Emissionen aus der Biogasaufbereitung. T.R.E.N.D. Hamburg. Erfahrungen aus der Schweiz. 2.Februar Referent: Martin Seifert, SVGW

Transkript

1 T.R.E.N.D. Hamburg Erfahrungen aus der Schweiz 2.Februar

2 Meine Beziehung zu Hamburg Hamburg forever 2

3 Erdgas - Netzbasiertes Bio in aller Munde 3

4 Biogas/Biomethan im Erdgasnetz Produkte Biogas für Heizung Biogas als Kraftstoff 4

5 Biogaseinspeisungen in Europa 5 Quelle: DVGW, DENA

6 Bachenbülach 1998/Kompogas Otelfingen Regensdorf Münchwilen Will/Biorender Fleischabfälle Widnau ab 2007/KoVergärung Landwirtschaft Utzensdorf/Kompogas Pratteln 2006/Kompogas Frauenfeld/ Winterthur Samstagern 1997/Kompogas Frauenfeld Romanshorn 2006/Klärgas Wil Bischofszell 2006/Klärgas Herrenschwanden Bern 2006/Klärgas Flawil Bendern Obermeilen 2008/Klärgas Jona 2005/Kompogas Lavigny Kompogas 2007 Emmen 2005/Klärgas Roches/VD Inwil Gülle/Abfall 2008 Swiss Biogas Injection Sites in Planung realisiert im Bau 6

7 Biogaseinspeisung in der Schweiz Mengengerüst [Liter Bezinnaeuquiv.] 7

8 Biogaseinspeisung in der Schweiz Mengengerüst [kg eingespeist] 8

9 Die europäische Dimension 9

10 Hierarchie der Regelungen Biogaseinspeisungen in Deutschland Stufe Gesetz Stufe Verordnung Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) Stufe Richtlinien Norm G260 Gasbeschaffenheit G262 Gas aus regenerativen Quellen G265-2 Anlagen für die Aufbereitung/ Einspeisung Biogas G1030 Anforderungen an Betreiber von Biogasanlagen/ Einspeisungen Stufe Reglemente VP Anlagen Aufbereitung/ Einspeisung Biogas 10

11 Hierarchie der Regelungen Biogaseinspeisungen in der Schweiz Stufe Gesetz Mineralölsteuergesetz ( ) Stufe Verordnung Mineralölsteuerverordnung ( ) Treibstoff Ökobilanzverordnung Stufe Richtlinien Norm SVGW G13 Richtlinie Einspeisung von Biogas Regelung nationales Clearing Biogas Stufe Reglemente SVGW G209 Technische Abnahme/ Zulassung Betrieb Biogaseinspeisung SVGW G210 Zulassungs- und Marktüberwachungsstelle Biogas 11

12 Mineralölsteuerverordnung Völkerrechtskonforme Umsetzung Keine Differenzierung der Steuersätze grosszügige Kontingente Ökologische Mindestanforderungen THG-Reduktion von 40 % gegenüber der Referenz Benzin Umweltbelastung nicht erheblich mehr Benzin Erhalt Biodiversität und Regenwald UVEK regelt Einzelheiten Soziale Mindestanforderungen ILO-Arbeitsübereinkommen; nationale Gesetzgebung SECO regelt Details Inkraftsetzung: 01. Juli

13 Inhalt Mineralölsteuerverordnung Definition Treibstoffe aus erneuerbaren Rohstoffen: Prinzip Positivliste Mindestanforderungen an eine positive oekologische Gesamtbilanz 40 % weniger Treibhausgasemissionen (Referenz Benzin) Kein Gentech, keine Nahrungsmittelkonkurrenz Nachweis der positiven oekologischen Gesamtbilanz Nachweis einreichen Geltungsdauer der Steuererleichterung 2 Jahre, nach Ablauf der Frist Start wieder bei Null Mengen an Treibstoffen aus erneuerbaren Rohstoffen mit Steuererleichterung Die Behörde legt die jährlich Menge fest First comes first served Treibstoffgemische Steuererleichterung anteilsmässig gewährt Besondere Bestimmungen für Biogas Clearingstelle Gasbranche erfasst alles eingespeiste Biogas 13

