Energía a gas - Power-to-gas

Power-to-gas (a menudo abreviado P2G ) es una tecnología que utiliza energía eléctrica para producir un combustible gaseoso . Cuando se utiliza energía excedente de la generación eólica , el concepto a veces se denomina gas eólico .

La mayoría de los sistemas P2G utilizan electrólisis para producir hidrógeno . El hidrógeno se puede usar directamente, o pasos adicionales (conocidos como sistemas P2G de dos etapas) pueden convertir el hidrógeno en gas de síntesis , metano o GLP . También existen sistemas P2G de una sola etapa para producir metano, como la tecnología de celda de óxido sólido reversible (ReSOC).

El gas se puede utilizar como materia prima química o volver a convertirse en electricidad mediante generadores convencionales, como turbinas de gas. Power-to-gas permite almacenar y transportar la energía de la electricidad en forma de gas comprimido, a menudo utilizando la infraestructura existente para el transporte y almacenamiento de gas natural a largo plazo . P2G a menudo se considera la tecnología más prometedora para el almacenamiento de energía renovable estacional.

Almacenamiento y transporte de energía

Los sistemas de energía a gas se pueden implementar como complementos de parques eólicos o generación de energía solar . El exceso de energía o la energía fuera de las horas pico generada por los generadores eólicos o los paneles solares se puede usar horas, días o meses después para producir energía eléctrica para la red eléctrica . En el caso de Alemania, antes de cambiar al gas natural , las redes de gas se operaban utilizando towngas , que en un 50-60% consistían en hidrógeno. La capacidad de almacenamiento de la red de gas natural alemana es de más de 200.000 GWh, suficiente para varios meses de necesidades energéticas. En comparación, la capacidad de todas las centrales eléctricas de almacenamiento por bombeo alemanas asciende a solo unos 40 GWh. El almacenamiento de gas natural es una industria madura que existe desde la época victoriana. La tasa de energía de almacenamiento / recuperación requerida en Alemania se estima en 16 GW en 2023, 80 GW en 2033 y 130 GW en 2050. Los costos de almacenamiento por kilovatio hora se estiman en 0,10 € para el hidrógeno y 0,15 € para el metano.

La infraestructura de transporte de gas natural existente transporta cantidades masivas de gas a largas distancias de manera rentable mediante gasoductos. Ahora es rentable enviar gas natural entre continentes utilizando transportadores de GNL . El transporte de energía a través de una red de gas se realiza con mucha menos pérdida (<0,1%) que en una red de transmisión eléctrica (8%). Esta infraestructura puede transportar metano producido por P2G sin modificaciones. También es posible utilizarlo para hidrógeno. El proyecto EU NaturalHy y el DOE de EE . UU . Estudiaron el uso de las tuberías de gas natural existentes para el hidrógeno . La tecnología de mezcla también se utiliza en HCNG .

Eficiencia

En 2013, la eficiencia de ida y vuelta del almacenamiento de energía a gas estuvo muy por debajo del 50%, y la ruta del hidrógeno pudo alcanzar una eficiencia máxima de ~ 43% y metano de ~ 39% mediante el uso de centrales eléctricas de ciclo combinado. Si se utilizan plantas de cogeneración que producen tanto electricidad como calor, la eficiencia puede ser superior al 60%, pero aún es menor que la del almacenamiento de energía hidroeléctrica o batería . Sin embargo, existe la posibilidad de aumentar la eficiencia del almacenamiento de energía a gas. En 2015, un estudio publicado en Energy and Environmental Science descubrió que mediante el uso de celdas electroquímicas de óxido sólido reversibles y el reciclaje del calor residual en el proceso de almacenamiento, se pueden alcanzar eficiencias de ida y vuelta de electricidad a electricidad que superan el 70% a bajo costo. Además, un estudio de 2018 que utilizó celdas de combustible de óxido sólido reversibles presurizadas y una metodología similar descubrió que podrían ser factibles eficiencias de ida y vuelta (potencia a potencia) de hasta el 80%.

