Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse. Untersuchung im Auftrag von BGW und DVGW

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1 Wissenschaftszentrum Nordrhein-Westfalen Institut Arbeit und Technik Kulturwissenschaftliches Institut Wuppertal Institut für Klima, Umwelt, Energie GmbH Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse Untersuchung im Auftrag von BGW und DVGW Band 3: Biomassevergasung, Technologien und Kosten der Gasaufbereitung und Potenziale der Biogaseinspeisung in Deutschland (Fraunhofer Institut Umsicht) Endbericht

2 Vorwort Die Nutzung von Biomasse als Energieträger wird zunehmend als Möglichkeit gesehen, die konventionelle Energieversorgung auf Basis fossiler Ressourcen in Richtung nachhaltiger Energiesysteme mit steigenden Anteilen erneuerbarer Energien weiterzuentwickeln. Sowohl auf nationaler wie internationaler Ebene verstärken sich die Anstrengungen, durch den Einsatz von Bioenergie die Treibhausgasemissionen zu senken und die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten wie Erdöl zu reduzieren. In diesem Zusammenhang kann Biogas einen Beitrag leisten, der aufgrund der Potenziale der Vergärung von Energiepflanzen in Zukunft an Bedeutung gewinnt. Interessant ist hierbei vor allem die Frage, welche neuen Nutzungsmöglichkeiten durch eine Aufbereitung und Einspeisung des Biogases ins Erdgasnetz entstehen. Wie sieht die Wirtschaftlichkeit dieser Optionen im Vergleich zu alternativen Biomassepfaden aus, welche ökologischen Effekte können erreicht werden? Die vorliegende "Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse" geht diesen Fragen nach. Die Studie im Auftrag des Bundesverbandes der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft (BGW, Berlin) und der Deutschen Vereinigung des Gas- und Wasserfachs (DVGW, Bonn) untersucht ausgewählte Biomasseanwendungen in Deutschland und legt den Schwerpunkt dabei auf stationäre Nutzungen. Neue Erkenntnisse werden dabei vor allem mit Blick auf die künftige Entwicklung der Biogaspotenziale sowie die technischen, wirtschaftlichen und ökologischen Aspekte der Biogasaufbereitung und einspeisung im Vergleich zu Holznutzungen gewonnen. Weiterhin werden die Randbedingungen und Restriktionen für die Einspeisung von Biogas ins Erdgasnetz analysiert. Die Untersuchung wurde in einer Arbeitsgemeinschaft vom Wuppertal Institut für Klima, Energie, Umwelt (Projektkoordination), Institut für Energetik und Umwelt Leipzig, Fraunhofer Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik Oberhausen und dem Gas-Wärme Institut Essen durchgeführt. Die Arbeiten erfolgten dabei in enger Kooperation mit den Experten der Task Force "Biogas" des BGW und DVGW und wurden von einem Lenkungskreis begleitet. Die intensiven und kooperativen Diskussionen mit den beteiligten Vertretern der Gaswirtschaft, Biogaswirtschaft, Landwirtschaft sowie Vertretern von Bundes- und Landesministerien haben maßgeblich zum Erfolg der Arbeit beigetragen. Der vorliegende Bericht ist der Band 3 des Endberichts und beschreibt die Biomassevergasung, die Technologien und Kosten der Gasaufbereitung und die Potenziale der Biogaseinspeisung in Deutschland. Weitere Ergebnisse finden sich in: Band 1:Gesamtergebnisse und Schlussfolgerungen (WI) Band 2: Biomassepotenziale in Deutschland, verschiedene Nutzungstechniken und eine ökonomisch-ökologische Bewertung ausgewählter Nutzungspfade (IEL) Band 4: Technologien, Kosten und Restriktionen der Biogaseinspeisung ins Erdgasnetz (GWI) Wuppertal, Leipzig, Oberhausen, Essen, August 2005

3 2 Dr.-Ing. Stephan Ramesohl (Projektkoordinator) Dipl.-Ing. Karin Arnold Wuppertal Institut für Klima Umwelt Energie Postfach , Wuppertal Tel.: +49 (0) (Fax: 198) Prof. Dr. Martin Kaltschmitt Dr. Frank Scholwin Dipl.-Ing Frank Hofmann André Plättner Martin Kalies Sönke Lulies Gerd Schröder Institut für Energetik und Umwelt ggmbh Torgauer Str. 116, Leipzig Tel.: +49-(0) (Fax: 433) Dr.-Ing. Wilhelm Althaus Dipl.-Ing. Wolfgang Urban Fraunhofer Institut Umwelt-, Sicherheits-, Energietechnik (UMSICHT ) Osterfelder Str. 3, Oberhausen Tel / (Fax: 1423) wolfgang.urban@umsicht.fraunhofer.de Dipl.-Ing. Frank Burmeister Gaswärme-Institut e.v. Essen Hafenstraße 101, Essen Tel: 0201/ (Fax: 238) burmeister@gwi-essen.de

4 Inhaltsverzeichnis 1 Gaserzeugung durch thermochemische Vergasung Geschichtliche Entwicklung Grundlagen der Vergasung Vergasungsverfahren Vorauswahl und Bewertung geeigneter Biomassevergasungsverfahren Aufbereitungsverfahren und Möglichkeiten der Gasspeicherung Rohgaszusammensetzung und Definition der Einspeisegasqualitäten Zusammensetzung von Rohbiogasen Ausgangsdaten Festlegung der Einspeisegasqualitäten nach dem DVGW-Regelwerk Festlegung der Einspeisefälle (fermentative Biogase) Festlegung der Einspeisefälle (Biomassevergasung) Verfahrensschritte zur Biogasaufbereitung aus fermentativer Erzeugung Biogasentschwefelungsverfahren Sulfidfällung Biologische Entschwefelung Entschwefelung mit Eisenchelat Schwefelwasserstoffentfernung mit imprägnierter Aktivkohle Schwefelwasserstoffentfernung mit Zinkoxid Schwefelwasserstoffentfernung mit eisenhaltigen Reinigungsmassen Bewertung und Auswahl geeigneter Biogasentschwefelungsverfahren Verfahren zur CO 2 -Abtrennung aus Biogas Druckwechseladsorption Absorptive CO 2 -Abtrennverfahren Membrantrennverfahren Kryogene Verfahren Bewertung der Verfahren zur CO 2 -Abtrennung Biogasverdichtung Biogastrocknung Verfahren zur Biogasfeinreinigung Ausgeführte Biogasaufbereitungsanlagen Entwicklung von geeigneten Biogasaufbereitungspfaden Biogasaufbereitung mittels Druckwechseladsorption (PSA) Biogasaufbereitung mittels Druckwasserwäsche (DWW) Biogasaufbereitung zu Zusatzgas Verfahrensschritte der Synthesegasaufbereitung Partikelabscheidung...93 DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 1

