BIOMETHAN - BIOENERGIE - Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe
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BIOMETHAN
BIOENERGIE
IMPRESSUM Inhalt
Herausgeber 1 Einleitung 4
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR)
OT Gülzow, Hofplatz 1 2 Ökologische Betrachtung der Biomethanproduktion – Nachhaltigkeit 6
18276 Gülzow-Prüzen
Tel.: 03843/6930 – 0 3 Biogasbereitstellung 11
Fax: 03843/6930 – 1 02
info@fnr.de 4 Biomethanproduktion und -transport 13
www.nachwachsende-rohstoffe.de 4.1 Biogasreinigung 13
www.fnr.de 4.2 Verfahren zur Kohlendioxid-Abtrennung 14
4.3 Abgasnachbehandlung 21
Mit Förderung des Bundesministeriums für Ernährung, 4.4 Struktur des deutschen Erdgasnetzes 22
Landwirtschaft und Verbraucherschutz aufgrund eines 4.5 Biogaskonditionierungs- und -einspeiseanlagen 23
Beschlusses des Deutschen Bundestages 4.6 Anlagensicherheit 25
Text 5 Nutzungsmöglichkeiten von Biomethan 26
Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES/ 5.1 Biomethannutzung 26
Bereich Bioenergie-Systemtechnik 5.2 Biomethanhandel und Nachweisführung 28
Michael Beil, Wiebke Beyrich, Uwe Holzhammer, Thomas Krause
6 Rechtliche Rahmenbedingungen und Wirtschaftlichkeit 29
Redaktion 6.1 Rechtliche Rahmenbedingungen 29
Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e. V. (FNR)/Abteilung Öffentlichkeitsarbeit 6.2 Technische Regelwerke 33
6.3 Vertragsstrukturen und Projektkonstellationen 34
Bilder 6.4 Wirtschaftlichkeit 38
Titel: HAASE Energietechnik AG & Co. KG, Neumünster
7 Anhang 41
Gestaltung und Realisierung 7.1 Allgemeiner Hinweis zu Rechtsthemen 41
www.tangram.de, Rostock 7.2 Weiterführende Informationen 41
7.3 Abbildungsverzeichnis 41
Druck 7.4 Tabellenverzeichnis 42
www.druckerei-weidner.de, Rostock 7.5 Literaturverzeichnis 42
7.6 Abkürzungsverzeichnis 45
Gedruckt auf 100 % Recyclingpapier 7.7 Verwendete Einheiten 46
mit Farben auf Pflanzenölbasis
Bestell-Nr. 531
FNR 2012
3
1 Einleitung chen 6 Mrd. m³/a (aufbereitetes) Biogas von 55 % einer Biomethanproduktion von
(unter der Annahme eines Methangehaltes etwa 57.000 m³/h entspricht. Mit einer
von 100 %) ca. 215 PJ/a. Gesamtkapazität von 4,8 Mrd. kWh/a ent-
Die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan spricht dies 8 % des Ausbauziels des Jahres
hat in den letzten Jahren deutlich an Rele- Ende 2011 befanden sich in Deutschland 2020 [12].
vanz gewonnen. Im Gegensatz zur „Vor-Ort- ca. 7.100 Biogasanlagen mit einer instal-
Verstromung“ bietet die Biogasaufberei- lierten elektrischen Leistung von insge- Bis Ende 2012 erwartete der Fachverband
tung zu Biomethan und die nachfolgende samt 2.780 MW und damit einer jährlichen Biogas e. V. einen Zuwachs auf 7.400 Bio-
Einspeisung in Erdgasnetze mehrere Vor- Stromproduktion von etwa 18 Mio. MWh in gasanlagen mit einer elektrischen Leistung
teile. Durch die Nutzung des Biomethans Abb. 1: Beispiel für eine Biogasanlage mit an- Betrieb [15]. Davon bereiteten 83 Anlagen von 2.900 MW [15]. Mit Stand 01/2012
am Ort eines hohen Wärmebedarfs trägt schließender Aufbereitung zu Biomethan [13] das Biogas zu Biomethan auf. Die Gesamt- befinden sich knapp 60 weitere Biogas-
die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan aufbereitungskapazität des Rohbiogases be- aufbereitungsprojekte in der Bau- und Pla-
dazu bei, den Anteil der extern nutzbaren trug dabei rechnerisch ca. 103.000 m³/h, nungsphase.
Wärmeenergie deutlich zu erhöhen, was was bei Nennlastbetrieb und der Annahme
wiederum zu einer Steigerung der Ge- Im Bericht zur Umsetzung des Integrier- eines durchschnittlichen Methangehaltes
samteffizienz bei der Biogasnutzung führt. ten Energie- und Klimaprogramms (IEKP)
Wesentliche Merkmale stellen dabei die der Bundesregierung vom 5. Dezember
ENTWICKLUNG
ENTWICKLUNG VON
VON BIOGASAUFBEREITUNGSANLAGEN ININDEUTSCHLAND
BIOGASAUFBEREITUNGSANLAGEN DEUTSCHLAND
örtliche und zeitliche Entkopplung von 2007 wurde festgestellt, dass bis zum
Produktion und Nutzung dar. Neben dem Jahr 2030 ein Biogaspotenzial erschlos-
Vorteil einer effizienteren Nutzung an Or- sen werden kann, das 10 % des deutschen Anlagenanzahl Aufbereitungskapazität Rohgas (mn3/h)
ten mit hinreichendem Wärmebedarf kann Erdgasverbrauchs entspricht. In diesem 180.000
Biomethan durch die Speicherfunktion Rahmen erfolgte die Zieldefinition einer 140
160.000
des Erdgasnetzes einen wichtigen Beitrag jährlichen Biogaseinspeisung in Höhe
120
zur bedarfsorientierten Energiebereitstel- von 6 % (ca. 6 Mrd. m³/a) des deutschen 140.000
lung liefern. Einen weiteren wesentlichen Erdgasverbrauchs bis 2020 und 10 % 100 120.000
Vorteil bilden die flexibleren Nutzungs- (ca. 10 Mrd. m³/a) bis 2030. Die Intention
80 100.000
möglichkeiten, da Biomethan der Zusam- des Gesetzgebers besteht hierbei in der
80.000
mensetzung von Erdgas ähnelt – daher Verringerung der Importabhängigkeit von 60
wird Biomethan zum Teil auch als Bioerd- Erdgas, der Schaffung von Impulsen zur kli- 60.000
40
gas bezeichnet. Biomethan kann ener- maschonenden Energieerzeugung sowie in 40.000
getisch zur gekoppelten Erzeugung von der verstärkten Nutzung in den effizienten 20 20.000
Strom und Wärme (Kraft-Wärme-Kopplung Verwertungspfaden der Kraft-Wärme-Kopp-
in Blockheizkraftwerken), als Kraftstoff in lung (KWK) und als Fahrzeugkraftstoff. Im 0 0
Erdgasfahrzeugen und als Erdgassubsti- Rahmen der Novellierung der Gasnetzzu- 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012/13
tut in Erdgas-Brennern zur Wärmeerzeu- gangsverordnung erfolgte die Implementie- Anlagenanzahl Aufbereitungskapazität
rung dieser Zieldefinition in die Verordnung. Schätzung Zubau Schätzung Zuwachs
gung eingesetzt werden. Darüber hinaus
besteht zudem die Möglichkeit der stoff- Das technische Primärenergiepotenzial für Quelle: IWES © FNR 2012
Abb. 2: Entwicklung der Aufbereitungskapazität (Rohgas) von Biogasaufbereitungsanlagen in
lichen Nutzung als Rohstoff für die chemi- Biogas bezogen auf das Jahr 2020 beträgt Deutschland im Zeitraum 2006–2011 mit einer Abschätzung des Zubaus und Zuwachses für
sche Industrie. 503 PJ/a [1]. Im Vergleich dazu entspre- 2012/13, mit Stand Dezember 2011 (kumuliert) [12]
4 5
2 Ökologische Betrachtung der gelten somit auch für den ab 2011 in Ver- Mit THG-Emissionen von rund 130 Mio. t
kehr gebrachten Biokraftstoff Biomethan CO2-Äquivalent/Jahr (ca. 13 % der Emis-
Biomethanproduktion – Nachhaltigkeit (aufbereitetes Biogas). sionen Deutschlands) trägt die Landwirt-
schaft zum Klimawandel bei. Die Wie-
Treibhausgasminderung derkäuerverdauung (CH4), der Ackerbau
Das Prinzip der Nachhaltigkeit stammt ur- Übertragen auf die Konzeption und Betriebs- Ein zentraler Aspekt der Nachhaltigkeit ist (CO2 und N2O), der Kohlenstoff-Abbau
sprünglich aus der Forstwirtschaft und wur- weise einer Biogasproduktions- bzw. Biogas- der Klima- und Ressourcenschutz und da- ehemaliger Niedermoore und der Energie-
de hier Anfang des 18. Jahrhunderts zum aufbereitungsanlage heißt das, einen mög- mit die Vermeidung von Treibhausgasemis- bedarf für die eingesetzten Betriebsmittel
ersten Mal schriftlich formuliert [3]. Die lichst relevanten ökonomischen Gewinn bei sionen. Zu den wichtigsten Treibhausgasen sind dabei die maßgeblichen Quellen [4].