Eficiencia general de conversión de energía por vía y combustible
mediante electrólisis del agua , más metanización para producir metano
Combustible Eficiencia Condiciones
Vía: Electricidad → Gas
Hidrógeno 54–72% Compresión de 200 bar
Metano ( SNG ) 49–64%
Hidrógeno 57–73% Compresión de 80 bar (gasoducto de gas natural)
Metano (SNG) 50–64%
Hidrógeno 64–77% sin compresión
Metano (SNG) 51–65%
Ruta: Electricidad → Gas → Electricidad
Hidrógeno 34–44% Compresión de 80 bar hasta un 60% de vuelta a electricidad
Metano (SNG) 30–38%
Ruta: Electricidad → Gas → Electricidad y calor ( cogeneración )
Hidrógeno 48–62% Compresión de 80 bar y electricidad / calor para 40/45%
Metano (SNG) 43–54%

Tecnología de electrólisis

  • Ventajas y desventajas relativas de las tecnologías de electrólisis.
Electrólisis alcalina
Ventaja Desventaja
Tecnología comercial (nivel de preparación de alta tecnología) Potencial limitado de reducción de costos y mejora de la eficiencia
Electrolizador de baja inversión Alta intensidad de mantenimiento
Tamaño de pila grande Reactividad modesta, velocidades de rampa y flexibilidad (carga mínima del 20%)
Impureza de hidrógeno extremadamente baja (0,001%) Las chimeneas <250 kW requieren convertidores CA / CC inusuales
  El electrolito corrosivo se deteriora cuando no funciona nominalmente
Electrólisis de membrana de intercambio de protones (PEME)
Ventaja Desventaja
Tecnología confiable (sin cinética) y diseño simple y compacto Altos costes de inversión (metales nobles, membranas)
Tiempo de respuesta muy rápido Vida útil limitada de las membranas
Potencial de reducción de costos (diseño modular) Requiere agua de alta pureza
Celda de electrólisis de óxido sólido (SOEC)
Ventaja Desventaja
Máxima eficiencia de electrólisis Nivel de preparación tecnológica muy bajo (prueba de concepto)
Bajos costos de capital Pobre vida útil debido a la alta temperatura y la estabilidad del material afectada
Posibilidades de integración con metanización química (reciclaje de calor) Flexibilidad limitada; se requiere carga constante

Energía a hidrógeno

Todos los sistemas P2G actuales comienzan utilizando electricidad para dividir el agua en hidrógeno y oxígeno mediante electrólisis. En un sistema de "energía a hidrógeno", el hidrógeno resultante se inyecta en la red de gas natural o se utiliza en el transporte o la industria en lugar de utilizarse para producir otro tipo de gas.

ITM Power ganó una licitación en marzo de 2013 para un proyecto del Grupo Thüga , para suministrar una planta de almacenamiento de energía de electrolizador PEM de respuesta rápida de electrólisis de alta presión autopresurizante de 360 ​​kW de respuesta rápida de electrólisis de potencia a gas. La unidad produce 125 kg / día de gas hidrógeno e incorpora electrónica de potencia AEG . Estará ubicado en un sitio de Mainova AG en Schielestraße, Frankfurt en el estado de Hessen . Los datos operativos serán compartidos por todo el grupo Thüga, la red de empresas de energía más grande de Alemania con alrededor de 100 miembros de servicios públicos municipales. Los socios del proyecto incluyen: badenova AG & Co. kg, Erdgas Mittelsachsen GmbH, Energieversorgung Mittelrhein GmbH, erdgas schwaben GmbH, Gasversorgung Westerwald GmbH, Mainova Aktiengesellschaft, Stadtwerke Ansbach GmbH, Stadtwerke Bad Hersfeld GmbH, Thüga Energienetze GmbH, WEMAGnetze GmbH GmbH, ESWE Versorgungs AG con Thüga Aktiengesellschaft como coordinador del proyecto. Los socios científicos participarán en la fase operativa. Puede producir 60 metros cúbicos de hidrógeno por hora y alimentar 3.000 metros cúbicos de gas natural enriquecido con hidrógeno a la red por hora. Está prevista una ampliación de la planta piloto a partir de 2016, lo que facilitará la conversión completa del hidrógeno producido en metano para inyectarlo directamente en la red de gas natural.

Unidades como HGas de ITM Power generan hidrógeno que se inyecta directamente en la red de gas como Power to Gas

En diciembre de 2013, ITM Power , Mainova y NRM Netzdienste Rhein-Main GmbH comenzaron a inyectar hidrógeno en la red de distribución de gas alemana utilizando ITM Power HGas , que es una planta electrolizadora de membrana de intercambio de protones de respuesta rápida . El consumo de energía del electrolizador es de 315 kilovatios. Produce unos 60 metros cúbicos por hora de hidrógeno y, por tanto, en una hora puede alimentar a la red 3.000 metros cúbicos de gas natural enriquecido con hidrógeno.

