La mayoría de los sistemas P2G utilizan electrólisis para producir hidrógeno . El hidrógeno se puede utilizar directamente [2] o pasos adicionales (conocidos como sistemas P2G de dos etapas) pueden convertir el hidrógeno en gas de síntesis , metano , [3] o GLP . [4]
También existen sistemas P2G de una sola etapa para producir metano, como la tecnología de celdas de óxido sólido reversible (rSOC). [5]
El gas puede utilizarse como materia prima química o convertirse nuevamente en electricidad mediante generadores convencionales, como turbinas de gas. [6] Power-to-gas permite que la energía procedente de la electricidad se almacene y transporte en forma de gas comprimido, a menudo utilizando la infraestructura existente para el transporte y almacenamiento de gas natural a largo plazo . P2G suele considerarse la tecnología más prometedora para el almacenamiento estacional de energía renovable. [7] [8]
Almacenamiento y transporte de energía.
Los sistemas de energía a gas pueden implementarse como complementos de parques eólicos o plantas 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 pasar al gas natural , las redes de gas funcionaban con gas urbano , que en un 50-60 % estaba compuesto por hidrógeno. La capacidad de almacenamiento de la red alemana de gas natural es de más de 200.000 GWh, suficiente para cubrir las necesidades energéticas de varios meses. En comparación, la capacidad de todas las centrales hidroeléctricas alemanas de almacenamiento por bombeo asciende a sólo unos 40 GWh. [ cita necesaria ] El almacenamiento de gas natural es una industria madura que existe desde la época victoriana. El requerimiento de energía de almacenamiento/recuperación en Alemania se estima en 16 GW en 2023, 80 GW en 2033 y 130 GW en 2050. [9] Los costos de almacenamiento por kilovatio hora se estiman en 0,10 euros para el hidrógeno y 0,15 euros para el metano. [10]
La infraestructura de transporte de gas natural existente transporta grandes cantidades de gas a largas distancias de forma rentable mediante gasoductos. Ahora es rentable transportar gas natural entre continentes utilizando buques metaneros . El transporte de energía a través de una red de gas se realiza con muchas menos pérdidas (<0,1%) que en una red de transmisión eléctrica (8%). Esta infraestructura puede transportar el metano producido por P2G sin modificaciones. Es posible utilizarlo hasta con un 20% de hidrógeno. [11] [12] El uso de los gasoductos de gas natural existentes para hidrógeno fue estudiado por el proyecto NaturalHy de la UE [13] y el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE). [14] La tecnología de mezcla también se utiliza en el HCNG .
Eficiencia
En 2013, la eficiencia de ida y vuelta del almacenamiento de energía a gas estuvo muy por debajo del 50%; la ruta del hidrógeno pudo alcanzar una eficiencia máxima de ~43% y la de metano de ~39% mediante el uso de centrales eléctricas de ciclo combinado. Si se utilizan plantas de cogeneración que producen electricidad y calor, la eficiencia puede ser superior al 60%, pero sigue siendo inferior a la de la energía hidráulica por bombeo o la del almacenamiento en baterías . [15] Sin embargo, existe potencial para aumentar la eficiencia del almacenamiento de energía a gas. En 2015, un estudio publicado en Energy and Environmental Science encontró que mediante el uso de celdas 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 superiores al 70% a bajo costo. [16] Además, un estudio de 2018 que utilizó celdas de óxido sólido reversibles presurizadas y una metodología similar encontró que podrían ser factibles eficiencias de ida y vuelta (potencia a potencia) de hasta el 80 %. [17]
Tecnología de electrólisis
Ventajas y desventajas relativas de las tecnologías de electrólisis. [19]
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 "electricidad 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. [2]
ITM Power ganó una licitación en marzo de 2013 para un proyecto del Grupo Thüga, para suministrar una planta de almacenamiento de energía de electrólisis de alta presión y respuesta rápida con electrolizador de membrana de intercambio de protones (PEM) autopresurizante de 360 kW . La unidad produce 125 kg/día de gas hidrógeno e incorpora electrónica de potencia AEG . Estará ubicado en una sede de Mainova AG en Schielestraße, Frankfurt , en el estado federado de Hessen . Los datos operativos serán compartidos por todo el grupo Thüga, la red de empresas energéticas más grande de Alemania con alrededor de 100 miembros de servicios municipales. Los socios del proyecto son: 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, WEMAG AG, e-rp GmbH, ESWE Versorgungs AG con Thüga Aktiengesellschaft como coordinadora del proyecto. Los socios científicos participarán en la fase operativa. [20] Puede producir 60 metros cúbicos de hidrógeno por hora y alimentar a la red 3.000 metros cúbicos de gas natural enriquecido con hidrógeno por hora. Está prevista una ampliación de la planta piloto a partir de 2016, que facilitará la conversión total del hidrógeno producido en metano para ser inyectado directamente a la red de gas natural. [21]
Unidades como el HGas de ITM Power generan hidrógeno para ser inyectado directamente a 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, 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 lo tanto, en una hora puede inyectar a la red 3.000 metros cúbicos de gas natural enriquecido con hidrógeno. [22]
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. [23] La planta utiliza energía eólica y equipos de electrólisis hidrogénica [24] 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 locales de gas natural, es socio del 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 generación de energía a gas de 800 kW en el distrito de Hamburgo /Reitbrook [25] y se espera que se inaugure en 2015. [26]