auch heute noch weitestgehend anerkann- hoher ökologischer und sozialer Verträglich- (THG) zählen Kohlendioxid (CO2), Methan Gleichzeitig ist die Landwirtschaft nicht
te Definition für Nachhaltigkeit stammt aus keit zu erzielen. Die Nutzung von tierischen (CH4), Distickstoffoxid (sog. Lachgas N2O) nur Quelle von Treibhausgasen, sondern
dem Brundtland-Bericht der Weltkommis- Exkrementen und pflanzlichen Reststoffen und fluorierte Verbindungen wie Fluorchlor- trägt auch mittels CO2-Einlagerung durch
sion für Umwelt und Entwicklung von 1987. gilt deshalb als eine sehr nachhaltige Art der kohlenwasserstoffe (FCKW) [6]. die Pflanzen im Rahmen der Photosynthe-
Demnach gilt eine Entwicklung als nach- Energiebereitstellung. Die größten Potenzia- se zu deren Verminderung bei.
haltig, wenn die Bedürfnisse der gegenwär- le bietet der Einsatz von Energiepflanzen. Für die Treibhausgasemissionen der mit-
tigen Generation befriedigt werden, ohne Allerdings ergibt sich aufgrund der begrenzt tels Biogas und Biomethan bereitgestellten Auch Biogas und Biomethan können als
dass zukünftige Generationen in ihren Be- nutzbaren landwirtschaftlichen Flächen und Energiemengen sind folgende Faktoren Ersatz von fossilen Energieträgern einen
dürfnissen eingeschränkt werden [1]. der damit einhergehenden zunehmenden entlang der Wertschöpfungskette maßgeb- entscheidenden Beitrag zur Umweltent-
Konkurrenzsituation bei der energetischen lich verantwortlich (ergänzt nach [5]): lastung durch die Verringerung von CO2-
Verwendung der Biomasse die Notwendig- • die eingesetzte Biomasse selbst und de- Emissionen liefern. Entscheidend ist dabei
keit einer nachhaltigen Produktionsweise ren Anbau, im Grunde die Verluste von Biogas und
und einer möglichst effizienten Nutzung. • der Transport, die Lagerung und Konser- Biomethan so gering wie möglich zu hal-
vierung (Silierung) der Biomasse, ten, da Methan um den Faktor 21 [6] bzw.
Nachhaltigkeitsanforderungen an • die Anlagen- und Fermentationstechnik, 25 [7] klimawirksamer ist als CO2.
Biokraftstoffe und flüssige Biotreib- • die Biogas- und Biomethanverluste in die
stoffe für die Stromproduktion Atmosphäre, Neben den Treibhausgasemissionen bei
Mit der Verabschiedung der Biokraft- • die Gärrestlagerung und -ausbringung, der Produktion von Biogas und Biome-
stoff-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft- • die Biogasverwertung/-nutzung und than hat die effiziente Verwendung großen
NachV) und der Biomassestrom-Nachhal- • die Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität Einfluss auf die Treibhausgasminderung.
tigkeitsverordnung (BioSt-NachV) seitens und anschließende Verwertung/Nutzung; Besonders die Stromerzeugung bei gleich-
der Bundesregierung im Jahre 2009 wur- zeitiger Nutzung der während der Strom-
den verbindliche Nachhaltigkeitskriterien wobei der höchste Anteil an den Emissio- produktion anfallenden Wärme erzielt eine
für flüssige Biomasse zur Erzeugung von nen innerhalb des Gesamtprozesses bei spürbare Reduktion an Treibhausgasen.
Strom bzw. für flüssige und gasförmige Bio- optimaler Anlagentechnik bei der Bereit- Aus Gründen der effizienten Ausnutzung
masse zur Erzeugung von Biokraftstoff de- stellung der Biomasse entsteht. Bereits eine der eingesetzten Biomasse entstehen
finiert. Damit soll eine hohe Treibhausgas- intelligente Rohstoffauswahl kann somit die immer mehr Wärmeversorgungskonzepte
minderung bei der Nutzung von Biomasse THG-Bilanz positiv beeinflussen, weshalb in Dörfern und Kommunen, die durch Bio-
Abb. 3: Mischfruchtanbau von Energie- sichergestellt werden. Die gesetzlichen An- insbesondere die Nutzung von Rest- und gasanlagen bedient werden. Ist auf der
pflanzen [14] forderungen an die nachhaltige Produktion Abfallstoffen empfehlenswert ist. Biogasanlage oder in einigen Kilometern
6 7
Entfernung keine vollständige und effizien- von Erneuerbaren Energien (EE) für die Be- than in Gasnetze mit niedrigerer Druckstu- „optimiert“
te Wärmenutzung möglich, bietet sich die reitstellung der benötigten Prozessenergie fen reduziert wiederum den Energiebedarf • Aufbereitung durch PSA: 2 % Methan-
Aufbereitung des Biogases zu Biomethan einen positiven Einfluss auf die THG-Bilanz für die Druckerhöhung am Einspeisepunkt. verluste mit Nachverbrennung, Rest-
an. Biomethan kann so über das Erdgas- des Verfahrens. Diese Faktoren sind ins- methanemissionen von 0,01 %, Strom-
netz transportiert und an einem Ort mit besondere abhängig vom eingesetzten Auf- Abbildung 4 stellt die Treibhausgasemis- bedarf: 0,3 kWhel/mn³ Rohgas
hohem Wärmebedarf genutzt werden. bereitungsverfahren und dem Gasdruck sionen der Biomethanerzeugung für die • Aufbereitung durch Aminwäsche: Me-
des Erdgasnetzes am Einspeisepunkt. Die Aufbereitungsverfahren Druckwechselad- thanemissionen von 0,1 %, Strombe-
Bei der Aufbereitung von Biogas zu Bio- chemische Absorption mit organischen Lö- sorption (PSA) und Aminwäsche gegen- darf: 0,168 kWhel/mn³ Rohgas, Wärme-
methan entstehen allerdings zusätzliche sungsmitteln (Aminwäsche) zeichnet sich über. Dabei werden beide Verfahren unter bedarf: 0,4 kWhth/mn³ Rohgas Wärme
klimarelevante Emissionen, hauptsächlich beispielsweise durch einen sehr geringen Berücksichtigung von drei Varianten („Ba- regenerativ aus HW Biomasse
aufgrund des Wirkungsgrades der Aufbe- Methanschlupf aus [2]. Ebenso hat sich ge- sis“, „optimiert“ und „best practice“) für
reitung (Methanschlupf) und des Eigen- zeigt, dass größere Aufbereitungskapazitä- die gesamte Prozesskette betrachtet, d. h. „best practice“
energiebedarfes der Aufbereitungs- und ten dank ihres geringeren spezifischen Ener- es werden die Treibhausgasemissionen an- • über das optimierte Anlagenkonzept hi-
Einspeiseanlage. Neben technischen Ener- giebedarfs zu reduzierten THG-Emissionen gefangen von der Biomasseproduktion über naus: geringere Massenverluste bei der
giesparmaßnahmen hat auch die Nutzung führen können. Die Einspeisung von Biome- den Transport bis hin zur Biogasaufbereitung Silierung, etwas höherer Gasertrag, ge-
und Druckerhöhung auf 16 bar aufaddiert. ringere Methanemissionen aus der Bio-
gasanlage, dem BHKW und bei der Auf-
THG-Emissionen bei der Biomethan-Erzeugung
THG-EMISSIONEN BEI DER BIOMETHAN-ERZEUGUNG „Basis“/„optimiert“ bereitung, geringere Stickstoffverluste in
• gasdicht abgedecktes Gärrestlager: kei- Form von Ammoniak und Lachgas durch
2.000 kWel (ca. 500 mn3/h Biomethan) ne Methanemissionen optimiertes Gärrestmanagement [21]
• Biogasproduktion: Methanemissionen
best practice von 0,45 % Es wird deutlich, dass mit „best practice“-
Aminwäsche
• Eigenenergiebedarf: Deckung über ein Annahmen eine Minderung der THG-Emis-
optimiert biogasbetriebenes Blockheizkraftwerk sionen um ca. 50 % gegenüber dem Basis-
(BHKW); wärmegeführt, 55 % der Strom- modell erreicht werden kann [21].
