Mehr Methan aus Strom

  • 05. February 2018

Optimierter Power-to-Gas-Prozess erzielt hohen Wirkungsgrad.

Das Erdgasnetz kann als Puffer für den wetter­abhängigen Strom aus Wind und Sonne dienen. Notwendig dazu sind wirtschaft­liche Prozesse, die Strom nutzen, um chemische Energie­träger zu erzeugen. Einen wichtigen Schritt hat das vom Karlsruher Institut für Techno­logie koor­dinierte EU-Projekt „Helmeth“ nun gemacht. Es hat gezeigt, dass Hoch­temperatur­elektrolyse und Methani­sierung als gemein­samer Power-to-Gas-Prozess mit einem Wirkungs­grad von über 75 Prozent im Technikums­maßstab möglich sind.

Abb.: Die Demonstratoranlage des EU-Projekts „Helmeth“ verbindet Methanisierung und Elektrolyse mit einem Wirkungsgrad von 76 Prozent. (Bild: sunfire GmbH)

Abb.: Die Demonstratoranlage des EU-Projekts „Helmeth“ verbindet Methanisierung und Elektrolyse mit einem Wirkungsgrad von 76 Prozent. (Bild: sunfire GmbH)

„Wir haben die Synergien zwischen Elektro­lyse und Methani­sierung erstmals konsequent ausge­nutzt und so einen Wirkungs­grad erreicht, der rund zwanzig Prozent­punkte über dem der Standard­technologien liegt“, erklärt Dimosthenis Trimis, Koordinator des EU-Projektes. „Dank der breiten diszi­plinären Basis unseres Forschungs­verbundes konnten wir zur gesell­schaftlichen Heraus­forderung Energie­wende einen markanten Mosaik­stein beitragen.“

Eine konven­tionelle Power-to-Gas Industrie­anlage setzt rund 54 Prozent der elek­trischen Energie erneuer­baren Stroms in chemische Energie des Brenn­stoffes Methan um. Der Prototyp des EU-Projektes, der in etwa in zwei gängige Seefracht-Container von je rund sechs Metern Länge passt, erreichte bei den finalen Messungen einen Wirkungs­grad von 76 Prozent, was auf einen Wirkungs­grad im Industrie­maßstab von 80 Prozent hoffen lässt. Parallel wurden Studien zur Wirtschaft­lichkeit und Klima­bilanz der neuen Techno­logie erstellt. „Mit so hohen Wirkungs­graden macht die Power-to-Gas-Techno­logie einen großen Schritt hin zur Wirtschaft­lichkeit“, so Trimis. Sogar Wirkungs­grade von mehr als 80 Prozent scheinen möglich, wenn die bisher identi­fizierten, limi­tierenden Prozes­schritte durch künftige Forschung in Angriff genommen werden.

Ein großes Potenzial lag in der optimalen Nutzung der Prozess­wärme aus der Methani­sierung, um etwa den Wärme­bedarf bei der verwendeten Elektrolyse­techno­logie zu decken. Insbe­sondere die Hoch­temperatur­elektrolyse bei rund 800 Grad Celsius und hohen Drücken hat thermo­dynamische Vorteile, die den Wirkungs­grad steigern. Bei der Elektro­lyse wird der Strom zunächst genutzt, um Wasser in Sauerstoff und den Energie­träger Wasser­stoff zu zersetzen. Danach reagiert der Wasser­stoff gemeinsam mit Kohlendioxid oder Kohlen­monoxid unter Wärme­entwicklung zu Methan, dem Haupt­bestandteil von Erdgas, weiter. Der Vorteil von Methan gegenüber Wasser­stoff ist, dass es in der beste­henden Erdgasinfra­struktur ohne Begren­zungen oder weitere Aufbe­reitung einge­speist werden kann.

Die Einspeisung von reinem Wasser­stoff bedarf möglicher­weise bei Transport und Anwendungen größeren Anpas­sungen, da Energie­dichte und chemische Eigen­schaften stark unter­schiedlich sind. Das im EU-Projekt erzeugte Erdgas­substitut enthielt letztlich stets Wasserstoff­konzentra­tionen kleiner zwei Volumen­prozent und wäre somit in das gesamte deutsche Erdgasnetz ohne Einschrän­kungen einspeise­fähig.

KIT / JOL

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