Plattform für Wasser, Gas und Wärme
Im aktuellen Energiesystem der Schweiz sind 25% der Endenergie Elektrizität und 60% chemische Energieträger (Benzin, Diesel, Kerosin, Heizöl, Methan). Holz, Kohle, Industrieabfälle, Fernwärme und Sonne decken die restlichen 15% der Endenergie [1]. Von den chemischen Energieträgern sind heute nur wenige Prozent erneuerbar [2, 3]. Im zukünftigen, nachhaltigen Energiesystem der Schweiz wird die Bedeutung von Elektrizität zunehmen (Wärmepumpen, Elektromobilität), die chemischen Energieträger werden weitgehend erneuerbar sein und weiterhin einen substanziellen Teil der Endenergie ausmachen [4]: Gemäss Energieperspektiven 2050+ des Bundes werden im Szenario «Zero Base» im Jahr 2050 45% des Endenergiebedarfs durch chemische Energieträger – vor allem Wasserstoff – gedeckt. Sie sind zu ca. 95% erneuerbar [4]. Power-to-Gas (PtG), Sektorkopplung und die bestehende Gasinfrastruktur werden dabei eine wichtige Rolle übernehmen [5].
Power-to-Gas-Anlagen verwenden überschüssigen, erneuerbaren Strom. Auch wenn der Begriff «Überschussstrom» nicht eindeutig definiert ist, produziert die Schweiz in den Monaten Mai, Juni, Juli und August mehr Strom, als sie verbraucht [6]. Weil dann auch im umliegenden Europa wegen der Photovoltaikanlagen viel erneuerbarer Strom angeboten wird, muss Schweizer «Überschussstrom» im Sommer zu einem tiefen Preis exportiert werden. Alternativ könnten Power-to-Gas-Anlagen mit diesem Strom, der dann definitiv nicht mehr «überschüssig» wäre, in einem Elektrolyseur Wasserstoff (H2) produzieren (Power-to-Hydrogen). Wasserstoff kann direkt genutzt werden oder in einem zusätzlichen Reaktor zusammen mit Kohlendioxid (CO2) in Methan (CH4) umgewandelt werden (Power-to-Methane). Auf diese Weise koppelt Power-to-Gas die Sektoren «Strom», «Transport und Mobilität» und «Wärme und Kälte» und ist eine von mehreren Möglichkeiten, die saisonal schwankende Verfügbarkeit erneuerbarer Energiequellen auszugleichen [7].
Anders als bei Power-to-Hydrogen sind bei Power-to-Methane CO2-Quellen zu erschliessen, z. B. Rauchgase von Zementwerken oder von Kehrichtverbrennungsanlagen, Rohbiogas aus der Abwasserreinigung und aus Biogasanlagen oder CO2 aus der Atmosphäre. Zudem fallen bei Power-to-Methane zusätzliche Verluste in Form von Wärme an. Im Vergleich zu Wasserstoff hat Methan zwei Vorteile: Es kann günstiger und in grösseren Mengen gespeichert werden [7], und für die Verteilung und Nutzung steht die vorhandene Gasinfrastruktur zur Verfügung. In der Schweiz umfasst die Infrastruktur 20 000 km Erdgasleitungen [2, 8], verfügt über ca. 1,5 TWh Speicherkapazität [9] und zählt 150 CNG- sowie aktuell drei LNG-Tankstellen [10, 11].
Das IET Institut für Energietechnik der OST Ostschweizer Fachhochschule beschäftigt sich seit 2013 mit Power-to-Gas und hat zwischen Januar 2014 und Dezember 2017 die erste Power-to-Methane-Forschungsanlage der Schweiz betrieben [12]. Aufbauend auf den Erkenntnissen aus diesem Projekt wurde eine neue Anlage konzipiert und im Rahmen zahlreicher Partnerschaften aus der Energieversorgung, der Wirtschaft und der Akademie sowie mit Unterstützung verschiedener Förderorganisationen zur Forschungsplattform ausgebaut (Fig. 1 und 2).
