Siemens AG Biogas Regenerativer Energieträger

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1 Prozessanalytik sichert Energieverrechnung bei der Einspeisung von Bio-Erdgas ins Erdgasnetz der GASAG Case Study September 2010 Biogas Regenerativer Energieträger der Zukunft Biogas entsteht als Stoffwechselprodukt von Methanbakterien bei der Zersetzung organischer Stoffe unter Ausschluss von Sauerstoff. Großtechnisch wird es in speziellen Vergärungsanlagen (Fermentern) gewonnen. Die wichtigsten Ausgangsstoffe sind nachwachsende Rohstoffe (NaWaRo), Siedlungsabfälle und Gülle. Biogas wird heute bereits genutzt, um mittels Gasmotoren in dezentralen Blockheizkraftwerken (BHKW) Strom und Wärme zu gewinnen. Eine neue Anwendung mit hoher Energienutzungseffizienz ist die Einspeisung von aufbereitetem Bio-Erdgas ins Erdgasnetz. Um den vorgeschriebenen Gasqualitäten im Erdgasnetz zu entsprechen, muss das Rohbiogas durch Gasreinigung (Beseitigung von Gasbegleitstoffen, vor allem Schwefelwasserstoff und Feuchte) und Methananreicherung (Entfernung von Kohlendioxid) aufbereitet werden. Häufig sind zusätzliche Konditionierungsschritte (Luft- oder Flüssiggas-Zumischung) erforderlich, damit vor der Einspeisung von Bio-Erdgas maximale Schwankungsbreiten des Brennwertes eingehalten werden (in Deutschland geregelt in DVGW-Regelwerken). Eine andere Verwendungsmöglichkeit ist die Nutzung von Bio-Erdgas als Kraftstoff. Siemens Prozessanalytik garantiert Gasqualität Siemens Sensors & Communication ist ein führender Anbieter von Prozessanalytik und hat über lange Jahre seine Kompetenz bei der Ausrüstung von Produktionsanlagen in der Öl&Gas- Industrie mit Prozessanalytik von der Planung bis zur Wartung unter Beweis gestellt. Für die Gasbeschaffenheitsmessung bei der Einspeisung von Bio-Erdgas in ein bestehendes Erdgasnetz haben sich Prozess-Gaschromatographen von Siemens durch ihre hohe Genauigkeit und hohe Verfügbarkeit äußerst bewährt. Komplette analytische Systeme werden über kompetente Lösungspartner von Siemens für die in Deutschland eichrechtlich relevante Anwendung integriert. Diese Case Study zeigt am Beispiel der Biogasaufbereitungsanlagen in Ketzin und Rathenow (Kreis Berlin-Brandenburg) die Anwendungsmöglichkeiten für Prozess-Gaschromatographen bei der Einspeisung von Bio-Erdgas in Gasnetze von zur GASAG-Gruppe gehörenden Unternehmen.. Natural Gas Industry Answers for industry. s

2 Innovative Biogasaufbereitungs-Technologien Von der Erzeugung des Rohbiogases bis zur Einspeisung des veredelten Bio-Erdgases Die GASAG Berliner Gaswerke Aktiengesellschaft ist der größte kommunale Gasversorger Westeuropas. Über das zur GASAG-Gruppe gehörende Unternehmen wird ein über km langes Erdgasverteilungsnetz in Berlin sowie in Teilen von Brandenburg betrieben. Zukunftsweisende Lösungen auf Erdgasbasis werden über Pilotprojekte wie Biogasaufbereitungsanlagen gefördert. Hierbei unterstützt ihr technischer Dienstleister BEGA.tec Biogasbetriebe und Netzbetreiber bei der Qualitätssicherung der Anlagen. Die Aufbereitungsanlagen Mitte 2008 bzw. Mitte 2009 haben die Biogasaufbereitungsanlagen in Ketzin sowie in Rathenow ihre Produktion mit Hilfe modernster Umwelttechnologien aufgenommen. Das dabei ins Erdgasnetz eingespeiste Bio-Erdgas (Ketzin: ca. 220 Nm³/h bzw. 15 Mio. kwh; Rathenow: ca. 520 