Fachkolloquium Biogasanlagen und Biogasaufbereitungsanlagen Ingenieurbüro H. Berg & Partner...

Fachkolloquium Biogasanlagen und Biogasaufbereitungsanlagen

I n g e n i e u r b ü r o H . B e r g & P a r t n e r G m b HDipl.- Ing. Jürgen Neuß | Dipl.- Ing. Frank Platzbecker

3. Praxistag Biogas

2

Gliederung

Teil 1Schadstoffe im Rohgas von Abfallvergärungsanlagen und verfahrenstechnische Ansätze zur Vermeidung von Betriebsstörungen bei der BiogasaufbereitungDipl.-Ing. Jürgen Neuß

Geschäftsführer / Gesellschafter Ingenieurbüro H. Berg & Partner GmbH

Fachbereichsleiter Biogas – Projektentwicklung & -planung

Seit 1991 tätig bei H. Berg & Partner GmbH

3

Gliederung

Teil 2Betriebskostenoptimierung am Beispiel der BGAA Zülpich-Geich/BGA DiefenthalDipl.-Ing. Frank Platzbecker

Fachbereichsleiter Biogas – Projektabwicklung & Monitoring

Seit 2001 tätig bei H. Berg & Partner GmbH

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 4

Ingenieurbüro H. Berg & Partner GmbH

Gründung 1981, seit 1993 GmbH

4 im Büro tätige Gesellschafter

32 Mitarbeiter/-innen

2,70 Mio. € Jahresumsatz

Zertifiziert nach DIN ISO 9001:2008

Partnerbüros in Belgien (Eupen) und Luxemburg (Diekirch)

5

Fachbereiche des Büros

Gewässer Trinkwasser Abwasser

Straße Energie

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 6

Teil 1Schadstoffe im Rohgas von Abfallvergärungsanlagen und verfahrenstechnische Ansätze zur Vermeidung von Betriebsstörungen bei der BiogasaufbereitungDipl.-Ing. Jürgen Neuß

Teil 2Betriebskostenoptimierung am Beispiel der BGAA Zülpich-Geich/BGA DiefenthalDipl.-Ing. Frank Platzbecker

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 7

1.1 Prozesskette

Vor-reini-gung

Ein-speise-station

Biomasse

Haushalte

Industrie

Erdgastankstellen

Satelliten-BHKW

Biogaserzeugung Biogasaufbereitung Biomethanverwertung

Erd

ga

sne

tz

Methananreicherung durch

Entfernen von CO2

Biogas

Biomethan

60 % CH4

40 % CO2 + O2 + N2

96 % Methan4 % CO2 + O2 + N2

CO2

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 8

1.2 Prinzip Aminwäschen

Vor-reini-gung

Desorber

Biogasaufbereitung

Rohbiogas

Biomethan

AbsorberH2S Entfernung

CO2

Einspeise-anlage

Waschmittel-regeneration

Konditionierung

Gasnetz

WÄRME

Wärme-übertragung

O2 O2 zerstört das Amin

der Verbrauch steigt

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

Ve

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 9

1.2 Prinzip Druckwechseladsorption (PSA LPSA)

Vor-reini-gung

Biogasaufbereitung

Rohbiogas

Biomethan

AdsorberVerdichtung

CO2

Einspeise-anlage

Konditionierung

Gasnetz

STROM

H2S Entfernung

H2S

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 10

1.2 Prinzip Druckwechseladsorption (PSA LPSA)

Rohgas wird in mit Aktivkohle gefüllten Behältern unter Druck gesetzt

CO2 dringt in die Poren der Aktivkohle ein entweicht wieder bei Druckabfall

H2S verstopft die Aktivkohleporen irreversibel

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 11

1.3 Grundfließschema Physikalische Wäsche / Druckwäsche

Nac

h S

chw

elm

Anl

agen

tech

nik

Gm

bH

Absorption Flash Desorption

Abgas

Rohgas

Verdichter

Kühler

Wär

met

ausc

her

Pumpe

SOLVENT

K1 K2 K3

Biomethan

≥ 98 Vol% CH4

45 Vol% CH4

7 bar (ü)Strippluft

Druckwasserwäsche

NH3

Keime, Bakterien

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 12

1.3 Organisch-physikalische Druckwasserwäsche in Zülpich-Geich

I. Schwefelwasserstoff (H2S)

II. Ammoniak (NH3)

III. Siloxane (R3Si – [O – SiR3] – O – SiR3)

IV. Organische Säuren, insbesondere Ameisensäure (HCOOH)

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 13

I) Aktivkohlefilter zur Elimination von Schwefelwasserstoff (H2S)