Basis produktion für die Biogasanlage, 45 %
werden eingespeist und als Gutschrift Generell werden die zulässigen maximalen
angerechnet. Methanemissionen BHKW Methanemissionen in die Atmosphäre bei
best practice
von 0,5 % der Biogasaufbereitung zu Biomethan ge-
setzlich begrenzt: Mit Inkrafttreten der neu-
PSA
optimiert
„Basis“ en Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV)
• Aufbereitung durch PSA: Methanemissio- im Jahr 2010 hat der Einspeiser einer neu
Basis
nen und Methanschlupf von 2 %, Strom- in Betrieb genommenen Aufbereitungsan-
bedarf: 0,3 kWhel/mn³ Rohgas lage zu belegen, dass bei regelmäßigem
0 20 40 60 80 100 120 140 160
• Aufbereitung durch Aminwäsche: Me- Betrieb der Anlage die maximalen Methan-
g CO2-Äq/kWh Biomethan
thanemissionen und Methanschlupf emissionen in die Atmosphäre den Wert
Quelle: ? © FNR 2012
von 0,1 %, Strombedarf: 0,168 kWhel/ von 0,5 % nicht übersteigen. Bei einem
Abb. 4: THG-Ergebnisse für die Erzeugung von Biomethan bei einer Biogasanlagengröße von 2.000 kWel , mn³ Rohgas, Wärmebedarf: 0,4 kWhth/mn³ Anschluss der Anlage an das Erdgasnetz
Äquivalent entspricht ca. 500 mn³/h Biomethan, Druckerhöhung auf 16 bar [21] Rohgas, Wärme mit Heizwerk (HW) Erdgas nach dem 30. April 2012 reduziert sich
8 9
der Wert auf 0,2 %. Das Erneuerbare-Ener- Insgesamt wird deutlich, dass Biogas und 3 Biogasbereitstellung
gien-Gesetz (EEG) 2012 begrenzt eben- Biomethan bei Ersatz von fossilen Energie-
falls die maximalen Methanemissionen in trägern einen entscheidenden Beitrag zur
die Atmosphäre; für Neuanlagen ab dem Vermeidung von CO2-Emissionen liefern Biogas entsteht während des mikrobiellen beispielsweise Mais, Gräser, Getreide,
1. Januar 2012 und für Bestandsanlagen können. Voraussetzung dafür sind gerin- Abbaus von organischer Substanz unter Sonnenblumen und Zuckerrüben. Aber
ab dem 1. Mai 2012 auf 0,2 %. Um dieses ge THG-Emissionen entlang der gesamten fast vollständigem Ausschluss von Sauer- auch andere organische Substrate, wie
gewährleisten zu können und damit die Wertschöpfungskette. Je niedriger die THG- stoff. Dieser Abbauprozess findet in der Na- Rückstände aus der Lebensmittelindustrie,
Emissionen in die Atmosphäre zu begren- Emissionen bei der Erzeugung von Biogas tur beispielsweise in Mooren und Sümpfen Gemüse- oder Speiseabfälle, Landschafts-
zen, werden bei Aufbereitungsverfahren und Biomethan sind, desto relevanter ist oder im Pansen von Wiederkäuern statt und pflegematerial, Grünschnitt oder Bioabfälle
mit höherem Methanschlupf Abgasnach- damit der Klimaschutzeffekt. wird technisch in Biogasanlagen durchge- aus der Kommunalentsorgung, können zur
behandlungen eingesetzt. führt. Biogasproduktion verwendet werden. Die
eingesetzten Substrate bestimmen zusam-
Das erzeugte Biogas ist ein Gasgemisch men mit den technischen und biologischen
bestehend aus ca. 2/3 Methan und 1/3 Kennziffern der Anlage und des Gärprozes-
Kohlendioxid sowie geringen Mengen an ses die Abbaubarkeit und Gärdynamik so-
Wasser, Schwefelwasserstoff, Stickstoff, wie die Biogasausbeute. [1]
Sauerstoff, Wasserstoff und anderen Spu-
rengasen. Anlagentechnik
Eine landwirtschaftliche Biogasanlage be-
Grundsätzlich kann der biologische Zer- steht in der Regel aus Vorgrube, ggf. mit
setzungsprozess (Vergärung) in vier Phasen Feststoffeinbringung, liegendem oder ste-
unterteilt werden, an denen jeweils unter- hendem Fermenter mit Rührwerk, Gasspei-
schiedliche Gruppen von Mikroorganismen cher, Gärrückstandslager und Biogasver-
beteiligt sind. Die Phasen selbst finden in wertung (z. B. einem Blockheizkraftwerk).
der Biogasanlage zeitgleich und parallel In der Vorgrube werden die Substrate zwi-
statt. Dabei haben Temperatur, pH-Wert, schengelagert, aufbereitet und vermischt
Nährstoffversorgung und Hemmstoffe we- und gelangen von hier in den isolierten
sentlichen Einfluss auf den Fermentations- und beheizten Fermenter. Der Fermenter
prozess: ist das Kernstück der Anlage, er muss gas-
und wasserdicht sowie lichtundurchlässig
Substrateinsatz sein. Durch entsprechende Rührtechnik
Biogas kann generell aus einer Vielzahl wird die Homogenität des Gärsubstrates
von Substraten erzeugt werden. In land- gewährleistet und die Gasbildung unter-
wirtschaftlichen Biogasanlagen kommen stützt. Der Gasspeicher nimmt das Biogas
neben tierischen Exkrementen wie Rin- auf, während das ausgegorene Substrat in
der- und Schweinegülle, Futterresten und das Gärrestlager gelangt, das i. d. R. auch
anderen landwirtschaftlichen Bioabfällen als Nachgärbehälter dient. Während das
hauptsächlich nachwachsende Rohstoffe Biogas dann seiner Verwertung zugeführt
Abb. 5: Biogasanlage [14] (NawaRo) zum Einsatz. Zu diesen zählen wird, können die Gärreste als wertvolle
10 11
Wirtschaftsdünger auf den Ackerflächen Aktuell wird Biogas in Deutschland auf- 4 Biomethanproduktion und -transport
ausgebracht werden (Abbildung 6). grund der festgelegten Einspeisevergü-
tung für Strom aus Erneuerbaren Energien
Für die Biogasgewinnung existieren ver- hauptsächlich in Blockheizkraftwerken zur Um Biogas in Erdgasnetze einspeisen Biogasaufbereitungsverfahren definieren
schiedenste Anlagenkonzepte. Diese las- Erzeugung von Strom und Wärme einge- oder als Kraftstoff in Erdgasfahrzeugen die Art der Reinigung des Biogases. Die
sen sich nach ihren Verfahrensmerkma- setzt. Da in vielen Fällen die Wärme nicht verwenden zu können, muss das Gas von Reihenfolge der Reinigungsschritte variiert
len, wie dem Trockensubstanzgehalt der ausreichend genutzt werden kann, bietet unerwünschten Bestandteilen gereinigt, dabei je nach angewandter Aufbereitungs-
Substrate, der Art der Beschickung oder die Aufbereitung von Biogas zu Biome- der Methangehalt erhöht und CO2 ab- technologie.