Nm³/h bzw. 43 Mio. kwh) entspricht dem Energiebedarf für Heizwärme und Warmwasser von rund Einfamilienhäusern. Teilweise werden auch als Beimischung Erdgastankstellen versorgt. Verfahren zur Gasaufbereitung Die angelieferte Biomasse wird in den Vorlagebehältern für die Eintragssysteme des Fermenters kurzzeitig zwischengelagert. Im Fermenter entsteht der Großteil des Biogases, das in einem Gasspeicher gesammelt wird. Üblicherweise ist aus Energieeffizienzgründen eine Erdgaseinspeiseanlage, die Biogas durch Reinigung und CO 2 -Abscheidung auf Erdgasqualität bringt, mit einem Blockheizkraftwerk (BHKW) gekoppelt, welches wiederum Biogas in Strom und Wärme umwandelt. Die Aufbereitung von Rohbiogas erfolgt in mehreren Schritten: Entschwefelung und Gastrocknung Gasbegleitstoffe, die das Gasnetz oder Gasgeräte beim Endverbraucher beschädigen können, müssen entfernt werden; dies sind bei Biogas vor allem Schwefelwasserstoff und Wasser. Bei der Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität ist vor allem die Feinentschwefelung von Bedeutung. Die Entfernung von Schwefelwasserstoff wird dabei durch Adsorption an imprägnierter Aktivkohle erreicht. Dieses Verfahren ermöglicht es, einen Schwefelgehalt von 200 bis 400 mg/m³ im Rohbiogas auf H 2 S-Konzentrationen von weniger als 1 ppm im Reingas zu reduzieren. Verwendet man Zinkoxid als Adsorbens, lassen sich neben Schwefelwasserstoff auch Carbonylsulfid oder Mercaptane abtrennen. Die Gastrocknung ist notwendig, um die in den DVGW-Arbeitsblättern G260 und G262 festgelegten Grenzwerte des Wasserdampftaupunktes und des Kondensationspunktes einhalten zu können. Durch Verdichtung und anschließende Kondensationstrocknung (Abkühlung des Gasstromes unterhalb des Taupunktes) werden Wasser und kondensierbare Kohlenwasserstoffe abgeschieden, dies verhindert eine Korrosion und sorgt gleichzeitig für eine Verbesserung der nachgeschalteten Reinigungsprozesse. Biogas-Erzeugung Biomasse Fermenter I Fermenter II Methananreicherung Es sind verschiedene Verfahren zur Methananreicherung bekannt. Bei der Anlage in Ketzin wird die Druckwechseladsorption (Pressure-Swing Adsorption, PSA, siehe Bild 1) eingesetzt. Nach vorheriger Entschwefelung und Entfeuchtung wird das Rohgas unter Druck (5 bis 14 bar) in den mit Kohlenstoffmolekularsieben befüllten Adsorber geleitet. CO 2 lagert sich beim Durchströmen bis zur Sättigung an das Kohlenstoffmolekularsieb an. Daraufhin wird das Rohbiogas auf eine andere Adsorberkolonne geleitet und das gesättigte Kohlenstoffmolekularsieb regeneriert. In den Adsorbern laufen folgende Teilschritte ab: CO 2 -Adsorption bei hohem Druck Desorption durch Druckabsenkung Desorption durch Spülen mit Rohoder Produktgas Druckaufbau mit Roh- und Produktgas Häufig besteht der Adsorber aus zwei Schüttungen: unten wird Wasser adsorbiert, oben Kohlendioxid. Mit Hilfe der Druckwechseladsorption erreicht man eine Steigerung des Methangehaltes auf über 96 Vol.-%. Das aufbereitete Biogas entspricht somit den Anforderungen an Bio-Erdgas für das Erdgasnetz. Rohbiogas-Aufbereitung H 2 S-Entfernung Methan- Gewinnung Trocknung Konditionierung Adsorber 1b 1a Spülgas Adsorber 2b 2a Aufbereitetes Biogas Adsorber 3b 3a Adsorber 4b 4a Reinigung (Entfernung fester und flüssiger Inhaltsstoffe, Entschwefelung und Trocknung) Methananreicherung Konditionierung zwecks Anpassung des Brennwertes. Fest: Förderung Zerkleinerung Beschickung Flüssig: Vorlage Rohbiogas Kondensat Bild 1 Prozesskette von der Biogas-Erzeugung bis zur Rohbiogas-Aufbereitung Abgas 2 Innovative Biogasaufbereitungs-Technologien

