Power-to-Gas

Für eine Zukunft mit einem sehr hohen Anteil an regenerativer Stromerzeugung ist das Konzept von Power-to-Gas vielversprechend. Mit Hilfe dieser Systemlösung kann Strom aus Erneuerbaren Energien mit Hilfe der Wasserelektrolyse in Wasserstoff oder synthetisches Erdgas umgewandelt und im Erdgasnetz gespeichert, transportiert und in verschiedenen Anwendungsbereichen genutzt werden. Dies wäre eine Möglichkeit, um große Mengen Strom aus erneuerbaren Energien langfristig zu speichern. Die Umwandlung von Strom in synthetisches Erdgas erfolgt in zwei Schritten: Zunächst wird Wasserstoff mittels Elektrolyse erzeugt, anschließend folgt die Methanisierung. Eine lohnende Wasserspaltung mittels Elektrolyse ist allerdings laut CEC (“Mangan” – s.: cec.mpg.de/projekte/projekte) “zurzeit sowohl unter Effizienzgesichtspunkten, wie Energieeinsatz und Materiallebensdauer, als auch wegen fehlenden kostengünstigen Katalysatormaterialien nicht realisierbar”.

Für die Wasserelektrolyse stehen derzeit drei Verfahren zur Verfügung:

  • die alkalische Elektrolysetechnik mit einem basischen Flüssigelektrolyten (AEL),
  • die PEM (Proton Exchange Membrane)-Elektrolysetechnik mit einem polymeren Festelektrolyten (PEMEL) und
  • die Hochtemperatur-Elektrolysetechnik mit einem Festoxidelektrolyten (HTEL).

Während die alkalische Elektrolyse seit Mitte des 20. Jahrhunderts in kommerziellen Großanlagen zur Wasserstoffgewinnung genutzt wird, befindet sich die PEM-Elektrolyse noch in der Entwicklung und wird bisher nur im kleinen Leistungsbereich kommerziell eingesetzt. Die Realisierung größerer Anlagen ist durch die Größe der Membran-Elektroden-Einheiten derzeit beschränkt. Die Hochtemperatur-Elektrolyse, insbesondere die Solid Oxide Electrolysis Cell (SOEC), befindet sich derzeit noch im Stadium der Grundlagenforschung.

Für die Nutzung von Strom aus regenerativen Energiequellen werden Elektrolyseure, d. h. technische Anlagen, in denen eine Wasserelektrolyse mit Hilfe eines der oben genannten Verfahren erfolgt, in das Energiesystem eingebunden.

Hierfür gibt es drei Möglichkeiten:

  • direkte Kopplung an den Energieerzeuger (z. B. an einen Wind- oder Photovoltaikpark),
  • Einbindung in ein AC- oder DC-Minigrid bzw. Inselnetz (z. B. Pilotprojekt Hybridkraftwerk Wittenhof) oder
  • netzgekoppelte Einbindung in das Stromverteil- oder Übertragungsnetz.

Bei der direkten Kopplung einer Elektrolyse-Anlage an eine volatile Energiequelle wird die Wasserstoffproduktion häufig unterbrochen, was die Leistung des Prozesses und die Lebensdauer der Anlagenkomponenten verringert. Die Einbindung in ein Minigrid bzw. Inselnetz kann im Einzelfall sinnvoll sein, muss jedoch an technische und klimatische Bedingungen (Temperatur, Windverhältnisse, Solareinstrahlung) angepasst werden. Ein Gas- oder Dieselmotor als Back-up und eine Spannungsstabilisierung über einen Kurzzeitstromspeicher (z. B. Batterie oder Schwungrad) garantieren einen unterbrechungsfreien Betrieb des Elektrolyseurs. Jedoch müssen die Kapazitäten des Elektrolyseurs und des Speichersystems ausreichend groß sein, um einen ökonomischen Betrieb der Anlage zu gewährleisten. Nur die netzgekoppelte Einbindung von Elektrolyseuren ist für die Speicherung großer Strommengen relevant. Durch die Integration als regelbarer DC-Verbraucher kann die Anlage spannungs- und frequenzstabilisiert betrieben werden. Soll der Power-to-Grid-Elektrolyseur auch für die Bereitstellung von Regel- und Reserveenergie zur Erbringung von Systemdienstleistungen zur Verfügung stehen, müsste die Elektrolyse-Anlage jedoch modular aufgebaut und permanent abrufbar sein.