14 Wie erneuerbar ist erneuerbar Das amtliche Papier zur Oekologie 14

15 Oekobilanz Hokus Pokus der Meinungen Zielkorridor für Steuerbefreiung 20% Red.GHG 15

16 Biotreibstoffe im oekologischen Vergleich Hier: Grüne Tonne 16

17 Oekobewertung Bewertungskriterien: Treibhausgasemissionen und KEA Treibhausgasreduktion um mindestens 40% gegenüber der fossilen Referenz (Benzin, EURO3) Keine Zunahme der Belastungen bei anderen relevanten Umweltfaktoren gegenüber der fossilen Referenz (Benzin, EURO3) Biotreibstoffe aus Gülle am Besten Biodiesel aus Altspeiseöl, Methanol und Methan aus Holz, Bioaethanol aus inländischer Biomasse etc. +++ Biodiesel aus verschiedenen landw. Produkten, Methan aus Abfall KEA: Gesamte Menge an nicht erneuerbarer Energie, die für die Produktion und Bereitstellung eines Produkts (in unserem Fall eines Biotreibstoffs) gebraucht wird.

18 Grüngutanlieferung Gärgut-Bunker Zwischenbunker Magnetabscheider Fermenter Presswassertank Nachrotte 18 Emissionen entlang der ganzen Produktions- und Einspeisekette

19 Emissionsbegrenzungen in Deutschland Verordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen Gas NZV (Fassung ) Biogas am Einspeisepunkt muss den Anforderungen der DVGW- Arbeitsblätter G260 und G262 entsprechen. Bei regelmässigem Betrieb der Anlage zur Aufbereitung von Biogas auf Erdgasqualität ist nachzuweisen, dass die maximalen Methanemissionen den Wert von 0,5 % nicht übersteigen (gültig bis 30. April 2012) Dito, aber maximale Methanemission von 0,2 % nicht übersteigen darf (ab 1. Mai 2012) 19

20 Methanverluste Angedachte gesetzliche Werte für die Erlangung der Steuerbefreiung in der Schweiz Mineralölsteuerverordnung/Ausführungsbestimmungen. Stromversorgungsverordnung - Maximal zulässiges Restmethan (Methanverlust): 0.5 Vol/o - Maximaler Energieaufwand für die Aufarbeitung: 0.5 kwh/nm 3 Rohgas In Deutschland: Gasnetzzugangsverordnung #41: Bis 2010: Zulässiges Restmethan 1% Ab 2010: Zulässiges Restmethan 0.5 % Novellierung EEG (ab ): Restmethanbegrenzung 0.5% TA-Luft:Restmethan % (je nach Anlagengrösse und Umrechnung) 20

21 Situation Deutschland Kontrolle der Emissionen von Biogasanlagen und Biogaseinspeisungen Maximaler Stromverbrauch Maximale Methanemissionen 21

22 Nachhaltigkeitskriterien und Effizienz der Biogaseinspeisung in Europa Land Gesetz Prinzip Schweiz Fuel Tax Law Ordonnance on Ecology Erneuerbare Treibstoffe steuerbefreit Positivliste zugelassene Biomasse Deutschland Energy law Effizienz- und Emissionskriterien 0.5 vol%/m 3 Biogas 0.5 kwh/m 3 Biogas Schweden No criteria Uebernahme zukünftg. EU-Regelungen. Holland NTA % CO 2 Einsparung im Vergleich zu Erdgas Oesterreich Green Electricity Act Effizienz-Kriterien Frankreich No criteria CEN TC 383 Resultate werden übernommen 22

23 Die Einspeiserichtlinie G13 23

24 Das Regelwerk SVGW-Richtlinie G13 Einspeisung von Biogas ins Erdgasnetz Verankerung in der Mineralölsteuergesetzgebung als massgebliche Norm! Zielsetzung/ bezweckt a) Unfälle vermieden werden, b) nur für das Erdgasnetz und die Verbraucher bzw. die Gasgeräte geeignete Gaszusammensetzungen eingespeist werden, c) Eine einwandfreie Messung und gegebenenfalls Abrechnung mit der Oberzolldirektion (OZD) erfolgen kann. Betrifft: Einspeisung von Biogas ins Erdgasnetz zur Verwendung als Treibstoff 24

25 SVGW-Richtlinie G13 Anhang 5 Umsetzung der Mineralölsteuergesetzgebung Grundsätze Biogasproduzenten benötigen Bewilligung der Steuerbehörde zur Einspeisung von Biogas zur Verwendung als Treibstoff Biogas entspricht in Qualität der SVGW-Richtlinie G13 Biogas wird über eine feste Verbindung ins Erdgasnetz eingespeist Mindest-Anforderungen an positive, ökologische Gesamtbilanz sind erfüllt - Nachweis der Biogas-Herkunft aus erneuerbaren Treibstoffen. SVGW-Richtlinie G13 Biogas aus fermentativen Prozessen Biogas aus Vergasung von Biomasse 25