3 Hohe Energienutzung durch Netzeinspeisung Die Gasmess- und Regeleinrichtung in der Bio-Erdgas-Einspeisestation Die Bio-Erdgas-Einspeisestation In der Gaseinspeisestation wird das aufbereitete Gas bezüglich der gewonnenen Menge und deren Qualität überprüft. Für die thermische Abrechnung ist die gelieferte Energiemenge entscheidend. Anders als bei Strom ist bei Brenngasen wie Bio-Erdgas diese nicht unmittelbar messbar. Sie ergibt sich aus dem Produkt von Brennwert und dem Volumenfluss unter Normbedingungen. Prozess-Gaschromatographen (Prozess- GC) bestimmen die Gasbeschaffenheits- Parameter wie Brennwert, Dichte und die relevanten Erdgasbestandteile (Kohlendioxid, Kohlenwasserstoffe, Stickstoff und Sauerstoff) nach AGA8-DC92. Bild 2 Analysenraum der Bio-Erdgas-Einspeisestation in Ketzin Die vom Gaszähler und dem Prozess-GC gesammelten Daten werden an den Brennwert-Mengenumwerter übertragen. Mit Hilfe der zusätzlichen Messgrößen Druck und Temperatur wird die Kompressibilitätszahl K (AGA8-DC92 oder SGERG-88-Verfahren) berechnet, damit der Volumenfluss in den Normzustand umgewertet wird und die abrechnungsrelevante gelieferte Energiemenge bestimmt. Biogas-Netzeinspeisung Öl, Wasser Mengenmessung Mengenmessung Luft- Konditionierung Air 1 2 Erfüllt das aufbereitete Gas nicht die Anforderungen der gewünschten brenntechnischen Kenndaten (gemäß DVGW G260), muss es vor der Einspeisung entsprechend konditioniert werden. Durch Zumischung von Luft kann somit der Brennwert gesenkt und damit die akzeptierte "Brandbreite" von Brennwert oder Wobbe-Index erreicht werden. Der maximale Sauerstoff-Volumenanteil von 3 % begrenzt dabei die Zumischrate. Odorierung Mischt man Flüssiggas (LPG) zu, erhöht sich der Brennwert entsprechend. LPG kann allerdings ebenfalls nur begrenzt zugemischt werden, um die Umrechnung von Betriebs- auf Normzustand mittels AGA8-DC92 anwenden zu können. Nach DVGW-Regelwerken und Forderungen aus der Kraftstoffindustrie dürfen die Stoffmengenanteile von Propan maximal 5 %, von Butan maximal 1,5 % im Erdgas betragen. Wird in ein Gasnetz eingespeist, in dem odoriertes Gas transportiert wird, erfolgt zusätzlich noch eine Odorierung durch Zumischung eines schwefelhaltigen Gases. Vorwiegend werden dafür Mercaptane oder THT (Tetrahydrothiophen) eingesetzt. Dadurch erhält das Erdgas seinen für den Endverbraucher typischen Geruch. Biogas gemäß G260 LPG Mischer Verdichtung Hochdruck- Erdgasnetz LPG- Konditionierung x Entnahmepunkte für Prozess-Gaschromatograph Bild 3 Prozesskette vom aufbereiteten Bio-Erdgas bis zur Einspeisung ins Erdgasnetz Hohe Energienutzung durch Netzeinspeisung 3