der Anzahl der Prozessphasen unterschei- than die Möglichkeit der Steigerung der getrennt werden. Dies passiert durch die
den. Der größte Teil der Biogasanlagen in Gesamteffizienz durch eine örtliche und sogenannte Aufbereitung des Biogases zu Entfeuchtung/Trocknung
Deutschland operiert als kontinuierliche zeitliche Entkopplung von Produktion und Biomethan. Biogas ist nach Austritt aus dem Fermenter
Nassvergärung im mesophilen Tempera- Nutzung. mit Wasserdampf gesättigt. Dieses Wasser
turbereich (32–42 °C). Aktuell befinden sich in Deutschland fünf muss dem Gas weitgehend entzogen wer-
verschiedene Verfahren zur Abtrennung den, um Störungen bei der nachfolgenden
von CO2 mit dem Ziel der Methananreiche- Biogasaufbereitung zu verhindern sowie
Schema einer landwirtschaftlichen Biogasanlage
rung in Betrieb: Die Druckwechseladsorp- die Grenzwerte bei der Biogaseinspeisung
tion (PSA – Pressure Swing Adsorption), einzuhalten. Eine Entfeuchtung/Trocknung
die Druckwasserwäsche (DWW), die Phy- erfolgt in der Regel an zwei Stellen in Biogas-
sikalische Absorption mit organischen Lö- aufbereitungsanlagen:
sungsmitteln, die Chemische Absorption • Findet eine Kompression vor Eintritt
mit organischen Lösungsmitteln und ein in den eigentlichen CO2-Abtrennungs-
Membranverfahren. Kryogene Verfahren chritt (z. B. Waschkolonne, Molekular-
(im Tieftemperaturbereich) finden bisher sieb oder Membran) statt, wird dem
in Deutschland noch keine großtechni- durch die Kompression erhitzten Biogas
sche Anwendung im Bereich der Biogas- Wasser durch Kühlung entzogen. Dies
aufbereitung. geschieht, um eine unerwünschte Kon-
densation der Feuchte im nachgelager-
ten System zu vermeiden.
4.1 Biogasreinigung • Bei Waschverfahren wird das Biomethan
nach Austritt aus der Waschkolonne ge-
Die Notwendigkeit einer Biogasreinigung trocknet.
und die möglichen anwendbaren Verfah-
ren unterscheiden sich bei Biogasanlagen Entschwefelung
mit Biogasaufbereitung zum Teil von denen Schwefelwasserstoff (H2S) kann je nach
der Vor-Ort-Verstromungsanlagen mit di- Herkunft des Biogases in Konzentrations-
rekter Rohgasnutzung in Biogas-BHKW. bereichen von ~70 mg/mn³ bis teilweise
Die Zusammensetzung und Herkunft des über 10.000 mg/mn³ vorkommen. In Ver-
Biogases (NawaRo, Gülle, Abfall, Klär- bindung mit Wasser kann es zur Bildung
Abb. 6: Schema einer landwirtschaftlichen Biogasanlage [14] schlamm, etc.) sowie das nachfolgende von schwefeliger Säure kommen. Um
12 13
Korrosionen an den Anlagenteilen zu ver- Neben den oben beschriebenen Bestand- Verfahrensschema Druckwechseladsorption
meiden und die Qualitätsanforderungen teilen können in Abhängigkeit der Herkunft
bei der Einspeisung des Biomethans in des Rohgases auch noch andere Spuren-
Erdgasnetze einzuhalten (gleiches gilt für gase auftreten, deren Abscheidung not-
die direkte Nutzung als Kraftstoff), ist eine wendig sein kann. Hierzu zählen u. a. Am-
Entschwefelung des Biogases notwen- moniak, organische Siliziumverbindungen,
dig. Grundsätzlich unterscheidet man in Halogene und Aromaten. [2]
Grob- und Feinentschwefelungsverfahren.
Zur Grobentschwefelung wird in konven-
tionellen landwirtschaftlichen Biogasanla- 4.2 Verfahren zur Kohlendioxid-
gen mit direkter Gasnutzung in BHKW in Abtrennung
der Regel die biologische Entschwefelung
im Fermenter durch Zudosierung von Luft Druckwechseladsorption (engl.
durchgeführt. Bei Biogasanlagen mit Bio- PSA – Pressure Swing Adsorption)
gasaufbereitung ist dieses Verfahren je- Bei der Druckwechseladsorption handelt
doch nur bedingt und unter besonderen es sich um ein adsorptives Biogasaufberei-
Voraussetzungen anwendbar, da es zu tungsverfahren. Unter Adsorption versteht
einer Verdünnung des Biogases mit Luft- man die Anlagerung von Gasbestandteilen
stickstoff kommt, der durch fast alle Bio- (hier: CO2) an die Oberfläche von Fest- Abb. 7: Verfahrensschema – Druckwechseladsorption mit vier Adsorbereinheiten [10]
gasaufbereitungsverfahren nicht mehr stoffen (Adsorbentien). Als Adsorbentien
abgetrennt werden kann. Um diese Ver- können Aktivkohlen, Zeolithe oder Kohlen-
dünnungseffekte zu vermeiden, kommen stoffmolekularsiebe verwendet werden. an das Molekularsieb statt. CH4 passiert die Druckwasserwäsche (DWW)
zur Grobentschwefelung meist folgende Neben CO2 kann es aber auch zu einer Kolonne hingegen nahezu vollständig. Nur Bei der Druckwasserwäsche handelt es
Verfahren zum Einsatz: Rückhaltung anderer Gasbestandteile wie ein geringer Teil des Methans wird auch sich um ein absorptives Biogasaufberei-
• Zudosierung von Eisenhydroxid und/oder Wasser (H2O) oder Schwefelwasserstoff zurückgehalten und mit dem CO2 ausge- tungsverfahren. Im Gegensatz zur Adsorp-
Eisensalzen in den Fermenter, (H2S), in sehr geringem Maße auch von schleust. Das Entfernen (Desorption) der tion versteht man unter Absorption das
• Externe biologische Entschwefelung Stickstoff (N2) und Sauerstoff (O2), kom- adsorbierten Gasbestandteile erfolgt durch Lösen von Gasen in Flüssigkeiten (Absorp-
außerhalb des Fermenters oder men. In der praktischen Anwendung wer- Druckabsenkung. Ein erster Teilstrom des tionsmittel). Bei der Druckwasserwäsche
• Laugenwäsche mit biologischer Regene- den jedoch H2O und H2S noch vor Eintritt desorbierten Gases wird in eine zweite, un- kommt als Absorptionsmittel ausschließ-
ration des Waschmittels. des Biogases in die Adsorptionskolonne beladene Kolonne geleitet, da dieses noch lich Wasser zum Einsatz. Das Verfahren
entfernt. [2] CH4 enthält. Dieses CH4 passiert diese beruht auf der reversiblen (umkehrbaren)
Zur Feinentschwefelung (Absenkung der Kolonne weitgehend vollständig, wobei die Absorption durch physikalische Bindungs-
Schwefelwasserstoffkonzentration auf
Nach einer in der Regel mehrstufigen Kom- regeneriert und kann wieder zur Absorption
pression auf Druckniveaus von ca. 7 bis 10 in der Waschkolonne verwendet werden. Das
bar gelangt das Rohgas von unten in die gelöste Abgas verlässt die Kolonne am obe-
Absorptionskolonne. Das Wasser durch- ren Ende der Desorptionssäule. Da der Ab-
strömt die Kolonne von oben nach unten gasstrom noch Restmengen von CH4 enthält,
und wird mit dem zu absorbierenden Gas- hat in der Regel eine Abgasnachbehandlung
bestandteil beladen. Das mit Wasser gesät- zu erfolgen. [2]
tigte Produktgas verlässt die Kolonne am
oberen Ende und muss anschließend noch Physikalische Absorption mit
getrocknet werden. Da im beladenen Was- organischen Lösungsmitteln
ser auch ein gewisser Teil an CH4 gebunden (Genosorb®-Wäsche)
wurde, wird dieses zunächst in einer so- Bei diesem Verfahren handelt es sich auch
genannten „Flash“-Kolonne teilentspannt. um eine rein physikalische Absorption (Phy-