En agosto de 2013, un parque eólico de 140 MW en Grapzow , Mecklemburgo-Pomerania Occidental, propiedad de E.ON , recibió un electrolizador. El hidrógeno producido puede utilizarse en un motor de combustión interna o inyectarse en la red de gas local. El sistema de compresión y almacenamiento 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. [27] El electrolizador produce 210 Nm 3 /h de hidrógeno y es operado por RH2-WKA. [28]
El proyecto INGRID comenzó en 2013 en Apulia , Italia. Se trata de un proyecto de cuatro años de duración con 39 MWh de almacenamiento y un electrolizador de 1,2 MW para monitorización y control de redes inteligentes. [29] El hidrógeno se utiliza para el equilibrio de la red, el transporte, la industria y la inyección en la red de gas. [30]
La energía excedente del parque eólico Prenzlau de 12 MW en Brandeburgo , Alemania [31], se inyectará a la red de gas a partir de 2014.
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 entre los representantes electos, las empresas y, en general, la sociedad civil. Su objetivo es experimentar con varios reactores y catalizadores. El metano sintético producido por el demostrador MINERVE (0,6 Nm 3 /h de CH 4 ) 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 rendimiento previsto, 93,3% de CH 4 . Este proyecto contó con el apoyo de ADEME y la Región FEDER-Pays de la Loire, así como de varios otros socios: Conseil départemental de Loire -Atlantic, Engie-Cofely, GRDF, GRTGaz, Nantes-Metropolis, Sydela y Sydev. [34]
Está previsto instalar un electrolizador a gran escala de 1 GW operado por EWE y Tree Energy Solutions en la terminal de gas de Wilhelmshaven , Alemania. Se espera que los primeros 500 MW comiencen a funcionar en 2028. Wilhelmshaven puede albergar una segunda planta, lo que elevaría la capacidad potencial total a 2 GW. [35]
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 instalación mezcladora de gas garantiza que la proporción de hidrógeno en el flujo 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.[36]
Energía a metano
Metanación 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 [37] (ver gas natural ) usando una reacción de metanación como la reacción de Sabatier o la metanación biológica, lo que resulta en una pérdida adicional de conversión de energía. del 8%, [ cita necesaria ] el metano puede alimentarse a la red de gas natural si se alcanza el requisito de pureza. [38]
ZSW (Centro de Investigación de Energía Solar e Hidrógeno) y SolarFuel GmbH (ahora ETOGAS GmbH) realizaron un proyecto de demostración con una potencia eléctrica de entrada de 250 kW en Stuttgart, Alemania. [39] La planta fue puesta en funcionamiento el 30 de octubre de 2012. [40]
ETOGAS realizó la primera planta de energía a metano a escala industrial para Audi AG en Werlte, Alemania. La planta con una potencia de entrada eléctrica de 6 MW 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 (operada por EWE). [41] La planta forma parte del programa Audi e-fuels. El gas natural sintético producido, denominado Audi e-gas, permite una movilidad neutra en CO 2 con vehículos de GNC estándar. Actualmente está disponible para los clientes del primer automóvil a GNC de Audi, el Audi A3 g-tron. [42]
Prototipo HELMETH de energía a gas
En abril de 2014, comenzó el proyecto de investigación HELMETH [44] (Integrated High -Temperature EL ectrolysis and METH anation for Effective Power to Gas Conversion) , cofinanciado por la Unión Europea y coordinado por el KIT [43] HELMETH [44] . [45] El objetivo del proyecto es la prueba del concepto de una tecnología Power-to-Gas altamente eficiente mediante la integración térmica de electrólisis de alta temperatura ( tecnología SOEC ) con metanización de CO 2 . A través de la integración térmica de la metanación exotérmica y la generación de vapor para la electrólisis de vapor a alta temperatura, es teóricamente posible una eficiencia de conversión > 85% ( mayor poder calorífico del metano producido por energía eléctrica utilizada). El proceso consta de una electrólisis con vapor a alta temperatura a presión y un módulo de metanización de CO 2 a presión . 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. [46] Las condiciones operativas de la metanación 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. CH4 > 97% vol. [47] De este modo, el gas natural sustitutivo generado puede inyectarse en toda la red de gas natural alemana sin limitaciones. [48] 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, una conversión 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 una duración de cuatro años. [49] Tres conceptos tecnológicos diferentes se demuestran en tres países europeos diferentes ( Falkenhagen / Alemania , Solothurn / Suiza , Troia / Italia ). Las tecnologías involucradas incluyen metanación biológica y química , captura directa de CO 2 de la atmósfera, licuefacción del metano sintetizado a bioGNL e inyección directa en la red de gas. El objetivo general del proyecto es evaluar esas tecnologías y diversas rutas de uso desde aspectos técnicos, [50] económicos, [51]
y legales [52] para identificar casos de negocio a corto y largo plazo. El proyecto está cofinanciado por el programa de investigación e innovación Horizonte 2020 de la Unión Europea (18 millones de euros) y el gobierno suizo (6 millones de euros), con otros 4 millones de euros procedentes de socios industriales participantes. [53] El coordinador del proyecto general es el centro de investigación de la DVGW [54] ubicado en el KIT .