26 Mindestanforderungen an positive, ökologische Gesamtbilanz Die ökologischen Mindestanforderungen Herstellung von Biogas nach dem Stand der Technik betrifft Lärm, Geruch, Emissionen, Verfahren Herstellung von Biogas: - aus biogenen Abfällen - aus biogenen Rückständen aus Produktion oder Verarbeitung von landund forstwirtschaftlichen Erzeugnissen. Biogaseinspeisung unter Einhaltung des Grenzwertes von 5 % für Restmethan aus der Aufbereitung und Einspeisung Kompost, Gärgut, Restwasser entsprechen der Kompostverordnung 26

27 Die Kernreglemente zur Ueberwachung von Biogaseinspeisungen 27

28 Kernpunkte des Reglementes 209 Anforderungen zur Abnahme (Zulassung) und Betriebsaufsicht Aufbereitung und Einspeisung ins Erdgasnetz Anhang 2: Verfahren zur Nachweis der Einhaltung der Restmethanmenge Betriebsaufsicht: - Kontrolle der Gasqualität - Kontrolle der Messeinrichtungen 28

29 Rohstoffe Bereitstellung Emissionen aus der Biogasaufbereitung Regelwerk Geltungsbereich G13: Erdgas- Verteilnetz Biogas- Erzeugung Aufbereitungsanlage Einspeise- Anlage Einspeisestelle Methanverluste (z. B. Guarantee of O.) neu Restmethan 29

30 Regelwerk Fremdenergie Fremdenergie Zuschlagstoffe (Brennwertanpassung) (Energierückführung) Rohstoffe, Hilfsstoffe (inkl. Gewinnung) Biogaserzeugung Biogasaufbereitung Erfassung der Energiemenge Einspeisung (ins Erdgasnetz, lokal betr. Anlage, Biogasnetz etc.) Odorierung Reststoffe (Kompost, Abwässer Asche etc.) Reststoffe (Abgase, Abwässer etc.) Quelle G13/S.Baumgartner Abgrenzungen: Geltungsbereich G13: - energetische Biogasbilanzierung z. Hd. EZV - sicherheitstechnische Festlegungen der RL G13 - ökologische Bilanzierung 30

31 Schema Biogasanlage Deutschland BGAA = Biogas-Aufbereitungsanlage BGKA = Biogas-Konditionierungs-Anlage BGEA = Biogas-Einspeise-Anlage 31

32 Verfahren Prozess Situation Schweiz Druckwechsel-Adsorption - Molekularsiebe auf Aktivkohlebasis als Asorbens Adsorption von CO 2 bei 8-10 bar, Desorption bei 0.05 bar CH 4 > > 96 Vol. % erreichbar Hauptsächlich angewandt Druck-Wasserwäsche - Druckwäsche in Wasser bei 6-8 bar, erreichbar CH 4 > 96 Vol. % Rohgas m 3 /h Für Schweizer Verhältnisse Wenig geeignet Aminwäsche Membranverfahren - drucklose oder Druck- Wäsche in Aminen, CH 4 > 99 Vol. % erreichbar Rohgas > 200 m 3 /h - Trennung durch nichtporöse Polymermenbranen CH 4 > 96 Vol. % erreichbar Pilotstadium Erste Pilotanlage In Betrieb Produktionsanlage läuft Verfahren in Prüfung Polyglykolwäsche - Trennung durch Druckwäsche in Polyglykolen be 6-8 bar, CH 4 >96% Biogasaufbereitungs-Verfahren Vier Anlagen Gebaut/Zwei Wieder abgebaut 32

33 Biogas-Pressure Swing Adsorption (PSA) 33

34 Absorber, gefüllt mit Aktivkohle oder Zeolith Vakuumpumpe Biogasverdichter (atm. Auf 8 bar) Trockenläufer. Biogas- Pressure Swing Adsorption (PSA) 34

