Technische Voraussetzungen zur Einspeisung - Biogas
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Technische Voraussetzungen zur Einspeisung - Biogas
Technische Voraussetzungen zur Einspeisung ins Erdgasnetz Beispiele aus der Praxis Dr. Wolfgang Tentscher eco Naturgas Handels GmbH, Karl-Stieler-Str. 3, D-12167 Berlin T: 030-79780447, F: 030-79780448, e-mail: [email protected], www.biogas4all.de 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-21. Mai 2006 in Hildesheim, organisiert vom IBBK 1. Einleitung Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität und Einspeisung in Gasnetze ist zur Zeit in deutschen Nachbarländern praktiziert. Deutschland hat die längste Erfahrung von 1882 bis 1999 in zwei Kläranlagen gesammelt, eine Fortsetzung im Bioabfallsektor und in viel größerem Maßstab in der Landwirtschaft steht bevor. Der Beitrag geht auf die Aufbereitung mit der nassen Druckgaswäsche ein und nennt die Anforderungen an die Qualität bei Einspeisung als Austauschgas am H-Gas- und L-Gasnetz. 2. Gasreinigung Das rohe wasserdampfgesättigte Biogas wird über ein Kiesfilter geleitet und dadurch weitgehend von Feuchtigkeitstropfen und Schwebstoffen befreit. Die grobe Zusammensetzung des Biogases ist in Tabelle 1 wiedergegeben. Tabelle 1: Zusammensetzung von Biogasen und Deponiegas Komponente Methan Kohlendioxid Stickstoff Schwefelwasserstoff Konzentration in % % % ppm Biogasanlage Kläranlage Deponie 60 - 70 30 – 40 <1 10 - 2.000 55 - 65 Differenz <1 10 - 40 45 – 55 30 - 40 5 - 15 50 - 300 Grubengase können mit diesem Verfahren hinsichtlich wasserlöslicher Gase auch aufbereitet werden, bedürfen u.U. wegen „inerter“ Gase noch ergänzender Behandlung. Die Schwefelwasserstoffkonzentration sollte weniger als 300 mg/m³ betragen, um nach der Gaswäsche eine Konzentration im Methan von < 5 mg/m³ zu gewährleisten. Biogas kann je nach ausgefaulten Stoffen und Faulraumbelastung Spuren anderer Stoffe enthalten. Bei Faulraumüberlastung können flüchtige Fettsäuren, bei Ausfaulung von Kosmetikabfällen auch Silane und Siloxane enthalten sein. Ammoniak ist in Konzentrationen von bis zu 1 mg/m³ gemessen worden1. Gaswäschen entfernen diese Spuren ohne weiteres. Aus der Sicht der Gasqualität ist es wichtig, die Konzentration der Stoffe so gering wie möglich zu halten. Bei Ausfaulung von Gülle und pflanzlichen Stoffen kann man von einer hohen Reinheit des Biogases ausgehen. Das Gas braucht nur von H2S gereinigt werden. Wenn die Konzentration unter 300 mg/m³ Rohgas bleibt, kann die Gaswäsche das H2S entfernen, weil sich dieses in Wasser noch besser löst als CO2. 1 Energetische Nutzung von Biogas in der Landwirtschaft. Untersuchung der Biogaszusammensetzung bei Anlagen aus der Landwirtschaft, Ergebnisbericht. Bayerisches Landesamt für Umweltschutz, Mai 1997 Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze 3. 