Das in diesem Zwischenentspannungs- sisorption). Im Gegensatz zur Druckwas- Abb. 9: Physikalische Absorption mit organischen Lösungsmitteln (Genosorb®-Wäsche) [13]
schritt desorbierte Gas verlässt die „Flash“- serwäsche kommt jedoch ein organisches
Kolonne am oberen Ende und wird zurück Reagenz (z. B. Polyglykolgemische) als Ab-
in den Rohgasstrom geleitet. Das Wasser, in sorptionsmittel zum Einsatz. Vor Eintritt des nen Waschlösung in einer „Flash“-Kolonne. Monoethanolamin oder Diethanolamin)
dem sich nun vor allem noch gelöstes CO2 Rohgases in die Absorptionskolonne erfolgt Die vollständige Desorption findet durch eingesetzt. Im Gegensatz zu den rein phy-
befindet, wird von oben in die Desorptions- eine Kompression auf ein Druckniveau von Wärme- (ca. 50–80 °C) und Strippluftzufuhr sikalischen Waschverfahren kann die Ab-
kolonne geleitet und dort auf Umgebungs- ca. 8 bar. Durch eine nachgeschaltete Küh- in der Desorptionskolonne statt. Die Wär- sorption in der Waschkolonne fast drucklos
druck entspannt. Um das Austreiben des lung des komprimierten Gases kommt es zur mebereitstellung ist durch Auskopplung von erfolgen (ca. 100 mbar). Je nach Hersteller
Gases aus dem Wasser zu beschleunigen, Kondensation von Wasser, das daraufhin aus Kompressorenabwärme möglich. Das Ver- werden aber auch Verfahren eingesetzt,
wird zusätzlich Luft von unten in die Desorp- dem System ausgeschleust werden kann. fahren zeichnet sich insbesondere durch die die das Gas vor Eintritt in die Absorptions-
tionskolonne geblasen. Das Wasser ist nun In der Absorptionskolonne durchströmt das Möglichkeit der parallelen Absorption von kolonne auf bis zu 4 bar komprimieren. Da
Absorptionsmittel das Biogas im Gegen- CO2, H2S und H2O in der Waschkolonne aus. eine Co-Absorption von H2S im Wäscher
strom und bindet neben CO2 auch H2S und Da der Abgasstrom auch bei diesem Verfah- möglich ist, findet bei den meisten Verfah-
H2O. Eine Feinentschwefelung kann, wie ren noch Restmengen von CH4 enthält, hat ren eine Feinentschwefelung des Biogases
auch bei der Druckwasserwäsche, daher in der Regel eine Abgasnachbehandlung zu statt. Der Eintrag von N2 und O2 sollte, wie
entfallen. Das durch die hygroskopischen erfolgen. [2] bei allen anderen Aufbereitungsverfahren
Eigenschaften des Absorptionsmittels ent- auch, vermieden werden, da N2 nicht ab-
feuchtete sowie feinentschwefelte Produkt- Chemische Absorption mit sorbiert wird und es dadurch zu einer Ver-
gas verlässt die Kolonne am oberen Ende. organischen Lösungsmitteln dünnung des Produktgases kommt. Die
In Abhängigkeit der Produktgasanforderun- Bei der chemischen Absorption mit orga- Anwesenheit von O2 im Rohgas wirkt sich
gen bzw. Rohgaszusammensetzung besteht nischen Lösungsmitteln, die in der Praxis bei diesem Verfahren zusätzlich negativ
die Möglichkeit einer zusätzlichen Feinent- oftmals als „Aminwäsche“ bezeichnet wird, aus, da es hierdurch zur unerwünschten
schwefelung und/oder z. B. Adsorptions- handelt es sich um ein chemisorptives Oxidation des Absorptionsmittels kommen
trocknung des Produktgases. Ähnlich wie Verfahren. Als Absorptionsmittel werden kann. Die Regeneration des beladenen Ab-
bei der Druckwasserwäsche erfolgt auch hier je nach Anlagenhersteller unterschied- sorptionsmittels findet im Desorber unter
Abb. 8: Druckwasserwäsche [13] zunächst eine Teilentspannung der belade- liche Ethanolamin-Wasser-Gemische (z. B. Zufuhr von Wärme statt. Je nach Hersteller
16 17
wird hierfür Wärme auf einem Temperatur- tische Polyimide zum Einsatz. Diese Memb- Entwicklung des Zubaus der verschiedenen
niveau von 110–160 °C benötigt. Die Be- ranwerkstoffe weisen hohe Permeabilitäten Aufbereitungsverfahren
ENTWICKLUNG DES ZUBAUS DER VERSCHIEDENEN AUFBEREITUNGSVERFAHREN
sonderheiten des Verfahrens bestehen in für CO2, H2O, NH3 und H2S gegenüber CH4
sehr hohen Produktgasreinheiten (unter auf. Insbesondere um die Standzeiten der
Anzahl
der Voraussetzung, dass kein oder nur sehr Membranen zu erhöhen und eine optima-
wenig N2 und O2 im Rohgas enthalten sind) le Trennleistung zu gewährleisten, wird in
25
und im Vergleich zu anderen Aufbereitungs- der praktischen Anwendung neben der
verfahren sehr geringen Methanverlusten. Abscheidung von Stäuben und Aerosolen 20
Eine Abgasnachbehandlung, wie sie bei eine Trocknung und Feinentschwefelung
anderen Aufbereitungsverfahren erforder- des Rohgases vor Eintritt auf die Membran 15
lich ist, kann daher in der Regel entfallen. vorgesehen. Bevor das Biogas in die Mem-
Das durch den Absorptionsprozess mit branmodule gelangt, erfolgt daher zunächst 10
Feuchtigkeit gesättigte Produktgas muss die Trocknung, dann eine Kompression auf
5
nach dem Absorptionsprozess noch einer ca. 5 bis 10 bar und wahlweise vor oder nach
Trocknung unterzogen werden. [2] der Kompression die Feinentschwefelung.
0
Im Membranmodul durchdringt das CO2 die
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Membranverfahren Membran und das CH4 wird zurückgehalten.
Aminwäsche Genosorb®-Wäsche Druckwasserwäsche
Bei Membranverfahren, die auch als Gas- In der praktischen Anwendung kommen
Druckwechseladsorption (PSA) Membran
permeationsverfahren bezeichnet werden, meist mehrstufige Verfahren zum Einsatz.
Quelle: IWES © FNR 2012
nutzt man unterschiedliche Durchlässigkei- Restmengen von Methan im Permeatstrom
ten (Permeabilitäten) polymerer Membran- machen eine Abgasnachbehandlung not- Abb. 11: Anzahl realisierter Biogasaufbereitungsprojekte nach Aufbereitungsverfahren im
werkstoffe zur Abtrennung unerwünschter wendig. Darüber hinaus ist die Kombina- Betrachtungszeitraum 2006–2011 (kumuliert) [12]
Gasbestandteile aus Biogas. Als Polymere tion von Membrantrenn-/Kryogenverfahren
kommen u. a. Celluloseacetat oder aroma- möglich. [2] [25]
Kryogene Verfahren Generell eignen sich die meisten Aufberei-
Bei Tieftemperaturverfahren kommt es tungsverfahren unter technischen Gesichts-
durch Temperaturabsenkung des Gasstro- punkten auch für kleine Anlagengrößen.
mes zur Kondensation bzw. Resublimie- Dies wird insbesondere deutlich, wenn
rung des CO2, wobei das CO2 in flüssiger man die Struktur der Biogasaufbereitungs-
oder fester Form vorliegt und bei ausrei- projekte in anderen europäischen Ländern
chender Reinheit auch einer wirtschaftli- betrachtet, wo im Durchschnitt deutlich
chen Nutzung zugeführt werden kann. Bis- geringere Anlagenkapazitäten zum Einsatz
her liegen für dieses Verfahren nur wenige kommen. So bestehen oder bestanden (z. B.
großtechnische Erfahrungen vor. [2] im Pilotmaßstab) für alle derzeit in Deutsch-
land großtechnisch in Betrieb befindlichen
Die Abbildung 11 zeigt die Verbreitung der Aufbereitungsverfahren Anlagen mit Roh-
für die Biogasaufbereitung genutzten Verfah- gaskapazitäten < 150 mn³/h.