4 Gasbeschaffenheitsmessung Präzise... Prozess-Gaschromatographen sichern Energieverrechnung und Einspeisequalität Prozess-Gaschromatographen finden in der Erdgasindustrie breite Anwendung. So sind als wichtige Qualitätsparameter beim Pipelinetransport von Erdgas Brennwerte und Kohlenwasserstofftaupunkte mit Hilfe von Prozess-Gaschromatographen zu bestimmen, sowie Schwefelwasserstoff und weitere schwefelhaltige Bestandteile, die Odorants, zu analysieren.insbesondere haben sie sich bei der Bestimmung des Brennwertes vor allem bei der Energiemessung des Erdgases zu Verrechnungszwecken (eichpflichtiger Verkehr) gegenüber anderen Technologien durchgesetzt. O 2 -Analyse erhöht Nutzen Auch bei der Einspeisung von Bio-Erdgas in ein bestehendes Erdgasnetz hat sich der Mikro-Prozess-Gaschromatograph von Siemens (SITRANS CV, MicroSAM) durch seine hohe Genauigkeit und hohe Verfügbarkeit äußerst bewährt. Bild 3 zeigt zwei typische Messpunkte vor und nach der Konditionierung. Der Analysator zeichnet sich dadurch aus, dass neben den "Standard"-Messkomponenten Stickstoff, Kohlenwasserstoffe und Kohlendioxid (siehe Tabelle 1) auch Sauerstoff individuell gemessen werden kann. Dadurch kann der in der DVGW AB G260 festgelegte Grenzwert für Sauerstoff von 3 Vol. % für trockene Verteilernetze beibehalten werden. Ohne die im Gaschromatographen integrierte Analyse von Sauerstoff muss der überwachte Grenzwert auf ein deutlich niedrigeres Niveau von 1,0 % gesenkt werden. Der Einsatz des Gaschromatographen ermöglicht dem Anlagenbetreiber eine optimierte Fahrweise seiner Biogasanlage. Die zusätzliche Analyse von Wasserstoff mit Gaschromatographen ist in Vorbereitung. Präzision dank Mikrosystemtechnik Die Miniaturisierung der wesentlichen analytischen Komponenten durch Verwendung von Mikrochip-Technologie ermöglicht ein äußerst kompaktes Design, dies ermöglicht eine hohe Robustheit gegen Umgebungseinflüsse. Der Analysator ist modular aufgebaut und setzt sich aus drei Modulen (Analytik, Pneumatik und Elektronik) zusammen, die in einem EExd-Transmittergehäuse integriert sind. Diese Module sind in ihrem Design, der Verbindungstechnik und den Schnittstellen standardisiert. Es ermöglicht einen schnellen Austausch. Außerdem kann dadurch die Ersatzteilhaltung auf ein Minimum reduziert werden. Der Analysator bietet die Möglichkeit der automatisierten Methodeneinstellung bzw. der Auto-Optimierung im Prozessbetrieb, z. B. im Rahmen eines regelmäßigen Kalibrierzyklus. Die softwaregestützte Auto-Optimierung der Methode überprüft beispielsweise die Retentionszeiten der Messkomponenten, deren Auswerteparameter sowie den Schaltzeitpunkt der Rückspülung und justiert diese automatisch bei Bedarf nach. Dieses Verfahren trägt maßgeblich zu einer hohen Langzeitstabilität des Gesamtsystems bei. Bild 4 Siemens Mikro-Prozessgaschromatograph ^ Komponente Symbol Roh-Biogas Bio-Erdgas DVGW G260/G262 Messbereiche des Mikro-Prozess-GC [Vol.%] Methan CH % bis 100 % gem. Brennwert Rest Wasserstoff H2 < 200 ppm < 500 ppm < 5 % ,2 Kohlendioxid CO % < % < 6 % ,5 Stickstoff N % % k. A Sauerstoff O ,5 % % 0,5 % / 3 % ,4 Kohlenwasserstoffe CxHy < 100 ppm v < 10 ppm v Taupunkt: max. Bodentemp. bei jeweiligem Leitungsdruck Ethan C2H ,5 Propan C3H iso-butan i-c4h ,9 0,2 n-butan n-c4h ,8 0,2 Schwefelwasserstoff H2S < 300 mg/nm³ < 1 mg/nm³ < 5 mg/nm³ Gesamt-S S < 50 mg/nm³ < 1 mg/nm³ < 30 mg/nm³ Siloxane SiOx < 100 mg/m³ < 1 mg/m³ k. A. Wasser H2O gesättigt < 1 mg/nm³ Taupunkt: max. Bodentemp. bei jeweiligem Leitungsdruck Brennwert H (S, N) 5,5... 7,5 kwh/nm³ kwh/nm³ 8, ,1 kwh/nm³ Wobbe-Index W (S, N) 5, kwh/nm³ kwh/nm³ 10, ,7 kwh/nm³ Kalibriergas BAM Tabelle 1 Probencharakteristika in der Biogasprozesskette 4 Gasbeschaffenheitsmessung Präzise...