Das IET Institut fĂĽr Energietechnik verfolgt mit der Forschungsplattform zwei Ziele:
Figur 3 zeigt das grobe Layout der Plattform. Sie ist mit den beiden grossen Energieinfrastrukturen – dem Stromnetz und dem Gasnetz – verbunden. Die Weiterentwicklung von neuen Technologien findet im Zentrum der Forschungsplattform statt. In Figur 3 sind eine konventionelle Elektrolyse und parallel dazu eine Hochtemperatur-Elektrolyse dargestellt. Wasserstoff aus den Elektrolysen wird mit CO2 oder mit Rohbiogas gemischt, das aus ca. 40% CO2 und 60% CH4 besteht. Das Gasgemisch wird wahlweise zu einem der Reaktoren für die Methanisierung geleitet, in denen neue Katalysatoren und neue Systemeinbindungen entwickelt werden. Um ein reales Umfeld zu gewährleisten und sie für Demonstrationszwecke zu nutzen, verfügt die Plattform zusätzlich zu den Anschlüssen an die Energienetze über eine PV-Anlage, eine Kleinwindanlage, eine CO2-Abscheidung aus der Atmosphäre und eine CNG-Tankstelle, die 100% erneuerbares Gas liefert [13].
In diesem Artikel wird aufgezeigt, wie die Effizienz von Power-to-Methane gesteigert werden kann. Zudem werden einige Beispiele aus zahlreichen Untersuchungen in der Plattform näher erklärt. Auf die nachfolgenden Komponenten wird im Artikel nicht weiter eingegangen:
CNG-Klein–Tankstelle
CO2-Abscheidung
Die Forschungsplattform enthält die Komponenten einer konventionellen Power-to-Methane-Anlage bestehend aus den beiden Schritten Elektrolyse und Methanisierung:
In der Elektrolyse wird flĂĽssiges Wasser H2O in Wasserstoff H2 und Sauerstoff O2 aufgespalten:
H2O → H2 + ½ O2
Es gibt verschiedene Typen von Elektrolyseuren: alkalisch, Proton Exchange Membrane (PEM) und Anion Exchange Membrane (AEM). Mit ca. 1 MW elektrischer Leistung können im grossen Massstab ca. 200 Nm3/h Wasserstoff H2 erzeugt werden [14–16] (spezifischer Elektrizitätsverbrauch 5,0 kWh/Nm3), was einer Effizienz bezüglich Brennwert von ca. 70% entspricht.
Kenndaten des PEM-Elektrolyseurs der Forschungsplattform in Rapperswil:
In der Methanisierung reagiert der Wasserstoff H2 aus der Elektrolyse mit CO2:
4 H2 + CO2 → CH4 + 2 H2O
Es gibt die beiden Technologien chemische Methanisierung bei einer Temperatur von ca. 280 °C mit Unterstützung eines Katalysators und die biologische Methanisierung bei einer Temperatur von ca. 50 °C mittels Mikroorganismen (Archaeen). Bei einer vollständigen Umwandlung gemäss der obenstehenden Reaktionsgleichung ergibt sich ein Wirkungsgrad bezogen auf die Brennwerte2 von 78%.
Die Plattform des IET verfügt über eine chemische Methanisierung in einem vertikalen Rohrreaktor mit einer Gesamtlänge von 1600 mm, der von oben nach unten durchströmt wird. Der Reaktor enthält zwei Katalysatorschüttungen mit einem Durchmesser von 37 mm und einer Gesamtlänge von zusammen 1370 mm, die sich im Verhältnis 1 zu 2 auf das erste und zweite Bett verteilen. Es handelt sich um einen Nickel-Katalysators der Firma Hitachi Zosen Inova, der auf der porösen Oberfläche von Zylindern mit 3 mm Durchmesser und 3 mm Länge aufgebracht ist. Zwischen den Katalysatorschüttungen befindet sich eine inerte Schüttung, in der CO2 zugeführt werden kann. So kann die Reaktion auf die beiden Katalysatorschüttungen aufgeteilt werden. Eine Sonde mit zehn Messpunkten erlaubt es, die Temperatur auf der zentralen Achse des Reaktors zu messen. Der Reaktormantel wird mit Thermo-Öl auf 250–280 °C gekühlt. Der Druck der Methanisierung ist einstellbar zwischen 1 barg bis 10 barg.