5 2.4.2 Beseitigung von Teerverbindungen Abscheidung von Spurenkontaminationen Methanisierung und CO-Konvertierung Verfahren zur CO 2 -Abtrennung Physikalische Waschverfahren Chemische Wäschen Chemische Wäschen mit anorganischen Lösungsmitteln Physikalisch-chemische Wäschen Eignungsbewertung und Auswahl der Aufbereitungsverfahren Entwicklung von Modellfällen zur Erdgaserzeugung aus Synthesegas Synthesegasaufbereitung zu Austauschgas mit Erdgas-H-Qualität Synthesegasaufbereitung zu Austauschgas mit Erdgas-L-Qualität Synthesegasaufbereitung zu Zusatzgas (teilaufbereitetes Methangas) Synthesegasaufbereitung zu Zusatzgas (teilaufbereitetes Synthesegas) Aspekte der Biogaslagerung Kosten der Biogaserzeugung und Aufbereitung Grundsätzliche Randbedingungen und Annahmen Gaserzeugungskosten Kosten der Biogaserzeugung Kosten der Synthesegaserzeugung Kosten der Biogasaufbereitung Verfahrensschritte Kosten der Biogasgrobentschwefelung Kosten der CO 2 -Abtrennung Kosten der Biogasfeinentschwefelung Kosten der Biogastrocknung Kosten Flüssiggas-Zugabe bei einer Biogasaufbereitung zu Erdgas-H Kosten der Luft-Zugabe bei einer Biogasaufbereitung zu Erdgas-L Verdichtungskosten bei einer Biogasaufbereitung zu Zusatzgas Gesamtkostenübersicht für NaWaRo-Biogasanlagen Gesamtkostenübersicht für Gülle-Biogasanlagen Kosten der Synthesegasaufbereitung zu Austausch- bzw. Zusatzgas Potenzialabschätzung zur Einspeisung von Biomethan unter technischen und netztopografischen Aspekten Literaturverzeichnis DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 2

6 Abbildungsverzeichnis Abbildung 1.1: Schema des Imbert-Holzvergasers...10 Abbildung 1.2: Abbildung 1.3: Homogene und heterogene chemische Reaktionen bei der Vergasung von Biomasse...11 Temperaturabhängigkeit der wichtigsten Gleichgewichtsreaktionen bei der atmosphärischen Vergasung...12 Abbildung 1.4: Schematische Darstellung unterschiedlicher Reaktorgrundprinzipien...14 Abbildung 1.5: Verfahrensschema des Mothermik-Verfahrens...18 Abbildung 1.6: Abbildung 2.1: Abbildung 2.2: Abbildung 2.3: Abbildung 2.4: Verfahrensschema des FICFBG-Verfahrens...19 Methanganglinie einer Biogasanlage im Rheinland...22 Schwefelwasserstoffganglinie einer Biogasanlage im Rheinland...22 Übersicht über alle Biogaserzeugungs- und Aufbereitungspfade einschliesslich aller zu betrachtenden Einspeisegasqualitäten...34 Fließdiagramm eines Biowäschers...39 Abbildung 2.5: Verfahrensvarianten LO-CAT-Prozess...42 Abbildung 2.6: Beispiel für das Layout einer Biogas-Druckwasserwäsche...57 Abbildung 2.7: Permeabilitäten verschiedener Gase...60 Abbildung 2.8: mögliche Membranmodulkonfigurationen...62 Abbildung 2.10: Wasseraufnahme verschiedener Adsorptionsmittel...71 Abbildung 2.11: Verfahrensschema einer Biogasaufbereitung auf Erdgas-H-/Erdgas-L- Qualität mittels PSA für kleine Volumenströme...85 Abbildung 2.12: Verfahrensschema einer Biogasaufbereitung auf Erdgas-H-/Erdgas-L- Qualität mittels PSA für größere Volumenströme...85 Abbildung 2.13: Verfahrensschema einer Biogasaufbereitung auf Erdgas-H-Qualität mittels DWW für alle Volumenströme...89 Abbildung 2.14: Verfahrensschema einer Biogasaufbereitung auf Zusatzgas-Qualität für alle Volumenströme...91 Abbildung 2.15: Purisol-Wäsche zur CO 2 -Entfernung aus hoch verdichteten Gasen Abbildung 2.16: Rektisol-Wäsche mit separater H 2 S- and CO 2 -Abtrennung Abbildung 2.17: Prinzipielles Verfahrensfließbild für Aminwäschen Abbildung 2.18: aktivierte MDEA-Wäsche zur CO 2 -Abtrennung Abbildung 2.19: Typische Ausführungsvarianten heißer Pottaschenwäschen zur CO 2 -Abtrennung Abbildung 2.20: Prozessfließbild Synthesegasaufbereitung zu Erdgas Abbildung 2.21: Alternatives Prozessfließbild Synthesegasaufbereitung DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 3

7 Abbildung 3.1: Abbildung 3.2: Abbildung 3.3: Abbildung 3.4: Abbildung 3.5: Abbildung 3.6: Abbildung 3.7: Abbildung 3.8: Abbildung 3.9: Spezifische Aufbereitungskosten für Erdgas-H mit Brennwertanpassung (Flüssiggaszugabe) in Abhängigkeit der Anlagengröße und des Verfahrens Spezifische Aufbereitungskosten für Erdgas-H ohne Brennwertanpassung in Abhängigkeit der Anlagengröße und des Verfahrens Spezifische Aufbereitungskosten für Erdgas-L mit Brennwertanpassung (Luftzugabe) in Abhängigkeit der Anlagengröße und des Verfahrens Spezifische Aufbereitungskosten für Zusatzgas in Abhängigkeit der Anlagengröße Kostenübersicht über alle Modellfälle eines ausgewählten Erzeugungsund Aufbereitungspfades (NaWaRo-Biogasanlage, CO 2 -Abtrennung mit Druckwasserwäsche) Spezifische Aufbereitungskosten (Gülle-Biogasanlage) für Erdgas-H mit Brennwertanpassung (Flüssiggaszugabe) in Abhängigkeit der Anlagengröße und des Gasaufbereitungsverfahrens Spezifische Aufbereitungskosten (Gülle-Biogasanlage) für Erdgas-H ohne Brennwertanpassung in Abhängigkeit der Anlagengröße und des Gasaufbereitungsverfahrens Spezifische Aufbereitungskosten (Gülle-Biogasanlage) für Erdgas-L mit Brennwertanpassung (Luftzugabe) in Abhängigkeit der Anlagengröße und des Gasaufbereitungsverfahrens Spezifische Aufbereitungskosten (Gülle-Biogasanlage) für Zusatzgas in Abhängigkeit der Anlagengröße Abbildung 3.10: Kostenübersicht über alle Modellfälle eines ausgewählten Erzeugungsund Aufbereitungspfades (Gülle-Biogasanlage, CO 2 -Abtrennung mit Druckwasserwäsche) Abbildung 3.11: Vergleichende Kostenübersicht über alle Modellfälle aller Erzeugungs- (Gülle- und NaWaRo-Biogasanlage) und eines Aufbereitungspfades (CO 2 -Abtrennung mit Druckwasserwäsche) Abbildung 3.12: Übersicht über spezifische Gestehungskosten Biomassevergasung und Synthesegasaufbereitung in Abhängigkeit der Produktgasqualität Abbildung 3.13: Sensitivitätsanalyse Einfluss schwankender Biomassekosten bzw. variierender Investitionskosten Abbildung 3.14: Detaillierte Übersicht über wichtige Einzelkostenpositionen an den spezifischen Aufbereitungskosten für Modellfall Abbildung 4.1: Biogaspotenzial der Bundesländer Abbildung 4.2: Biogaspotenzial der Bundesländer - flächenspezifische Verteilung Abbildung 4.3: Darstellung einer auf Durchschnittswerte normierten stündlichen Abnahmecharakteristik eines OVU mit geringem Gewerbeanteil in der Abnehmerstruktur DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 4

