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Fachartikel
01. November 2023

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Hochtemperaturelektrolyse

Innovative Technologie als Herzstück von Power-to-X-Systemen

Die neuen Hochtemperaturelektrolyseure lassen sich ideal mit Power-to-X-Systemen kombinieren. Deren Abwärme wird zu einem guten Mittel, um die Effizienz der ersteren zu verbessern, was zu Rekordausbeuten bei der Herstellung chemischer Energieträger führt.
Markus Friedl, Boris Kunz, Zacharie  Wuillemin, Jan Van Herle, 

In relativ naher Zukunft wird die Energieversorgung der Schweiz haupts√§chlich aus erneuerbaren Energien bestehen [1]. Da das Land beschlossen hat, keine neuen Kernkraftwerke zu bauen und die bestehenden am Ende ihrer Laufzeit abzuschalten [2], die individuelle Mobilit√§t weitgehend elektrifiziert sein wird und W√§rmepumpen zunehmend f√ľr Heizzwecke eingesetzt werden, muss die Produktion von erneuerbarem Strom stark und schnell gesteigert werden. Dies geschieht teilweise durch zus√§tzliche Wasserkraft und vor allem durch eine Kombination aus Photovoltaik und Windenergie. Da der Einsatz von Windkraft jedoch stark von der Akzeptanz in der Bev√∂lkerung abh√§ngt, ist es schwierig, kurzfristig eine signifikante Kapazit√§t zu erwarten. Daher gehen verschiedene Szenarien davon aus, dass im Sommer ein √úberschuss an erneuerbarem Strom durch Photovoltaik entsteht, w√§hrend im Winter ein Defizit zu verzeichnen ist (z. B. die vier Szenarien der Energieperspektiven 2050+ der Schweizerischen Eidgenossenschaft [3]).

Powert-To-X-Verfahren

Es gibt L√∂sungen, um diese Produktionsl√ľcken zu bew√§ltigen [4], eine der vielversprechendsten ist die Power-to-X-Technologie. Power-to-X-Systeme nutzen erneuerbare Elektrizit√§t (power), um Energietr√§ger in chemischer Form (X) zu erzeugen, also in Form von Molek√ľlen, die ebenfalls als Rohstoff verwendet werden k√∂nnen.1 Der erste Schritt des Verfahrens umfasst einen Elektrolyseur, der die Wassermolek√ľle H2O in Sauerstoff O2 und Wasserstoff H2 aufspaltet. Eine Anlage, die sich auf diesen Schritt beschr√§nkt, wird als Power-to-Hydrogen bezeichnet und liefert nur Wasserstoff als Energietr√§ger. Werden weitere Umwandlungsschritte und eine Quelle f√ľr Kohlendioxid CO2 oder Stickstoff N2 hinzugef√ľgt, kann der Wasserstoff H2 dann auch in verschiedene Energietr√§ger wie Methan CH4 umgewandelt werden, Methanol CH3OH, Kohlenwasserstoffketten CnHm (z. B. Flugbenzin) oder Ammoniak NH3 (siehe tab. 1). Die so hergestellten Energietr√§ger werden als "synthetische Kraftstoffe" oder "E-Fuels" bezeichnet.

1 Manchmal kann "X" auch W√§rme bezeichnen, sodass W√§rmepumpen auch als Power-to-X-Anlagen gelten k√∂nnen. In diesem Artikel wird jedoch die g√§ngigste Definition von Power-to-X verwendet, bei der das X f√ľr einen chemischen Energietr√§ger oder einen Rohstoff steht.

 


Tab. 1 √úberblick √ľber die wichtigsten Verfahren zur Herstellung anderer chemischer Energietr√§ger aus Wasserstoff. Effizienz: oberer Heizwert der Produkte dividiert durch den oberen Heizwert der Edukte unter der Annahme einer vollst√§ndigen Umwandlung (Edukte und Produkte bei 25 ¬įC, kondensiertes Wasser H2O).