2 Gasaufbereitung 3.1 Physikalische Daten Die Trennung der Hauptkomponenten Methan und Kohlenstoffdioxid zählt nicht zu den Gasreinigungsschritten, weil hier zwei Koppelprodukte erzeugt werden. Die Absorption von CO2 und H2S ist vom Druck, vom Verhältnis Biogas zum Waschwasser und von der Wassertemperatur abhängig. Der Biogasdurchsatz kann durch die Drehzahlregelung des Kompressors zwischen 40 bis 100% der ausgelegten Kapazität, der Druck in der Absorptionssäule zwischen 6 und 10 bar, und die Wassertemperatur zwischen 5 bis ca. 25 °C variiert werden. Tabelle 2 zeigt physikalische Daten ausgewählter technischer Gase. Tabelle 2: Physikalische Daten ausgewählter technischer Gase Chem. Zeichen Löslichkeit in Wasser bei 1 bar Partialdruck des gelösten Gases mmol/(kg bar) 0 °C Kritischer Punkt Temperatur 25 °C Druck Dichte K °C bar kg/m³ CO2 75 34 304,2 31,0 73,7 465 H2S 205 102 373,6 100,4 90,08 349 NH3 53.000 28.000 405,6 132,4 112,7 235 CH4 2,45 1,32 190,6 -82,6 46,04 162 Luft 1,27 0,72 132,5 -140,7 37,7 350 Quelle: Technische Gase, Herstellung, Verteilung, Anwendung, Verlag Moderne Industrie, Linde, 2000 Unter Berücksichtigung des Partialdruckes von CO2 in Biogas können bei 10 bar theoretisch ca. 3 Liter CO2 in 1 Liter Wasser gelöst werden. In der Praxis können diese Werte nur zu ca. 80 bis 90% erreicht werden, weil Gas und Wasser eine begrenzte Kontaktzeit haben und das Wasser zudem etwas mit CO2 beladen ist, wenn es rezirkuliert wird. Bei Kreislaufführung von Waschwasser wird ständig ein kleiner Teil durch Frischwasser ausgetauscht. In Kläranlagen kann man häufig im Durchfluss arbeiten, wodurch die Absorptionsfähigkeit des Wassers höher ist. Tabelle 2 zeigt auch, dass H2S (Schwefelwasserstoff) gut und NH3 (Ammoniak) sehr gut durch die Druckwäsche entfernt werden. Eventuell vorhandene Spuren von Ammoniak (ca. 1 mg/m³ Rohgas) im rohen Biogas können aufgrund der sehr guten Löslichkeit entfernt werden, obwohl sie auch bei 1 mg/m³ keine Störungen in der öffentlichen Gasversorgung entfalten würden. Im Waschwasser werden auch Mikroorganismen, die in Wassertröpfchen mitgerissen und im Koaleszenzfilter nicht abgetrennt wurden, zurückgehalten. Methan wird in sehr geringem Masse und Luft in Spuren absorbiert. Methanverluste lassen sich durch Rückführung des CO2 aus der Entspannungssäule, in dem hohe Methankonzentrationen auftreten, auf ca. 2% reduzieren. Aus Tabelle 2 ergibt sich weiter, dass die Absorption sehr gut über die Temperatur des Waschwassers gesteuert werden kann. Die Kapazität der Anlage kann etwa verdoppelt werden, indem das Wasser von 25 auf 5 °C abgekühlt wird. Dann empfiehlt sich der Einsatz eines Kaltwassersatzes, Kühlwasserbedarf entfällt. In der Praxis ergeben sich so optimale Bedingungen für die flexible Steuerung der Trennung von CH4 und CO2 und der verbleibenden Konzentration von CO2 im angereicherten Methan. Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze 3 Verbleibende Mengen an Luft, die insbesondere in Grubengas oder Deponiegas vorkommen können, müssen separat über selektive Aktivkohlen oder Membranverfahren entfernt werden. 3.2 Verschiedene Optionen Es gibt verschiedene Aufbereitungstechnologien: Adsorptive Technologien : CO2 wird an der inneren Oberfläche von Kohlenstoff oder Zeolithen unter Druck von bis zu bar aborbiert Absorptive Technologien : CO2 wird in Flüssigkeiten bei Umgebungsdruck oder Überdruck bis ca. 10 bar absorbiert. Diese Flüssigkeiten können reines Wasser, Glykole oder Amine sein. MembranTechnologien: Einige Gase werden an Membranen zurückgehalten, andere permeieren durch die Membran hindurch. In der Erdgasindustrie werden hohe Drucke angewandt. Kryogene Trennung: Biogas wird auf unter minus 80°C abgekühlt, sowohl Methan als auch Kohlendioxid werden in flüssiger Phase in hoher Reinheit abgetrennt. Das aufbereitete Methan ist das Produktgas und verläßt die Prozesse mit hoher Konzentration. Desorption findet entweder durch Entspannung des Druckes, ggf. bis zu Unterdruck statt und/oder bei Aminen und Glykolen durch Erhitzung mit Sattdampf oder Thermoöl. Die nasse Druckgaswäsche ist näher beschrieben. 