El 28 de agosto de 2013, E.ON Hanse , Solvicore y Swissgas inauguraron una unidad comercial de conversión de energía a gas en Falkenhagen , Alemania. La unidad, que tiene una capacidad de dos megavatios, puede producir 360 metros cúbicos de hidrógeno por hora. La planta utiliza energía eólica y equipos de electrólisis hidrogenica para transformar el agua en hidrógeno, que luego se inyecta en el sistema regional de transmisión de gas natural existente. Swissgas, que representa a más de 100 empresas de gas natural locales, es un socio en el proyecto con una participación de capital del 20 por ciento y un acuerdo para comprar una parte del gas producido. Se ha iniciado un segundo proyecto de energía a gas de 800 kW en el distrito de Hamburgo / Reitbrook y se espera que se inaugure en 2015.

En agosto de 2013, un parque eólico de 140 MW en Grapzow , Mecklenburg-Vorpommern, propiedad de E.ON, recibió un electrolizador. El hidrógeno producido se puede utilizar en un motor de combustión interna o se puede inyectar en la red de gas local. El sistema de almacenamiento y compresión de hidrógeno almacena hasta 27 MWh de energía y aumenta la eficiencia general del parque eólico aprovechando la energía eólica que de otro modo se desperdiciaría. El electrolizador produce 210 Nm 3 / h de hidrógeno y es operado por RH2-WKA .

El proyecto INGRID comenzó en 2013 en Apulia , Italia. Se trata de un proyecto de cuatro años con 39 MWh de almacenamiento y un electrolizador de 1,2 MW para la monitorización y control de redes inteligentes. El hidrógeno se utiliza para el equilibrio de la red, el transporte, la industria y la inyección en la red de gas.

El excedente de energía del parque eólico Prenzlau de 12 MW en Brandeburgo , Alemania, se inyectará en la red de gas a partir de 2014.

El Energiepark Mainz de 6 MW de Stadtwerke Mainz, RheinMain University of Applied Sciences , Linde y Siemens en Mainz (Alemania) se inaugurará en 2015.

La energía a gas y otros esquemas de almacenamiento de energía para almacenar y utilizar energía renovable son parte del Energiewende (programa de transición energética) de Alemania .

En Francia, el demostrador MINERVE de AFUL Chantrerie (Federación de Asociaciones de Servicios Públicos Locales) tiene como objetivo promover el desarrollo de soluciones energéticas para el futuro con representantes electos, empresas y, en general, la sociedad civil. Tiene como objetivo experimentar con varios reactores y catalizadores. El metano sintético producido por el demostrador MINERVE (0,6 Nm3 / h de CH4) se recupera como combustible GNC, que se utiliza en las calderas de la planta de calderas AFUL Chantrerie. La instalación fue diseñada y construida por la PYME francesa Top Industrie , con el apoyo de Leaf. En noviembre de 2017 alcanzó el desempeño previsto, 93,3% de CH4. Este proyecto fue apoyado por la ADEME y la Región FEDER-Pays de la Loire, así como por varios otros socios: Conseil départemental de Loire -Atlantic, Engie-Cofely, GRDF, GRTGaz, Nantes-Metropolis, Sydela y Sydev.

Inyección de rejilla sin compresión

El núcleo del sistema es un electrolizador de membrana de intercambio de protones (PEM) . El electrolizador convierte la energía eléctrica en energía química, lo que a su vez facilita el almacenamiento de electricidad. Una planta mezcladora de gas garantiza que la proporción de hidrógeno en la corriente de gas natural no supere el dos por ciento en volumen, el valor máximo técnicamente admisible cuando una estación de servicio de gas natural está situada en la red de distribución local. El electrolizador suministra la mezcla de hidrógeno y metano a la misma presión que la red de distribución de gas, es decir, 3,5 bar.

Energía a metano

Metanización de CO 2 mediante hidrógeno obtenido electrolíticamente

Un sistema de energía a metano combina hidrógeno de un sistema de energía a hidrógeno con dióxido de carbono para producir metano (ver gas natural ) usando una reacción de metanización como la reacción de Sabatier o la metanización biológica que resulta en una pérdida extra de conversión de energía del 8%. , el metano se puede alimentar a la red de gas natural si se alcanza el requisito de pureza.

ZSW (Centro de Investigación de Energía Solar e Hidrógeno) y SolarFuel GmbH (ahora ETOGAS GmbH) realizaron un proyecto de demostración con una potencia de entrada eléctrica de 250 kW en Stuttgart, Alemania. La planta se puso en funcionamiento el 30 de octubre de 2012.

La primera planta de conversión de energía a metano a escala industrial fue realizada por ETOGAS para Audi AG en Werlte, Alemania. La planta con 6 MW de potencia de entrada eléctrica utiliza CO 2 de una planta de biogás residual y energía renovable intermitente para producir gas natural sintético (SNG) que se alimenta directamente a la red de gas local (que es operada por EWE). La planta es parte del programa de combustibles electrónicos de Audi. El gas natural sintético producido, llamado Audi e-gas, permite la movilidad neutra de CO 2 con vehículos estándar de GNC. Actualmente está disponible para los clientes del primer automóvil de GNC de Audi, el Audi A3 g-tron.

