Dynamische Simulation von flexiblen Power-to-Gas Systemen

Abstract

Der Umbau der Energieversorgung in Deutschland, von fossilen Brennstoffen hin zu erneuer-baren Energien, birgt den Nachteil, dass diese nicht nach dem akuten Energiebedarf regelbar sind. Power-to-Gas Systeme als Zwischenspeichertechnologie bieten die Möglichkeit, erneuer-bare Energien in Form von chemischer Energie langfristig zu speichern und bei Stromdefiziten zur Verfügung zu stellen. Diese Bachelorarbeit mit dem Thema „Dynamische Simulation von flexiblen Power-to-Gas Systemen“ befasst sich mit der Entwicklung einer dynamischen Pro-zesssimulation einer Methanisierung mit dem Programm Aspen Dynamics zur Untersuchung einer idealen, regenerativen Energieversorgung eines Industrieparks und der Verwertung des Überschussstroms für die Methanisierung. Elementarer Bestandteil einer Power-to-Gas Anlage ist die Elektrolyse, die mit Strom gespeist wird und durch die Spaltung von Wasser O2 und H2 produziert. Die alkalische Elektrolyse (AEL) ist technisch ausgereift und kommerziell in Gebrauch, während sich die Polymer Elekt-rolyt Membran (PEM) Elektrolyse noch in der Entwicklungsphase befindet. Der große Vorteil der PEM-Elektrolyse im Vergleich zur AEL ist das Verhältnis von Größe zu Anschlussleistung. Der produzierte H2 kann für den Mobilsektor, zur stofflichen Nutzung oder in das Erdgasnetz geleitet werden. Einen weiteren Nutzungspfad stellt die Methanisierung dar, in der der erzeugte H2 mit CO2 aus einer Biogasanlage zu Methan umgewandelt wird. Zurzeit werden drei Reak-tordesigns für die Methanisierung genutzt. Neben den bereits kommerziell genutzten Festbett-reaktoren befinden sich die Wirbelschicht- und Dreiphasenreaktoren im Stand der Forschung. Das dynamische Verhalten der Wirbel- und Dreiphasenreaktoren ist im Vergleich zu den Fest-bettreaktoren besser. Allerdings müssen mechanisch stabile Katalysatoren für diese Art von Reaktoren entwickelt werden. Für die Simulation der Methanisierung wurde ein Festbettreaktor in Form eines Rohrbündelre-aktors gewählt, mit der 4 Szenarien simuliert wurden. Das Szenario Solar umfasst einen Solar-park mit 15 MW Anschlussleistung zur Stromversorgung des Industrieparks und der Elektro-lyse. In dieser Konstellation konnte die Elektrolyse über 2.028 Volllaststunden pro Jahr betrie-ben und 411 t/a Methan erzeugt werden. Im Szenario Wind konnte bei gleicher Anschlussleis-tung die Volllaststundenzahl auf 3.229 h/a erhöht und 650 t/a Methan produziert werden. Im Szenario Wind/Solar wurde eine ideale Zusammensetzung von einem Teil Solar- und vier Tei-len Windenergie bei gleicher Anschlussleistung ermittelt. Dabei konnte die Volllaststundenzahl nochmals auf 3.242 h/a und die Methanausbeute auf 653 t/a erhöht werden. Im Szenario Spei-cher wird mithilfe eines Salzkavernenspeichers die komplette Jahresproduktion des anfallenden CO2 der verwendeten Biogasanlage zur Methanisierung genutzt. Durch eine erhöhte Anschluss-leistung der Elektrolyse sinkt die Volllaststundenanzahl hierbei auf 1.722 h/a, die Methanpro-duktion kann dafür auf 1.760 t/a verbessert werden. Insgesamt lässt sich jedoch resümieren, dass keines der Szenarien wirtschaftlich ist.