8 Abbildung 4.4: Abbildung 4.5: Abbildung 4.6: Abbildung 4.7: Abbildung 4.8: Durchschnittliche Gasabgabe an einem Sommertag, Angabe als prozentualer Anteil am Gesamtjahresverbrauch Gegenüberstellung minimale Erdgasabgabe an einem Sommertag (Sommergrundlast) und Gaseinspeisepotenzial aus biochemischer Gaserzeugung nach Abzug von Transportrestriktionen Gegenüberstellung minimale Erdgasabgabe an einem Sommertag (Sommergrundlast) und Gaseinspeisepotenzial aus biochemischer Gaserzeugung nach Abzug von Transportrestriktionen, Betrachtung Bundesländer Einfluss verschiedener Tageslastgangszenarien auf den Anteil verdrängter Grundlast in % aufgrund Biogaseinspeisung Einfluss verschiedener Tageslastgangszenarien: maximaler Anteil am biochemischen Potenzial, als Zusatzgas eingespeisbar DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 5

9 Tabellenverzeichnis Tabelle 1.1: Technische Eckdaten des FICFBG-Vergasers in Güssing...20 Tabelle 2.1: Tabelle 2.2: Tabelle 2.3: Tabelle 2.4: Biogaszusammensetzung, Schwankungsbreiten und Auslegungsgrunddaten...23 Erdgaseigenschaften Gaszusammensetzung und brenntechnische Kenndaten...30 Produktgaszusammensetzungen und brenntechnische Kenndaten der Modellfälle 1 bis Kenndaten der betrachteten Gaseinspeisefälle...33 Tabelle 2.5: Bewertungsmatrix für unterschiedliche Entschwefelungsverfahren...49 Tabelle 2.6: Adsorptionsgleichgewichte ausgewählter binärer bzw. tertiärer Gasgemische...51 Tabelle 2.7: physisorptive Absorptionsverfahren zur Entfernung von CO 2 und Schwefelverbindungen...55 Tabelle 2.8: chemisorptive anorganische Absorptionsverfahren zur Entfernung von CO 2 und Schwefelverbindungen...55 Tabelle 2.9: physikochemisorptive Absorptionsverfahren zur Entfernung von CO 2 und Schwefelverbindungen...55 Tabelle 2.10: Tabelle 2.11: chemisorptive aminbasierte Absorptionsverfahren zur Entfernung von CO 2 und Schwefelverbindungen...56 Übersicht über Löslichkeiten unterschiedlicher Biogaskomponenten in Wasser bei unterschiedlichen Temperaturen...56 Tabelle 2.12: Übersicht Gasverdichter Einsatzbereiche und Eigenschaften...68 Tabelle 2.13: Bewertung unterschiedlicher Verdichterbauarten...69 Tabelle 2.14: Tabelle 2.15: Anforderungen an das Biogas bei einem Einsatz als Fahrzeugtreibstoff bzw. einer Einspeisung in das Gasnetz in Schweden...76 Übersicht über Biogasaufbereitungsanlagen in Schweden...77 Tabelle 2.16: Übersicht über Biogasaufbereitungsanlagen in den Niederlanden...78 Tabelle 2.17: Tabelle 2.18: Tabelle 2.19: Tabelle 2.20: Anforderungen an das Biogas bei einer Einspeisung in das Netz der Gasversorgung Zürich...80 Produktgaszusammensetzung und brenntechnische Kenndaten für die Einspeisefälle 1 bis 3 bei einer Rohbiogasaufbereitung (NaWaRo-Biogasanlage) mittels Druckwechseladsorption...86 Produktgaszusammensetzung und brenntechnische Kenndaten für die Einspeisefälle 1 bis 3 bei einer Rohbiogasaufbereitung (Gülle-Biogasanlage) mittels Druckwechseladsorption...86 Produktgaszusammensetzung und brenntechnische Kenndaten für die Einspeisefälle 1 bis 3 bei einer Rohbiogasaufbereitung (NaWaRo-Biogasanlage) mittels Druckwasserwäsche...90 DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 6

10 Tabelle 2.21: Tabelle 2.22: Produktgaszusammensetzung und brenntechnische Kenndaten für die Einspeisefälle 1 bis 3 bei einer Rohbiogasaufbereitung (Gülle-Biogasanlage) mittels Druckwasserwäsche...90 Produktgaszusammensetzung und brenntechnische Kenndaten für den Einspeisefall 4 (Zusatzgas)...92 Tabelle 2.23: Hersteller und Eigenschaften keramischer Filtermaterialien...97 Tabelle 2.24: Kriterien zur Auswahl und Bewertung regenerierbarer Sorbentien Tabelle 2.25: Reaktionsgleichungen der Kalzinierung, Sulfidierung und Halogenierung von kalziumbasierten Sorbentien Tabelle 2.26: Übersicht metallischer Sorbentien zur Schwefelabscheidung Tabelle 2.27: Reaktionsgleichungen der Sulfidierungs- und Regenerationsreaktion von Metalloxiden sowie der Hydrierung und Hydrolyse von COS Tabelle 2.28: Metalloxidsorbentien und potenzielle Eigenschaften Tabelle 2.29: Tabelle 2.30: Tabelle 2.31: Sulfidierungs-, Regenerations- Sulfatbildungs- und Sulfatreduktionsreaktionen verschiedener Metalloxidsorbentien Synthesegaszusammensetzung am Vergaseraustritt und nach Teer- Reformierung Synthesegaszusammensetzung nach Druckwasserwäsche bzw. Abgasstrom DWW Tabelle 2.32: Gaszusammensetzung nach Methanisierung und Trocknung Tabelle 2.33: Tabelle 2.34: Gaszusammensetzung nach CO 2 -Wäsche (Fall 6, SG-H-I) und Karburierung (Fall 5, SG-H-I) Gaszusammensetzung nach unvollständiger CO 2 -Wäsche und Luftzugabe (Fall 7, SG-L) Tabelle 2.35: Gaszusammensetzung (Fall 8a, SG-M-a) nach Trocknung Tabelle 2.36: Tabelle 2.37: Tabelle 2.38: Tabelle 2.39: Gaszusammensetzung nach Teer-Reformierung und Methanisierung (Fall 8b, SG-M-b) Gaszusammensetzung nach Gaskühlung, Feinreinigung und Trocknung (Fall 8b, SG-M-b) Synthesegaszusammensetzung nach Druckwasserwäsche, CO-Konvertierung und Trocknung (Modellfall 9a, SG-Z-a) Gaszusammensetzung nach Teer-Reformierung und CO-Konvertierung (Fall 9b, SG-Z-b) Tabelle 2.40: Druckbereiche der Biogasspeicherung Tabelle 3.1: Kosten der Biogaserzeugung Gülle-BGA Tabelle 3.2: Kosten der Biogaserzeugung NaWaRo-BGA Tabelle 3.3: Kosten der Synthesegaserzeugung Tabelle 3.4: Investitions- und Betriebskosten eines Standard-Biowäschers Tabelle 3.5: Kosten der Biogasgrobentschwefelung DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 7

