3 Praxistag Biogas Fachkolloquium Biogasanlagen und Biogasaufbereitungsanlagen Ingenieurbro

3. Praxistag Biogas Fachkolloquium Biogasanlagen und Biogasaufbereitungsanlagen Ingenieurbüro H. Berg & Partner Gmb. H Dipl. -Ing. Jürgen Neuß | Dipl. -Ing. Frank Platzbecker

Gliederung Teil 1 Schadstoffe im Rohgas von Abfallvergärungsanlagen und verfahrenstechnische Ansätze zur Vermeidung von Betriebsstörungen bei der Biogasaufbereitung Dipl. -Ing. Jürgen Neuß Geschäftsführer / Gesellschafter Ingenieurbüro H. Berg & Partner Gmb. H Fachbereichsleiter Biogas – Projektentwicklung & -planung Seit 1991 tätig bei H. Berg & Partner Gmb. H 2

Gliederung Teil 2 Betriebskostenoptimierung am Beispiel der BGAA Zülpich. Geich/BGA Diefenthal Dipl. -Ing. Frank Platzbecker Fachbereichsleiter Biogas – Projektabwicklung & Monitoring Seit 2001 tätig bei H. Berg & Partner Gmb. H

Ingenieurbüro H. Berg & Partner Gmb. H Gründung 1981, seit 1993 Gmb. H 4 im Büro tätige Gesellschafter 32 Mitarbeiter/-innen 2, 70 Mio. € Jahresumsatz Zertifiziert nach DIN ISO 9001: 2008 Dipl. -Ing. Jürgen Neuß Partnerbüros in Belgien (Eupen) und Luxemburg (Diekirch) 4

Fachbereiche des Büros Gewässer Trinkwasser Straße Abwasser Energie 5

Teil 1 Schadstoffe im Rohgas von Abfallvergärungsanlagen und verfahrenstechnische Ansätze zur Vermeidung von Betriebsstörungen bei der Biogasaufbereitung Dipl. -Ing. Jürgen Neuß Teil 2 Betriebskostenoptimierung am Beispiel der BGAA Zülpich. Geich/BGA Diefenthal Dipl. -Ing. Frank Platzbecker Dipl. -Ing. Jürgen Neuß 6

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1. 1 Prozesskette CO 2 Biogasaufbereitung Biogaserzeugung Biomethanverwertung Biomethan Biogas Methananreicherung durch Entfernen von CO 2 Biomasse 60 % CH 4 40 % CO 2 + N 2 Dipl. -Ing. Jürgen Neuß Vorreinigung Einspeisestation Erdgasnetz Haushalte Industrie Satelliten-BHKW Erdgastankstellen 96 % Methan 4 % CO 2 + N 2 7

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1. 2 Prinzip Aminwäschen O 2 zerstört das Amin der Verbrauch steigt Biomethan Rohbiogas CO 2 Vorreinigung Einspeise -anlage Desorber Gasnetz WÄRME H 2 S Entfernung Absorber Wärmeübertragung Waschmittelregeneration Konditionierung Biogasaufbereitung Dipl. -Ing. Jürgen Neuß 8

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1. 2 Prinzip Druckwechseladsorption (PSA �LPSA) H 2 S Biomethan CO 2 STROM Vorreinigung Ve Einspeise -anlage Gasnetz Rohbiogas Verdichtung H 2 S Entfernung Adsorber Konditionierung Biogasaufbereitung Dipl. -Ing. Jürgen Neuß 9

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1. 2 Prinzip Druckwechseladsorption (PSA �LPSA) § Rohgas wird in mit Aktivkohle gefüllten Behältern unter Druck gesetzt § CO 2 dringt in die Poren der Aktivkohle ein �entweicht wieder bei Druckabfall § H 2 S verstopft die Aktivkohleporen irreversibel Dipl. -Ing. Jürgen Neuß 10

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1. 3 Grundfließschema Physikalische Wäsche / Druckwäsche Druckwasserwäsche NH 3 ≥ 98 Vol% CH 4 Biomethan Abgas Keime, Bakterien Desorption 45 Vol% CH 4 K 1 7 bar (ü) K 2 K 3 Strippluft Verdichter Kühler Pumpe SOLVENT Dipl. -Ing. Jürgen Neuß 11 Nach Schwelm Anlagentechnik Gmb. H Rohgas Flash Wärmetauscher Absorption

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1. 3 Organisch-physikalische Druckwasserwäsche in Zülpich-Geich I. Schwefelwasserstoff (H 2 S) II. Ammoniak (NH 3) III. Siloxane (R 3 Si – [O – Si. R 3] – O – Si. R 3) IV. Organische Säuren, insbesondere Ameisensäure (HCOOH) Dipl. -Ing. Jürgen Neuß 12