 

Synthetische Kraftstoffe

Im Vergleich zu Wasserstoff haben synthetische Kraftstoffe den Vorteil, dass sie leichter gelagert und transportiert werden k√∂nnen, wodurch sie in schwer elektrifizierbaren Bereichen wie z. B. der Luftfahrt eingesetzt werden k√∂nnen, in denen Wasserstoff keine ausreichende Energiedichte bietet. Der zus√§tzliche Schritt, der zur Herstellung dieser synthetischen Kraftstoffe erforderlich ist, hat hingegen den Nachteil, dass zus√§tzliche Ger√§te ben√∂tigt werden und das Verfahren komplizierter wird. Dies f√ľhrt zu zus√§tzlichen Energieverlusten, die letztlich die Effizienz des Prozesses verringern. In der Schweiz k√∂nnten beispielsweise die Reservekraftwerke, die f√ľr die Stromerzeugung im Notfall vorgesehen sind (siehe erster Aufruf des Bundes: [5]), mit synthetischen Kraftstoffen betrieben werden. Methan, dank des bestehenden Gasnetzes, sowie Methanol, komplexere Kohlenwasserstoffe und Ammoniak sind relativ leicht handhabbar und transportierbar. Somit wird es interessant, diese Energietr√§ger dort zu produzieren, wo erneuerbarer Strom in gro√üen Mengen und zu niedrigen Kosten verf√ľgbar ist, wobei diese Kosten bei den Gesamtproduktionskosten fast immer dominieren. Der Bericht "Energieperspektiven 2050+" [3] des Bundes sagt im √úbrigen voraus, dass nur ein Teil des Wasserstoffs im Land hergestellt wird, w√§hrend der Rest aus dem Ausland importiert wird. Synthetische Kraftstoffe, die in den untersuchten Szenarien einen mehr oder weniger gro√üen Raum einnehmen, k√∂nnen ebenfalls lokal hergestellt oder importiert werden. Die Power-to-X-Technologie ist also nicht nur aus Sicht der Energieversorgung f√ľr die Schweiz wichtig, sondern stellt auch eine Technologie und Know-how dar, die exportiert werden kann.

Elektrolyse

Wie bereits erw√§hnt, wird der erste Schritt eines jeden Power-to-X-Prozesses von einem Elektrolyseur durchgef√ľhrt. Es gibt verschiedene Arten (siehe Tab. 2), die bekanntesten sind alkalische Elektrolyseure, solche mit Polymermembran (proton exchange membrane, PEM) und solche mit Anionenaustauschmembran (anion exchange membrane, AEM), die alle bei niedrigen Temperaturen arbeiten und mithilfe von elektrischer Energie entmineralisiertes fl√ľssiges Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff spalten k√∂nnen. Es gibt eine weitere Klasse von Elektrolyseuren, die bei hohen Temperaturen arbeiten und direkt H2O-Dampf in Wasserstoff H2 und Sauerstoff O2 spalten


Tab. 2 √úberblick √ľber die verschiedenen Elektrolyseurs-Technologien.

Niedertemperatur-Elektrolyseure
Alkalische Elektrolyseure

Die alkalische Technologie hat bereits eine lange industrielle Geschichte, insbesondere in der Schweiz mit dem in Monthey ans√§ssigen Unternehmen IHT, das k√ľrzlich von der deutschen Sunfire √ľbernommen wurde. Diese Technologie besticht heute durch ihre Robustheit und Verf√ľgbarkeit, ist jedoch in Bezug auf Wirkungsgrad, Dynamik und Leistungsdichte st√§rker eingeschr√§nkt, was ihre Anwendung auf Orte beschr√§nkt, an denen erneuerbarer Strom billig und m√∂glichst relativ konstant ist. Bei den derzeitigen sehr gro√üen Elektrolyseprojekten, insbesondere im Nahen Osten, in den USA und in S√ľdamerika, scheint diese Technologie am meisten gefragt zu sein.

Polymermembran-Elektrolyseure

Die Proton Exchange Membrane (PEM)-Technologie ist ebenfalls sehr erfolgreich, insbesondere in ihrer Anwendung als Brennstoffzelle (mit Wasserstoff H2 betriebener Stromgenerator) f√ľr die Automobilindustrie. An ihrem Pendant in der Elektrolyse sind andere Akteure beteiligt, die eher auf industrielle L√∂sungen ausgerichtet sind, was gr√∂√ütenteils darauf zur√ľckzuf√ľhren ist, dass die Technologie, die Gr√∂√üe und die Materialien f√ľr die Anwendung im Batteriemodus und im Elektrolysemodus nicht die gleichen sind. In beiden F√§llen sind es Edelmetalle, die als Katalysatoren eingesetzt werden (Platin im Batteriebetrieb und Iridium im Elektrolysebetrieb). Diese Technologie ist mittlerweile ausgereift und Anlagen mit einer Leistung von mehreren zehn MW sind derzeit in Betrieb. Zwar sind die elektrischen Wirkungsgrade und die Dynamik von PEM-Elektrolyseuren besser als bei Alkali und die volumetrische Leistungsdichte deutlich h√∂her, doch wird der gro√ütechnische Einsatz zum Teil von der Verf√ľgbarkeit - und damit dem Preis - von Iridium oder der F√§higkeit abh√§ngen, die pro Leistungseinheit ben√∂tigten Mengen zu reduzieren.

