Techno-ökonomische Analyse moderner Verfahren für die Aufbereitungvon Biogas. Technische Universität Wien

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1 Techno-ökonomische Analyse moderner Verfahren für die Aufbereitungvon Biogas Dipl.-Ing. Herbert TRETTER 1) und Univ.Ass. Dr. Michael HARASEK 2) 1) Energieverwertungsagentur The Austrian Energy Agency (E.V.A.) 2) Institut für Verfahrenstechnik, Umwelttechnik und Technische Biowissenschaften / Technische Universität Wien 1. Internationaler Biogas-Expertenstammtisch 12.November 2003 Schloss Seggau bei Leibnitz Inhalt Teil A Warum Biogas-Reinigung/Aufbereitung? Zielsetzung der techno-ökonomischen Analyse Spezifikation von Biogas/Erdgas Verfahren zur Aufbereitung von Biogas Prozess-Schritte bei der Biogasaufbereitung Vergleich unterschiedlicher Verfahren Stand der Biogasaufbereitung in Europa Teil B Zusammenfassung

2 Warum Biogasaufbereitung? Gasnutzungsszenarien Einleitung in Gasnetze Heizwert, Methangehalt Taupunkt, Verunreinigungen (H 2 S, NH 3,...) Industrielle Nutzung Nutzungsabhängige Anforderungen an die Gaszusammensetzung Energetische Nutzung (Gasmotor, Gasturbine, Brennstoffzelle, Kraftfahrzeuge) Zündverhalten Verunreinigungen (H 2 S) Ökologische Aspekte Bessere Nutzung des Energieinhaltes Untersuchungsziel der technoökonomischen Analyse Beantwortung der Fragen Wie Biogaseinspeisung technisch realisierbar? (Teil A) Welche Ökogastarife, um Investor gleiche Verdienstchancen wie bei Verstromung zu sichern? (Teil B) Wichtige untersuchte Punkte Evaluierung IST-Stand Biogasaufbereitung in Europa Standortkonzepte, Technologien, Rahmenbedingungen Erfassung realitätsnaher Kosten für die Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz nach Aufbereitungstechnologie, Anlagengröße, erzielter Gasqualität und Erdgasleitungsdruckniveau

3 Spezifikation von Biogas und Gasen nach ÖVGW G31 Kenngröße Biogas Gasbeschaffenheit nach ÖVGW G31 Einheit Methangehalt 60 bis 75 - [Mol %] Kohlendioxidgehalt 25 bis 40 = 2,0 [Mol %] Ammoniakgehalt bis technisch frei [mg/m N ³] Schwefelwasserstoffgehalt bis = 5 [mg/m N ³] Sauerstoffgehalt bis 1 = 0,5 [Mol %] Stickstoffgehalt bis 3 = 5 [Mol %] Wassergehalt (Taupunkt) bis 37 bei 1 bar = - 8 bei 40 bar [ C] Brennwert 6,7 bis 8,4 10,7 bis 12,8 kwh/m N ³ Wobbe-Index 6,9 bis 9,5 13,3 bis 15,7 kwh/m N ³ Nach ÖVGW G31 aufbereitetes Biogas ist in Ö Kfz-fähig; unnötigen Luftzutritt vermeiden Konzeption der Biogasaufbereitung

4 Mögliche Trennverfahren zur Biogasaufbereitung Mechanische Trennverfahren Filtration, Tröpchenabscheidung (Demisting) Thermische Trennverfahren Absorption physikalisch chemisch Adsorption Membrantrennverfahren Kondensation Biologische Verfahren Chemische Verfahren Unerwünschte Komponenten Partikel / Tröpfchen Schwefelwasserstoff - H 2 S Toxizität, Geruch, Korrosivität Werkstoffprobleme für nachgeschaltete Verfahren Ammoniak NH 3 Korrosivität Werkstoffprobleme für nachgeschaltete Verfahren Kohlendioxid - CO 2 Inertgaskomponente; stört bei der weiteren Verwendung (Heizwert etc.) Wasser - H 2 O Inertgaskomponente; Taupunktseinstellung für Gastransport (Hydratbildung, Korrosionsproblematik) O 2 und N 2 (Luft) Inertgaskomponenten; senken Brennwert v.a bei Erdgasnetzeinspeisung zu vermeiden