11 Tabelle 3.6: Kosten der Biogasgrobentschwefelung mit Tropfkörperanlagen Tabelle 3.7: Kosten der CO 2 -Abtrennung mittels PSA-Anlagen Tabelle 3.8: Kosten der CO 2 -Abtrennung mittels Druckwasserwäschen Tabelle 3.9: Kosten der Feinentschwefelung Tabelle 3.10: Kosten einer Gastrocknung Tabelle 3.11: Kosten der LPG-Zumischung Tabelle 3.12: Kosten der Luft-Zugabe (Brennwertanpassung) Tabelle 3.13: Verdichtungskosten Tabelle 3.14: Tabelle 3.15: Tabelle 3.16: Tabelle 3.17: Gesamtkostenübersicht Modellfall 1 (BG-N-PSA-H-I): Erdgas-H mit LPG-Zugabe Gesamtkostenübersicht Modellfall 1 (BG-N-DWW-H-I): Erdgas-H mit LPG-Zugabe Gesamtkostenübersicht Modellfall 2 (BG-N-PSA-H-II): Erdgas-H (ohne LPG-Zugabe) Gesamtkostenübersicht Modellfall 2 (BG-N-DWW-H-II): Erdgas-H (ohne LPG-Zugabe) Tabelle 3.18: Gesamtkostenübersicht Modellfall 3 (BG-N-PSA-L): Erdgas-L Tabelle 3.19: Gesamtkostenübersicht für Modellfall 3 (BG-N-DWW-L): Erdgas-L mittels DWW Tabelle 3.20: Gesamtkostenübersicht für Modellfall 4 (BG-N-Z): Zusatzgas Tabelle 3.21: Tabelle 3.22: Tabelle 3.23: Tabelle 3.24: Tabelle 3.25: Tabelle 3.26: Tabelle 3.27: Tabelle 3.28: Zusammenfassende Kostenübersicht: Investitionskosten und laufende Kosten über alle Modellfälle der Biogasaufbereitung (NaWaRo-Biogasanlage) Zusammenfassende Kostenübersicht: Spezifische Kosten über alle Modellfälle der Biogasaufbereitung (NaWaRo-Biogasanlage) Zusammenfassende Kostenübersicht: Spezifische Kosten über alle Modellfälle der Biogasaufbereitung (NaWaRo-Biogasanlage) Zusammenfassende Kostenübersicht: Investitionskosten und laufende Kosten über alle Modellfälle der Biogasaufbereitung (Gülle-Biogasanlage) Zusammenfassende Kostenübersicht: Spezifische Kosten über alle Modellfälle der Biogasaufbereitung (Gülle-Biogasanlage) Modellfall 5 (SG-H-I): Kosten Synthesegasaufbereitung zu Erdgas-H (mit LPG-Zugabe) Modellfall 6 (SG-H-II): Kosten der Synthesegasaufbereitung zu Erdgas-H (ohne LPG-Zugabe) Modellfall 7 (SG-L): Kosten der Synthesegasaufbereitung zu Erdgas-L DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 8

12 Tabelle 3.29: Tabelle 3.30: Tabelle 3.31: Tabelle 3.32: Tabelle 3.33: Tabelle 3.34: Tabelle 4.1: Modellfall 8a (SG-M-a): Kosten der Synthesegasaufbereitung zu methanhaltigem Zusatzgas Modellfall 8b (SG-M-b): Kosten der Synthesegasaufbereitung zu methanhaltigem Zusatzgas Modellfall 9a (SG-Z-a): Kosten der Synthesegasaufbereitung zu Zusatzgas (Synthesegas, keine Methanisierung) Modellfall 9b (SG-Z-b): Kosten der Synthesegasaufbereitung zu Zusatzgas (Synthesegas, keine Methanisierung) Gesamtübersicht Investitionskosten und laufende Kosten der Synthesegaserzeugung und Aufbereitung Übersicht über erzeugte Produktgasmengen, Einspeiseleistungen und spezifische Gaserzeugungs- und aufbereitungskosten Biogaspotenzial in TJ/a unter Berücksichtigung von Biomassetransportrestriktionen Tabelle 4.2: Technisches Biogaspotenzial in kwh bzw. Nm pro Jahr oder Tag Tabelle 4.3: Tabelle 4.4: Tabelle 4.5: Erdgasjahresabgabe an Endverbraucher, minimale Abgabe an Endverbraucher an einem durchschnittlichen Sommertag, kumulierte Netzkapazität in Mio. kwh/a (Hochrechnung) Gegenüberstellung minimale Erdgasabgabe an einem Sommertag (Sommergrundlast) und Gaseinspeisepotenzial aus biochemischer Gaserzeugung nach Abzug von Transportrestriktionen, Betrachtung Bundesländer Gegenüberstellung minimale Erdgasabgabe an einem Sommertag (Sommergrundlast) unter Beachtung möglicher Tageslastgangszenarien und Gaseinspeisepotenzial aus biochemischer Gaserzeugung nach Abzug von Transportrestriktionen Tabelle 4.6: Übersicht über zulässige Zumischraten definierter Zusatzgase Tabelle 4.7: Tabelle 4.8: Tabelle 4.9: Zusatzgas-Beimischung in ein Grundgas mit Erdgas-H (GUS) Qualität, ohne Berücksichtigung Tageslastgang Zusatzgas-Beimischung in ein Grundgas mit Erdgas-H (GUS) Qualität, mit Berücksichtigung Tageslastgang 0, Zusatzgas-Beimischung in ein Grundgas mit Erdgas-H (GUS) Qualität, mit Berücksichtigung Tageslastgang 0, DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 9

13 1 Gaserzeugung durch thermochemische Vergasung 1.1 Geschichtliche Entwicklung Die Ursprünge der Vergasung liegen in der traditionsreichen Erzeugung von Stadtgas und Synthesegas aus Kohle, die mit Beginn des 20. Jahrhunderts eingeführt wurde und die bis in die Mitte der 50er Jahre reichte, bevor mineralölstämmige Rohstoffe in zunehmendem Maße preiswert verfügbar wurden. Prototyp der großtechnischen Festbrennstoffvergaser war der sogenannte Winkler-Vergaser, ein Vorläufer heutiger Wirbelschichtvergaser. In den rohstoffknappen 30er und 40er Jahren erlebte die Technik der Holzvergasung eine zwischenzeitliche Blütezeit. Der von Georg Imbert eingeführte Festbettvergaser wurde in beachtlicher Stückzahl zum Antrieb von Kraftfahrzeugen eingesetzt. Allein die Fa. Imbert baute bis 1945 rund Stück. Abbildung 1.1: Schema des Imbert-Holzvergasers (um 1940) Mit der immer stärkeren Begründung der Industriegesellschaften auf Rohstoffe aus Erdöl und Erdgas verlor die Gaserzeugung aus Festbrennstoffen ihre Bedeutung. Ausnahmen bildeten Staaten, denen der Zugang zu diesen Rohstoffen verwehrt war. So besitzt die Gaserzeugung aus Kohle zum Zweck der Treibstoffgewinnung in Südafrika bis heute eine große wirtschaftliche Bedeutung. Bemühungen der jüngeren Vergangenheit, die fast in Vergessenheit geratenen Vergasungskenntnisse früherer Zeiten zu reaktivieren, standen unter einer neuen Zielrichtung. Motiviert durch geänderte energie- und umweltpolitische Rahmenbedingungen gewannen Aspekte der Effizienzsteigerung, der Ressourcenschonung, des Klimaschutzes und der Nachhaltigkeit an Bedeutung. In diesen Kontext ist auch die seit gut einem Jahrzehnt in Deutschland wieder verstärkte FuE-Tätigkeit auf dem Gebiet der Biomassevergasung zu stellen. DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 10