Abb. 10: Membrananlage [13] ren in Deutschland. Abb. 12: Druckwechseladsorption [13]
18 19Die nachfolgende Tabelle 1 beschreibt die wichtigsten Kennwerte der verschiedenen Biogas- 4.3 Abgasnachbehandlung nachbehandlungsverfahren unempfind-
aufbereitungsverfahren. lich gegen korrosive Bestandteile (H2S)
Um den Grenzwerten des EEG, der GasNZV im Abgasstrom. Ein autothermer Betrieb
Tab.1: Kennwerte verschiedener Biogasaufbereitungsverfahren (IWES ergänzt nach [2]) und der TA Luft zu genügen, kann bei eini- (ohne Zudosierung eines Stützgases) ist
gen Biogasaufbereitungsverfahren eine Ab- ab einer Methankonzentration von ca.
gasbehandlung erforderlich sein [2]. 2 g CH4/m³ möglich. Bei dem Verfahren
Physikalische Absorption mit
organischen Lösungsmitteln
organischen Lösungsmitteln
wird das Abgas auf Oxidationstempera-
Chemische Absorption mit
Grundsätzlich sind folgende Begriffe zu tur erwärmt. Es erfolgt eine Durchleitung
unterscheiden: durch mehrere Kammern (meist 2–3),
• Methanschlupf (Methanverluste) wobei eine Strömungsumkehr durchge-
Verhältnis der Menge an Methan, wel- führt wird. Im System befinden sich Wär-
ches nicht in den Produktgasstrom ge- mespeicher, wodurch die Wärmeenergie
Membran
langt, zur Menge an Methan im Rohgas zyklisch zurückgewonnen wird, was den
Kryogen
bei Eintritt in die Biogasaufbereitungs- autothermen Betrieb des Systems er-
DWW
PSA
anlage. möglicht. [2]
Strom- [kWh/ 0,20– 0,20– 0,23– 0,06– 0,18– 0,18–
bedarf mn³BG] 0,25 0,30 0,33 0,15 0,25 0,33 • Maximale Methanemissionen in die • Katalytische Nachverbrennung
Wärme- [kWh/ Atmosphäre Durch katalytische Oxidationsverfahren
0 0 ~ 0,3 0,5–0,8 0 0 Verhältnis der Menge an Methan, das werden ähnlich wie bei der RTO Rest-
bedarf mn³BG]
Temperatur unoxidiert in die Atmosphäre austritt, zur mengen von CH4 im Abgasstrom der
55– 110– Menge an Methan im Rohgas bei Ein-
Prozess- [°C] – – – – Biogasaufbereitung oxidiert. Als Kata-
80 160
wärme tritt in die Biogasaufbereitungsanlage. lysatoren werden Platin, Palladium oder
Prozess- Es handelt sich dabei um den Teil des Kobalt eingesetzt. Wesentliche Unter-
[bar] 4–7 5–10 4–7 0,1–4 5–10
druck Methanschlupfes, der unoxidiert in die schiede zur RTO bestehen im niedri-
Methan- Atmosphäre austritt. geren Temperaturniveau und der Emp-
[%] 1–5 0,5–2 1–4 0,1 2–8
verlust findlichkeit gegen Katalysatorgifte (z. B.
Abgasnach- Für die Behandlung des Abgases stehen ver- H2S). Der Prozess kann ebenso bei sehr
behandlung schiedene Verfahren zur Reduzierung der niedrigen Methankonzentrationen be-
notwendig? Ja Ja Ja Nein Ja Ja
Methanemissionen zur Verfügung. Nachfol- trieben werden, wobei hingegen zu hohe
(EEG &
GasNZV) gend sind die relevantesten Verfahren auf- Methankonzentrationen zu vermeiden
geführt: sind, da diese zu einer Überhitzung des
Feinent-
schwefe- • Regenerativ-thermische Oxidation Katalysatorbetts führen können. [2] Im
Emp-
lung des Ja Nein Nein Ja Ja (RTO) praktischen Einsatz findet man das Ver-
fohlen
Rohgases Das Verfahren eignet sich besonders für fahren vereinzelt bei PSA-Anlagen.
notwendig? Abgasströme mit niedrigen Methankon-
Wasser- zentrationen, wie sie typischerweise bei • Schwachgasbrenner
Nein Ja Nein Ja Nein Nein
bedarf der Druckwasserwäsche oder der Geno- Zur Schwachgasverwertung ist auch der
Chemika- sorb®-Wäsche auftreten. Darüber hinaus Einsatz spezieller Brenner möglich, die mit
Nein Nein Ja Ja Nein Nein
lienbedarf
ist es im Vergleich zu anderen Abgas- niedrigen Methangehalten betrieben wer-
20 21den können. Der notwendige Mindestme- 4.4 Struktur des deutschen Tab. 2: Gaszusammensetzungen von Erdgasen aus unterschiedlichen Herkunftsgebieten [8]
thangehalt beträgt jedoch ca. 4 bis 5 %, Erdgasnetzes [20]
was einen wesentlichen Unterschied zu Kohlen- Stick-
Methan Ethan Propan Butane
den beiden vorab beschriebenen Ver- Das deutsche Erdgasnetz verfügt über dioxid stoff
in Vol.% in Vol.% in Vol.% in Vol.%
fahren darstellt. Da die meisten Bio- eine Gesamtlänge von etwa 495.000 km in Vol.% in Vol.%
gasaufbereitungsverfahren deutlich ge- [34] und gehört zu den am besten aus- H-Gas
ringere Methankonzentrationen im Ab- gebauten weltweit. Mit ihm lässt sich das Russland 98,3 0,5 0,2 0,1 0,1 0,8
gasstrom erreichen, ist entweder der Biomethan nicht nur transportieren, son- Nordsee I 88,6 8,4 1,7 0,7 0 0,6
Methanschlupf gezielt hoch einzustellen dern auch hervorragend speichern. Be-
Nordsee II 83,0 11,6 3,1 0,5 0,3 1,5
oder eine Zudosierung von höherkalo- dingt durch seine historische Entwicklung
L-Gas
rigem Gas (z. B. Rohgas) erforderlich. ist das Gasnetz schwer zu systematisie-
Großtechnische Relevanz besitzen so- ren. Eine Unterteilung erfolgt nach Druck- Holland I 81,3 2,8 0,4 0,3 1,0 14,2
genannte Flox®-Brenner (Flameless Oxi- stufen, Versorgungsebenen und brenn- Holland II 82,9 3,7 0,7 0,3 1,3 11,1
dation). Bei diesem Verfahren wird das technischen Kenndaten. Osthannover 79,5 1,1 0,1 0 0,7 18,6
Mischgas unter Einsatz vorerwärmter
Luft und ggf. Vorerwärmung des Abgases Die Netzebenen teilen sich auf in:
flammenlos verbrannt. Das Abgas des • Ebene 1: Internationales Ferntransportnetz qualität im jeweiligen Erdgasnetz, in wel- methans). Trotz der Kostenteilung zwischen
Brenners weist eine Temperatur von 600 • Ebene 2: Überregionales Transportnetz ches das aufbereitete Biogas eingespeist Anschlussnehmer (Betreiber der Biogasauf-
bis 700 °C auf. [2] Zum Einsatz kommen • Ebene 3: Regionales Transportnetz werden soll, hat neben der Zusammenset- bereitungsanlage) und Netzbetreiber bei
Schwachgasbrenner vor allem bei der • Ebene 4: Lokales Verteilnetz zung des Biomethans und der Art der Ein- der Installation des Netzanschlusses ist der
PSA und bei Membranverfahren. speisung (Austauschgas oder Zusatzgas) Netzbetreiber Eigentümer und Betreiber des
Die Differenzierung der Druckstufen erfolgt maßgeblichen Einfluss auf Art und Umfang Netzanschlusses. Die Kosten für Betrieb und
nach: der Konditionierung (Anpassung des einzu- Wartung werden komplett vom Netzbetrei-
• Hochdruck-Netz (HD): 1–120 bar speisenden Gases durch Zudosierung von ber getragen.