H2S kann zur Bildung von Schwefelsäure (H2SO4) im Prozess führen

Bei zu hohen H2S-Konzentrationen sind die Abgaswerte nach TA-Luft nicht einzuhalten

H2S kann mit anderen Stoffen reagieren (z.B. NH3, Metallen), so dass sich schädliche Zwischenprodukte bilden können siehe nachfolgende Punkte

H2S-Entfernung möglichst mit einem redundanten, in Reihe geschalteten Aktivkohlefilter

Online-Messung des H2S-Gehaltes im Rohgas zwingend erforderlich

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

Zerstörung von Metallteilen

Ablagerungen, Belegung von Wärmetauschern

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 14

II) Gaswaschtrockner zur Reduzierung von Ammoniak (NH3)

Die NH3-Konzentration im Rohgas ist stark abhängig von der Gastemperatur und der Substratzusammensetzung des Fermenterinput (auch bei NawaRo-Anlagen sind die NH3-Konzentrationen aufgrund der Beimischung von Mist, HTK, etc. mittlerweile bedeutend)

NH3 reagiert mit H2S zu einem Salz (Ammoniumsulfat), welches Rohrleitungen, Wärmetauscher etc. zusetzt

Bei zu hohen NH3-Konzentrationen sind die Abgaswerte nach TA-Luft nicht einzuhalten

Ammoniak ist wasserlöslich Gaswaschtrockner keine 100 % Reduktion

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 15

III) Aktivkohlefilter zur Entfernung von Siloxanen

Siloxane durchwandern den Aufbereitungsprozess und landen letztendlich im Erdgasnetz

Bei der Verbrennung des Gases bildet sich Siliciumoxid (Sand)

Schadensfall BGA Wenning

Siliciumbelag auf Brennwertgeräten führte zum Ausfall der Gasbrennwertgeräte in einer ganzen Ortslage

Entstehung von Siloxanen:

Fettabscheider

Zitrusfrüchte ?

Fremdstoffe im Bioabfall

Aktivkohle-“Polizei“-Filter

Siloxane

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 16

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?

Eintrag aus der BGA unwahrscheinlich

Biologische Bildung im Prozess unwahrscheinlich

Oxidation von Formaldehyd u. Methan etc. unwahrscheinlich

Reduktion von CO2 !?

Vermeidungsstrategie: Elimination von H2S und Auswaschung von Säuren im Gaswaschtrockner

Waschkolonne

Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

Dipl.- Ing. Frank Platzbecker 17

Teil 1Schadstoffe im Rohgas von Abfallvergärungsanlagen und verfahrenstechnische Ansätze zur Vermeidung von Betriebsstörungen bei der BiogasaufbereitungDipl.-Ing. Jürgen Neuß

Teil 2Betriebskostenoptimierung am Beispiel der BGAA Zülpich-Geich/BGA DiefenthalDipl.-Ing. Frank Platzbecker

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 18

Wirtschaftlichkeit von Aufbereitungsanlagen

I. Gasspeicher

II. Energiekosten

III. Effizienz / Methanschlupf

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

BGAA Zülpich-Geich

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 19

2.1 Gasspeicher

■ Ausgleich von Produktions-schwankungen

■ sehr kleine vorhandene Gasspeicher erfordern i.d.R. den Neubau eines entsprechenden Gasspeichervolumens

■ Genehmigungsbehörden fordern zur Vermeidung von Emissionen während der Wartung (BImSchG) z.B. für 6 h – 8 h

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 20

2.1 Gasspeicher

Volllaststunden8.320 h = 95 %

15,41 €/MWh

Volllaststunden8.060 h = 92 %

15,81 €/MWh

3% weniger Volllaststunden 64.000,00 €/a

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

2.2 Stromeinkauf

Kapitalkosten; 251.000,00 €

Energiekosten ; 214.743,30 €

Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung; 24.000,00 €

Personalkosten Be-trieb; 36.000,00 €

Wartung und Instandhaltung,

extern; 35.121,00 €

Schlupf 2,5 %; 55.936,25 €

Verbrauchsmittel; 26.740,00 €

Kapitalkosten Energiekosten Betriebsführung, Versicherung, BuchhaltungPersonalkosten Betrieb Wartung und Instandhaltung, extern Schlupf 2,5 %Verbrauchsmittel

Jahreskosten: 644.000 €

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 21

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

prognostizierter Gewinn:

ca. 50.000 €

2.2 Stromeinkauf

Kap-italkosten;

251.000,0

0 €

Energiekosten ; 214.743,30 €

Betriebs-führung,

Ver-sicherung, Buchhal-

tung; 24.000,00

€

Person-alkosten Betrieb;

36.000,00 €

Wartung und

Instandhaltung,

extern; 35.121,00

€

Schlupf 2,5 %;

