Alternative Wertschöpfung von Biogasanlagen durch Tieftemperaturumwandlung von Biogas in flüssiges Biomethan und Trockeneis

Alternative Wertschöpfung von Biogasanlagen durch Tieftemperaturumwandlung von Biogas in flüssiges Biomethan und Trockeneis Korbinian Nachtmann Forum Econogy 2016.; Donnerstag 22. September,

Agenda Motivation / Problemstellung Biogas 2020+ Effizienzsteigerung Lösungsmöglichkeiten Aufbereitung von Biogas und Einspeisung ins Erdgasnetz Kryogene Aufbereitung von Biogas Projekt Flüssiges Biomethan aus Biogas Zusammenfassung 1

Biogas 2020+ EEG Vergütung für 20 Jahre Bereitstellung von positiver und negativer Regelenergie Direktvermarktung von Strom aus Biogasanlagen Strom an der Börse 2015: ca. 3,2 3,7 ct/kwh 1 Strom aus Photovoltaik 3 US ct/kwh 2 Gas an der Börse 2015: ca. 1,9 2,2 ct/kwh 1 Verkauf von Wärme aus Biogas 1.) Quelle: ISPEX Energie Strom- und Gaspreisindex 2.) BWK 8/2016. 800 MW-PV-Anlage 3

Effizienzsteigerung Grundlastbetrieb im Idealfall 8760 Stunden pro Jahr Fehlende Wärmeabnehmer Saisonal Lokal Ausgleich volatiler Energien Saisonal Inkl. Speicherverluste Abbildung 1: schematische Darstellung des monatlichen Wärmebedarfs und anfalls einer Biogasanlage. Quelle: Sedlmeier, 2011 5

Aufbereitung von Biogas und Einspeisung ins Erdgasnetz 183 Biogasaufbereitungsanlagen im Jahr 2015 3 688.000.000 m³ Biomethan wurden in das Erdgasnetz 2014 eingespeist 4 Derzeit liegt die maximale Kapazität bei 1.023.000.000 m³/jahr 4 Abbildung 2: Verteilung der Biogasaufbereitungsverfahren in Deutschland 2014. Quelle: DBFZ- Betreiberbefragung 2015 3.) Quelle: Bundesnetzagentur 4.) Quelle: Statista 7

Aufbereitung von Biogas und Einspeisung ins Erdgasnetz Herausforderungen Wirtschaftlichkeit nicht immer gegeben (Erdgaspreis) Erdgasnetz muss vorhanden sein, eine Einspeisung möglich 45 Vol.-% bzw. 60 Masse-% ungenutzt Teilweise hoher Energie- oder Wasserbedarf, giftige Waschlösungen usw. 8

Kryogene Aufbereitung von Biogas zu flüssigem Kohlendioxid und gasförmigen Methan flüssigem Kohlendioxid und flüssigem Methan festem Kohlendioxid und flüssigem Methan Abbildung 3: Phasendiagramm für das System Kohlendioxid Methan Quelle: Harold G. Donnelly, 1954; J. A. Davis, 1962; G. M. Agrawal, 1975; Paul Allamagny, 2002 A = kritischer Punkt CH 4 ; B = kritischer Punkt CO 2 ; C = Tripelpunkt CH 4 ; D = Tripelpunkt CO 2 10

Flüssiges Kohlendioxid und gasförmiges Methan Abbildung 4: Biogasaufbereitungsverfahren Quelle: Pentair Haffmans Abbildung 5: Biogasaufbereitung von Pentair Haffmans in den Niederlanden) mit Aufbereitungskapazität von 2.200.000 m³/a Quelle: Pentair Haffmans 11

Flüssiges Kohlendioxid und gasförmiges Methan Methan zur Einspeisung oder als Substitut fossiler Kraftstoffe (Biogastankstelle) Flüssiges Kohlendioxid für Brauereien und Gewächshäuser (im Beispiel 2.500 t CO 2 ) Hochreine Produkte Mehrertrag von ca. 65 /t CO2 Temperatur min : ca. - 25 C Abbildung 6: STEYR 6195 CVT mit Biogas/Erdgasantrieb Druck max : ca. 17,5 bar 12

Flüssiges Kohlendioxid und flüssiges Methan Abbildung 7: Biogasaufbereitungsverfahren der Firma Gts. Quelle: Gastreatment Services bv Abbildung 8: Aufbereitungsanlage Quelle: Umwelttechnik Bojahr 13

Flüssiges Kohlendioxid und flüssiges Methan Flüssiges Methan als Substitut fossiler Kraftstoffe oder Energiespeicher Hochreine Produkte Mehrertrag von ca. 65 /t CO2 Ertrag von 350 /m³ LBM Temperatur min : ca. -135 C Abbildung 9: Hardstaff Mercedes Benz Actros. Quelle lngbc.eu Druck max : ca. 48 bar Weitere Verfahren neben Gts und Pentair Haffmans: Cryo Pur, BioFrigas, Acrion Technologies, EREIE, Prometheus energy 14

Festes Kohlendioxid und flüssiges Methan Flüssiges Methan auch als hochreiner Grundstoff für die chemische Industrie? Festes Kohlendioxid für Lebensmittelkühlung oder Oberflächenbehandlung Hochreine Produkte Mehrertrag von ca. 150 /t CO2 Ertrag von ca. 350 /m³ LBM (Bis zu 1,5 pro Liter?) Abbildung 10: Eigenschaften Trockeneis. Quelle Kuprianoff; 1937 Temperatur min : ca. -162 C Druck max : 1 bar 15

Forschungsschwerpunkt / Die kryogene Aufbereitung Hochvakuum Kältemaschine mit T MIN = - 245 C Steuerungseinheit mit 10 Temperatursensoren 3 Drucksensoren Massenstromventilen Massenstrommeter Kameraeinheit Biogasanalysator Abbildung 12: Tieftemperaturreaktor der HAW Landshut 17

Zusammenfassung Alle Tieftemperaturverfahren: Geringer Methanschlupf, hohe Produktqualität Aufbereitung von Biogas als Option für die Sicherung eines wirtschaftlichen Betriebs von Biogasanlagen möglich Erdgasnetz nicht mehr zwingend notwendig Mehrkosten lassen sich durch zusätzliche Einnahmen ausgleichen Tieftemperaturanlagen zur Rohgasaufbereitung bereits Verfügbar Saisonale Energiespeicherung durch Erhöhung der Energiedichte um den Faktor 1000 möglich Produktabnehmer für maximale Gewinnspanne nötig 19

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit Herzlichen Dank für die finanzielle Unterstützung durch das Bayerische Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie Gemeinsames Forschungsprojekt an den Hochschulen Freising und Landshut 20

Korbinian Nachtmann Hochschule Landshut Am Lurzenhof 1 D-84036 Landshut Tel.: +49 871 506-138 Fax: +49 871 506-506 knachtma@haw-landshut.de www.haw-landshut.de