Metanación microbiana
La metanación biológica combina ambos procesos, la electrólisis del agua para formar hidrógeno y la posterior reducción del 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 . [55] [56] Esta reacción microbiana de energía a gas ocurre en condiciones ambientales, es decir, temperatura ambiente y pH 7, con eficiencias que habitualmente alcanzan el 80-100%. [57] [58] 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 . [59]
Los microorganismos involucrados en la reacción microbiana de energía a gas son típicamente miembros del orden Metanobacteriales . Los géneros que han demostrado catalizar esta reacción son Methanobacterium , [60] [61] Methanobrevibacter , [62] y Methanothermobacter ( termófilo ). [63]
producción de GLP
El metano se puede utilizar para producir GLP mediante la síntesis de 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 de primera calidad porque tiene propiedades antidetonantes excepcionales y proporciona una combustión limpia. [4]
poder a la comida
El metano sintético generado a partir de la electricidad también se puede utilizar para generar alimento rico en proteínas para ganado, aves y peces de manera económica mediante el cultivo de la bacteria Mmethylococcus capsulatus con una huella de tierra y agua pequeña. [64] [65] [66] [ necesita cotización para verificar ] El gas de dióxido de carbono producido como subproducto de estas plantas se puede reciclar en la generación de metano sintético (SNG). De manera similar, el gas oxígeno producido como subproducto de la electrólisis del agua y el proceso de metanación se puede consumir en el cultivo de bacterias. Con estas plantas integradas, el abundante potencial renovable de energía solar y eólica se puede convertir en productos alimenticios de alto valor sin contaminación del agua ni emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). [67]
Actualización de biogás a biometano
En el tercer método, el dióxido de carbono de la salida de un generador de gas de madera o de una planta de biogás después del mejorador de biogás se mezcla con el hidrógeno producido en el electrolizador para producir metano. El calor libre 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 el almacenamiento en tuberías para evitar daños. [3]
2014-Avedøre Wastewater Services en Avedøre , Copenhague (Dinamarca) está añadiendo una planta electrolizadora de 1 MW para mejorar el biogás de digestión anaeróbica a partir de lodos de depuradora. [68] El hidrógeno producido se utiliza con el dióxido de carbono del biogás en una reacción de Sabatier para producir metano. Electrochaea [69] está probando otro proyecto fuera de P2G BioCat con metanación 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. [70] Entre enero y noviembre de 2013 se ejecutó en Foulum , Dinamarca , un proyecto de demostración precomercial con una vasija de reactor de 10.000 litros . [71]
En 2016, Torrgas, Siemens , Stedin, Gasunie , A.Hak, Hanzehogeschool /EnTranCe y Energy Valley tienen intención de abrir una instalación Power to Gas de 12 MW en Delfzijl (Países Bajos), donde el biogás de Torrgas ( biocarbón ) se mejorará con hidrógeno procedente de la electrólisis. y entregado a consumidores industriales cercanos. [72]
Energía a gas de síntesis
Proceso de 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 de carbón y se conocía como "gas urbano". 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.
Segundo 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
2012 Síntesis de combustible y aire: Air Fuel Synthesis Ltd (Reino Unido). [96] [97] [98] [99] [100] Air Fuel Synthesis Ltd se ha declarado insolvente. [101]
2013 Green Feed — BGU y Fundación Estratégica de Energía Alternativa de Israel (I-SAEF). [102] [103] [104] [105]
2014 E-diesel —Sunfire, una empresa de tecnología limpia y Audi . [106] [107] [108]
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, [109] con los productos base dióxido de carbono (CO 2 ) y agua (H 2 O) que se deriva del agua de mar mediante "una configuración de módulo electroquímico para la acidificación continua de fuentes de agua alcalinas y la recuperación de CO 2 con producción continua de gas hidrógeno". [110] [111]
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Otras lecturas
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