Mit diesen Technologien lassen sich im grossen Massstab ab 1 MW elektrischer Leistung Power-to-Methane-Anlagen bauen mit einem Wirkungsgrad bezogen auf den Brennwert3 von ca. 50% (ohne Wärmenutzung). Ein grobes Energieflussdiagramm einer solchen Anlage ist in Figur 4 gezeigt.
Bei der Auslegung, beim Bau und der Inbetriebnahme der Forschungsplattform konnte zusammen mit den Projektpartnern und den Zulassungsbehörden zahlreiche relevante Erfahrungen gesammelt werden. Das Design des Reaktors für die Methanisierung hat sich bewährt. In Experimenten wurden optimale Betriebsparameter der Methanisierung bestimmt. Es wurden Prozeduren für das Aufstarten und das Abschalten sowie für den Standby-Betrieb entwickelt, die auch auf grosse Anlagen angewendet werden können.
Die Effizienz des Power-to-Methane-Prozesses kann gesteigert werden, indem anstelle einer konventionellen Elektrolyse eine Hochtemperatur-Elektrolyse verwendet wird, die Wasserdampf H2O in Sauerstoff O2 und Wasserstoff H2 aufspaltet. Kann der Wasserdampf mit der Abwärme des restlichen Prozesses erzeugt werden, insbesondere mit derjenigen aus der katalytischen Methanisierung bei 250 °C, kann ein deutlich grösserer Wirkungsgrad erreicht werden. Er liegt 15 bis 20 Prozentpunkte über demjenigen mit konventioneller Elektrolyse. Dies ist im vereinfachten Energieflussbild in Figur 5 gezeigt. Um die gleiche Menge an Methan zu erzeugen, benötigt eine Anlage mit Hochtemperatur-Elektrolyse anstatt 1,1 MW elektrische Leistung nur etwas mehr als 0,8 MW.
Die Hochtemperatur-Elektrolyse ist wie die Brennstoffzelle ein elektro-chemischer Prozess, der sich bei ca. 800 °C abspielt. Im Zentrum einer Hochtemperatur-Elektrolyse steht wie bei der Brennstoffzelle ein Zellstapel, und zwar aus Festoxidzellen. Deshalb spricht man auch von Solid Oxide Electrolyser (SOE), analog zur Solid Oxide Fuel Cell (SOFC).
Der zurzeit weltgrösste Hochtemperatur-Elektrolyseur im Bau wird eine elektrische Leistung von 2,4 MW haben [17]. Konventionelle Elektrolyseure sind technisch reifer und stossen aktuell in Grössen von 100 MW elektrischer Leistung vor. Es wird berichtet, dass Hochtemperatur-Elektrolyseure im grossen Massstab einen spezifischen Elektrizitätsverbrauch von 3,6 kWh/Nm3 aufweisen, was bezogen auf den Brennwert über 95% Effizienz1 entspricht [18, 19]. Das Diagramm in Figur 5 wurde mit einer konservativen Annahme für die Effizienz der Hochtemperatur-Elektrolyse von 90% bezogen auf den Brennwert1 gezeichnet.
In den Projekten High Efficiency Power-to-Methane Pilot (HEPP) und HotCat4Steam wird die erhöhte Effizienz experimentell demonstriert. In der Forschungsplattform in Rapperswil ist ein durch die École polytechnique fédérale de Lausanne EPFL, Group of Energy Materials GEM, Sion, unter der Leitung von Jan van Herle entwickeltes Hochtemperatur-Elektrolysesystem eingebaut mit einer Kapazität zur Erzeugung von 2 Nm3/h Wasserstoff. Der Zellstapel wurde durch Solid Power GmbH hergestellt. Darum herum gibt es ein System (Balance of Plant), das die Zufuhr und das Wegführen der Medien, ihre Vorwärmung, eine Rezirkulation, eine Wärmerückgewinnung sowie alle Systeme für Anfahren mit Vorheizung und Herunterfahren sowie den Standby-Betrieb im heissen und kalten Zustand gewährleistet. Das Hochtemperatur-Elektrolysesystem hat ihre eigene Regelung und Steuerung, die auch jederzeit den sicheren Betrieb des Elektrolysesystems gewährleistet und mit der Forschungsplattform kommuniziert. Von diesem Elektrolysesystem gibt es noch keine Messwerte zur Effizienz. Gemäss Literatur [20] hat sie in diesem kleinen Massstab einen spezifischen Elektrizitätsverbrauch von 4,2 kWh/Nm3 und somit eine Effizienz bezogen auf den Brennwert1 von 84 Prozent.