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas I) Aktivkohlefilter zur Elimination von Schwefelwasserstoff (H 2 S) § § Dipl. -Ing. Jürgen Neuß H 2 S kann zur Bildung von Schwefelsäure (H 2 SO 4) im Prozess führen �Zerstörung von Metallteilen �Ablagerungen, Belegung von Wärmetauschern Bei zu hohen H 2 S-Konzentrationen sind die Abgaswerte nach TA-Luft nicht einzuhalten § H 2 S kann mit anderen Stoffen reagieren (z. B. NH 3, Metallen), so dass sich schädliche Zwischenprodukte bilden können �siehe nachfolgende Punkte § H 2 S-Entfernung möglichst mit einem redundanten, in Reihe geschalteten Aktivkohlefilter § Online-Messung des H 2 S-Gehaltes im Rohgas zwingend erforderlich 13

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas II) Gaswaschtrockner zur Reduzierung von Ammoniak (NH 3) Dipl. -Ing. Jürgen Neuß § Die NH 3 -Konzentration im Rohgas ist stark abhängig von der Gastemperatur und der Substratzusammensetzung des Fermenterinput (auch bei Nawa. Ro. Anlagen sind die NH 3 Konzentrationen aufgrund der Beimischung von Mist, HTK, etc. mittlerweile bedeutend) § NH 3 reagiert mit H 2 S zu einem Salz (Ammoniumsulfat), welches Rohrleitungen, Wärmetauscher etc. zusetzt § Bei zu hohen NH 3 -Konzentrationen sind die Abgaswerte nach TA-Luft nicht einzuhalten § Ammoniak ist wasserlöslich �Gaswaschtrockner �keine 100 % Reduktion 14

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas III) Aktivkohlefilter zur Entfernung von Siloxane § Siloxane durchwandern den Aufbereitungsprozess und landen letztendlich im Erdgasnetz § Bei der Verbrennung des Gases bildet sich Siliciumoxid (Sand) Ø Schadensfall BGA Wenning Ø Siliciumbelag auf Brennwertgeräten führte zum Ausfall der Gasbrennwertgeräte in einer ganzen Ortslage § Entstehung von Siloxanen: Ø Fettabscheider Ø Zitrusfrüchte ? Ø Fremdstoffe im Bioabfall Aktivkohle-“Polizei“-Filter Dipl. -Ing. Jürgen Neuß 15

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas IV) Organische Säuren, insbesondere Ameisensäure (HCOOH) § Das Absorptionsmittel ist ein organisches Waschmittel mit langkettigen Kohlenstoffverbindungen (Homologene) § Die langkettigen Kohlenwasserstoffe werden durch Ameisensäure (organische Säure) zerstört �die Waschleistung sinkt �das Waschmittel verflüchtigt sich § Wie kommt es zur Anreicherung von Ameisensäure in der Aufbereitungsanlage? Waschkolonne Ø Eintrag aus der BGA �unwahrscheinlich Ø Biologische Bildung im Prozess � unwahrscheinlich Ø Oxidation von Formaldehyd u. Methan etc. �unwahrscheinlich Ø Reduktion von CO 2 �!? § Vermeidungsstrategie: Elimination von H 2 S und Auswaschung von Säuren im Gaswaschtrockner Dipl. -Ing. Jürgen Neuß 16

Teil 1 Schadstoffe im Rohgas von Abfallvergärungsanlagen und verfahrenstechnische Ansätze zur Vermeidung von Betriebsstörungen bei der Biogasaufbereitung Dipl. -Ing. Jürgen Neuß Teil 2 Betriebskostenoptimierung am Beispiel der BGAA Zülpich. Geich/BGA Diefenthal Dipl. -Ing. Frank Platzbecker Dipl. - Ing. Frank Platzbecker 17

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA Wirtschaftlichkeit von Aufbereitungsanlagen I. Gasspeicher II. Energiekosten III. Effizienz / Methanschlupf BGAA Zülpich-Geich Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 18

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 1 Gasspeicher Dipl. -Ing. Frank Platzbecker ■ Ausgleich von Produktionsschwankungen ■ sehr kleine vorhandene Gasspeicher erfordern i. d. R. den Neubau eines entsprechenden Gasspeichervolumens ■ Genehmigungsbehörden fordern zur Vermeidung von Emissionen während der Wartung (BIm. Sch. G) z. B. für 6 h – 8 h 19

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 1 Gasspeicher Volllaststunden 8. 320 h = 95 % 15, 41 €/MWh Volllaststunden 8. 060 h = 92 % 15, 81 €/MWh 3% weniger Volllaststunden � 64. 000, 00 €/a Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 20

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 2 Stromeinkauf Schlupf 2, 5 %; Wartung und 55. 936, 25 € Instandhaltung, extern; 35. 121, 00 € Verbrauchsmittel; 26. 740, 00 € Kapitalkosten; 251. 000, 00 € Personalkosten Betrieb; 36. 000, 00 € Betriebsführung, Jahreskosten: 644. 000 € Versicherung, Buchhaltung; 24. 000, 00 € prognostizierter Gewinn: ca. 50. 000 € Energiekosten ; 214. 743, 30 € Kapitalkosten Personalkosten Betrieb Verbrauchsmittel Dipl. -Ing. Frank Platzbecker Energiekosten Wartung und Instandhaltung, extern Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung Schlupf 2, 5 % 21