Elektrolyseure mit Anionenaustauschmembranen

Eine dritte, viel neuere Technologie namens "Anion Exchange Membranes" (AEM) kombiniert die Vorteile der alkalischen und der PEM-Technologie. Sie befindet sich in einem weniger fortgeschrittenen Entwicklungsstadium als die beiden anderen und wird daher in diesem Artikel nicht ausf√ľhrlich vorgestellt.

Hochtemperatur-Elektrolyse

Es gibt eine vierte Technologie, die unter v√∂llig anderen Bedingungen operiert. Es handelt sich um die Festoxidbatterien und -elektrolyseure, besser bekannt unter ihrem englischen Akronym SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) oder SOEC (Solid Oxide Electrolyser Cell). Diese Technologie basiert auf einem keramischen Festelektrolyten, der in Zellen integriert ist, die √ľbereinander gestapelt werden und eine Batterie bilden (Abb. 1). Festoxidbatterien arbeiten bei Temperaturen von √ľber 600 ¬įC und werden daher oft auch als Hochtemperaturbatterie oder -elektrolyseger√§t bezeichnet. Die Zellen k√∂nnen bidirektional betrieben werden (reversibler Betrieb): als Elektrolyseur, um Wasserstoff aus Strom zu erzeugen, oder als Brennstoffzelle, um Strom aus Wasserstoff oder sogar aus anderen Kraftstoffen zu erzeugen. Im zweiten Fall erm√∂glichen kohlenstoffhaltige Brennstoffe wie Erdgas eine Stromerzeugung mit einem sehr hohen Wirkungsgrad (> 60%). Bei der Betriebstemperatur liegt Wasser in Dampfform vor, sodass dieser bei der Elektrolysereaktion direkt in Sauerstoff und Wasserstoff zerlegt wird.

Aufgrund der Thermodynamik verbraucht diese Reaktion deutlich weniger Strom als die Elektrolyse von Wasser in fl√ľssiger Form, und genau das ist der gro√üe Vorteil der Festoxid-Elektrolyse (SOE), wenn sie mit einem industriellen Prozess kombiniert werden kann, der Abw√§rme oder Dampf zur Verf√ľgung hat. Denn der Energieanteil, der zur Verdampfung des Wassers verwendet wird, ist sozusagen kostenlos, da er sonst verloren gehen w√ľrde. Au√üerdem ist die Hochtemperaturelektrolyse effizienter als die Niedertemperaturelektrolyse. Im Endeffekt muss also weniger Strom in das System eingespeist werden, um die gleiche Menge Wasserstoff zu erzeugen, und der Prozess ist effizienter als bei einem Niedertemperaturelektrolyseur. Auf Systemebene wird ein Verbrauch von 37 bis 45 kWh/kg H2 erwartet, wenn Dampf zur Verf√ľgung steht, was etwa 20% weniger Strom als bei Niedertemperaturelektrolyseuren bedeutet.