Entscheidend für den Betrieb und den Wirkungsgrad des Prozesses sind die Peripheriekomponenten einer Elektrolyse-Anlage zur Wasseraufbereitung, Gaswäsche und Gastrocknung. Die elektrochemischen Prozesse im Elektrolyseur reagieren nahezu verzögerungsfrei auf Lastwechsel. Die Dynamik der gesamten Anlage wird jedoch wesentlich durch das Verhalten der Laugenpumpen, Druckregler und Produktgasseparatoren bestimmt. Häufige Lastwechsel und komplettes Herunterfahren belasten durch die Störung des Wärmehaushalts die mechanischen Komponenten und reduzieren somit die Lebensdauer des Systems. PEM-Elektrolyseure können einem intermittierenden Leistungseintrag besser folgen als alkalische Elektrolyseure. Sie reagieren schneller auf Lastwechsel, arbeiten auch im unteren Teillastbereich und erreichen in der Startphase schnell die Betriebstemperatur. Generell bedarf es noch weiterer Forschung und Entwicklung, um PEM-Elektrolyseure großtechnisch verfügbar zu machen, insbesondere im Hinblick auf den Einsatz geeigneter Werkstoffe und die verfahrenstechnischen Prozesse.

Methanisierung

Mit Hilfe der Methanisierung wird aus Wasserstoff (H2) und Kohlenstoffdioxid (CO2) bzw. Kohlenstoffmonoxid (CO) synthetisches Methan (CH4) erzeugt. Hierbei ist die CO2-Methanisierung eine Kombination von CO-Methanisierung und der Wassergas-Shift-Reaktion.

Die Methanisierung wurde bereits in den 1970er Jahren industriell zur Herstellung von Erdgassubstitut aus Kohle angewendet. Die größte technische Herausforderung des Prozesses ist die Gewährleistung einer konstanten, gleichmäßigen Wärmeabfuhr, da der Prozess exotherm abläuft. Für den Prozess wurden Zwei- und Drei-Phasen-Systeme entwickelt. Bei beiden Systemen sind die Edukte gasförmig und die Katalysatoren fest. Zusätzlich besitzen Drei-Phasen-Systeme noch ein flüssiges Wärmeträgermedium, welches bei Zwei-Phasen-Systemen aufgrund des Reaktoraufbaus nicht benötigt wird. Zwei-Phasen-Systeme sind derzeit als Festbett- und Wirbelschichtreaktoren kommerziell erhältlich, wobei Festbettreaktoren am häufigsten zum Einsatz kommen. Der Einsatz von Zwei-Phasen-Reaktoren mit beschichteten Waben wurde im großtechnischen Bereich noch nicht nachgewiesen. Das bisher einzige Drei-Phasen-Konzept, die Blasensäule, konnte sich noch nicht durchsetzen und wird gegenwärtig weiterentwickelt und in Pilotanlagen getestet. Der Vorteil des Drei-Phasen-Systems ist, dass es Lastschwankungen besser verkraftet als Zwei-Phasen-Systeme.

Will man die Methanisierung in die Systemlösung Power to Gas integrieren, müssen bestimmte Anforderungen an die Gasqualität erfüllt werden. Das stellt sowohl das Reaktorkonzept als auch die Reaktionsführung vor zusätzliche Herausforderungen. Weitere Untersuchungen und Optimierungen sind hier notwendig.

Das bei der Methanisierung benötigte CO2 kann grundsätzlich aus fossilen oder regenerativen Quellen stammen. Auf fossilen Energieträgern beruhende CO2-Quellen sind z. B. aus Kohlekraftwerken abgeschiedenes CO2 (in Verbindung mit Carbon Capture and Storage, CCS), industrielle Prozesse wie bei der Kalk- oder Zementproduktion oder aus der Luft absorbiertes CO2. Durch die Nutzung biogener CO2-Quellen, wie Biogasanlagen, Biomassevergasungsanlagen oder Kläranlagen, kann synthetisches Erdgas aus rein erneuerbaren Quellen hergestellt werden. Unter Berücksichtigung der Decarbonisierungsstrategie der Bundesregierung ist eine Nutzung regenerativer CO2–Quellen für die Systemlösung Power to Gas unerlässlich.
->Quelle: powertogas.info