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Wir schaffen Wissen – heute für morgen
Paul Scherrer Institut
Treibstoff-Erzeugung
mittels Power-to-Gas-Verfahren
T.J. Schildhauer
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T.J. Schildhauer, Thermal Process Engineering, PSI Seite 2
Übersicht
- Warum Treibstoffe aus Strom herstellen?
- Erster Schritt: Elektrolyse (alkalisch, PEM, SOEC)
- Warum weiter zu Methan umwandeln
- Herausforderung Wärmefreisetzung bei der Methanisierung
- Verschiedene Verfahren: gekühlte Festbetten, isotherme Wirbelschicht,
biologische Methanisierung
Seite 2
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Quelle: Pascal Previdoli, BfE
Prognose für die Schweiz im Mai 2050
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Bandproduktion
Überangebot Strom
→ Produktionskosten CH
höher als Marktpreis
Netzbelastung steigt
→ Netzkosten steigen
Bandenergie kleiner
→ Netzstabilität sinkt
→ höhere System-Dienstleistung
(mehr Standby-Kraftwerke nötig)
Leis
tun
g
Zeit
Page 4
Integration Wind/Solar ins Netz
Investitionen in andere Modelle/Märkte (Speicherung, Mobilität, etc.) durch
Einsparungen bei Netzausbau und Systemdienstleistungen mitfinanzieren
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Power-to-Gas: Überschuss-Strom in die Mobilität
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Power-to-Gas
Power-to-Gas: Überschuss-Strom in die Mobilität
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Elektrolyse als erster Schritt
Wasserstofftankstellen CH
- Future Energy Demonstrator
EMPA (180 kW)
- Postauto Brugg (310 kW)
- Belenos (170 kW)
- Michelin (25 kW)
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Alkalisch (25-90oC) PEM (25-100oC) SOEC (> 700oC)
Quelle etogas Quelle Siemens s Quelle sunfire
Elektrolyse-Technologien
OH-
Kathode
Anode
H2O
H2 ½ O2
Diaphragma
H+
Kathode
Anode
H2O
H2 ½ O2
Polymer-
Membran
O2-
Kathode
Anode
H2O
H2 ½ O2
Oxidische
Membran
Technisch reif (TRL 9) Demo-Massstab (TRL 8) mini-Pilot-Massstab (TRL 5)
+ einfache Katalysatoren,
- aber kleine Stromdichte
- Edelmetall-Katalysatoren,
+ aber hohe Stromdichte
+ auch als SOFC einsetzbar
- Limitation bezüglich Teillast
und Dynamik
+ sehr dynamisch und
teillastfähig
- sehr gute Wärme-
Integration nötig
ηel 53 bis >70% ηel 63 bis 76% + ηel 76 bis 92%
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Erweiterte Stromnetzstruktur: H2-Erzeugung
Seite 9
Netzebene 1
Netzebene 3
Netzebene 5
Netzebene 7
Erhöhte Speicheranforderungen
= +
Quasi Instantan
In Zukunft volatiler
Absatzmarkt in naher Zukunft: lokal
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Erweiterte Stromnetzstruktur: Methan-Erzeugung
Seite 10
Netzebene 1
Netzebene 3
Netzebene 5
Netzebene 7
Erhöhte Speicheranforderungen
= +
Quasi Instantan
In Zukunft volatiler
Steigende Speicherdauer und Gestehungskosten
Steigende Kapazitätsanforderungen
Absatzmarkt in naher Zukunft: lokal national
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Methanisierung mit Rein-CO2
CO2 + 4 H2 CH4 + 2 H2O
(DHR0 = -165 kJ/mol)
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Methanisierung mit CO2-haltigen Gas aus Biomasse
CO2 + 4 H2 CH4 + 2 H2O
(DHR0 = -165 kJ/mol)
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Varianten H2-reicher Methanisierung
Vergärung Vergasung
Biogas allotherm
Typische Anlagengrösse MWSNG < 10 einige 10
Input Vergasergas/Rohgas pro MWSNG MWRohgas 1.20
Output SNG (normiert) MWSNG 1.00 1.00
CO-Methanisierung
Extra-Input Strom (hElektrolyseur = 75%) MWel - 0.43
Extra-Input H2 MWH2 - 0.33
Zusätzliches SNG (max.) MWSNG - 0.29
CO2- (und CO-) Methanisierung
Extra-Input Strom (hElektrolyseur = 75%) MWel 1.07 1.68
Extra-Input H2 MWH2 0.80 1.26
Zusätzliches SNG (max.) MWSNG 0.67 1.03
CO2-Quelle
Technologie
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Anforderungen Methanisierung für Power to Gas
- Flexible Anlage für dynamische H2-Einkoppelung
- Temperaturkontrolle (thermodynamisches Gleichgewicht)
- CO2-Quelle erforderlich, die bez. Mengen zur H2-Einkoppelung passt
- übliches Konzept: Umwandlung von Biogas (CO2,CH4 ) in
Stromüberschuss-Zeiten
- Alternativen: CO2,aus Luft, Abgasen oder Holzvergaser-Gas (CO, CO2)
Reaktorkonzepte für Methanisierung mit Temperaturkontrolle:
- gekühlter Rohrbündel-Festbettreaktor (ZSW, etogas)
- gekühlte isotherme Wirbelschicht (PSI)
- Blasensäulenreaktor mit Mikroorganismen: biologische Methanisierung
(Krajete, Microbenergy, electrochaea)
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Wärmefreisetzung
(proportional zu CO2
Umsatz)
Temperatur
Wie Wärmefreisetzung in Methanisierung handhaben?
