Renewables Australia und Mitsui den Bau einer Wasserstofffabrik in Australien mit Elektrolyseuren, Speichern und PV-Kraftwerk. © Engie SA