• Mitteldruck-Netz (MD): 0,1–1 bar Flüssiggas und/oder Luft an die brenntech-
• Niederdruck-Netz (ND): bis 0,1 bar nischen Eigenschaften des Erdgases im Nachfolgend werden wesentliche Funktio-
Erdgasnetz). nen der Einspeiseanlage dargestellt:
Eine Einteilung nach den brenntechni- • Schaffung einer baulichen Verbindung
schen Kenndaten des Erdgases erfolgt zwischen Biogasaufbereitungsanlage
durch die Bezeichnungen: 4.5 Biogaskonditionierungs- (BGAA) und dem Gasnetz
• H-Gasnetz (Hoher [High] Brennwert im und -einspeiseanlagen • Eichfähige Messung des Biomethans
Bereich von ca. 11,1–12,5 kWh/m³) (abrechnungstechnisch relevante Mes-
• L-Gasnetz (Niedriger [Low] Brennwert im Gemäß § 32 GasNZV besteht der Netz- sungen wie Gasmengenmessung und
Bereich von ca. 9,1–11,0 kWh/m³) anschluss aus der Verbindungsleitung Messung kalorischer Parameter)
zwischen Biogasaufbereitungsanlage und • Gasbeschaffenheitsmessung
Die verfügbaren Erdgase unterscheiden Gasversorgungsnetz, der Gasdruck-Regel- • Konditionierung des Biomethans (An-
sich nach ihrer geografischen Herkunft Messanlage (GDRM), der Einrichtung zur passung der brenntechnischen Eigen-
Abb. 13: Abgasnachbehandlungsanlage (hier:
RTO) zur Reinigung von Abluftströmen (hier ca. (siehe Tabelle 2) und führen zu regional Druckerhöhung und der eichfähigen Mes- schaften des Biomethans an die des im
2.000 mn³/h) einer Druckwasserwäsche [13] unterschiedlichen Gasqualitäten. Die Gas- sung des einzuspeisenden Biogases (Bio- Gasnetz befindlichen Erdgases)
22 23• Odorierung des Biomethans gemäß meter, die über eine eichrechtliche Zulas- BGAA), der sich je nach Aufbereitungsver-
DVGW G 280-1 und G 281 (entfällt bei sung verfügen, zum Einsatz. PGC dienen fahren im Bereich von wenigen mbar bis
hohen Druckstufen) gleichfalls der Gasbeschaffenheitsmes- ca. 8 bar bewegt, und dem notwendigen
• Druckerhöhung des Biomethans auf sung zur Überwachung der in den Arbeits- Ausgangsdruck (Druck im Erdgasnetz)
den Netzdruck blättern G 260 und G 262 aufgeführten werden Verdichter ein- oder auch mehr-
Grenzwerte. stufig ausgeführt. In den meisten Fällen
Bauliche Verbindung zum Erdgasnetz findet man Einspeiseprojekte, die in Netz-
In den meisten Fällen befindet sich die Konditionierung druckstufen bis 16 bar einspeisen. In
Einspeiseanlage unmittelbar an der Auf- Um bei Austauschgaseinspeisung eine An- diesen Fällen erfolgt die Verdichtung auf
bereitungsanlage (meist sogar auf dem- passung der brenntechnischen Kenndaten Netzdruck in der Regel (in Abhängigkeit
selben Gelände). Die Verbindungsleitung (Brennwert und Wobbeindex) des Biome- des Vordrucks) mit nur einer Verdichter- Abb. 14: Biogaseinspeisestation [13]
zum Erdgasnetz kann je nach Lage eine thans an die des Erdgases im Erdgasnetz stufe.
Länge von mehreren Kilometern aufwei- durchzuführen, ist eine Konditionierung
sen. Größtenteils werden jedoch BGAA in notwendig. Diese erfolgt in der Regel DEFINITIONEN [8] 4.6 Anlagensicherheit
direkter örtlicher Nähe zu Erdgasnetzen durch eine Zudosierung von Flüssiggas. Je
geplant, so dass Entfernungen von 2 km in nach Gaszusammensetzung des Erdgases Grundgase sind die in einem Versor- Um die technische Sicherheit der Gas-
der Regel nicht überschritten werden. Da kann auch eine Absenkung des Brennwer- gungsgebiet üblicherweise verteilten netze und die Versorgungssicherheit für
in den meisten Fällen Austauschgas ein- tes mittels Luft (L-Gasnetzgebiete) bzw. Gase. (g Erdgas im Erdgasnetz) die Gaskunden nicht zu beeinträchtigen,
gespeist wird, entspricht das Biomethan eine anteilige Zugabe von Flüssiggas und sind in den DVGW-Arbeitsblättern G 260
in dieser Leitung bereits den Vorgaben der Luft (bestimmte H-Gasnetzgebiete) not- Zusatzgase sind Gasgemische, die sich und G 262 die Anforderungen an die Gas-
DVGW G 260/262, ist konditioniert, auf wendig sein. in Zusammensetzung und brenntechni- eigenschaften festgelegt. In der DVGW
Netzdruck komprimiert und, sofern not- schen Kenndaten wesentlich vom Grund- Prüfgrundlage VP 265-1 werden außer-
wendig, odoriert. Odorierung gas unterscheiden. Sie können dem dem die sicherheitstechnischen Mindest-
Gemäß DVGW G 280-1 müssen Gase der Grundgas in begrenzter Menge zugesetzt anforderungen für die Aufbereitung über
Messtechnik öffentlichen Gasversorgung über einen werden. Die Forderung nach gleicharti- die Verdichtung, Druckregelung, Konditio-
Die in der Einspeisestation vorhandene hinreichenden Warngeruch verfügen. Dies gem Brennverhalten des Gemisches be- nierung und Messung bis zur Einspeisung
Messtechnik hat mehrere Funktionen zu wird durch den Zusatz eines Odoriermittels stimmt die mögliche Höhe des Zusatzes. von Biomethan in Erdgasnetze geregelt.
erfüllen. Sie dient der Überwachung der erreicht. Bei der Einspeisung in Transport- (g unkonditioniertes Biomethan) Sie gilt für die Planung, Fertigung, Errich-
in den DVGW Arbeitsblättern G 260 und netze findet in der Regel keine Odorierung tung, Prüfung und Inbetriebnahme von
G 262 aufgeführten Grenzwerte für ver- statt. Ebenso kann bei der Einspeisung nur Austauschgase sind Gasgemische, die Biogasaufbereitungs- und -einspeisean-
schiedene Parameter. Um den Energiege- geringer Mengen (geringes Verhältnis von trotz ihrer vom Grundgas abweichenden lagen und verweist u. a. auf verschiedene
halt der eingespeisten Biomethanmenge Volumenstrom Biomethan zu Volumen- Zusammensetzung und ggf. abweichen- Gesetze und Verordnungen, DIN-Normen
bestimmen zu können, muss sowohl eine strom Erdgas) eine Odorierung entfallen. den Kenndaten bei gleichem Gasdruck und DVGW-Regelwerke. [9]
Brennwert- als auch eine Volumenmes- und unveränderter Geräteeinstellung
sung (Gasmengenmessung) durchgeführt Druckerhöhung (z. B. eines Erdgasbrenners) ein gleich- Für Endverbraucher gelten bei der Nutzung
werden. Zur Bestimmung des abrech- Die Druckerhöhung auf Netzdruck erfolgt artiges Brennverhalten wie das Grund- von Biomethan die gleichen Sicherheitsbe-
nungstechnisch relevanten Brennwertes in der Regel mit Kolben- und/oder Schrau- gas aufweisen. (g konditioniertes Bio- stimmungen wie beim Umgang mit Erdgas.
kommen sowohl Prozessgaschromatogra- benverdichtern. In Abhängigkeit des Ein- methan)
phen (PGC) als auch Verbrennungskalori- gangsdrucks (Ausgangsdruck aus der
24 255 Nutzungsmöglichkeiten meist Erdgas/Biomethan-Mischprodukte Biomethan im Wärmemarkt
angeboten werden. Eine Alternative hierzu Biomethan kann als Erdgassubstitut auch
von Biomethan bildet die direkte Anbindung einer Biogas- im Wärmemarkt in konventionellen Erd-
tankstelle an eine Biogasaufbereitungs- gasbrennern und Brennwertthemen zum
anlage, wobei es hier auch physisch zu Einsatz kommen. Hierfür muss der Haus-
Um die Energieversorgung der Zukunft zu Biomethan in der einer Betankung mit Methan aus Biogas eigentümer seine bestehende Heizung
sichern und sie unabhängiger von fossilen Kraft-Wärme-Kopplung kommt. Hierzu gibt es jedoch bisher in nicht austauschen. Auch herkömmliche
und atomaren Quellen zu machen, sind Ein wesentlicher Nutzungspfad für Biome- Deutschland nur wenige Referenzen, wo- Haushaltsgasgeräte, wie z. B. Gasherde
erhebliche Anstrengungen zur Energieein- than stellt die gekoppelte Produktion von bei die Biogastankstelle in Jameln ein Pio- oder Gastrockner, können mit Biomethan
sparung, aber auch zur Erschließung er- elektrischer und thermischer Energie in nierprojekt darstellt und sich mittlerweile betrieben werden. Viele Gasversorger bie-
neuerbarer Quellen erforderlich. Blockheizkraftwerken dar, die für den Betrieb seit mehreren Jahren etabliert hat. Die zu- ten Biomethan/Erdgas-Mischprodukte mit
von Erdgas ausgelegt sind. Der Leistungs- künftige Marktentwicklung von Biogas als unterschiedlichen Biomethananteilen (5,
Biomethan ist ein sehr hochwertiger er- bereich erstreckt sich von ~1 kWel bis zu Kraftstoff ist jedoch maßgeblich von der 10 oder 20 % Biomethan) an, die auch für
neuerbarer Energieträger und wichtiger > 10 MWel. Bei den meisten marktverfüg- Entwicklung der Verbreitung von Erdgas- private Nutzer erhältlich sind. 100 %-Biome-
Bestandteil zukunftsfähiger Energiekon- baren Anlagen kommen Otto-Motoren zum fahrzeugen abhängig. Aktuell gibt es ca. thanprodukte sind eher selten und in der
zepte. Es wird großtechnisch erzeugt, Einsatz. Im sehr kleinen Leistungsbereich 90.000 Erdgasfahrzeuge in Deutschland. Regel deutlich teurer als reine Erdgaspro-
über die bestehenden Erdgasnetze trans- werden vereinzelt auch Expansions-Dampf- Der Markt für Biogas als Kraftstoff ist in dukte mit gleichem Energiegehalt.