55.936,25 €

Verbrauchsmittel; 26.740,00 €

Kapitalkosten Energiekosten Betriebsführung, Versicherung, BuchhaltungPersonalkosten Betrieb Wartung und Instandhaltung, extern Schlupf 2,5 %Verbrauchsmittel

Jahreskosten: 644.000 €

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 22

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 23

2.2 Eigenstromnutzung

2010 2015 2020 2025 2030 203510.00 €/MWh

12.00 €/MWh

14.00 €/MWh

16.00 €/MWh

18.00 €/MWh

20.00 €/MWh

22.00 €/MWh

24.00 €/MWh

0,25 kWh/m³; 17 ct/kWh

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung

Aufbereitungskosten

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 24

2.2 Eigenstromnutzung

2010 2015 2020 2025 2030 203510.00 €/MWh

12.00 €/MWh

14.00 €/MWh

16.00 €/MWh

18.00 €/MWh

20.00 €/MWh

22.00 €/MWh

24.00 €/MWh

0,25 kWh/m³; 8,77 ct/kWh0,25 kWh/m³; 17 ct/kWh

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung

Aufbereitungskosten

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 25

2.2 Eigenstromnutzung

2010 2015 2020 2025 2030 203510.00 €/MWh

12.00 €/MWh

14.00 €/MWh

16.00 €/MWh

18.00 €/MWh

20.00 €/MWh

22.00 €/MWh

24.00 €/MWh

0,20 kWh/m³; 8,77 ct/kWh0,25 kWh/m³; 8,77 ct/kWh0,25 kWh/m³; 17 ct/kWh

Jahreskosten ≈ 120.000 €/a

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung

Optimierung Anlagenbauer

Aufbereitungskosten

2.2 Stromeinkauf

Kapitalkosten; 251.000,00 €

Energiekosten ; 214.743,30 €

Betriebsführung, Ver-sicherung, Buchhaltung;

24.000,00 €

Personalkosten Betrieb; 36.000,00 €

Wartung und Instandhaltung, extern;

35.121,00 €

Schlupf 2,5 %; 55.936,25 € Verbrauchsmittel; 26.740,00 €

Kapitalkosten Energiekosten Betriebsführung, Versicherung, BuchhaltungPersonalkosten Betrieb Wartung und Instandhaltung, extern Schlupf 2,5 %Verbrauchsmittel

Jahreskosten: 644.000 €

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 26

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

2.2 Stromeinkauf

Kap-italkosten;

251.000,0

0 €

Energiekosten ; 214.743,30 €

Betriebs-führung,

Ver-sicherung, Buchhal-

tung; 24.000,00

€

Person-alkosten Betrieb;

36.000,00 €

Wartung und

Instandhaltung,

extern; 35.121,00

€

Schlupf 2,5 %; 55.936,25 €

Verbrauchsmittel; 26.740,00 €

Kapitalkosten Energiekosten Betriebsführung, Versicherung, BuchhaltungPersonalkosten Betrieb Wartung und Instandhaltung, extern Schlupf 2,5 %Verbrauchsmittel

Jahreskosten: 644.000 €

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 27

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 28

2.3 Methanschlupf

CO2

LuftbestandteileMethan

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 29

2.3 Methanschlupf

Nachoxidation der CH4-Anteile

Grenzwert 0,2 % Methan

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 30

2.3 Methanschlupf

Ziel

autothermer Betrieb

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Wie hoch sind die Methananteile im Abgas?

Wie können die Verluste gemessen werden?

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 31

2.3 Methanschlupf

Durchführung einer Messung durch nach § 26 BImSchG zugelassenes Labor

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 32

2.3 Methanschlupf

Heute

Fest installierte online Messung

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 33

2.3 mögliche Einflussgrößen

Kolonnengröße

Druck

Temperatur

Geometrie

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

Empfehlung:

garantierter Verlust im Vertrag

Leistungsnachweis vor Abnahme!

2.3 Methanschlupf

Kapitalkosten; 251.000,00 €

En-ergiekosten ;

90.113,03 €

Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung; 24.000,00 €

Personalkosten Betrieb;

36.000,00 €

Wartung und Instandhaltung,

extern; 35.121,00 €

Schlupf 1,5 %; 33.561,75 €

Verbrauchsmittel; 26.740,00 €

Kapitalkosten Energiekosten Betriebsführung, Versicherung, Buchhaltung Personalkosten Betrieb

Wartung und Instandhaltung, extern Schlupf 1,5 % Verbrauchsmittel

Jahreskosten: 497.000 €

≈ 150.000 €/a

Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 34

Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

prognostizierter Gewinn:

ca. 200.000 €

Dipl.-Ing. Jürgen Neuß | Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 35

Ingenieurbüro H. Berg & Partner GmbH

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!