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