portiert, gespeichert und verteilt und kann maschinen und Stirling-Motoren eingesetzt. Deutschland daher momentan eher als
bedarfsgerecht und effizient zum Einsatz Im MW-Bereich finden zum Teil auch Gas- Nischenmarkt zu betrachten.
kommen. [11] Biomethan ist sowohl für diesel- und Zündstrahlmotoren Verwendung.
die Industrie als auch für öffentliche und [24] Relevante Anlagengrößen für Biomethan-
private Energieverbraucher nutzbar und KWK-Anlagen bewegen sich bisher im Leis-
kann wahlweise zur Strom- und Wärme- tungsbereich von < 100 kWel bis ~1 MWel,
erzeugung, aber auch als Kraftstoff fun- wobei typische Größenordnungen im Bereich
gieren. von 500 kWel liegen. Mittlerweile sind auch
im kleinskaligen Bereich (Mini-BHKW) immer
mehr KWK-Anlagen marktverfügbar, die sich
5.1 Biomethannutzung auch für die gekoppelte Strom- und Wärme-
erzeugung aus Erdgas oder Biomethan in Ein-
Entsprechend dem Biogas-Monitoringbe- und Mehrfamilienhäusern eignen.
richt 2011 der Bundesnetzagentur (BNetzA)
wurden 2010 die gehandelten (und einem Biomethan als Kraftstoff
Nutzungspfad zugeordneten) Biomethan- Biomethan kann als Kraftstoff für Erdgas-
mengen den drei Nutzungspfaden „KWK“, fahrzeuge problemlos genutzt werden. Eine
„Kraftstoff“ und „Haushalt, Industrie, Gewer- Möglichkeit stellt die Einspeisung von Bio-
be“ zugeordnet. Hiernach entfiel der größte methan in das Erdgasnetz und die anschlie-
Anteil auf die KWK-Nutzung. [19] ßende virtuelle Bereitstellung an Erdgas-
tankstellen dar. Dies geschieht schon heute
an vielen Tankstellen in Deutschland, wobei Abb. 15: Biogastankstelle in Jameln [13]
26 27Biomethan zur stofflichen Nutzung Nachweisführung 6 Rechtliche Rahmenbedingungen
Da Biomethan bedingt durch den hohen Im Gegensatz zum Erdgashandel hat beim
Methangehalt über ähnliche Eigenschaf- Handel mit Biomethan die Erstellung eines
und Wirtschaftlichkeit
ten wie Erdgas verfügt, kommt es grund- Herkunftsnachweises zu erfolgen. Dieser
sätzlich auch für eine stoffliche Nutzung beinhaltet die spezifischen „Eigenschaf-
in der chemischen Industrie in Form eines ten“ des Biomethans, die wiederum für 6.1 Rechtliche Voraussetzung für die Vergütung von
Erdgassubstituts in Frage. In der chemi- die Nutzung des Biomethans als Nachweis Rahmenbedingungen Strom aus Biogas ist der Einsatz von Bio-
schen Industrie werden ca. 3 % des Erd- dienen, um z. B. die entsprechende EEG- masse im Sinne der Biomasseverordnung
gasaufkommens in Deutschland für eine Vergütung bei der Konversion in einem Die Rahmenbedingungen für die Einspei- (BiomasseV).
stoffliche Nutzung verwendet. Hierbei wird Biomethan-BHKW erhalten zu können. In sung von Biomethan ins Erdgasnetz sind
Erdgas meist in Synthesegas (Gemisch Deutschland können diese Herkunfts- und europaweit in der Richtlinie 2003/55/EG Bei der Biogasaufbereitung und Einspei-
aus Kohlenmonoxid und Wasserstoff) um- Eigenschaftsnachweise für ins Erdgas- des Europäischen Parlaments und des Ra- sung ins Erdgasnetz muss für eine Ver-
gewandelt. Synthesegas ist eine bedeu- netz eingespeistes Biomethan im Biogas- tes vom 26. Juni 2003 über gemeinsame gütung durch das EEG die Menge an Gas,
tende Quelle für Basischemikalien und register der Deutschen Energie-Agentur Vorschriften für den Erdgasbinnenmarkt die aus dem Gasnetz entnommen wurde,
damit eine der wichtigsten Grundlagen für GmbH (dena) dokumentiert werden. Dafür geregelt. Ein einheitlicher Standard für im Wärmeäquivalent der Menge von Bio-
viele chemische Produkte. [18] können sich Produzenten, Händler, Ver- die Einspeisung von Biomethan existiert in gas entsprechen, die vorher an einem an-
braucher, Umweltgutachter und andere Europa jedoch nicht. deren Ort ins Gasnetz eingespeist worden
Sachverständige auf der Internetplattform ist. Hierbei reicht es aus, wenn die Mengen
5.2 Biomethanhandel www.biogasregister.de registrieren lassen. In Deutschland werden die Rahmenbedin- am Ende jedes Kalenderjahres überein-
und Nachweisführung Grundsätzlich funktioniert das Register gungen für die Biomethaneinspeisung in stimmen und über ein Massenbilanzsystem
wie folgt: dem 2007 von der Bundesregierung verab- nachgewiesen wurden. Tatsächlich vergütet
Biomethanhandel schiedeten Integrierten Energie- und Kli- wird dann der Strom, der aus dem entnom-
Neben der Möglichkeit des direkten Ver- Der Biomethan-Produzent bucht die ins maschutzprogramm (IEKP) festgelegt und menen Gas produziert worden ist. Damit
tragsabschlusses zwischen Biomethan- Erdgasnetz eingespeisten Biomethanmen- maßgeblich durch das Erneuerbare-Ener- kann an Orten mit hinreichender Wärme-
produzenten (Einspeiser) und Biomethan- gen ins Biogasregister ein. Durch einen gien-Gesetz, das Erneuerbare-Energien- nachfrage das Biomethan in KWK-Anlagen
nutzer (z. B. BHKW-Betreiber) besteht als Umweltgutachter oder Sachverständigen Wärmegesetz, die Gasnetzzugangs- und verstromt werden. Biomethan-BHKW sind
Einspeiser auch die Möglichkeit, die Ver- werden die Angaben vor Ort überprüft und Gasnetzentgeltverordnung umgesetzt. generell wärmegeführt zu betreiben.
marktung des Biomethans durch einen im Biogasregister bestätigt. Anschließend
Händler abzudecken. Biomethanhändler können die Biogasmengen verteilt und ge- Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) Mit der Novellierung des EEG wird ab 2012
kaufen Biomethan von verschiedenen handelt werden. Grundlegendes Ziel des Erneuerbaren- ein Gasaufbereitungs-Bonus, der sich an
Produzenten und vermarkten dieses wie- Energien-Gesetzes ist es, den Anteil der der Nennleistung der Aufbereitungsanlage
derum an mehrere Kunden/Verbraucher. Erneuerbaren Energien an der Stromver- orientiert, eingeführt:
Der Händler deckt somit den Transport, sorgung bis zum Jahr 2020 auf mindestens 1. „Der Anspruch auf den Gasaufberei-
potenziell die Nachweisführung und die 30 % zu steigern und danach kontinuierlich tungs-Bonus nach § 27c Absatz 2 be-
damit verbundenen Verträge ab. weiter zu erhöhen. Dafür garantiert das steht für Strom, der in Anlagen mit einer
EEG eine Vergütung für die Einspeisung Bemessungsleistung bis einschließlich
von Strom aus Erneuerbaren Energien für 5 Megawatt erzeugt wird, soweit das Gas
das Jahr der Inbetriebnahme und weitere nach § 27c Absatz 1 eingespeist und vor
20 Jahre. der Einspeisung in das Erdgasnetz auf-
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