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 2 Stromeinkauf Wartung und Instandhaltung, extern; 35. 121, 00 € Schlupf 2, 5 %; 55. 936, 25 € Verbrauchsmittel; 26. 740, 00 € Kapitalkosten; 251. 000, 00 € Personalkosten Betrieb; 36. 000, 00 € Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung; 24. 000, 00 € Jahreskosten: 644. 000 € Energiekosten ; 214. 743, 30 € Kapitalkosten Personalkosten Betrieb Verbrauchsmittel Dipl. -Ing. Frank Platzbecker Energiekosten Wartung und Instandhaltung, extern Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung Schlupf 2, 5 % 22

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 2 Eigenstromnutzung Aufbereitungskosten , ##0. 00 €/MWH Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung , ##0. 00 €/MWH 0, 25 k. Wh/m³; 17 ct/k. Wh , ##0. 00 €/MWH 2009 2014 Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 2019 2024 2029 2034 2039 23

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 2 Eigenstromnutzung Aufbereitungskosten , ##0. 00 €/MWH Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung , ##0. 00 €/MWH 0, 25 k. Wh/m³; 8, 77 ct/k. Wh , ##0. 00 €/MWH 0, 25 k. Wh/m³; 17 ct/k. Wh , ##0. 00 €/MWH 2009 2014 Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 2019 2024 2029 2034 2039 24

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 2 Eigenstromnutzung Aufbereitungskosten , ##0. 00 €/MWH Jahreskosten �≈ 120. 000 €/a , ##0. 00 €/MWH Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung , ##0. 00 €/MWH 0, 20 k. Wh/m³; 8, 77 ct/k. Wh 0, 25 k. Wh/m³; 8, 77 ct/k. Wh , ##0. 00 €/MWH 0, 25 k. Wh/m³; 17 ct/k. Wh Optimierung Anlagenbauer , ##0. 00 €/MWH 2009 2014 Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 2019 2024 2029 2034 2039 25

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 2 Stromeinkauf Schlupf 2, 5 %; Wartung und 55. 936, 25 € Instandhaltung, extern; 35. 121, 00 € Personalkosten Betrieb; 36. 000, 00 € Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung; 24. 000, 00 € Verbrauchsmittel; 26. 740, 00 € Jahreskosten: 644. 000 € Kapitalkosten; 251. 000, 00 € Energiekosten ; 214. 743, 30 € Kapitalkosten Personalkosten Betrieb Verbrauchsmittel Dipl. -Ing. Frank Platzbecker Energiekosten Wartung und Instandhaltung, extern Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung Schlupf 2, 5 % 26

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 2 Stromeinkauf Schlupf 2, 5 %; 55. 936, 25 € Verbrauchsmittel; 26. 740, 00 € Wartung und Instandhaltung, extern; 35. 121, 00 € Personalkosten Betrieb; 36. 000, 00 € Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung; 24. 000, 00 € Kapitalkosten; 251. 000, 00 € Jahreskosten: 644. 000 € Energiekosten ; 214. 743, 30 € Kapitalkosten Personalkosten Betrieb Verbrauchsmittel Dipl. -Ing. Frank Platzbecker Energiekosten Wartung und Instandhaltung, extern Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung Schlupf 2, 5 % 27

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 3 Methanschlupf CO 2 Luftbestandteile Methan Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 28

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 3 Methanschlupf § Nachoxidation der CH 4 -Anteile § Grenzwert 0, 2 % Methan Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 29

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 3 Methanschlupf Ziel autothermer Betrieb § Wie hoch sind die Methananteile im Abgas? § Wie können die Verluste gemessen werden? Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 30

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 3 Methanschlupf § Durchführung einer Messung durch nach § 26 BIm. Sch. G zugelassenes Labor Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 31

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 3 Methanschlupf Heute Fest installierte online Messung Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 32

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 3 mögliche Einflussgrößen § Kolonnengröße § Druck § Temperatur § Geometrie Empfehlung: § garantierter Verlust im Vertrag § Leistungsnachweis vor Abnahme! Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 33

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2. 3 Methanschlupf Schlupf 1, 5 %; 33. 561, 75 € Wartung und Instandhaltung, extern; 35. 121, 00 € Personalkosten Betrieb; 36. 000, 00 € Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung; 24. 000, 00 € Verbrauchsmittel; 26. 740, 00 € Kapitalkosten; 251. 000, 00 € Jahreskosten: 497. 000 € �≈ 150. 000 €/a prognostizierter Gewinn: ca. 200. 000 € Energiekosten ; 90. 113, 03 € Kapitalkosten Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung Wartung und Instandhaltung, extern Verbrauchsmittel Dipl. -Ing. Frank Platzbecker Energiekosten Personalkosten Betrieb Schlupf 1, 5 % 34

Ingenieurbüro H. Berg & Partner Gmb. H Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Dipl. -Ing. Jürgen Neuß | Dipl. -Ing. Frank Platzbecker 35