Das Wärmemanagement ist als Kreislauf von Thermo-Öl realisiert, das seine Wärme aus der Kühlung des Mantels der Methanisierung bei 250 °C bezieht. Der Dampf für die Hochtemperatur-Elektrolyse wird mit Wärme aus dem Thermo-Öl in einem Verdampfer erzeugt und mit 240 °C der Hochtemperatur-Elektrolyse übergeben. Um den empfindlichen Stapel aus Festoxidzellen nicht zu beschädigen, darf der Druck des Wasserdampfs nur im Bereich von wenigen Millibar schwanken. Mit den bis jetzt erzeugten experimentellen Resultaten aus dem Wärmemanagement und dem Verdampfer erscheint es realistisch, dass eine Effizienzsteigerung von 20 Prozentpunkten im Verlauf des Jahres 2022 demonstriert werden kann. In anderen Projekten [18, 21] wurde die hohe Effizienz bis jetzt nur rechnerisch nachgewiesen.
Die Zusammensetzung des Gases direkt nach dem Methanisierungsreaktor ist in Tabelle 1 zusammen mit den Anforderungen für uneingeschränkte Einspeisung ins Gasnetz gezeigt. Auch in einem Betrieb mit optimierten Parametern (Druck, Temperatur und Aufteilung des CO2 auf die beiden Katalysatorschüttungen) werden diese Anforderungen nicht erreicht. Deswegen wird das Gas aufbereitet, indem es an einer Membran der Firma Evonik Fibres GmbH vorbeiströmt, auf deren anderer Seite ein tieferer Druck herrscht. Wasserstoff und Kohlendioxid gelangen leichter auf die andere Seite der Membran als Methan. So werden die Anteile von H2 und CO2 im produzierten Gas reduziert. Das Verhalten der Membran hängt ab von Membranfläche, Durchfluss, Drücken auf beiden Seiten der Membran, Temperatur und Gaszusammensetzung.
Das Know-how zum Einbau der Membran in Biogasanlagen stammt von der Firma Apex AG und konnte in einer Zusammenarbeit auf Power-to-Gas-Anlagen erweitert werden.
Bei der Membrantrennung existiert ein Zielkonflikt: Einerseits sollte ein möglichst grosser Anteil des Wasserstoffs und Kohlendioxids für die Gasrückführung abgetrennt werden, ohne dabei zu viel Methan abzuführen. Eine höhere Druckdifferenz über die Membran ermöglicht ein hohe Abtrennrate von H2 und CO2, lässt aber auch mehr CH4 durch die Membran. Zusätzlich ist wegen der höheren Druckdifferenz und wegen des höheren Massenstroms mehr Arbeit für die Gasrückführung notwendig. Es hat sich bewährt, die Methanisierung mit einem leicht überstöchiometrischen Verhältnis von H2 zu CO2 zu betreiben. Gleichzeitig wird die Druckdifferenz über die Membran so eingestellt, dass im Produktgas (Messstelle MS4 aus Fig. 3 und Tab. 2) der Wasserstoffanteil den maximal erlaubten Volumenanteil von 2,0% gerade erfüllt.
Tab. 1 Volumenanteile des Gasgemischs (trocken) nach der Methanisierung (Zeile 1) im Vergleich mit den Anforderungen an die uneingeschränkte Einspeisung ins Gasnetz (Zeile 2). Diese kann mit der Membranaufbereitung erreicht werden (Zeile 3).
Tab. 2 Messstellen aus Figur 3 für Sensoren gasQSTM der Firma Mems auf der Forschungsplattform und die möglichen Bereiche an Konzentrationen.