3.3 Die Druckwasserwäsche als praxiserprobtes Biogas Aufbereitungssystem Das System der Firma Malmberg zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität stellt nahezu reines Methan zur Verfügung. Eine typische Anlage mittlerer Größe produziert jeden Tag bei einem Methangehalt im rohen Biogas von 60 – 65% etwa 6000 Nm³ des wertvollen CBG (compressed bio gas) für Fahrzeuge. Damit kann man etwa 6000 Liter Benzin täglich ersetzen oder den Verbrauch einer Busflotte einer mittleren Kleinstadt. Die kommerzielle Aufbereitung von Biogas zu Treibstoff ist in Schweden seit 1996 pupulär. Rohstoffe für Biogas sind etwa 50% Klärschlamm, Abfälle und Reststoffe der Lebensmittelindustrie sowie organische Haushaltsabfälle aus den umgebenden Gemeinden. Das System der Firma Malmberg bereitet rohes Biogas auf und liefert sauberes, trockenes Grünes Gas®. Zwei Systeme existieren, die in Abbildung 8 dargestellt sind: • • Durchflusssystem Zirkulationssystem Gleichmäßige Gasqualität: Methangehaltsschwankungen im Produktgas unter 1% sind möglich. Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze 4 Abbildung 1: Durchflusssystem (links) und Zirkulationssystem (rechts) Das Verfahren, wie es z.Zt. gehandhabt wird, ist in Abbildung 1 rechts dargestellt. Durchflusssysteme werden nur noch in Ausnahmefällen errichtet. Aufgrund der Anforderungen an die CO2-Gewinnung für den Einsatz in Gewächshäusern kann der Prozess der nassen Druckgaswäsche entsprechend ausgelegt werden. 3.4 System der Gaswäsche Die Gaswäsche erhöht die Gasqualität durch Absorption von vorzugsweise ungewünschten Gasbestandteilen wie Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff in die Absorptionsflüssigkeit, in diesem Fall Wasser. Aufzeichnungen von Methanganglinie2 und einer H2S-Ganglinie3 in einer Biogasanlage im Rheinland zeigen den Einfluss der Biogasaufbereitung sehr deutlich. In Abbildung 2 ist dargestellt, wie der stark schwankende Methangehalt durch die Aufbereitung auf 97 Vol% ansteigt. Die geringe Schwankungsbreite kann in dem Maßstab nicht dargestellt werden. In Abbildung 3 ist der Einfluss der Aufbereitung auf den H2S-Gehalt ersichtlich, der konstant auf unter 5 mg/m³ sinkt und große Schwankungen der biologischen Entschwefelung beseitigt. Der erhöhte Druck beschleunigt die Absorption in der Gaswäsche; das Wasser wird dann zum Entspannungstank befördert, wo Methan bei mittlerem Druck zurückgewonnen wird. Das Wasser wird im Strippungssystem regeneriert, wodurch der Wasserverbrauch stark reduziert wird. Die Gaswäsche ist für eine Betriebstemperatur von <10°C ausgelegt, wobei Ergänzungswasser mit <20°C zudosiert wird. Die Kontrolle der Temperatur des Absorptionswassers erfolgt über einen Temperaturtransmitter, der sich an der Druckleitung der Pumpe befindet. Damit wird die Wasserkühlung bzw. die Kühlanlage kontrolliert. 