Anwendung von Gaspermeation zur Produktgasaufbereitung in Power-to-Gas-Konzepten

Abstract

In Zeiten des Klimawandels ist die Menschheit auf der Suche nach Alternativen zu fossilen Energieträgern und ist daran interessiert, den Anteil der erneuerbaren Energien am Energiesystem zu erhöhen. Dadurch ist es möglich, Treibhausgasemissionen zu reduzieren, jedoch bringt dies den Nachteil des fluktuierenden Energieangebots mit sich. Diesem Nachteil muss mit entsprechenden Energiespeichertechnologien entgegengewirkt werden, um ein Gleichgewicht zwischen dem fluktuierenden Energieangebot und der Nachfrage zu gewährleisten. Die Power-to-Gas Technologie stellt eine solche Energiespeichertechnologie dar, denn sie ermöglicht es Strom chemisch in Gas umzuwandeln und dieses anschließend im bestehenden Erdgasnetz, beziehungsweise in Gasspeichern zu speichern. Somit könnte diese Technologie dazu beitragen, das Problem des fluktuierenden Energieangebots zu lösen. In der vorliegenden Diplomarbeit wird der Gaspermeationsteil einer integrierten Power-to-Gas-Anlage mit chemischer Methanisierung und Produktgasaufbereitung untersucht. Mittels Durchführung von Reingas- und Mischgasversuchen an einem Membranmodul, wird die Abhängigkeit der Permeanzen von CH4 und H2 vom CO2 Partialdruck im Feed und die Abhängigkeit der Permeanzen aller drei Gase von der Temperatur untersucht. Die daraus erhaltenen Ergebnisse werden zu einem mathematischen Zusammenhang kombiniert, welcher diese Abhängigkeit zeigt. Weiters wird dieser Zusammenhang in ein bestehendes Modell eines Membranmoduls in Aspen Plus, einem Prozesssimulationsprogramm, implementiert. Anschließend wird dieses Modell noch ausführlich getestet, beziehungsweise validiert. Letztendlich wird eine gesamte Power-to-Gas Anlage in verschiedenen Anlagenkonfigurationen und Betriebszuständen simuliert. Mittels dieser Simulationen wird die Power-to-Gas Anlage hinsichtlich eines technisch und wirtschaftlich optimalen Betriebszustandes untersucht. Als Ergebnis liefert diese Arbeit, dass steigende Temperaturen zu steigenden Permeanzen der Gase CO2, H2 und CH4 führen. Weiters kann ausgesagt werden, dass der CO2-Partialdruck im Feed eines Membranprozesses Auswirkungen auf die Permeanzen der Gase H2 und CH4 hat. Dieser führt mit steigenden Werten auch zu steigenden Permeanzen dieser beiden Gase. Als wirtschaftlich und technisch optimale Anlagenkonfiguration stellt sich die Power-to-Gas Anlage mit einstufigem Membranprozess und installiertem Recycle-Strom heraus. Der wirtschaftlichste Betriebszustand liegt bei einer Reaktortemperatur von 350C, einem Reaktordruck von 5bar, einer Membrantemperatur von 50C und einem Membrandruck von 13bar vor. Der technisch optimale Betriebszustand liegt bei einer Reaktortemperatur von 350C, einem Reaktordruck von 5bar, einer Membrantemperatur von 25C und einem Membrandruck von 10bar vor.

In times of climate change mankind is searching for alternatives to fossil energy sources and is interested in increasing the share of renewable energies in the energy system. This makes it possible to reduce greenhouse gas emissions, but this entails the disadvantage of fluctuating energy supply. This disadvantage must be counteracted by appropriate energy storage technologies to ensure a balance between the fluctuating energy supply and demand. Power-to-gas technology is such an energy storage technology, because it gives the possibility to chemically convert electricity into gas and then store it in the existing natural gas network or in gas storage facilities. Thus, this technology could help to solve the problem of fluctuating energy supply. In this work the gas permeation part of an integrated power-to-gas plant with chemical methanation and product gas treatment is investigated. By the execution of clean gas and mixed gas tests on a membrane module, the dependency of the permeances of CH4 and H2 on the CO2 partial pressure in the feed and the dependency of the permeances of all three gases on the temperature are investigated. The obtained results are combined into a mathematical relationship that shows this dependency. Furthermore, this relation-ship is being implemented in an existing model of a membrane module in Aspen Plus, a process simulation program. Subsequently this model is tested and validated in detail. In the end an entire power-to-gas plant is simulated in various plant configurations and op-erating states. By means of these simulations, the power-to-gas plant is examined with regard to a technically and economically optimal operating state. This work shows that rising temperatures lead to increasing permeances of the gases CO2, H2 and CH4. It can also be stated that the partial pressure of CO2 in the feed of a membrane process influences the permeances of the gases H2 and CH4. With increasing values this also leads to increasing permeances of these two gases. The power-to-gas plant with a single-stage membrane process and installed recycle stream turned out to be the economically and technically optimal plant configuration. The most economical oper-ating state is at a reactor temperature of 350C, a reactor pressure of 5bar, a membrane temperature of 50C and a membrane pressure of 13bar. The technically optimal operat-ing state is at a reactor temperature of 350C, a reactor pressure of 5bar, a membrane temperature of 25C and a membrane pressure of 10bar.