5 ...und zuverlässig! Prozess-Gaschromatographen sichern Energieverrechnung und Einspeisequalität Durch den integrierten Controller arbeitet der Analysator autark und erlaubt über die verfügbaren Schnittstellen die Kommunikation und Datenübertragung zu übergeordneten Einheiten, wie zum Bedienrechner (über Ethernet TCP/IP) und dem Prozessleitsystem sowie Flowcomputern (über RS 485/MODBUS). Typische Evaluierungsvorgaben durch Gasversorger 11, ,063 12,429 9,720 9,450 10,778 Brennwert < 0,02 % Für den amtlichen Betrieb in Deutschland besitzt das Komplettsystem SAM CV der Fa. Marquis einen Prozessrechner zur Hauptanzeige und Bedienung einschließlich der Alarmverarbeitung und der Datenübertragung (DSfG-Protokoll). Neben dem Analysator selbst wird das Gasbeschaffenheitsmesssystem durch eine Probenaufbereitung ergänzt. Diese beinhaltet die Stromumschaltung von bis zu 3 Probenströmen sowie einem Kalibrierstrom einschließlich einer Probenstromüberwachung und einer Double- Block&Bleed-Schaltung, um Vermischungen von Probenströmen beim Probenstromwechsel zu vermeiden. Leistungsnachweise Die Funktion und die Richtigkeit der Prozess-GCs, die zur Verrechnung des ins Erdgasnetz eingespeiste Bio-Erdgas beitragen, werden regelmäßig einmal jährlich im Rahmen einer eichtechnischen Prüfung mit Hilfe von AGA8- Kalibriergasen überprüft. Bild 5 zeigt die hohe Langzeitstabilität und Richtigkeit des GCs. Typische von den Gasversorgern vorgegebene Toleranzen (< 0,15 % relativer Fehler) bei der Bestimmung von Brennwert und Dichte für die einzelnen Kalibriergase werden signifikant unterschritten. Anwendernutzen Die kompakten Mikro-Gaschromatographen SITRANS CV und MicroSAM eignen sich speziell für die Brennwertanalyse von Biogasen und liefern den Anwendern wichtige Vorteile: Brennwert Hs Dichte Bild 5 Leistungsüberprüfung von MicroSAM mit Hilfe von Kalibriergasen Dichte < 0,08 % Bewährte Messtechnik mit hoher Langzeitstabilität sichert hohe Verfügbarkeit der Messanlage Höchste Richtigkeit der bereitgestellten Messwerte durch innovative Technologie garantiert faire Verrechnung der eingespeisten Energie Bild 6 Biogasaufbereitungsanlage Ketzin, Deutschland Sauerstoff Stickstoff Methan Bild 7 Trennung und Detektion von Sauerstoff, Stickstoff und Methan durch MicroSAM Im regulären Betrieb ist hingegen ein einziges fest angeschlossenes Kalibriergas (internes Kalibriergas; Zusammensetzung siehe Tabelle 1) zur Überprüfung der Funktionsfähigkeit und eventueller Neujustierung aufgrund der hohen Linearität des Gerätes ausreichend. Bild 7 zeigt das Chromatogramm mit der Detektion von Sauerstoff, Stickstoff und Methan. Mit Hilfe von adsorptiven Narrow-Bore-Kapillartrennsäulen werden hohe Auflösungen bei der Auftrennung dieser Messkomponenten ohne Querempfindlichkeiten erreicht. Dies ermöglicht die für Biogase wichtige Analyse von Sauerstoff neben Stickstoff und Methan innerhalb der spezifizierten Konzentrationen. Die zusätzliche genaue Bestimmung der Sauerstoffkonzentration erhöht die Betriebssicherheit und -effizienz der Bio-Erdgaseinspeisung Modularität und Miniaturisierung des Gaschromatographen ermöglicht niedrige Betriebs- und Installationskosten Einfache Bedienung und geringer Wartungsaufwand Minimaler Kalibrieraufwand durch Einpunktkalibrierung...und zuverlässig! 5

6 Weitere Informationen Für weitere Informationen kontaktieren Sie bitte: Siemens AG Industry Sector Sensors and Communication Process Analytics KARLSRUHE DEUTSCHLAND Änderungen vorbehalten Siemens AG 2010 Die Informationen in dieser Case Study enthalten Beschreibungen bzw. Leistungsmerkmale, welche im konkreten Anwendungsfall nicht immer in der beschriebenen Form zutreffen bzw. welche sich durch Weiterentwicklung der Produkte ändern können. Die gewünschten Leistungsmerkmale sind nur dann verbindlich, wenn sie bei Vertragsschluss ausdrücklich vereinbart werden. Liefermöglichkeiten und technische Änderungen vorbehalten. Alle Erzeugnisbezeichnungen können Marken oder Erzeugnisnamen der Siemens AG oder anderer, zuliefernder Unternehmen sein, deren Benutzung durch Dritte für deren Zwecke die Rechte der Inhaber verletzen kann.