35 Biogasaufbereitung ARA Bern PSA-Anlage im Container 35

36 Biogasaufbereitung ARA Bern Biogasverdichter: 50 mbar auf 8 bar 36

37 Biogasaufbereitung ARA Bern Adsorberkolonne Sechsstufige PSA-Anlage Umschaltventile 37

38 Biogasaufbereitung PSA (DWA) Verfahren QUESTAIR PSA 1 Reingas PSA 2 Mengenumwertung FLOX- Brennen Odorierung Gasanalyse -Rohgas gereinigt -Nach 1. PSA-Stufe -Nach 2. PSA-Stufe 38

39 Aufbereitungsverfahren PSA = Druckwechselabsorption -Verfahren mit rotierenden Ventilen -- Methanverluste im Abgas werden mit einem Schwachgasbrenner energetisch genutzt 39

40 PSA-Kolonnen PSA = Druckwechselabsorption -Verfahren mit rotierenden Ventilen -- Methanverluste im Abgas werden mit einem Schwachgasbrenner energetisch genutzt Aufbereitungsverfahren 40

41 PSA-Kolonnen QUESTAIR Kanada 41

42 Rohgas von Vergärung Aubereitetes Biogas Analyse-Gas a Kompressor mit Nachkühleinheit Schwefelentfernung mit Aktivkohle Waschkolonne Biogas-Polyglykol- Strippingkolonne 42

43 Gesamtansicht der Biogasaufbereitung Pratteln Rohgasleitung Kondensatabscheidung 43

44 Elektro- und MSR-Technik Absorberkolonne Flash-Kolonne Luftstrippung Wärmetauscher Kompressor Pumpen Polyglykol-Wäsche (Genosorb) 44

45 Aminwäsche Waschkolonne Reingas Biogasaufbereitung Wärm erückgewinn ung Biogas Bio gasreini gung Regeneration Abscheider E03 Thermalöl E04 F02 E05 CO 2 - Verflüssigung Trocknung CO 2 H 2 S, NH 3 P01 E01 E02 F01 CO2-Abscheider Reaktor F03 Abscheider Entschwefelung 45

46 Biogasaufbereitung Waschkolonne Aminwäsche Wärmetauscher Wärmemanagement 46

47 Anlagebeispiele Aminwäsche Betrieb drucklos und unter Druck möglich 47

48 Biogasaufbereitung Membrantrennverfahren Rohbiogasreinigung Feedgasverdichtung Biogas- 48 Aufbereitung

49 Biogasaufbereitung Membrantrennverfahren 49

50 Biogasaufbereitung Membrantrennverfahren 50

51 Biogasaufbereitung Membrantrennverfahren 51

52 Aufarbeitungstechnologie PSA Glykolwäsche Aminwäsche Pressure Swing Adsorption Druckwechselverfahren Festbett 4 und 6 Volumen oder Revolvertechnik (QUESTAIR) Polyglykolwäsche, chemische Reinigung, Absorptionsverfahren, Desorption thermisch Wäsche mit Amingemisch, chemische Reinigung, Absorptionsverfahren, Desorption thermisch 2 Varianten PSA: Total 8 Anlagen 1 Variante Aminwäsche: Total 2 Anlagen 1 Variante Glylkolwäsche: Total 2 Anlagen Insgesamt 12 Einspeiseanlagen in Betrieb ( ) In 2011: zwei weitere Anlagen gehen ans Netz. 52

53 Messtechnik Abrechnung Zur Anzeige wird der QuickTime Dekompressor TIFF (LZW) benötigt. Prozesskontrolle -Biogasanalysator NDIR-Geräte für CO 2, CH 4 el. chem. Sensoren H 2 S, 0 2 Abrechnung Gaszähler plus Zustandsmengenumwerter Uneingeschränkte Einspeisung (Austauschgas) CH 4 -Gehalt > 96 Vol/o keine weiteren Messmittel Prozesskontrolle -Biogasanalysator NDIR-Geräte für CO 2, CH 4 el. chem. Sensoren H 2 S, 0 2 Abrechnung (PTB-A 7.64) -Gaszähler plus Zustandsmengenumwerter - Gaschromatographie - Kalorimeter mit PTB-Zulassung Eingeschränkte Einspeisung -Umrechnung CH 4 -Gehalt auf Energieinhalt -Alternativ: Kalorimetermessung des Heizwertes 53