14 1.2 Grundlagen der Vergasung Bei der Vergasung handelt es sich um eine thermochemische Stoffumwandlung fester oder flüssiger Kohlenstoffträger bei höheren Temperaturen ( C) mit einem zumeist sauerstoff- und/oder dampfhaltigen Vergasungsmittel im unterstöchiometrischen Verhältnis. Die thermochemische Umwandlung des festen Brennstoffes Biomasse vollzieht sich im Vergaser in den Schritten Trocknung, Entgasung/Thermolyse, Oxidation und Vergasung. Dabei treten im Wesentlichen die folgenden chemischen Reaktionen auf, die je nach Verfahrensprinzip teilweise simultan ablaufen: 1. Bei der Trocknung und anschließenden Thermolyse der Brennstoffpartikel (ca % Flüchtige) werden die flüchtigen Bestandteile (als CO, CO 2, H 2 O, H 2 und KW) freigesetzt. 2. Die gebildeten gas- bzw. dampfförmigen Stoffe reagieren in homogenen Gasphasenreaktionen weiter. 3. Der bei der Thermolyse gebildete Koks (Kohlenstoff) reagiert in heterogenen Gas- Feststoff-Reaktionen mit den gasförmigen Komponenten (Reaktion mit O 2, CO, H 2 O etc.). Homogene Gasphasenreaktionen H 2 + 0,5 O 2 H 2 O R H 298 = kj/mol H 2 - Verbrennung/Oxidation CO + H 2 O CO 2 + H 2 R H 298 = - 41 kj/mol Shift Reaktion / Homogene Wassergasrkt. CO + 0,5 O 2 CO 2 R H 298 = kj/mol CO-Verbrennung/Oxidation CH 4 + 0,5 O 2 CO + 2 H 2 R H 298 = kj/mol CH 4 -Verbrennung / partielle Oxidation CH 4 + CO 2 2 CO + 2 H 2 R H 298 = kj/mol Trockene Reformierung CH 4 + H 2 O CO + 3 H 2 R H 298 = kj/mol Steam Reforming Heterogene Gasphasenreaktionen C + O 2 2 CO + 1 R H 298 = kj/mol (Partielle) Oxidation von Kohlenstoff CO 2 (für = 1) C + CO 2 2 CO R H 298 = kj/mol Boudouard-Reaktion C + H 2 O CO + H 2 R H 298 = kj/mol Heterogene Wassergasreaktion C + 2 H 2 CH 4 R H 298 = - 75 kj/mol Hydrierende Vergasung Abbildung 1.2: Homogene und heterogene chemische Reaktionen bei der Vergasung von Biomasse Bei den wichtigsten chemischen Umwandlungen handelt es sich um ausgeprägte Gleichgewichtsreaktionen. Die Kenntnis der Gleichgewichtslage in Abhängigkeit von der Temperatur sowie Informationen über die Kinetik der Reaktionen ist für das grundlegende Verständnis der ablaufenden Vorgänge von großer Bedeutung. An den unter üblichen Reaktionsbedingungen bei der Vergasung auftretenden chemischen Umwandlungen sind sowohl exotherme (wärmefreisetzende) als auch endotherme (wärmeverzehrende) Reaktionen beteiligt. Der Wärmehaushalt des Reaktionssystems wird wesentlich von zwei Faktoren bestimmt: vom Wassergehalt der Biomasse und vom gewählten Vergasungsmittel (vom Oxidations- bzw. Reduktionspotenzial). DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 11

15 10 8 C + 2H 2 CH 4 (2.13) CO +?O 2 CO 2 (2.6) 6 4 CH 4 + H 2 O CO + 3H 2 (2.9) log10 K CO + H 2 O CO 2 + H 2 (2.5) C + H 2 O CO + H 2 (2.12) C + CO 2 2CO (2.11) CH 4 + H 2 O 2CO + 2H 2 (2.8) (127) 600 (327) 800 (527) 1000 (727) 1200 (927) 1400 (1127) 1600 Temperatur [K], [( C)] Abbildung 1.3: Temperaturabhängigkeit der wichtigsten Gleichgewichtsreaktionen bei der atmosphärischen Vergasung Hinsichtlich der Betriebsweise der Vergasung werden zwei grundlegende Arten unterschieden: a) Autotherme Betriebsweise: Das Reaktionssystem erhält sich durch ausgeglichene Energiebilanz der exothermen und endothermen Reaktionen selbst. Bei gegebenem Vergasungsmittel und Wassergehalt entspricht dieser Betriebspunkt einem bestimmten Massenverhältnis von Vergasungsmittel zu Brennstoff. Kennzeichnend für den Betriebspunkt ist bei luftgeblasenen Vergasern das sog. Luftverhältnis (oder Luftzahl, ), d.h. das Verhältnis der Luftmenge, zur der für eine exakt stöchiometrische Verbrennung ( = 1) benötigten Luftmenge. Luftgeblasene Vergaser arbeiten meist autotherm bei einem Luftverhältnis von 0,3-0,4. b) Allotherme Betriebsweise: Bei der allothermen Betriebsweise, z. B. Wasserdampfvergasung, überwiegen die endothermen Stoffumwandlungen, so dass das Reaktionssystem eine externe Wärmequelle benötigt, um die Gesamtreaktion aufrecht zu erhalten. Beide Betriebsweisen besitzen Vor- und Nachteile, so dass eine optimale Auswahl anhand des Verfahrenszweckes, d.h. anhand der Gasverwendung zu treffen ist. Die luftgeblasene autotherme Vergasung ist die kostengünstigste und technisch einfachste Form, liefert aber DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 12

16 aufgrund des hohen Stickstoffballasts nur niedrige Gasheizwerte. Die Vergasung mit reinem Sauerstoff ist diesbzgl. zwar günstiger, allerdings sind die mit einer Sauerstoffbereitstellung verbundenen Kosten nur bei großen Anlagen vertretbar. Die allotherme Vergasung mit Wasserdampf liefert hohe Gasheizwerte, ist aber infolge der notwendigen externen Wärmeeinkopplung technisch deutlich aufwändiger und anspruchsvoller. Vergasungsmittelmischungen wie Dampf / Sauerstoff, Dampf / Luft, CO 2 / Sauerstoff etc. sind ebenfalls denkbar. Hierbei gilt für das Kosten / Nutzen-Verhältnis entsprechendes. Die eingesetzte Biomasse (Waldholz) setzt sich in grober Vereinfachung aus Gew.-% Wasser, 1-5 Gew.-% (wasserfrei) Asche (Mineralien) und einem hohen Gehalt an flüchtigen Komponenten zusammen. Der wasser- und aschefreie Brennstoff besteht in erster Näherung aus 47 Gew.-% Kohlenstoff, 5 Gew.-% Wasserstoff, 45 Gew.-% Sauerstoff und den Minorkomponenten S, N, Cl. Bei der Vergasung entsteht daraus je nach Einsatzstoff und Verfahrensweise ein brennbares Gas mit mehr oder weniger gutem Heizwert. Bei Biomassen reicht die Spanne der in einem Vergasungsschritt erzielbaren unteren Gasheizwerte bis etwa 12 MJ/m 3 (i.n., tr.) bzw. 3,33 kwh/ m 3 (i.n., tr.), vornehmlich bestimmt durch die brennbaren Hauptbestandteile das Gases Wasserstoff, Kohlenmonoxid und Methan. Spuren an C 2 -Gasen und höhermolekularen Nebenprodukten sind meist nicht zu vermeiden. Letztere umfassen im Wesentlichen die sogenannten Teere, die je nach Vergasungsverfahren und Fahrweise von wenigen hundert bis zu einigen zehntausend Milligramm im Normkubikmeter Gas enthalten sein können. In der chemischen Zusammensetzung dieser meist unerwünschten Nebenprodukte dominieren oft unter hunderten nachweisbarer Einzelverbindungen die mono- und polyzyklischen Aromaten, die gleichsam auch die Aufarbeitung des Gases schwierig bzw. aufwändig gestalten können. Aufgrund der physikalischen Eigenschaften und Konzentrationen der teerartigen Nebenprodukte liegen diese nur bei hohen Temperaturen (> 500 C) mit Sicherheit dampfförmig vor und neigen bei niedrigeren Temperaturen, die in der Abfolge der weiteren Prozessschritte zumeist unumgänglich sind, zu Kondensation bzw. Resublimation mit der Konsequenz von Verkrustungen oder Ablagerungen. Hinsichtlich der in der Biomasse enthaltenen Minorkomponenten gilt, dass im Gegensatz zu Verbrennungsprozessen die reduzierende Atmosphäre der Vergasung vorzugsweise zu reduzierten Verbindungen der Elemente im Rohgas führt: S H 2 S und COS; N NH 3 ; Cl HCl. 1.3 Vergasungsverfahren Hinsichtlich der technischen Verfahren zur Vergasung kann grundsätzlich unterschieden werden nach der Vergasung in gravimetrisch bewegter Brennstoffschüttung (Festbett bzw. Wanderbett, Drehrohr) oder Vergasung in fluidisiertem Zustand (Wirbelschicht, Flugstrom). Hinsichtlich des Betriebsdruckes ist bei allen Verfahren prinzipiell auch der Überdruckbetrieb denkbar, sofern es gelingt, die Abdichtung gegen Atmosphäre und die Einschleusung der Biomasse technisch zu lösen. Bei einem Einsatz von Biomassen ist in der Praxis die Druckvergasung bisher nur bei großen Wirbelschicht- und Flugstromvergasern realisiert worden. DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 13