Die SOE-Technologie bietet auch eine weitere Nutzungsart, bei der ein Gemisch aus H2O-Dampf und CO2-Kohlendioxid co-elektrolysiert werden kann, wodurch am Ausgang der Zelle ein Synthesegas (H2 und CO) gewonnen werden kann. In der Schweiz wurden diese Batterien ab den 2000er Jahren insbesondere von einem Forscherteam an der EPFL entwickelt, das dann zum Spin-off HTceramix SA in Yverdon-les-Bains wechselte, oder auch vom Team von Sulzer Hexis in Winterthur. Sie durchliefen mehrere Weiterentwicklungen, die sie schlie√ülich so weit reifen lie√üen, dass sie auf dem heimischen Markt in Mikro-KWK-Anwendungen eingesetzt werden konnten. So hat das Unternehmen HTceramix SA, das inzwischen von einem italienischen Konzern √ľbernommen und in SolydEra SA umbenannt wurde, mehr als 3000 erdgasbetriebene Bluegen-Mikro-KWK-Systeme eingesetzt und dabei mehr als 75 Millionen Betriebsstunden gesammelt und die Technologie zur industriellen Reife gebracht. Die urspr√ľnglich in Yverdonles- Bains entwickelte Batterietechnologie wurde nach Italien verlegt, wo die gr√∂√üte automatisierte Produktionslinie f√ľr Festoxidbatterien in Europa errichtet wurde (Abb. 2).

2 Der Wirkungsgrad ist definiert als die erzeugte elektrische Leistung geteilt durch den unteren Heizwert des Kraftstoffs.

Power-To-X in Kombination mit der SOE-Technologie

Zur Steigerung ihrer Effizienz kann die Power-to-X-Technologie daher idealerweise mit einem Hochtemperaturelektrolyseur kombiniert werden, der die Abw√§rme der prozessinternen Quelle, die gegebenenfalls durch externe Quellen erg√§nzt wird, nutzbar macht. Wie in der Tabelle 1 gezeigt, sind die Reaktionen bei der Synthese synthetischer Kraftstoffe n√§mlich exotherm (Wirkungsgrad unter 100%) und auf ausreichenden Temperaturniveaus, um effektiv mit Dampferzeugungssystemen gekoppelt werden zu k√∂nnen. Dies ist umso vorteilhafter, als die Reaktionsabw√§rme genau dann zur Verf√ľgung steht, wenn die Dampferzeugung f√ľr den Hochtemperaturelektrolyseprozess ben√∂tigt wird. Dadurch entf√§llt die Problematik der Zwischenspeicherung und der m√∂gliche Bedarf an externer Zufuhr wird verringert. Wenn die Abw√§rme des Prozesses allein f√ľr die Dampferzeugung nicht ausreicht, kann die Technologie von einer Integration mit externen Quellen profitieren, z. B. durch eine Kopplung mit einer M√ľllverbrennungsanlage (MVA).

Diese Synergie ist besonders im Sommer interessant, wenn √ľbersch√ľssige erneuerbare Energie in einen chemischen Energietr√§ger umgewandelt werden kann und wenn diese Anlagen Schwierigkeiten haben, Abnehmer f√ľr ihre Abw√§rme zu finden. Das Kohlendioxid CO2, das (zusammen mit Wasserstoff) zur Herstellung von Methan, Methanol oder Kohlenwasserstoffketten (siehe Tab. 1) ben√∂tigt wird, kann ebenfalls vor Ort und zu jeder Jahreszeit zur√ľckgewonnen werden. Im M√§rz 2022 haben sich die Betreiber von Abfallbehandlungsanlagen eben dazu verpflichtet, bis 2030 in allen Schweizer KVAs CO2-Abscheidungssysteme zu installieren. Abbildung 3 veranschaulicht den Unterschied zwischen einem konventionellen Power-to-Methane-System mit einem konventionellen Niedertemperaturelektrolyseur mit einem Wirkungsgrad von 0,55 MW‚ĀĄ1,1 MW = 50% (basierend auf dem oberen Heizwert) und einem Power-to-Methane-System unter Verwendung eines Hochtemperaturelektrolyseurs mit einem Wirkungsgrad von 0,55 MW‚ĀĄ0,79 MW = 70%.