Thermodynamisches Gleichgewicht
Kühlung ~ DT AHX U
TKühlung
~ r DHr
- Kühlung in Festbetten limitiert: Starke Wärmefreisetzung in kleinem Volumen
- Temperaturspitzen schwierig zu vermeiden
Page 15
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Simulation gekühlter Festbettreaktor
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7
8
9
10
11
12
13
14
0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
Relative Dichte d [-]
Bre
nn
we
rt H
s, n
[k
Wh
/m3 ]
C2H6
CO2
N2
H2
CH4
Grenzen G260
Grenze H-Gas
G20
G25
H2
N2
CO2
C2H6
CH4
Einspeisequalität gemäss DVGW Richtline G260
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Wärmefreisetzung
(proportional zu CO2
Umsatz)
Temperatur
Wie Wärmefreisetzung in Methanisierung handhaben?
Thermodynamisches Gleichgewicht
~ r DHr
- mehrere Stufen mit Zwischen-Kühlung und/oder Rezirkulation!
PSI, Page 18
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Quelle Mangold, Audi
Gekühlte Festbettreaktoren: Stand der Technik
Quelle: etogas, Audi
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T.J. Schildhauer, Thermal Process Engineering, PSI Seite 20
Anlagen in Werlte und Rapperswil: Es funktioniert!
Quelle: etogas, Audi
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T.J. Schildhauer, Thermal Process Engineering, PSI Seite 21
Wärmefreisetzung
(proportional zu CO2
Umsatz)
Temperatur
Wie Wärmefreisetzung in Methanisierung handhaben?
Thermodynamisches Gleichgewicht
Kühlung ~ DT AHX U
TKühlung
~ r DHr
- Wärmefreisetzung verteilen → grössere Wärmetauscherfläche
- Katalytische Wirbelschicht (>300oC) oder biologische Methanisierung (<65oC)
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T.J. Schildhauer, Thermal Process Engineering, PSI Seite 22
1 MWSNG PDU: dynamische Reaktion auf H2-Rezirkulation
0
10
20
30
40
50
60
12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 00:00
Zeit [h]
Mo
lfra
kti
on
CO
2,
CH
4 [
%]
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
Mo
lfra
kti
on
CO
[%
]
CO2
CH4
CO
Variation der H2-RückführungAnfahren der Methanisierung
1 MWSNG
- Isotherme Wirbelschicht-Methanisierung für Holzgas erfolgreich eingesetzt
- Variation H2 entspricht technisch einem Power-to-Gas Verfahren
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T.J. Schildhauer, Thermal Process Engineering, PSI Seite 23
Energy System Integration Plattform am PSI
- 100 kW PEM-Elektrolyse und Gas-Tanks H2, CO2, O2
- Pilotanlage Wirbelschicht-Methanisierung (200 kW) für PtG
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T.J. Schildhauer, Thermal Process Engineering, PSI Seite 24
Optionen Methanisierungstechnologien
Seite 24
Aspekt Wirbelschicht (PSI)
Gekühltes Festbett (etogas)
Biolog. Methanisierung (electrochaea, Microbenergy)
Temperaturniveau Wärmerückgewinnung + + -
Komplexität Reaktor (Hochskalierung) - (+) + -
Kosten der Unit - -- +
Biogas (CO2, CH4) + + +
Holzvergasergas (CO2, CO, C2H4, CH4) + - -
Technischer Reifegrad 7-8 8-9 6-7
Demo- oder kommerzielle Anlage (TRL) Güssing (1 MWSNG)
Villigen (200 kWSNG)
Werlte (3 MWSNG)
Rapperswil (25 kWSNG)
P2G-BioCat, DK
(500 kWSNG)
etogas electrochaea
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T.J. Schildhauer, Thermal Process Engineering, PSI Seite 25 Seite 25
Vielen Dank für die Aufmerksamkeit
Dank an
Sinan Teske, Urs Elber
Serge Biollaz, Peter Jansohn
Felix Büchi
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T.J. Schildhauer, Thermal Process Engineering, PSI Seite 26
Gleichgewichtslage der CO2-Methanisierung (HSC©)
250 300 350 400 450 500 550 600 6500
5
10
15
20
File: C:\HSC7\Gibbs\Guessing 5 bara H2_CO2 4.OGI
C
kmol
Temperature
H2O(g)
H2(g)
CH4(g)
CO2(g)
CO(g)
Input: 40 kmol H2, 10 kmol CO2 (stöchiometrisch)
Relativ hohe H2-Konzentrationen möglich
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T.J. Schildhauer, Thermal Process Engineering, PSI Seite 27
Kohlenstoffquellen für SNG und PtG-CH4
18.09.2015 PSI, Seite 27
Gasreinigung
Gasaufbereitung H2O , CO2 ,
(H2)
Methanisierung
Waldholz, Restholz
Roh-SNG CH4, H2O, CO2, (H2)
Vergasung
Algen, Gülle
Methanisierung
Rein-SNG CH4
(z.B. Mobilität)
Hydrothermale Vergasung
H2 aus Elektrolyse
mit Überschussstrom
CO2 aus Luft/Industrie
Vergärung
Grüngut
H2O Power-to-Gas (CH4)
Biomassen