Beim Starten der Methanisierung wird diese zuerst mit reinem H2 gespült. Nachher wird CO2 dazugegeben, sodass die exotherme Reaktion 4 H2 + CO2 → CH4 + 2 H2O beginnt. Um Hotspots im Reaktor zu vermeiden, die den Katalysator beschädigen würden, wird die Dosierung von CO2 kontinuierlich erhöht, bis das stöchiometrische Verhältnis von 4 mol H2 zu 1 mol CO2 erreicht ist. Vor diesem Zeitpunkt kann der Prozess nicht die geforderte Gasqualität aus Tabelle 1 liefern, sodass das Gas nicht eingespeist werden darf. Es muss verworfen werden, wird also bei Grossanlagen in einer Fackel verbrannt. Die Gasrückführung kann dazu verwendet werden, beim Aufstarten diese verworfene Gasmenge zu minimieren. Das konnte in einem Versuch auf der Forschungsanlage gezeigt werden.
Figur 6 zeigt die Auswertung dieses Versuchs: Zunächst strömt (ab der Zeit 05:12) nur Wasserstoff an der Messstelle MS2 in den Festbettreaktor (Fig. 3). Nach 2 Minuten (ab 05:14) wird CO2 zugegeben und das Gas vom Reaktoraustritt (MS3) direkt und ohne Kontakt mit der Membran über die Gasrückführung (Recycle) wieder zum Eintritt der Methanisierung (MS2) geführt. Das Volumen nimmt durch die chemische Reaktion (4 H2 + CO2 → CH4 + 2 H2O) ab und durch das Einströmen von zusätzlichem Gas zu. Weil der zweite Effekt schliesslich überwiegt, steigt der Druck (Pressure Recycle) im ganzen System. Sobald 9 barg erreicht werden (bei 5:22), wird ein Ventil betätigt und das Gas aus dem Reaktor durch die Membran geleitet sowie in der Gasrückführung ein zusätzlicher Puffertank dazugeschaltet. Das vergrössert das Anlagenvolumen stark und der Druck in der Gasrückführung (Pressure Recycle) sinkt. Dank des rasch verfügbaren, hohen Differenzdruckes über der Membran ist die Gasqualität während nur 90 Sekunden ungenügend und es müssen nur 5 g Methan verworfen werden. Anschliessend (ab 05:23:30) erreicht die Gasqualität die geforderten Werte, sodass das Gas eingespeist werden kann. Ohne dieses optimierte Anfahren wäre das produzierte Gas für rund 20 Minuten von ungenügender Qualität und müsste verworfen werden.
Die Forschungsplattform ist mit einem Massenspektrometer ausgestattet (GAM200 der Firma InProcess Instruments), um an bestimmten Orten die Zusammensetzung der Gasströme zu bestimmen und die Anlage zu regeln. In Zusammenarbeit mit der Firma Mems AG (Birmensdorf) wurden Sensoren auf der Basis ihrer gasQSTM- Technologie weiterentwickelt, die eine schnellere und günstigere Bestimmung der Gaszusammensetzung an mehr Orten gleichzeitig erlauben als mit einem Massenspektrometer oder einem Gaschromatographe. Es gibt zwei Sensortypen:
Messung der Wärmeleitfähigkeit, um die Zusammensetzung von Gasgemischen aus zwei Komponenten zu bestimmen. Druck bis 9 barg (optional bis 15 barg). Messung im durchströmten Rohr.
Messung der Wärmeleitfähigkeit, der Wärmekapazität und der Dichte, um die Zusammensetzung von Gasgemischen aus mehreren Komponenten zu bestimmen. Druck zwischen 4 barg und 9 barg. Messung an einem Bypass mit kritisch durchströmter Düse.
Auf der Forschungsplattform sind an den Messstellen (MS 2-6) Mems-Sensoren verbaut (Tab. 2). Die Tabelle zeigt auch die an diesen Stellen zu erwartenden Konzentrationen der drei Gase Wasserstoff, Kohlendioxid und Methan. In Versuchen wurden die Sensoren kalibriert und die Korrelationskoeffizienten der Sensoren auf das Einsatzgebiet von Power-to-Methane-Anlagen optimiert. Durch Vergleiche mit dem Massenspektrometer konnte in Versuchen gezeigt werden, dass die Mems-Sensoren die Konzentrationen der Gase in Echtzeit mit eine Abtastraten von 1 Sekunde (gasQS static) und 40 Sekunden (gasQS flonic) mit einer Genauigkeit von 1 bis 2% des gemessenen Methangehalts unter realen Bedingungen bestimmen können.