54 Sicherheitstechnischer Aufbau der Biogasaufbereitung und Einspeisung 54

55 Analytik und Mengenmessung 55

56 Einspeise- und Messverhältnisse in Deutschland 1. Messung 56

57 Biogas-Analytik Gasqualitätsüberwachung Gemessene Konzentrationen: Methan (NDIR) Kohlendioxid (NDIR) Sauerstoff (El.Chem) Schwefelwasserstoff (El.Chem) Diese Konzentrationswerte stehen standardmässig zur Verfügung: -Probenumschaltung - Probenaufbereitung -Konzentrationsbestimmung 57

58 Qualität- und Netzüberwachung einer Biogaseinseisung Beispiel Volketswil, Zürich Rohgasmessung: Menge / CO2 / O2 / CH4 / H2S Biomethanmessung: Menge / Druck / Temp. / Feuchte / CO2 / O2 / CH4 / H2 Netzabsicherung: SBV, SAV min./max Marktüberwachung: jährlich Kontrollen durch das technische Inspektorat 58

59 Gas Messung Messprinzip Messper. Lieferant Rohgas CH4 NDIR kontinuierlich Union Rohgas CO2 NDIR kontinuierlich Union Rohgas O2 elektrochemisch kontinuierlich Union Rohgas H2S elektrochemisch periodisch (6h) Union Biomethan CH4 NDIR kontinuierlich Union Biomethan CO2 NDIR kontinuierlich Union Biomethan O2 elektrochemisch Union Biomethan H2 elektrochemisch Union Biomethan CO2 NDIR kontinuierlich Guardian Biomethan Taupunkt kontinuierlich Rotronic Biomethan Nm3/h Drehkolbenzähler / Mengenumwerter kontinuierlich 59

60 -Hoher Energieeinsatz bei der Aufarbeitung (Strombedarf bis zu 7 % des aufbereiteten Biogases) -- Anlagenverfügbarkeit zu gering Ungelöste Probleme -- > 96 % Methangehalt schwierig zu erreichen (Stickstoffeintrag, CO 2 - Gehalt) -- PSA-Schwachstelle: Umschaltventile -- Glykolwäsche Schwachstelle: Prozesseinstellung -- Methanverluste im Abgas -- Aufbereitungsanlagentechnik zu aufwendig, zu teuer und zu wenig standartisiert - Energetische Nutzung des Methanschlupfes (Schwachgasnutzung) -- Messtechnik Gasqualität und Messtechnik Mengen -- Zu lange Anschlussleitungen (Kosten, Wirtschaftlichkeit) 60

61 Methanschlupf Begriffswelt Methanverluste Offgas Restmethan Methanschlupf Definition Restmethan: Menge Methan in Bezug auf die Methanmenge im Rohgas, die bei der Aufbereitung entsteht und nicht zur Einspeisung ins Erdgasnetz genutzt werden kann Angabe in vol/o Methan bezogen auf die eingesetzte Methanmenge Energiewerte für die Aufarbeitung werden immer in kwh/nm 3 Rohgas angegeben 61

62 Methanverluste/Methanemissionen Oekonomie: Wertvolles Biogas geht verloren Aufbereitung verliert Methan Verringerung des Wirkungsgrades Oekologie: Methanverlust trägt zum Treibhauseffekt bei (Faktor 23 zu CO 2) Macht Biogas bezüglich THG schlechter als Benzin Aufbereitungsanlagentechnik teuer 62

63 Rohbiogas- Verdichtung Gasreinigung Biogas- aufbereitung Emissionen aus der Biogasaufbereitung Restmethanmessung Resultate: Die Standardverfahren wie PSA, Glykolwäsche, Druckwasserwäsche produzieren je nach Optimierungsgrad Restmethan teilweise zwischen 2-10 % Restmethan 5 Offgas mit Restmethan Biogasproduktion Erdgasnetz 63

64 Herstellerspezifikation. Bis anhin: Keine Angaben zu Restmethan und zu Energieaufwand Biogasaufbereitung: Anlagenspezifikation 64

65 Bilanzmessung für Restmethanbestimmungen Aufteilung des Prozesses in Bilanzräume Berücksichtigung der Gasrückführung (Ueberschussgas, teilaufbereitetes Gas aus Flashkolonnen) Gas- Reinigung Gasaufbereitung Entwässerung Entschwefelung Filtrierung Gaszähler/Mengenumwerter 65

66 Restmethanmessung am Beispiel der Anlage Luzern Biogas aus Abwasserreinigung 66

67 Messtellen für die Kontrolle des Restmethans Abgasstrommessung (CO 2, wenig CH 4 ) Ueberschussgas (CO 2, wenig CH 4 ) Reingas (CH 4, wenig CO 2 ) 67