Die Idee, die Hochtemperaturelektrolyse mit Syntheseprozessen zu kombinieren und dabei deren Abw√§rme zu nutzen, wurde bereits im Rahmen verschiedener Forschungsprojekte verfolgt.3 Experimentell demonstriert wurde diese Idee aber erst k√ľrzlich an der Ostschweizer Fachhochschule (OST) inRapperswil SG, wo eine solche Anlage vom Institut f√ľr Energietechnik (IET) und der Groupe des Mat√©riaux pour l'√Čnergie (GEM) der √Čcole Polytechnique F√©d√©rale de Lausanne (EPFL) gebaut und in Betrieb genommen wurde. Mit dieser Anlage konnte die Machbarkeit des gesamten Systems von der Erzeugung erneuerbarer Elektrizit√§t bis hin zur Erzeugung von synthetischem Methan und dessen Endverwendung in einem Fahrzeug mit komprimiertem Erdgas (CNG) demonstriert werden, erg√§nzt durch die Abscheidung von Kohlendioxid aus der Atmosph√§re. Zwei Elektrolyseure sind hier installiert: eine konventionelle PEM (10 kWel) und ein Hochtemperaturelektrolyseur (5 kWel). Abbildung 4 zeigt ein vereinfachtes Schema der Anlage mit ihrem speziell entwickelten W√§rmemanagementsystem. Dieses setzt Thermo√∂l ein, um die Abw√§rme der Methanisierung zu absorbieren und f√ľr die Erzeugung von Dampf zu nutzen, der dann dem Hochtemperaturelektrolyseur zugef√ľhrt wird. Mit der Anlage konnte erstmals experimentell nachgewiesen werden, dass die Effizienz eines Power-to-Methane-Prozesses um 20 Prozentpunkte gesteigert werden kann, indem ein Hochtemperaturelektrolyseur anstelle eines konventionellen Elektrolyseurs eingebaut wird [9].

Perspektiven f√ľr die Schweiz

Die Power-to-X-Technologie in Kombination mit der Hochtemperaturelektrolyse bietet somit eine M√∂glichkeit f√ľr die Schweiz, nicht nur √ľbersch√ľssige Elektrizit√§t, sondern auch √ľbersch√ľssige Abw√§rme zu nutzen und mit hoher Effizienz chemische Energietr√§ger f√ľr schwer zu elektrifizierende Anwendungen zu produzieren. Die Transport- und Speicherf√§higkeit dieser Energieform erm√∂glicht zudem den Transport und Import √ľber gro√üe Entfernungen, auch im globalen Ma√üstab. Dar√ľber hinaus k√∂nnen die Technologien Power-to-X und Hochtemperaturelektrolyse als Know-how exportiert werden, wodurch wirtschaftlicher Wert in der Schweiz geschaffen wird. Die Strategie von SolydEra SA besteht darin, die Entwicklung im Bereich der industriellen Anwendungen und insbesondere der Elektrolyse fortzusetzen und zu beschleunigen. Vor kurzem f√ľhrte sie - dank der anf√§nglichen Unterst√ľtzung durch den Kanton Waadt, den Bund und die europ√§ischen Projekte CH2P und SWITCH - zur Entwicklung einer Zelle und eines industriellen Systems der n√§chsten Generation, das bei der Elektrolyse mehr als 100 kW leistet. Das System ist vollst√§ndig reversibel und kann sowohl als Elektrolyseur als auch als Multi-Fuel-Generator betrieben werden. Es wird derzeit getestet, bevor es im Laufe des Jahres 2024 erstmals industriell eingesetzt werden soll. Diese Systeme sto√üen auf gro√ües Interesse bei Unternehmen, die im Bereich Green Hydrogen, im Bereich der Power-to-X-Anwendungen im Allgemeinen oder auch im maritimen Sektor t√§tig sind. Das neue Brennstoffzellenmodell befindet sich hingegen in der Industrialisierung und wird als Vorserie m√∂glichen Integratoren angeboten.

Die in Rapperswil entwickelte Technologie hingegen steht kurz davor, im Rahmen des europ√§ischen Forschungsprojekts "24/7 ZEN"3 auf die n√§chste Stufe gehoben zu werden. Ein Konsortium aus Partnern aus Spanien, Italien, Griechenland, Belgien und der Schweiz entwirft und entwickelt ein reversibles Power-to-X-System, das etwa 20-mal gr√∂√üer ist als die Plattform in Rapperswil (Elektrolyseur-Modus 100 kWel, Brennstoffzellen-Modus 33 kWel). Die Schweizer Partner sind die Fachhochschule Ostschweiz (OST), SolydEra SA und die Hochschule Luzern (HSLU). Dieselben Schweizer Partner, zus√§tzlich zur Groupe des Mat√©riaux pour l'Energie (GEM, EPFL), die bereits f√ľr das Hochtemperaturelektrolyse-System in Rapperswil verantwortlich ist, sowie weitere Industriepartner, haben eine Zusammenarbeit f√ľr eine Demonstration an einer industriellen Anlage in der Schweiz begonnen. Weitere Einzelheiten hierzu werden zu einem sp√§teren Zeitpunkt, Anfang 2024, bekannt gegeben. Parallel zu seiner etablierten Zusammenarbeit mit OST kooperiert das GEM mit der HES-SO Sion und SolydEra SA, um in Sion ein kleineres reversibles System (10 kWel SOFC/30 kWel SOE) zu installieren, das als Testplattform dienen soll. Diese Entwicklung [11-13] wird vom Kanton Wallis, dem lokalen Energieversorger Oiken und in Zukunft auch von Innosuisse mitfinanziert. Das GEM hat auch einen eigenen Methanisierer [14] entwickelt, dessen W√§rme direkt in Dampf umgewandelt wird, um einen SOE-Elektrolyseur zu betreiben. Diese Arbeit wurde von der Firma Gaznat stark unterst√ľtzt. Derzeit wird sie im 5-kW-Ma√üstab getestet und soll in einem neuen, von der EPFL unterst√ľtzten Projekt auf den n√§chsten Ma√üstab erweitert werden.