Es wurde eine einfache Messmöglichkeit entwickelt, um zu bestimmen, ob Gas uneingeschränkt einspeisefähig ist und die Anforderungen aus Tabelle 1 erfüllt. So wurde ein Sensor gasQSTM static neu konfiguriert und kalibriert und kurz vor der Einspeisung (Messstelle MS5, Fig. 3) installiert. Der Sensor ist ursprünglich für Gasgemische mit zwei Komponenten ausgelegt, misst an dieser Stelle jedoch die Wärmeleitfähigkeit von Gasgemischen aus Methan, Kohlendioxid und Wasserstoff. Dank der Kalibration kann der Sensor direkt in der Leitung bestimmen, ob das Gas die Anforderungen erfüllt, ohne die exakte Gaszusammensetzung zu kennen. Eine Produktionsanlage kann basierend auf diesem Signal das Gas einspeisen oder verwerfen.
Nach Möglichkeit wird die Anlage basierend auf den beschriebenen Sensoren automatisiert, sodass Langzeitversuche auch ohne Schichtbetrieb möglich sind. Aktuell arbeitet das IET an einem Projekt, das durch Innosuisse gefördert wird und in dem zusammen mit den Industriepartnern Burckhardt Compression AG, Arbor Fluidtec AG (Swagelok Schweiz) und Endress+Hauser (Schweiz) AG eine kostengünstige Wasserstofftankstelle entwickelt wird. Der Prototyp wird zunächst auf der Forschungsplattform in Betrieb genommen und getestet, bevor er in einem Feldtest zum Einsatz kommt. In Zukunft sollen auf der Forschungsplattform weitere innovative Technologien und Systeme entwickelt werden.Wissenstransfer
Ein wichtiger Teil des Projektes ist der Wissenstransfer in die Gesellschaft und die Wirtschaft. Bereits 1200 Personen haben die Anlage im Rahmen von FĂĽhrungen durch IET-Mitarbeitende besichtigt. (Anmeldung: besuch-ptx@ost.ch; Unkostenbeitrag).
Das IET und der SVGW organisieren ein zweitägiges Ausbildungsseminar zum Thema «Wasserstoff», in dem Wissen aus den Projekten vermittelt wird: 4./5. Mai 2022 in Rapperswil.
Wissenstransfer findet auch im Rahmen der Projekte zu unseren Industriepartnern statt und wenn Mitarbeitende Spin-Offs grĂĽnden. Mit den Firmen Alphasynt GmbH und Grinix GmbH gibt es davon bereits zwei.