68 Biomethanstrom Produktion Prozessbedingte Volumenstromfluktuation 68

69 Leistungskurve Biogasaufbereitung 69

70 Abgas- und Biomethankonzentrationen Reingaskonzentrationen Abgaskonzentrationen 70

71 An- und Abfahrprozesse bei der Biogasaufbereitung Quelle erhöhter Restmethanemissionen 71

72 An- und Abfahrprozesse bei der Biogasaufbereitung Quelle erhöhter Restmethanemissionen 72

73 Prozentualer Anteil des Restmethans an Betriebszuständen (Aufarbeitung PSA) Jahresüberblick typisches Betriebsjahr mit saisonalen Schwankungen 73

74 Restmethanmessung Resultate: Gewisse Anlagen haben schwankende Rohbiogasströme, die je nach Substrat auftreten können (Saisonale oder monatliche Schwankungen) Die An- und Abfahrprozesse sind oft noch nicht optimiert und führen auch Zu erhöhten Restmethanmengen. Diese fallen aber bei langem, kontinuier- Lichem Betrieb nicht ins Gewicht Die Anlagen sollten beim Bau mit den entsprechenden Messgeräten und Probenahmestutzen ausgerüstet werden Probenahme im Feedgasstrom 5 bar auf 22 mbar Druckregler mit Druckanzeige 74

75 GALU-Luzern - Nominaldaten Auslegung Produktion Erträge und Aufwände Spanne Minimal - Maximalproduktion: 15 bis 70 m 3 Reingas pro Stunde Jahresproduktion: Nominal: m 3 /a Real: m 3 /a Jahresertrag 2006: CHF Verlust Biogasaufbereitung: Monetärer Verlust (1 m 3 =10 kwh/6 Rp/kWh): Fazit: ca. 3 % bezogen auf Methaninput ca m 3 Methan pro Jahr ca m 3 Reingas (96% Methan) ca. CHF (CHF bez. auf Jahresertrag) Geldverlust Faktor 3 kleiner als Stromkosten Aufbereitung 75

76 Realisierte Aminwäsche-Projekte Reinigungsverfahren: BCM Inbetriebnahme 2008 Anlagengrösse: 100 Nm3 Klärgas/h Standort: Meilen Reinigungsverfahren: BCM Inbetriebnahme: 2010 Anlagengrösse: 250 Nm3 Kompogas/h Standort: Volketswil 76

77 Bezüglich Energieverbrauch und Emissionen gemessen, bilanziert Technische Parameter der BCM-Anlage in Volketswil Kriterien BCM-Anlage Bemerkungen Vorreinigung H2S/NH4 Ja <30ppm/Nm3 Biogas Arbeitsdruck Gas/Reg mbar / 5-8 bar Methanverlust < 0.2 Vol-% gemessen CO2-Anteil im Biomethan < 1.5 Vol-% Abhängig von Schwankungen im Biogas Regelbarkeit % Abhängig vom Einspeiseverdichter Wärmebedarf 160 C, 1 kw/nm3 Biomethan Erdgasheizung Wärmerückgewinnung Stromverbrauch, inkl. 5barü Verdichtung 75% vom Wärmebedarf, 55/40 C <0.3 kw/nm3 Biomethan Fermenterheizung Referenzen Ca. 15 Anlagen 2 in der Schweiz 77

78 Pro Biogaseinspeisung: Stromkosten im Allg. vier bis fünf Mal höher als Methanverlustkosten Ueber die ganze Kette der Biogasproduktion und Einspeisung kein Emissionsinventar Schweizerische Methanverluste wenn alles Biogas aufbereitet und ins Netz eingespeist würde: ca t/jahr (ca. 3% Restmethan) Methanemissionsinventar Schweiz t/jahr (2010) - Grossviehhaltung: t/jahr - Industrie/Gewerbe: t/jahr - Wald: t/jahr Gesamtemissionen Biogaseinspeisungsverluste < 0.5 %/Jahr 78

79 Schwachgasbrenner Schwierige Verbrennung der Abgase aus der Biogasaufbereitung Hohe CO 2 - und oder Luftfracht Methangehalt in den Abgasen 1-5 Vol% Stabilisierung der Verbrennung schwierig 79