CASCO Prototipo Power-to-Gas

En abril de 2014, la Unión Europea 's co-financiado y desde el KIT DE coordinado HELMETH (Integrated H IGH-Temperatura EL ectrolysis y METH anation de poder efectivo para la conversión de gas) se inició proyecto de investigación. El objetivo del proyecto es la prueba de concepto de una tecnología Power-to-Gas de alta eficiencia mediante la integración térmica de la electrólisis de alta temperatura ( tecnología SOEC ) con la metanización de CO 2 . A través de la integración térmica de la metanización exotérmica y la generación de vapor para la electrólisis de vapor a alta temperatura, la eficiencia de conversión> 85% ( mayor poder calorífico del metano producido por energía eléctrica utilizada) es teóricamente posible. El proceso consiste en una electrólisis de vapor a alta temperatura presurizada y un módulo de metanización de CO 2 presurizado. El proyecto se completó en 2017 y logró una eficiencia del 76% para el prototipo con un potencial de crecimiento indicado del 80% para plantas a escala industrial. Las condiciones de funcionamiento de la metanización de CO 2 son una presión de gas de 10 - 30 bar, una producción de SNG de 1 - 5,4 m 3 / h (NTP) y una conversión de reactivo que produce SNG con H 2 <2 vol .-% resp. . CH 4 > 97% en volumen. Así, el gas natural sustituto generado puede inyectarse en toda la red de gas natural alemana sin limitaciones. Como medio refrigerante para la reacción exotérmica, se utiliza agua hirviendo a una temperatura de hasta 300 ° C, lo que corresponde a una presión de vapor de agua de aproximadamente 87 bar. El SOEC trabaja con una presión de hasta 15 bar, conversiones de vapor de hasta el 90% y genera un metro cúbico estándar de hidrógeno a partir de 3,37 kWh de electricidad como alimentación para la metanización.

La madurez tecnológica de Power to Gas se evalúa en el proyecto STORE & GO de 27 socios europeos, que comenzó en marzo de 2016 con un tiempo de ejecución de cuatro años. Se demuestran tres conceptos tecnológicos diferentes en tres países europeos diferentes ( Falkenhagen / Alemania , Solothurn / Suiza , Troia / Italia ). Las tecnologías implicadas incluyen biológica y química de metanización , la captura directa de CO 2 de la atmósfera, la licuefacción del metano sintetizado a bio- LNG , y la inyección directa en la red de gas. El objetivo general del proyecto es evaluar esas tecnologías y diversas rutas de uso en aspectos técnicos, económicos y legales para identificar casos comerciales a corto y largo plazo. El proyecto está co-financiado por la Unión Europea 's Horizonte 2020 la investigación y el programa de innovación (18 millones de euros) y el gobierno suizo (6 millones de euros), con otros 4 millones de euros procedentes de los socios industriales que participan. El coordinador del proyecto general es el centro de investigación de la DVGW ubicado en el KIT .

Metanización microbiana

La metanización biológica combina ambos procesos, la electrólisis del agua para formar hidrógeno y la posterior reducción de CO 2 a metano utilizando este hidrógeno . Durante este proceso, los microorganismos formadores de metano ( arqueas metanogénicas o metanógenos ) liberan enzimas que reducen el sobrepotencial de un electrodo no catalítico (el cátodo ) para que pueda producir hidrógeno . Esta reacción de energía microbiana a gas se produce en condiciones ambientales, es decir, temperatura ambiente y pH 7, con eficiencias que habitualmente alcanzan el 80-100%. Sin embargo, el metano se forma más lentamente que en la reacción de Sabatier debido a las temperaturas más bajas. También se ha postulado una conversión directa de CO 2 en metano , evitando la necesidad de producción de hidrógeno . Los microorganismos involucrados en la reacción microbiana de energía a gas son típicamente miembros del orden Methanobacteriales . Los géneros que demostraron catalizar esta reacción son Methanobacterium , Methanobrevibacter y Methanothermobacter ( termófilo ).

Producción de GLP

El metano se puede utilizar para producir GLP sintetizando SNG con hidrogenación inversa parcial a alta presión y baja temperatura. El GLP, a su vez, se puede convertir en alquilato, que es un material de mezcla de gasolina premium porque tiene propiedades antidetonantes excepcionales y proporciona una combustión limpia.