5 Abtrennung der unerwünschten Gas- Komponenten aus Biogas H 2 S-Entfernung Biologische H 2 S-Entfernung katalytische Adsorption (Aktivkohle) Membranverfahren (Gaspermeation) NH 3 -Entfernung Kondensation Absorption CO 2 -Entfernung Absorption (Druckwasserwäsche) Membranabsorption (chemische Absorption) Adsorption (Kohlenstoffmolsieb) Membranverfahren (Gaspermeation) H 2 O-Entfernung Kondensation Adsorption (Silicagel, keramische Molsiebe) Membranverfahren (Gaspermeation) Verfahrensgrundlagen - Absorption Lösen von Gasen in einer Waschflüssigkeit Henry sches Gesetz Stoffübergang / Phasengrenzfläche Druck- und Temperaturabhängigkeit Regeneration durch Druck- und/oder Temperaturwechsel physikalische Absorption einfache Regeneration hohe Durchsätze hohe Restkonzentration im Produktgas geringe Selektivität chemische Absorption hohe Selektivität hohe Bindefähigkeit geringe Restbeladung aufwendige Regeneration

6 CO 2 -Entfernung mittels Druckwasserwäsche (Foto: M.Harasek) Verfahrensgrundlagen - Adsorption Bindung von Gasen an Feststoffoberflächen Adsorptionsisothermen Adsorptionskinetik Druck- und Temperaturabhängigkeit Regeneration durch Druck-/Temperaturwechsel, Extraktion niedrige Drücke einfache Anpassung an sich ändernde Bedingungen hohe Ausbeuten bei Teillast keine spezielle Vortrocknung notwendig Gasverluste durch Spülvorgänge Vorreinigung notwendig

7 CO 2 -Entfernung mittels Adsorption (Foto: M.Harasek) CO 2 -Entfernung mittels Membranabsorption Absorptionsflüssigkeit Biogas

8 Verfahrensgrundlagen- Membranverfahren Selektiver Stofftransport durch eine Polymermembran aufgrund unterschiedlicher Permeabilitäten Lösungs-Diffusions-Mechanismus Druck- und Temperaturabhängigkeit Modulverschaltung keinerlei Hilfsstoffe notwendig keine Regeneration flexibler Betrieb / leichte Anpassbarkeit der Gasqualität an die Erfordernisse modularer Aufbau Vorreinigung notwendig CO 2 /H 2 O/H 2 S-Entfernung mittels Gas-Permeation (1) Module Methan Biogas CO 2 -reiches Permeat

9 Prozess-Schritte bei der Biogas- Aufbereitung Gas-Kompression Kondensatabscheidung Entfernung von H 2 S / NH 3 Abtrennung von CO 2 Entfernung von H 2 O (Taupunktseinstellung) Produktgas-Speicherung Qualitätskontrolle / Volumenstrommessung Anpassung des Druckniveaus für Abnehmer (Nachverdichtung) Odorierung (THT, Mercaptane) Regenerierung der eingesetzten Betriebsmittel (falls erforderlich) Vergleich der Biogas- Aufbereitungstechniken Entscheidung über das Aufreinigungsverfahren ist abhängig von: der geforderten Gasreinheit / Gasqualität der Anlagenkapazität der erforderlichen Betriebsweise den Druckverhältnissen den bereitstellbaren Betriebsmitteln der Integrierbarkeit in das Gesamtkonzept der Biogasanlage den Kosten Kein A-PRIORI Technologiefavorit!!!