2 3 Frank Hofmann, André Plättner, Sönke Lulies, Dr. Frank Scholwin: Endbericht, Evaluierung der Möglichkeiten zur Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz. Forschungsvorhaben im Auftrag der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V., Projektnummer 323 2002, S. 75 Frank Hofmann, André Plättner, Sönke Lulies, Dr. Frank Scholwin: Endbericht, Evaluierung der Möglichkeiten zur Einspeisung von Biogas in das Erdgasnetz. Forschungsvorhaben im Auftrag der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V., Projektnummer 323 2002, S. 76 Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze 5 Einfluss der Gasaufbereitung Abbildung 2: Methanganglinie einer Biogasanlage im Rheinland Einfluss der Gasaufbereitung Abbildung 3: Schwefelwasserstoffganglinie einer Biogasanlage im Rheinland Die kontinuierliche Versorgung mit Ergänzungswasser muss sichergestellt sein. Eine Anlage mit künstlicher Kühlung durch Kaltwassersatz benötigt dafür etwa 200 – 500 Liter / Stunde. Die Flüssigkeitsniveaus des Entspannungstanks und der Absorptionssäule werden durch elektronische Niveauschalter kontrolliert. Diese Ventile sind so ausgelegt dass sie mit der Strömung von 2 Phasen arbeiten können. Die Auslegung ist großzügiger, um mit Störungen und Neustartbedingungen fertig zu werden. Die Absorptionssäule enthält einen Überlaufdekanter, der ggf. eine Schaumschicht zurückhält. Diese Schicht kann aus leichten Kohlenwasserstofffraktionen, Schwefel, Fetten, Ölen und anderen Verunreinigungen bestehen. Diese Schwimmschicht wird in einem kleinen Behälter an der Seite der Absorptionssäule gesammelt und kann gelegentlich abgelassen werden. Die Flüssigkeit besteht zwar größtenteils aus Wasser. Man muss jedoch bei der Entsorgung Vorsicht walten lassen, weil die Bestandteile auch giftig sein können. Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze 6 Vorteile der DWW sind: - - Vorentschwefelung kann entfallen. Dies hat Vorteile, wenn im Grünen Gas® H-Gas Qualität erreicht werden muss, weil mit biologischer Entschwefelung 3 bis 4 Vol% Luft zugegeben werden muss, der Stickstoff im Grünen Gas verbleibt und den Brennwert verringert wird. Chemische Entschwefelung mit jodidbeschichteter Aktivkohle ist teuer. Die H2S-Entfernung geschieht über die DWW. Der Methanverlust ist niedrig, 2% können erreicht und unterschritten werden. Die H2S-Entfernung erfolgt kostengünstig im gestrippten CO2-Gas durch ein Biofilter. Silane und Siloxane können weitgehend abgeschieden werden. NH3 (Motorengift) kann vollständig aus dem Gas entfernt werden. Wasser kann nicht vergiftet werden. Erprobtes vielfach eingesetztes Verfahren. Zu den Vorteilen zählt auch die gute Regelbarkeit: - durch 50 bis 100% der Kapazität des Kompressors, - durch Absorptionsdruckveränderungen zwischen 6 und 10 bar, - durch schnelle Absorptionswasserratenänderung durch Umpumpen, - durch Austausch des Absorptionswassers bei Stoßbelastungen, - durch Temperatursteuerung des Absorptionswassers zwischen 7 und 20°C. Nachteile sind: 3.5 Es besteht ein geringer Wasserverbrauch Absorptionswasser muss zur Rezirkulation gepumpt werden, Stromverbrauch. Gastrennungsanlage mit Gaswäsche Malmberg-Anlagen werden gegenwärtig in Kapazitäten von 50 bis 100, 100 bis 200, 200 bis 400 und bis zu 600 m³ Rohgas pro Stunde angeboten. Wesentliche Komponenten der Gastrennungsanlage sind ein Kompressor zur Erzeugung