17 T r o c k n u n g s z o n e P y r o l y s e z o n e R e d u k t i o n s z o n e O x i d a t i o n s z o n e W i r b e l b e t t F r e e b o a r d B r e n n - s t o f f G a s B r e n n - s t o f f L u f t A s c h e G e g e n s t r o m V e r g. - m i t t e l G a s A s c h e V e r g. - m i t t e l G a s A s c h e Bewegtes Brennstofffestbett / Wanderbett Brennstoff Brennstoff (gravimetrische Brennstoffbewegung) Gas Luft Koks/ Asche Gas Asche Gleichstrom Drehrohr (Pyrolyse) Fluidisiertes Brennstoffbett Brennstoff Verg.- mittel Flugstromwolke Brennstoff Gas Stationäre Wirbelschicht Zirkulierende Wirbelschicht Asche/ Schlacke Flugstrom Abbildung 1.4: Schematische Darstellung unterschiedlicher Reaktorgrundprinzipien Festbettvergaser sind im Prinzip senkrecht stehende Schachtreaktoren, in denen sich der Brennstoff als Schüttung von oben nach unten bewegt, während die Schüttung vom Vergasungsmittel mit relativ geringer Gasgeschwindigkeit durchströmt wird. Die Festbettreaktoren zeichnen sich durch ausgeprägte, in axialer Richtung aufeinander folgende Temperatur- und Reaktionszonen aus. Die Unterscheidung der verschiedenen Varianten von Festbettvergasern erfolgt anhand der Richtung der Stoffströme. Die Bezeichnungen aufsteigende Vergasung bzw. Gegenstrom sowie absteigende Vergasung bzw. Gleichstrom kennzeichnen die Bewegungsrichtung der Gasphase relativ zur nach unten wandernden Schüttung. Im Festbett-Gegenstromvergaser sind die Richtungen der Brennstoff- und Gasströme entgegengesetzt. Der Brennstoff wird vorwiegend am Reaktorkopf über ein Schleusensystem chargenweise aufgegeben und wandert entsprechend des Fortschreitens der chemischen Reaktionen nach unten. Die Zufuhr des Vergasungsmittels erfolgt von unten, wobei der Rost neben seiner Tragfunktion für das Brennstoffbett gleichzeitig als Verteilerboden dient. Es werden vom Brennstoff nacheinander verschiedene Zonen der Vergasung durchlaufen (vergleiche Abbildung 1.4). Der Ascheaustrag erfolgt nach unten über den Rostboden. An das Einsatzmaterial werden bezüglich Wassergehalt und Stückigkeit keine besonderen Anforderungen gestellt. Der Einsatz von Brennstoffen mit einem Wassergehalt von bis zu Gew.-% ist möglich, da die Wärme des Gases beim Durchströmen des frischen Brennstoffes an diesen übertragen wird. Eine Vorwärmung des Vergasungsmittels erfolgt durch die Ascheschicht. Das Produktgas tritt relativ kalt aus dem Vergasungsreaktor aus. Das Rohgas weist einen sehr hohen Gehalt an Teeren auf, da die in der Reduktionszone gebildeten Gase DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 14

18 nach oben durch die Pyrolyse- und Trocknungszone strömen und kurz vor dem Verlassen des Vergasers große Mengen primärer Pyrolyseprodukte aufnehmen. Der Ausbrand bzw. Kohlenstoffumsatzgrad ist dagegen bei diesem Typ ausgezeichnet, da die Asche am Rost mit frischem Vergasungsmittel, d. h. mit dem maximalem Oxidationspotenzial in Kontakt kommt. Im Festbett-Gleichstromvergaser sind die Bewegungen des Brennstoffes und des Gases gleichgerichtet. Auch hier stellen sich ausgeprägte Reaktionszonen im Vergaser ein. Die Zufuhr der Verbrennungsluft erfolgt meist im unteren Drittel des Reaktors in einem verengten Querschnitt. In diesem Kehlenbereich bildet sich eine Oxidationszone mit hohen Temperaturen. Unterhalb dieser Zone befindet sich ein Holzkohlebett, welches die Reduktionszone bildet. Der Ascheaustrag erfolgt nach unten über den Rostboden. Bei der Gleichstromvergasung durchlaufen alle Pyrolyseprodukte die Oxidations- und Reduktionszone, wodurch, die Ausbildung einer homogenen Oxidationszone vorausgesetzt, ein teerarmes Produktgas erzeugt wird. Gleichstromvergaser stellen deutlich erhöhte Anforderungen an die Brennstoffbeschaffenheit. Es können nur gleichmäßige und grobstückige Partikel mit einem Wassergehalt von bis zu 20 Gew.-% eingesetzt werden. Der Ausbrand ist in der Regel unvollständig. Bei Sonderformen wie dem Festbett-Querstromvergaser wird das Vergasungsmittel quer zur Richtung des Brennstoffmassenstromes geführt. Der Vergasungsreaktor kann sowohl in senkrechter als auch in waagerecht liegender Position ausgeführt werden. Die Gesamtverweilzeit der Gase im Reaktor ist aufgrund des Verfahrensprinzips relativ kurz, wodurch ein stark teerhaltiges Synthesegas erzeugt wird, dessen Zusammensetzung aufgrund der nicht gleichbleibenden Lage der einzelnen Reaktionszonen deutlich schwanken kann. Aufgrund des hohen Teergehaltes der Synthesegase wird der Querstromvergaser hauptsächlich zur Vergasung von Holzkohle eingesetzt. Das Drehrohr (und Varianten davon) sei der Vollständigkeit aufgeführt, wenngleich dieses Reaktorprinzip eher bei der klassischen Pyrolyse zum Einsatz kommt. Für eine Vergasung wäre eine spezielle Drehbauform prinzipiell denkbar, stellt aber für Biomassen nicht unbedingt die Methode der Wahl dar. Wirbelschichtvergaser bestehen aus einem aufrecht stehenden (bzw. hängenden) Reaktionsraum, der mit einem sandartigen Wirbelmaterial als Wärmeträger befüllt ist, welches von unten durch einen Düsenboden vom Vergasungsmittel angeströmt wird. Der Brennstoff wird feinstückig (Abmessungen < 50 mm) oberhalb des Düsenbodens kontinuierlich eingebracht. Die Strömungsgeschwindigkeit ist dabei hoch genug, um das Wirbelmaterial im Vergaser zu fluidisieren, d. h. in Schwebezustand zu versetzen, wobei sich der Zustand einer stationären Wirbelschicht einstellt. Mit zunehmender Gasgeschwindigkeit expandiert die Wirbelschicht und es können Feststoffpartikel mit dem Gasstrom ausgetragen werden, in einem Zyklon vom Gasstrom getrennt und über eine Rückführleitung wieder in den Vergasungsreaktor rückgespeist werden. Dieses Prinzip wird als zirkulierende Wirbelschicht bezeichnet. Das Wirbelschichtprinzip zeichnet sich durch hohe Flexibilität und Betriebszuverlässigkeit aus. Durch den intensiven Kontakt der Reaktanden mit dem wirbelnden sandartigen Wärmeträger im Inneren des Reaktionsraumes werden sehr gute Wärme- und Stoffaustauschbedingungen geschaffen. Zusätzlich besteht eine gute Möglichkeit für die Zumischung von Additiven. Je nach Anwendungsfall DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 15

