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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!