eines Druckes von ca. 10 bar, eine Absorptionssäule, eine CO2-Entspannungssäule (1. Desorptionssäule) und eine CO2Stripper-Säule (2. Desorptionssäule). Dies ist in Abbildung 4 und Abbildung 5 skizziert, in der Entspannungs- und Strippersäule dargestellt sind. In Kläranlagen kann die Strippersäule entfallen, wenn mit Wasserdurchfluss gearbeitet wird. CO2, Biogas Klärgas, Grubengas Grobabtrennung von H2O, H2S, etc. H2O H2S Kompression CH4 Absorption von CO2 und H2S Wärme CO2 Entspannung Trocknung Strippung CH4, Grünes Gas™ H2O Abbildung 4: Fliessschema der nassen Druckwasserwäsche Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze 7 Das Rohgas läuft zuerst über ein Koaleszenzfilter zur weitgehenden Abtrennung auch kleiner Flüssigkeitstropfen und wird anschließend durch den Kompressor auf den erforderlichen Druck komprimiert. Da es sich dabei auf ca. 100 °C erhitzt, muss es gekühlt werden, was sich mit Wärmebedarfsstellen verbinden lässt. Im Gegenstrom wird das Kohlendioxid dann in der Absorptionssäule vom Waschwasser absorbiert. In der Entspannungssäule wird das Waschwasser gegen Umgebungsdruck entspannt und gibt dabei Methan und Kohlendioxid ab. Von dem restlichen Kohlendioxid wird es in der Desorptionssäule durch Einblasen von Luft befreit. Wegen der möglichen Verunreinigung an Schwefelwasserstoff wird es über ein Biofilter geleitet, bevor es in die Atmosphäre abgegeben wird, falls es nicht anderweitig genutzt wird. U pgrad e d B io g as 9 7-98 % C H 4 2% C O 2 0-1% Inerts D R IE R F L A S H IN G -T O W E R U pgrad e d B io g as 9 7-98 % C H 4 2% C O 2 0-1% Ine rt gas -80ºC D e w p oin t IN L E T S E P AR AT O R S T R IP P E R TOW ER, CO2 SKRUBBER 65 % C H 4 35% C O 2 C a: 9 b ar.G A IR IN CO MPRESSO R R a w B io g as in 65% C H 4 35 % C O 2 > 5 0 m ba rG W AT E R PUMP Abbildung 5: Fliesschema der nassen Gaswäsche Das angereicherte Methan mit ca. 1 bis 2 Vol% Kohlendioxid und < 5 mg Schwefelwasserstoff pro m³ wird standardmässig in einer Druckwechsel-Anlage mit Molekularsieben auf einen Taupunkt von minus 80°C getrocknet. Bei der Trocknung passiert es in den Molekularsieben mit einem speziell abgestimmten Adsorptionsmittel so feine Filter, dass die gesamte Feuchtigkeit sowie andere Verunreinigungen – auch wenn sie nur in Spuren vorhanden sind – aus dem Gas entfernt werden. So kann auch die Anwesenheit von Mikroorganismen im aufbereiteten Methan ausgeschlossen werden. Rohgas und aufbereitetes Methan werden aus betrieblichen Gründen auf Methan-, Kohlendioxid-, Feuchtigkeits- und Schwefelwasserstoffgehalt sowie Volumenstrom untersucht, wobei die Geräte je nach Vorschrift und Erfordernissen (Eichgesetz, DVGWMerkblätter) geeicht sind. Für Abrechnungszwecke muss der Brennwert und für die Verbrennungseigenschaften die Wobbezahl gemessen werden. Die Daten können im erforderlichen Umfang mit dem GVU nach vereinbarten Protokollen kommuniziert werden. Aufbereitetes Methan, welches vor oder nach der Trocknung in seiner Beschaffenheit nicht den Erfordernissen entspricht, wird recycelt. Mit den eingebauten Bussystemen und Analyseund Messgeräten sowie der Steuerungstechnik gelingt es, ein einspeisungsfähiges Methan mit sehr gleichmäßiger Beschaffenheit zu produzieren. Etwa 20 analoge und digitale Signale werden über eine SPS kontrolliert. Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze 4. 8 Gasübergabestation Zur Einspeisung in das Erdgasnetz ist diese Station notwendig. Es handelt sich um eine Einrichtung nach dem Stand der Technik und kann eine Druckreduzier- oder Druckerhöhungsstation sein. Die messtechnische Ausstattung der Druckwasserwäsche und der Übergabestation muss gut aufeinander abgestimmt werden. Bei Druckerhöhung muss ein zusätzlicher Kompressor, Boosterkompressor, installiert sein. Solche Stationen sind GasDruckregel- und Messanlagen und bestehen im Wesentlichen aus Gas-Druckregelgeräten, Sicherheits-, Absperr- und Überwachungseinrichtungen, Formstücken, Rohren und - falls erforderlich Flüssigkeitsabscheidern, Staubabscheidern, Odoriereinrichtungen, Einrichtungen zur Verhinderung von Hydratbildung und Vereisung sowie Einrichtungen zur Messung des Gasflusses. Dabei sind insbesondere die Vorschriften der DVGW-Arbeitblätter G 491, G 492 II, G 495, sowie der Elex V und ggf. Gas HL-VO einzuhalten. Im Eichrecht ist die eichrechtliche Messung vorgeschrieben, wenn Biogas in den Verkehr gebracht wird. Es bleibt dem Betreiber überlassen, die zur Einhaltung dieser Vorschriften geeignete Analysenmethode zu wählen. Aufbereitetes Biogas unterscheidet sich von Erdgas darin, dass dort nur eine Kohlenwasserstoffkomponente auftritt, die einen Brennwert hat. Deshalb ist auch kein teurer Gaschromatograph erforderlich, um Brennwert und Wobbeindex zu bestimmen. Dieser ist in Abbildung 6 noch enthalten. Biogaseinspeiser Avacon M GC Z Abbildung 6: Schematischer Aufbau einer Übergabestation (Quelle: Avacon, Nov. 2004) Tabelle 3: Legende zur Abbildung 6 Geräte 1 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. Stationsanschlussleitung mit vorgeschalteter Biogasanlage Eingangsabsperrarmatur Isolierverbindung Hauptabsperrarmatur (HAE) Schnellschlussventil Filter/Abscheider Messgerät Schwefelwasserstoff GC Gaschromatograph Gasvorwärmer Sicherheitsabsperrventil Gasdruckregelgerät Gaszähler, Mengenumwerter, Datenfernübertragung Ausgangsabsperrarmatur Odoranlage Quelle: Avacon, Nov. 2004 5. Auswirkungen im Erdgasnetz Das DVGW-Arbeitsblatt G 260 schreibt vor, dass die Zusammensetzung des zur Verteilung gelangenden Mischung den DVGW-Vorschriften entsprechen muss (siehe Tabelle 4). Das Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze 9 gilt nach Zumischung von aufbereitetem Biogas. Zwei Kenngrößen sind entscheidend: der Wobbeindex (kWh/m³) und der Brennwert (kWh/m³). Der Wobbeindex ist ein Maß für die Brennerbelastung und darf nach DVGW G 260 um + 0,6 und - 1,4 kWh/m³ schwanken. Der Brennwert wird für die Abrechnung herangezogen und darf nach DVGW G 685 um ± 2% schwanken. Wenn sich durch Einspeisung von Grünem Gas® die Gaszusammensetzung nachhaltig ändern sollte, z.B. der Brennwert im H-Gasbereich über –2% hinaus reduziert wird, wäre der Zusatz von Propan erforderlich. Eine Propandosierstation muss hinzugefügt werden. Da es dann jedoch in der Gasleitung und ggf. bei einigen Endgeräten zur Kondensation des Propans kommen kann, ist in jedem Fall die Zusammenarbeit mit dem Gasversorger geboten. Tabelle 4: Grenzwerte bei der Einspeisung von Biomethan in das Erdgasnetz nach DVGW G 260 und 262 Gasbegleitstoffe Grenzwerte Einheit Gesamt-Schwefel Schwefelwasserstoff max. 30 max. 5 max. 3 