10 Biogas-Aufbereitungstechniken Absorption (Wasser) Membranabsorption (Amin) Adsorption (Kohlenstoffmolekularsieb) Gaspermeation (Polymer- Membran) Kompression vor Trennung Ja, 6-10 bar Nein Ja, 6-10 bar Ja, 6-13 bar H 2 S-Entfernung erforderlich Ja Ja Ja Bei hohen Konzentrationen Taupunktskontrolle Nein Nein Nicht kondensierend Nicht kondensierend Nachgeschaltete Gastrocknung Ja, PSA Ja, PSA Ja, PSA Abhängig von der Membran Verhalten bei wechselnder Biogaszusammensetzung Flexibel Flexibel Flexibel Flexibel Betriebsmittelregenerierung Ja Ja Ja Nein Energie Strom Strom, Dampf Strom Strom Bevorzugter Einsatzbereich Mittlere / größere Kapazitäten Mittlere / größere Kapazitäten Mittlere / größere Kapazitäten Modularer Aufbau (beliebige Kapazität) Stand der Biogasaufbereitung ca. 60 Anlagen in Europa Kapazität 125 MW Rohgas-Brennstoffwärmeleistung derzeit v. a. in S, CH und NL überwiegend Kfz-Kraftstoff, zum Teil Erdgasnetzeinspeisung großteils noch Pilotanlagencharakter (klare) Rahmenbedingungen führ(t)en zur Realisierung ~ 8 Hersteller in Europa z. T. ca. 15 Jahre Betriebserfahrung Bsp.: NL-Anlage mit Ø Zuverlässigkeit h/a über 14 Jahre (noch in Betrieb) einzelne Technologien kurz vor Serienreife 3. Anlagengeneration am Markt

11 Biogasaufbereitungstechnologien in Europa etabliert Druckwasserwäsche - 55 % Marktanteil (Absorption) Druckwechseladsorption - 26 % Marktanteil vereinzelt / im F&E-Stadium Niederdruck-Membranabsorption Membrantechnik (Gaspermeation) Kryotechnik, Selexol, Monoethanolamin Teil B Inhalt Untersuchte Problematik Erdgasnetzinfrastruktur in Ö Bracheflächen in Ö Untersuchte Konversionskonzepte Energieeffizienzen und ökonomischer Ansatz Ergebnisse

12 Untersuchte Problematik Biogas-Verstromung VT: sinnvolle, ausgereifte Technologie attraktive Preise für Ökostrom NT: Abwärme-Nutzung schwierig (kaum) realisierbar Abfuhr an Umgebung unbefriedigende Lösung Biogas-Aufbereitung VT: neue Nutzungspfade (u. Effizienzsteigerung) möglich örtliche Entkoppelung von Erzeugung und Nutzung NT: Informationsmangel über Kosten und Technologien noch keine Mindestpreise für Ökogas Erdgasinfrastruktur in Ö 1,2 Mio. Kunden in Gemeinden (Erdgas in 46,7 % der Ö Gemeinden) ~ km Leitung am Land

13 Bracheflächen (ca ha) 30 % der Fläche entsprechen (bei Hauptfrucht) ca. 4,2 PJ Kfz-tauglichem Erdgassubstitut oder 1,4 % des Erdgasverbrauchs von 2001 Untersuchte Konversionskonzepte 20 unterschiedlich große Biogasanlagen untersucht für ein und dieselbe erz. Rohgasmenge (Biogas aus Energiepflanzen) jeweils BHKW-Konzept 20 einzelne BHKWs mit 108 bis kw el Ökostromeinspeisung Aufbereitungs-Konzept Fermenterbeheizung mit Rohgas (Wärmebedarf optimiert) 20 Aufbereitungs-Anlagen mit 290 bis kw Produktgas-Brennstoffwärmeleistung Erdgasnetzeinspeisung Produktgas erfüllt immer ÖVGW G31 (Kfz-tauglich)

14 Energieeffizienzen und ökonomischer Ansatz Transport + Einspeisung 3 Kosten- Teile Ökogaskosten Bestandteil 1/3 Rohgasgestehungskosten = Ökostromtarife minus Konversionskosten für Ökostromerz. ev. Gewinn bei Verstromung daher in gleicher Höhe auch bei Ökogaserzeugung berücksichtigte Punkte bei Konversionskosten BHKW & Containermodul (inkl. Elektroinstallationen) Netzanschlusskosten (Trafo- und Übernahmestation, Leitungen) lfd. Kosten: Vollwartungsvertrag (inkl. Revision), Eigenstrom keine Wärmeerlöse aus BHKW-Abwärmenutzung angesetzt keine Kosten für Notkühlung angesetzt