19 kann die verfahrensbedingt hohe Partikelbeladung des erzeugten Gases einen Nachteil darstellen. Die Vergasungstemperatur ist begrenzt durch das Ascheschmelzverhalten der eingesetzten Brennstoffe und liegt typischerweise im Bereich um C. Die Wirbelschichtvergasung kann für verschiedene Vergasungsmittel und für Druckbetrieb konzipiert werden. Die Verfahren der Flugstromvergasung erfordern sehr kleine Brennstoffpartikel, um bei kurzer Reaktionszeit einen vollständigen Umsatz der Partikel im Gasstrom zu gewährleisten. Im Gegensatz zu Kohle eignet sich unvorbehandelte Biomasse nicht für die Flugstromvergasung. Zum einem ist die Aufmahlung zu Pulver und dessen Handhabung in der Praxis zu aufwändig. Darüber hinaus erlaubt der hohe Flüchtigengehalt kaum eine Reaktorauslegung, die dem unterschiedlichen Reaktionsverhalten von Flüchtigen und Kokspartikeln gleichermaßen gerecht wird. Verbreitet ist die Suspendierung des Brennstoffes als Slurry, um die Einsatzstoffe dosierbar zu machen. Im Falle einer Druckvergasung ist die Pumpbarkeit des Brennstoffes aus Gründen der Abdichtung und Dosierkonstanz zwingend erforderlich. Der Brennstoff wird bei Temperaturen von typischerweise über 1200 C auf- oder abströmend mit dem Vergasungsmittel durch einen Brenner in den Vergaser geblasen, wobei nahezu alle organischen Produkte gespalten werden. Der Aufwand für die Bereitstellung einer geforderten Teilchengröße in der Vorbereitung entscheidet über die Brauchbarkeit eines Einsatzstoffes. Die zumeist geschmolzene Asche wird als Schlacke ausgetragen. Aufgrund der sehr hohen Leistungsdichte und der Möglichkeit des Druckbetriebes eignen sich Flugstromvergaser am besten für größte Leistungen. 1.4 Vorauswahl und Bewertung geeigneter Biomassevergasungsverfahren zur Erdgaserzeugung aus Biomasse Die vor allem in Deutschland auf dem Gebiet der Biomassevergasung forcierte Entwicklung hat zu einer schier unüberschaubaren Anzahl von Einzelentwicklungen geführt. Zumeist handelt es sich um Festbettvergaser (Gleichstrom, Gegenstrom, Querstrom, Doppelfeuer etc.) kleinerer Leistung (oft unter 1 MW Feuerungswärmeleistung, FWL), die im Grundsatz auf den bekannten Prinzipien beruhen und zum Teil mit technischen Modifikationen die eine oder andere Zielrichtung zu erreichen hoffen. Nur sehr wenige dieser Entwicklungen haben Anwendungsreife erreicht und erfüllen übliche Anforderungen hinsichtlich Verfügbarkeit oder technischer Ausstattung. Generell gilt, dass die Festbettvergaser für Biomasse allesamt luftgeblasene Vergaser darstellen und infolgedessen nur Schwachgase mit niedrigem Heizwert und hohem Inertgasanteil (alleine Vol.-% N 2 ) hervorbringen. Verfahren der Thermolyse bzw. Pyrolyse werden hier nicht gesondert betrachtet, weil die klassische Pyrolyse keinen vollständigen Umsatz zu Gas sondern eher zu Pyrokoks anstrebt. Sofern solche Verfahren relevant sind, die eine pyrolytische Stufe beinhalten, werden die pyrolytischen Zwischenprodukte anschließend ohnehin in einer weiteren Stufe vergast. Diese Verfahren können daher auch im Rahmen der Betrachtung von Vergasungsverfahren (mehrstufig) bewertet werden. Flugstromvergaser eignen sich für große bis sehr große Leistungen, sind aber verfahrensbedingt für reine Biomassen ungeeignet, sofern nicht eine Vorstufe (Pyrolyse) vorgeschaltet ist. Beispiele für die Anwendung der Flugstromvergasung sind das CarboV-Verfahren oder das vom Forschungszentrum Karlsruhe (FZK) gemeinsam mit Future Energy (Freiberg) vertretene Konzept. Vorteilhaft an der Flugstromvergasung ist, dass derartige Vergaser als relativ große Einheiten tatsächlich existieren und verfügbar sind und zudem auch unter Druck betrieben werden (können). Als Nachteil ist zu werten, dass ein geeigneter Brennstoff zunächst einmal aus der Biomasse hergestellt werden muss, was erstens mit technischem DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 16

20 Aufwand und Kosten verbunden ist und zum zweiten in der Praxis noch nicht ausreichend erprobt ist. Das CarboV-Verfahren mit einer Art vorgeschalteter Drehrohrpyrolyse vor der Flugstromvergasung erscheint technisch sehr aussichtsreich, existiert jedoch bisher nur als Versuchsanlage. Der erreichte Maßstab und die Betriebsstunden sind noch nicht hoch genug. Das vom FZK vorgeschlagene Verfahren hat derzeit eher noch Konzeptcharakter und ist noch nicht großtechnischen Maßstab und vollumfänglich praktisch erprobt worden. Das Konzept sieht vor, Biomassen (auch aus technischen Gründen vornehmlich halmgutartige Biomassen) dezentral in besonderen Flashpyrolysatoren umzuwandeln und als leicht transportierbare und zwischenspeicherbare Koks/Öl-Slurries einer zentralen Flugstromvergasung zuzuführen (vorhanden und erprobt bei Future Energy in Freiberg). Eine weitere Hauptgruppe stellen die Vergasungsverfahren dar, die auf dem Wirbelschichtprinzip beruhen. Wirbelschichtvergaser sind weltweit in mittleren bis großen Leistungen für die verschiedensten Brennstoffe, darunter auch Biomassen, bereits vielfach realisiert worden. Es werden die Hauptformen der blasenbildenden bzw. stationären Wirbelschicht (SWS) und der zirkulierenden Wirbelschicht (ZWS) unterschieden. Da für den reinen Vergasungsschritt von Biomasse das Wirbelschichtprinzip Stand der Technik ist, werden derartige Verfahren zeitnah als die aussichtsreichsten für die Gaserzeugung angesehen. Herauszuhebende und belastbare Praxisbeispiele sind die Demonstrationsanlagen in Värnamo / Schweden (ZWS, 18 MW FWL, luftgeblasen, 18 bar) und in Güssing / Österreich (SWS, 8 MW FWL, Dampfvergasung, atmosphärisch). Die im Rahmen der vorliegenden Studie berücksichtigten technischen Verfahren zur Gaserzeugung unterliegen bestimmten Restriktionen, die von der anvisierten Aufarbeitung und Nutzung als synthetisches Erdgas auferlegt werden. Daraus lassen sich die folgenden Auswahlkriterien für die Studie formulieren: I. Mit Blick auf den hohen Aufwand in der nachfolgenden Aufarbeitung sollte die vom Vergaser gelieferte Gasqualität (vordringlich im Sinne von Heizwert) möglichst hoch sein. II. Der notwendige technische Aufwand für die Aufarbeitung des Rohgases verlangt aus Gründen der economy of scale möglichst große Anlagen. Die realisierbare Anlagenkapazität bzw. Leistung muss sich dabei orientieren an: a) der Versorgung mit Biomasse (Verfügbarkeit, Logistik, Kosten); b) der Eignung des technischen Verfahrens für die sich aus a) ergebende Leistungsgröße. III. Die ausgewählten technischen Verfahren sollten verfügbar, d.h. einsatzfähig sein. Dies erfordert, dass die Verfahren mindestens eine gewisse Entwicklungsreife aufweisen müssen und in Gestalt entsprechender technischer Anlagen ihre Funktion und Tauglichkeit nachprüfbar erwiesen haben. Unter Berücksichtigung dieser Kriterien sind die Festbettvergaser im Rahmen der Studie praktisch auszuklammern, da sie die Kriterien I. und II. nicht erfüllen können und das Kriterium III. nur von den wenigsten erfüllt wird. Die Flugstromvergasungsverfahren sind zwar für die großtechnische Gaserzeugung und für große Leistungen prinzipiell geeignet und deshalb künftig am vielversprechendsten, doch fehlen bislang belastbare Daten von ausgeführten Dauerbetriebsanlagen (Kriterium III.). Eine aussagekräftige Bewertung kann daher hier im Rahmen dieser Studie nicht erfolgen. Gegenwärtig bieten ausgeführte Wirbelschichtvergaser DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 17