max. 0,5 max. 6 max. 5 max. 50 Nicht zulässig mg/m³ mg/m³ Vol% (bei Einspeisung in trockene Netze Vol% (bei Einspeisung in feuchte Netze Vol% Vol% mg/m³ Sauerstoff Kohlenstoffdioxid Wasserstoff Wasser Nebel, Staub, Flüssigkeit 6. Ausgeführte Anlagen Die Firma Malmberg SA www.malmberg.se hat in Schweden viele Druckwasserwäschen und Gastankstellen errichtet, darunter auch 2 Einspeisungsstationen mit Propanzugabe. Tabelle 5: Referenzen für Biogasaufbereitungsanlagen der Fa. Malmberg SA Besitzer/Betreiber Stadtwerk Kristianstad C4 Technologie Stadtwerk Jönköping Laholm, SydgasAB Stadtwerk Uppsala Stockholm Vatten AB Stadtwerk Kristianstad C4 Technologie (Erweiterung) Laholm, SydgasAB (Erweiterung) Norrköping, Sydkraft Gas AB Stockholm Vatten AB GR2 Stadtwerk Skellefteå Stadtwerk Kristianstad Kapazität Nm³/h 175 150 200 400 600 280 500 250 800 250 600 Jahr 1999 2000 2000 2002 2003 2002 2003 2004 2004 2005 2005 Tabelle 6: Referenzen für Biogas- und Erdgastankstellen der Fa. Malmberg SA Typ CBG CNG CNG CNG CNG CNG CBG CBG Besitzer/Betreiber Stadtwerk Jönköping Malmö, Sydgas AB Lund Energi Halmstad Sydgas AB Gnosjö Sydgas AB Laholm Sydgas AB Norrköping Sydkraft Gas AB Stadtwerk Skellefteå Kapazität Nm³/h 200 800 180 160 180 350 180 180 Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim Jahr 2000 2001 2001 2001 2002 2002 2003 2005 Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze 10 Abbildung 7: Biogastankstelle in Jönköping, Schweden •Projektumfang •Spezifikationen –Biogasaufbereitungsanlage –Hochdruckkompression –Tankstelle –Automatisches Kontrollsystem – Elektrische Installationen –Aufbereitungskapazität: 150 Nm³/h–Qualität im Grünen Gas: >97% Methan–Taupunkt: -30°C bei 250 bar–Hochdruckspeicher: 10 m³, 250 bar–Tankstelle: Doppelte Zapfsäule Abbildung 8: Prozessschema der Druckwasserwäsche in Jönköping Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze Abbildung 9: Druckwasserwäsche in Jönköping (links) und Hochdruckspeicherbank (rechts) Abbildung 10: Druckwasserwäsche in Stockholm, Hendriksdal 600 m³/h Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim 11 Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze Abbildung 11: COMPACT-Anlage in einem Gebäude montiert, fertig getestet, schnell betriebsbereit Abbildung 12: Biogas-Bustankstelle in Norrköping, Schweden Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim 12 Anforderungen und Aufbereitung von Biogas zur Einspeisung in Erdgasnetze 13 6. Ausblick Die Technik zur Aufbereitung von Biogasen ist vorhanden, um das Biogas entsprechend den Anforderungen der DVGW G 260, der DVGW G 685 und auch der DVGW G 262 aufzubereiten und anzubieten. Aufbereitetes Biogas / Faulgas ist ein sehr sauberes Gas mit nur einer brennbaren Komponente, Methan. Die Gasaufbereitungstechnologie kann als Schlüsseltechnologie angesehen werden, um Biogas in neue Anwendungsbereiche und Wertschöpfungsketten zu bringen4,5. Durch die Trocknung bis auf einen Taupunkt von minus 80°C kann Methan direkt bis auf 250 bar komprimiert und als Treibstoff verwendet werden. Die konstante Qualität stellt sicher, dass der Motor auf das Optimum für ein genormtes Gas ausgelegt werden kann, um die niedrigstmöglichen Abgas- und Verbrauchswerte zu erreichen. Für die Einspeisung in Erdgasnetze ist dieser hohe Trocknungsgrad