Poder a la comida

El metano sintético generado a partir de la electricidad también se puede utilizar para generar alimentos ricos en proteínas para el ganado, las aves de corral y los peces de forma económica mediante el cultivo de bacterias Methylococcus capsulatus con una pequeña huella de tierra y agua. El gas de dióxido de carbono producido como subproducto de estas plantas puede reciclarse en la generación de metano sintético (SNG). De manera similar, el oxígeno gaseoso producido como subproducto de la electrólisis del agua y el proceso de metanización puede consumirse en el cultivo de bacterias. Con estas plantas integradas, el abundante potencial de energía solar / eólica renovable se puede convertir en productos alimenticios de alto valor sin contaminación del agua o emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).

Conversión de biogás en biometano

En el tercer método, el dióxido de carbono en la salida de un generador de gas de madera o una planta de biogás después del mejorador de biogás se mezcla con el hidrógeno producido por el electrolizador para producir metano. El calor gratuito procedente del electrolizador se utiliza para reducir los costes de calefacción en la planta de biogás. Las impurezas de dióxido de carbono, agua, sulfuro de hidrógeno y partículas deben eliminarse del biogás si el gas se utiliza para almacenamiento en tuberías para evitar daños.

2014-Avedøre Wastewater Services en Avedøre , Kopenhagen (Dinamarca) está agregando una planta electrolizadora de 1 MW para mejorar el biogás de digestión anaeróbica de lodos de aguas residuales. El hidrógeno producido se utiliza con el dióxido de carbono del biogás en una reacción de Sabatier para producir metano. Electrochaea está probando otro proyecto fuera de P2G BioCat con metanización biocatalítica. La empresa utiliza una cepa adaptada del metanógeno termófilo Methanothermobacter thermautotrophicus y ha demostrado su tecnología a escala de laboratorio en un entorno industrial. Un proyecto de demostración precomercial con una vasija de reactor de 10.000 litros se ejecutó entre enero y noviembre de 2013 en Foulum , Dinamarca.

En 2016 , Torrgas , Siemens , Stedin , Gasunie , A. Hak, Hanzehogeschool / EnTranCe y Energy Valley tienen la intención de abrir una instalación de energía a gas de 12 MW en Delfzijl (Países Bajos) donde el biogás de Torrgas ( biocarbón ) se actualizará con hidrógeno de electrólisis. y entregado a consumidores industriales cercanos.

Energía a gas de síntesis

El gas de síntesis es una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono. Se ha utilizado desde la época victoriana, cuando se producía a partir del carbón y se la conocía como "towngas". Un sistema de energía a gas de síntesis utiliza hidrógeno de un sistema de energía a hidrógeno para producir gas de síntesis.

  • 1er paso: Electrólisis del agua ( SOEC ): el agua se divide en hidrógeno y oxígeno.
  • 2do paso: Reactor de conversión ( RWGSR ): el hidrógeno y el dióxido de carbono son entradas al reactor de conversión que produce hidrógeno, monóxido de carbono y agua.

3H 2 + CO 2 → (2H 2 + CO) gas de síntesis + H 2 O

La materia prima de energía a gas de síntesis es la misma que la materia prima derivada de otras fuentes.

Iniciativas

Otras iniciativas para crear gas de síntesis a partir de dióxido de carbono y agua pueden utilizar diferentes métodos de división del agua .

El Laboratorio de Investigación Naval de EE. UU. (NRL) está diseñando un sistema de conversión de energía a líquidos utilizando el Proceso Fischer-Tropsch para crear combustible a bordo de un barco en el mar, con los productos base dióxido de carbono (CO 2 ) y agua (H 2 O). derivado del agua de mar a través de "Una configuración de módulo electroquímico para la acidificación continua de fuentes de agua alcalina y recuperación de CO 2 con producción continua de hidrógeno gaseoso".

Ver también

Notas

Otras lecturas

  • Götz, Manuel; Lefebvre, Jonathan; Mörs, Friedemann; McDaniel Koch, Amy; Graf, Frank; Bajohr, Siegfried; Reimert, Rainer; Kolb, Thomas (2016). "Energía renovable a gas: una revisión tecnológica y económica" . Energía renovable . 85 : 1371-1390. doi : 10.1016 / j.renene.2015.07.066 .
  • Méziane Boudellal. "Le Power-to-Gas, Stockage de l'électricité d'origine renouvelable". 192 páginas. Solo en francés. Editor: Dunod, junio de 2016.
  • Méziane Boudellal. "Power-to-Gas. Economía de hidrógeno renovable para la transición energética". 212 páginas. Edición inglesa. Editor: de Gruyter, febrero de 2018

enlaces externos