15 Ökogaskosten Bestandteil 2/3 Aufbereitungskosten 3 führende Aufbereitungs-Technologien abgebildet (Anbote) berücksichtigte Punkte Anlagen-Investitionskosten + 5 % Zuschlag für Unvorhergesehenes Methanverluste Fermenter-Heizungsanlagen (Anbote) Biofiltercontainer für Druckwasserwäschetechnologie (Anbote) Ersatzinvestitionskosten innerhalb der ersten 15 Jahre laufende fixe und variable Kosten (Strom, Wasser, W&IH, Vers. & Verw.) optionale Flüssiggaszugabe Ökogaskosten Bestandteil 3/3 Produktgastransport und Übernahme ins Erdgasnetz Gasqualität bereits bei Aufbereitung sichergestellt & gemessen berücksichtigte Punkte (Daten von Steir. Gas&Wärme GmbH) Gasdruck-Regleranlage (Druck = 5 bar atü) Volumenstrommessung Odorieranlage Investitionskosten + 10 % für Unvorhergesehenes 500 m Rohrleitung, Anschlusskosten an Erdgasnetz laufende fixe und variable Kosten

16 Kostenrechnungs-Methode Für beide Konversionsformen: Annuitätenmethode (Vollkosten, ähnlich VDI 2067) kapitalgebundene Kosten betriebsgebundene Kosten (indexiert) verbrauchsgebundene Kosten (indexiert) sonstige Kosten (indexiert) gleiche Eckdaten für Strom- und Gas-Schiene kalk. LD jeweils 15 Jahre, Volllaststunden pro Jahr Kalkulationszinsfuß 7 % Eigenfinanzierungsanteil 25 % Fremdkapitalzinssatz 6 % Kosten Ökostrom

17 Kostenanteile Ökostrom spezifische Kosten [Cent/kWh Heizwert] 9,0 8,5 8,0 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 - Gestehungskosten Ökogas 7,35 7,26 7,13 Gestehungskosten Erdgassubstitut ND-MAB Gestehungskosten Erdgassubstitut KMS Gestehungskosten Erdgassubstitut DWW Ökostromtarife (umgelegt auf therm. Größen) Gestehungskosten Rohbiogas Kosten Aufbereitung & Einspeisung ND-MAB Kosten Aufbereitung & Einspeisung KMS Kosten Aufbereitung & Einspeisung DWW 4,64 4,64 4, BGA-äquivalente installierte BHKW-Leistung bei Konversion in Ökostrom [kw]

18 Economy of Scale der Aufbereitungskosten Druckwechseladsorption BGA mit 225 kw el Druckwechseladsorption BGA mit kw el Anteil Aufbereitung 38,2% Anteil Einspeisung 3,9% Anteil Rohgas 57,9% Anteil Aufbereitung 19,4% Druckwechseladsorption BGA mit kw el Anteil Einspeisung 1,1% Anteil Aufbereitung 24,9% Anteil Einspeisung 1,6% Anteil Rohgas 73,5% Beispiel: Adsorption Anteil Rohgas 79,5% Zusammenfassung Technologien zur Biogasreinigung vorhanden Wettbewerb verschiedener Technologien wenige / keine Referenzanlagen Technologiedemonstration gefragt, insbesondere in Ö Optimierungspotential bei den Aufbereitungstechnologien (F&E- Bedarf) Ökostrom derzeit gefördert mit 4 5,8fachen Spotmarktpreis (wenn dieser ~ 2,5 Cent/kWhel) Ökogas benötigt 3 bis 4,8fachen Erdgasimportpreis (wenn dieser ~ 1,5 Cent/kWh Heizwert) Förderbedarf für ein und die selbe Biogasanlage (bei gleicher Rohgasproduktion) liegt bei Ökogaserzeugung derzeit noch höher (um 5 20 %) Kostensenkungspotential bei Ökogasschiene noch kaum ausgeschöpft (10 % Kostensenkung bspw. durch Serienproduktion machbar)