21 die beste Datengrundlage. Insbesondere das in Güssing/Österreich im Demonstrationsmaßstab realisierte Verfahren bietet sich hierfür an, da es als Dampfvergasung konzipiert ist und bereits beste Voraussetzungen in Hinblick auf die notwendige Gasaufbereitung besitzt. Der Vollständigkeit halber wird nachfolgend zunächst ein typisches Festbettvergasungsverfahren beispielhaft beschrieben und charakterisiert. Ausgewählt wurde hierfür das Mothermik-Verfahren, da es als funktionierendes Verfahren angesehen werden kann und als eines der wenigsten die kommerzielle Einsatzreife nahezu erreicht hat (Kriterium III.). Einsträngig beträgt die Anlagenleistung 0,9 MW FWL (entspricht 190 kg/h Holzhackschnitzel). Wie bei praktisch allen vergleichbaren Verfahren ist auch hier die gasmotorische Verstromung des Produktgases der angestrebte Zweck (vgl. Abbildung 1.5). Es beinhaltet eine luftgeblasene Vergasung; der Gasheizwert liegt im Bereich H i,n = 4,5-5,5 MJ/Nm 3 bzw. 1,25-1,53 kwh/nm 3. Abbildung 1.5: Verfahrensschema des Mothermik-Verfahrens Bei der zentralen Komponente Vergaser handelt es sich um einen Gleichstromvergaser, der ausschließlich für Holzhackschnitzel konzipiert und ausgelegt ist. Die Besonderheit an dem Verfahren ist, dass der Brennstoff vor Eintritt in den Vergaser mit BHKW-Abwärme wesentlich stärker vorgetrocknet wird (auf ca. 5-6 %) als es für die Chemie der Vergasung erforderlich wäre. Auf diese Weise entsteht schon vor dem Vergaser eine Wassersenke und das bei der Vergasung entstehende Reaktionswasser kann größtenteils im Kreis geführt werden. Dadurch, dass Wasser in Form sauberer Trocknerbrüden aus dem Prozess ausgeschleust wird, wird es möglich, das mit Kondensat und Teer in Kontakt gebrachte, kontaminierte Wasser im Prozess zu halten und dieses Wasser nicht ausschleusen zu müssen. Das Rohgas aus dem Vergaser wird mit dem Kreislaufwasser abgespritzt (Wasserquenche zur Gaskühlung), geht anschließend durch eine Hackschnitzel-Schüttung als Vorfilter, bevor eine nachfolgende "Endreinigungsstufe" nach dem Prinzip einer Ionisierung (Art von Elektrofilter- Teerabtrennung) die Teere aus dem Gas abscheidet. Nach Firmeninformation beträgt die störungsfreie Betriebszeit bislang über Stunden. Es ist zu betonen, dass das hier beispielhaft vorgestellte Mothermik-Verfahren in erster Linie zur Strom- und Wärmeerzeugung aus Biomasse konzipiert wurde. Wie bei den meisten vergleichbaren Verfahren ist auch hier die eigentliche Gaserzeugung in eine speziell auf den DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 18

22 Verfahrenszweck ausgerichtete Prozesskette eingebettet, die als herausgelöste stand-alone- Komponente nicht uneingeschränkt auf andere Applikationen übertragbar wäre. Im vorliegenden Fall ist es die BHKW-Abwärme, die für die Brennstofftrocknung und Aufrechterhaltung des Wasserkreislaufes benötigt wird, bei anderen Verfahren sind es oft andere verfahrenstechnische Verknüpfungen. Daraus und aus der Tatsache, dass praktische alle Verfahren mit Festbettvergasung die o- ben genannten Kriterien höchst unzureichend erfüllen, wird deutlich, dass hier für die Erzeugung von Erdgas-Austauschgas keine Lösung zu finden ist. Ein existierendes technisches Verfahren, welches den Anforderungen aus gegenwärtiger Sicht am besten entspricht, ist das als FICFBG-Verfahren (fast internal circulating fluidized bed gasification) bezeichnete und in der Demonstrationsanlage Güssing realisierte allotherme Wirbelschichtverfahren zur Vergasung von Biomasse (siehe Abbildung 1.6). Abbildung 1.6: Verfahrensschema des FICFBG-Verfahrens (Güssing, Österreich) Die in Güssing/Österreich installierte Biomassevergasung wurde von der Fa. Repotec (ehemals Austrian Energy Energietechnik) in Zusammenarbeit mit der Technischen Universität Wien entwickelt. Betreiber der 2001 in Betrieb genommenen Vergasungsanlage ist die Biomasse Kraftwerk Güssing GmbH & Co. KG. In der Anlage mit rund 8 MW Feuerungswärmeleistung werden aus stündlich kg Holzschnitzel 2 MW Strom und 4,5 MW Fernwärme erzeugt. Die Demonstrationsanlage in Güssing besteht aus einer Dampf-Vergasung mittels stationärer Wirbelschicht, einer indirekten Gaskühlung, einer Gasreinigung, einem Gasmotor zur Holzgasverstromung, sowie aus einem Restwärmenutzer. In dem Wirbelschicht-Dampf- Vergaser wird die Biomasse bei etwa 850 C unter Zuführung von niedriggespanntem Wasserdampf (ca. 1,0 bar Ü ) bei atmosphärischem Druck vergast. Durch die Verwendung von Wasserdampf anstelle von Luft als Vergasermedium entsteht ein stickstoffarmes Produktgas mit relativ hohem Heizwert. Ein Teil des verbleibenden Kokses wird über das umlaufende Bettmaterial, das als Wärmeträger fungiert, in einen Verbrennungsteil, der als zirkulierende Wirbelschicht ausgeführt ist, transportiert und dort verbrannt. Mit der bei der Verbrennung an das Bettmaterial abgegebenen Wärme wird die Vergasungsreaktion aufrecht erhalten. Das DVGW-BGW-Studie Analyse und Bewertung der Nutzungsmöglichkeiten von Biomasse 19