3 Vollständiger Projektname: "Reversible SOEC/SOFC System for a Zero Emissions Network Energy System"; Website: https://24-7zenproject.eu/

 

 

Bibliographie

[1] Schweizerische Eidgenossenschaft: Energiegesetz (EnG), in Kraft getreten am 1. Januar 2018. https://www. fedlex.admin.ch/eli/cc/2017/762/de
[2] Schweizerische Eidgenossenschaft: Kernenergiegesetz (KEG), in Kraft getreten am 1. Januar 2005. https:// www.fedlex.admin.ch/eli/cc/2004/723/fr
[3] Kemmler, A. et al. (2022): Energieperspektiven 2050+, Technischer Bericht, Gesamtdokumentation der Arbeiten. Bundesamt f√ľr Energie, Dezember 2021, aktualisiert April 2022. https://www.bfe. admin.ch/bfe/de/home/politique/perspectivesenergetiques- 2050-plus.html/
[4] Friedl, M. et al. (2018): Saisonale Flexibilisierung einer nachhaltigen Energieversorgung der Schweiz, Fokusstudie. Forum Energiespeicher Schweiz (FESS), Aeesuisse, November 2018. https://speicher.aeesuisse.ch/wp-content/uploads/ sites/15/2021/09/FESS_Fokusstudie_ Saisonale_Flexibilisierung.pdf
[5] Mitteilungen des Bundesamtes f√ľr Energie (BFE) vom 28. Juli 2023 zur ersten Ausschreibung f√ľr Reservekraftwerke nach 2026.
[6] Bundesamt f√ľr Umwelt (BAFU): Vereinbarung mit den Betreibern von Kehrichtverbrennungsanlagen, 15. M√§rz 2022
[7] Ebbesen, S.; Hansen, J.; Mogensen, M. (2013): Biogas upgrading using SOEC with a Ni-ScYSZ electrode. ECS Transactions 57: 3217
[8] KIT Karlsruher Institut f√ľr Technologie: Power-to-Gas with High Efficiency. Pressemitteilung, Februar 2018
[9] OST - Fachhochschule Ostschweiz: Wirkungsgrad von Power-to-Gas auf 70% erhöht. Pressemitteilung, Januar 2023
[10] Friedl, M. et al. (2022): Forschungsplattform f√ľr Power-to-Gas. Aqua & Gas 3/2022: 28-34. https:// www.aquaetgas.ch/de/energie/gas/20220225_ ag3_forschungsplattform-f%C3%BCr-power-to-x/
[11] Ligang, W. et al. (2019): Power-to-fuels via solidoxide electrolyzer: Operating window and technoeconomics. Renewable and Sustainable Energy Reviews 110: 174-187
[12] Ligang, W. et al. (2018): Optimal design of solidoxide electrolyzer based power-to-methane systems: A comprehensive comparison between steam electrolysis and co-electrolysis. Applied Energy 211: 1060-1079
[13] Sun, Y. et al. (2020): Enhancing the operational flexibility of thermal power plants by coupling hightemperature power-to-gas. Applied Energy 263: 114608
[14] Aubin, P. et al. (2022): Evaporating water-cooled methanation reactor for solid-oxide stack-based power-to-methane systems: Design, experiment and modeling. Chemical Engineering Journal 456: 140256

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