nicht erforderlich, sondern nur der Taupunkt bei der Bodentemperatur des jeweiligen Leitungsdruckes. Da der energetische Aufwand für die Trocknung aber nicht ins Gewicht fällt, wird dieser hohe Standard in der Regel beibehalten und nur auf ausdrücklichen Kundenwunsch geändert. Grünes Gas kann mit gleichbleibend hoher Qualität in das Erdgasnetz eingespeist werden, da es den gleichen Wobbeindex und Brennwert hat und die Anforderungen an Gasbegleitstoffe der DVGW G 260 erfüllt. Die Methangehaltsschwankungen betragen ca. 1%. Bei der öffentlichen Gasversorgung kann es einen erheblichen Beitrag leisten, weil das Potential zwischen 20 bis 30 Mrd. m³ pro Jahr beträgt6. Es kann aus dem Erdgasnetz zu beliebigen Anwendungen entnommen und z.B. zum Benchmarking in privaten oder öffentlichen Gebäuden eingesetzt werden, um den Primärenergieeinsatz entsprechend der Energieeinsparverordnung7 zu reduzieren. Bei Einsatz in Häusern mit Passivhausstandard können bis zu 20 Mio. Wohnungen mit Biogas und Gas aus Biomasse energetisch voll versorgt werden, wenn das Gas z.B. dezentral in hocheffizienten Brennstoffzellen konvertiert wird. Damit wird ein erheblicher Beitrag zur regenerativen Vollversorgung geleistet. Das Verfahren kann so ausgelegt werden, dass Kohlendioxid in technischer Reinheit gewonnen, verflüssigt und abgefüllt werden kann. Preise liegen je nach Reinheit zwischen 0,1 und 1 EURO pro kg. Kohlendioxid kann in der Lagerhaltung zur Konservierung von Obst, Getreide, Kartoffeln etc. oder in Aquakulturen und Treibhäusern als Dünger verwendet werden. Der CO2-Düngerbedarf beträgt in letzteren ca. 100 t pro ha und Jahr. Mit CO2Düngung wachsen Gemüse 20 bis 40% schneller, der Ertrag erhöht sich um ca. 30% und die Vegetationszeit wird erheblich verkürzt. Als Trockeneis in Pelletform kann es zu Reinigungszwecken dienen und Sandstrahlen ersetzen. In der chemischen Industrie lassen sich z.B. Polycarbonate herstellen und daraus Produkte formen, die als grüne langlebige Produkte eine hohe Attraktivität genießen. Über 15 Jahre hinweg erfolgreich arbeitende Einspeisungsanlagen in Deutschland am HGasnetz und am L-Gasnetz, Einspeisung in der Schweiz am H-Gasnetz seit 1998, Einspeisung in Ober-Österreich am H-Gasnetz seit 2005, Einspeisung in Schweden seit 2004 am H-Gasnetz zeigen die Unbedenklichkeit und die Leistungsfähigkeit der Biogasaufbereitungsanlagen. 4 5 6 7 TENTSCHER, W. (2000): Der Landwirt als Produzent von Grünem Gas im Netzverbund – Neue Perspektiven für die Landwirtschaft (Vortrag auf der II. Internationale EUROSOLAR-Konferenz Der Landwirt als Energiewirt, 14. - 15. Januar 2000, im Rahmen der Grünen Woche, ICC Berlin TENTSCHER, W. (2001): Biogas an die Energienetze, Fortschritte und Aussichten. (Vortrag auf der III. Internationale EUROSOLAR-Konferenz Der Landwirt als Energie- und Rohstoffwirt, 25. - 28. Januar 2001, im Rahmen der Grünen Woche, ICC Berlin Der grüne Teil des fossilen Gasrechtes. Positionspapier des Fachverbandes Biogas e.V. zur Sachverständigenanhörung zur Novellierung des Energiewirtschaftsrechtes am 24. Sept. 2001 in Berlin, erarbeitet durch Tentscher, W. Energieeinsparverordnung - EnEV BGBl. Jahrgang 2001, Teil I Nr. 59, 21. Nov. 2001, S. 3085-3102 Dr. Wolfgang Tentscher, 3. Norddeutsche Biogastagung 19.-20.Mai 2006, in Hildesheim