[1] Bundesamt fĂĽr Energie (2021): Schweizerische Gesamtenergiestatistik 2020
[2] VSG (2021): Erdgas und Biogas in der Schweiz, Jahresstatistik des VSG, Ausgabe 2020, Verband der Schweizerischen Gasindustrie VSG
[3] www.biosprit.org, Zugriff 5. Dezember 2021
[4] Prognos AG; Infras; TEP Energy GmbH; Ecoplan (Eds.) (2020): Energieperspektiven 2050+, Kurzbericht, Bundesamt fĂĽr Energie, November 2020
[5] VSG (2020): Nur mit Wasserstoff lassen sich die Klimaziele erreichen, Thesenpapier Verband der Schweizerischen Gasindustrie VSG
[6] Bundesamt für Energie (Juli 2021): Schweizerische Elektrizitätsstatistik 2020
[7] Friedl, M. et al. (2018): Saisonale Flexibilisierung einer nachhaltigen Energieversorgung der Schweiz, Fokusstudie, Forum Energiespeicher Schweiz (FESS), aeesuisse
[8] Ruoss, F. (2014) Erdgasinfrastruktur der Schweiz, Faktenblatt, IET Institut fĂĽr Energietechnik, HSR Hochschule fĂĽr Technik Rapperswil,
[9] IET Institut für Energietechnik, HSR Hochschule für Technik Rapperswil (2017): Erdgasspeicherkapazität der Schweiz, Faktenblatt, 24. Februar 2021
[10] www.cng-mobility.ch, Zugriff 16. Dezember 2021
[11] Krummen Kerzers (2020): Mitteilung, https://krummen.com/aktuelles/dritte-lng-tankstelle-in-der-schweiz/, Zugriff 15. Dezember 2021
[12] Crameri, V. et al. (2015): Erneuerbare Treibstoffe mit Power-to-Gas, Aqua & Gas No. 10, pp. 20 bis 28
[13] Ruoss, F.; Schmidlin, L.; Friedl, M. (2021): Effizientere Methansynthese, Bulletin.ch No. 12, VSE und Electro Suisse, pp. 2 bis 5
[14] Kopp, M. et al. (2017): Energiepark Mainz. Technical and economic analysis of the worldwide largest Power-to-Gas plant with PEM electrolysis. In International Journal of Hydrogen Energy 42 (19), pp. 13311–13320. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2016.12.145
[15] Rieke, S.; Waldstein, G. (2017): Schlussbericht Verbundprojekt FKZ 0325428B – WOMBAT, Wirkungsgrad-Optimierung von Methanisierungs- und Biogasanlagen-Technologien im Rahmen eines EE:Speicherungs-Pilotprojektes
[16] Buttler, A.; Spliethoff, H. (2018): Current status of water electrolysis for energy storage, gridbalancing and sector coupling via power-to-gas and power-to-liquids: A review. Renew Sustain Energy Rev 2018;82:2440–54
[17] Sunfire (2021): Multiphy Project proceeds into execution phase, Pressemitteilung der Firma Sunfire, www.sunfire.de, 23. November 2021
[18] Haldor Topsøe (2018): Electrical Upgrading of Biogas, Projektbericht
[19] Posdziech, H. (2021): Production of renewable hydrogen and syngas via high-temperature electrolysis, Präsentation der Firma Sunfire im EU-Projekt Multyphy, www.multiphy-project.eu
[20] Wang, L. et al. (2019): Power-to-fuels via solid-oxide electrolyzer: Operating window and techno-economics, Renewable and Sustainable Energy Reviews 110, 174–187
[21] Trimis, D.; Harth, S.; Gruber, M. (2018): HELMETH Integrated High-Temperature Electrolysis and Methanation for Effective Power to Gas Conversion. Final Report Summary
[22] SVGW (2016): G13 d Richtlinie fĂĽr die Einspeisung von erneuerbaren Gasen, Schweizerischer Verband des Gas- und Wasserfaches SVGW
[23] SVGW (2013): G18 d Richtlinie fĂĽr die Gasbeschaffenheit, Schweizerischer Verband des Gas- und Wasserfaches SVGW
Â
1 Brennwert: Ho,H2= 141,8 MJ/kg = 39,4 kWh/kg, WirkungsgradElektrolyse = (rhH2 × Ho,H2) / (el. Leistung)
2 Brennwerte: Ho,CH4 = 55,515 MJ/kg = 15,4 kWh/kg, Ho,H2 = 141,8 MJ/kg = 39,4 kWh/kg, WirkungsgradMethanisierung = (rhCH4 × Ho,CH4) / (rhH2 × Ho,H2)
3 WirkungsgradPower-to-Methane = (rhCH4 Ă— Ho,CH4)/(el. Leistung)
Â
Die Autoren bedanken sich fĂĽr die Finanzierungen und Kooperationen bei den Partnerschaften aus Figur 2, und fĂĽr die umsichtige Begleitung des Projektes beim Steering Committee:
«AQUA & GAS» gibt es auch als E-Paper. Abonnenten, SVGW- und/oder VSA-Mitglieder haben Zugang zu allen Ausgaben von A&G.
Den «Wasserspiegel» gibt es auch als E-Paper. Im SVGW-Shop sind sämtliche bisher erschienenen Ausgaben frei zugänglich.
Kommentare (0)