80 Flammenlose Oxidation Eines der wenigen Nachbehandlungsverfahren mit stabilen Umsätzen Stabiler Betrieb bei niederkalorigen Gasen mit einem Heizwert von 2.5 MJ/m 3 (1/15 des Wertes von Erdgas) 80

81 Praxiserprobung Biogasanlage Widnau mit PSA- Revolveranlage zur Biogasaufbereitung 81

82 Biogasaufbereitung und Prozessüberwachung Biogasanlage Widnau Landwirtschaftliche Abfälle, Abfälle aus der Lebensmittelindustrie, grüne Tonne Vergärungsverfahren mesophil Kapazität der Anlage: t/jahr Container mit Gasaufbereitung (PSA, Kompressoren, Odorierung Gasanalytik (NDIR)für Biogas, Biomethan und Schwachgas. Rechts: Steuerung, Anzeige 82 Flox-Brenner

83 Biogaseinspeisung Widnau Emissionen aus der Biogasaufbereitung Nachverbrennung des Off-Gases der PSA-Anlage FLOX-Brenner mit Erdgas gestützt Off-Gas Zufuhr Erdgas-Zufuhr Abgas FLOX-Brenner zum Wärme- Tauscher (T = o C) 83

84 Flox-Brenner Abhitze 600 o C Zu Abhitzekessel Schwachgas-Anlage, Zusatzfeuerung mit Erdgas Leistung bis zu 120 kw 84

85 Kommerzielle Flox Anlage Swiss Farm Power Inwil, Kanton Luzern Co-Vergärung Gülle, Hofabfälle, Grüngut 85

86 Nachverbrennung der Aufbereitungs-Abgase in Mikroturbinen (30-60 kw elektr. ) Bereitstellung von Strom und Wärme für die Biogasanlage: - Biomasseaufarbeitung - Reaktorbeheizung (vor allem bei thermophilen Verfahren) 86

87 Rahmenbedingungen zur Beherrschung der Methanemissionen mit thermischer Nachbehandlung Flox-Brenner muss mindestens 50% der Betriebszeit der Anlage laufen, damit das <5Vol% Kriterium erfüllt ist Der gesamte Abgasstrom der Biogasaufbereitung muss über den Flox- Brenner laufen Die Stillstands- und Wartungsarbeiten am Flox-Brenner müssen dokumentiert werden 87

88 2. Generation Biotreibstoffe in der Schweiz Biogas aus Holz 88

89 Methan aus der Biomassevergasung *Fast Internal Circulating Fluidized Bed Gasification 89

90 2. Generation Biotreibstoffe in der Schweiz Weitergehende Gasreinigung & Konditionierung 40 C 350 C Produktgas für Methanierung Teer-/thiofen entfernung Kompression H 2 S Abscheidung Produktgasvorwärmung Rest-H 2 S Abscheidung Produktgasbefeuchtung Teere zu Vergaser H 2 S Methanierung & Gasaufbereitung Säure CO2 Konditioniertes Produktgas Methanierung Wirbelschicht Regenera tion 3.5 bara, 420 C H 2 Wärmerückgewinnung NH3- Abtrennung Salz CO2- Abtrennung Verdichtung Trocknung Abwasser H2- Abtrennung 90 SNG, 70 bar, 20 C

91 Biogas: Holz / Holzvergasung Holz: 1MJ 0.9 MJ Energie Transformation 0.55 MJ Energie Holzgas aufbereitet einspeisbar Holz Holz Vergasung Aufbereitung M. Seifert - SVGW Erdgas Verteilnetz 91

92 Holznutzung 1. Die höchsten Ausbeuten pro Tonne Energieholz werden durch Bereitstellung von Wärme erreicht 2. Die Produktion von gasförmigen Kraftstoffen (SNG) stellt die nächst beste Option dar mit Einspeisung ins Netz 3. Die lokale Verstromung mit Wärmenutzung ist ca. 15% schlechter in der Effizienz im Vergleich zur Einspeisung 92

93 Methanverlust der verschiedenen Aufarbeitungsverfahren Verfahren Methanverlust [% CH 4 /m 3 Biomethan] Abgase Chemische Wäsche ca % Keine Nachbehandlung Druckwasser-Wäsche ca. 1-2 % Keine Nachbehandlung 6-Kolonnen PSA ca. 1-3 % Keine Nachbehandlung Glykolwäsche 2-4 % Nachbehandlung Kurzzyklische PSA > 4 % Nachbehandlung 93

94 Biogas, Deine Emissionen 94