Fachkolloquium Biogasanlagen und Biogasaufbereitungsanlagen

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

2 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 GmbH Fachbereichsleiter Biogas – Projektentwicklung & -planung Seit 1991 tätig bei H. Berg & Partner GmbH

3 Betriebskostenoptimierung am Beispiel der BGAA Zülpich-
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 GmbH

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) Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

5 Fachbereiche des Büros
Gewässer Trinkwasser Abwasser Straße Energie

6 Betriebskostenoptimierung am Beispiel der BGAA Zülpich-
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

7 CO2 60 % CH4 96 % Methan 40 % CO2 + O2 + N2 4 % CO2 + O2 + N2
Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1.1 Prozesskette CO2 Vor-reini-gung Ein-speise-station Biomasse Haushalte Industrie Erdgastankstellen Satelliten-BHKW Biogaserzeugung Biogasaufbereitung Biomethanverwertung Erdgasnetz Methananreicherung durch Entfernen von CO2 Biogas Biomethan 60 % CH4 40 % CO2 + O2 + N2 96 % Methan 4 % CO2 + O2 + N2 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

8 O2 O2 zerstört das Amin der Verbrauch steigt CO2
Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1.2 Prinzip Aminwäschen O2 O2 zerstört das Amin der Verbrauch steigt Biomethan Rohbiogas CO2 Einspeise-anlage Vor-reini-gung Desorber Gasnetz WÄRME H2S Entfernung Absorber Wärme- übertragung Waschmittel- regeneration Konditionierung Biogasaufbereitung Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

9 1.2 Prinzip Druckwechseladsorption (PSA  LPSA)
Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1.2 Prinzip Druckwechseladsorption (PSA  LPSA) H2S Ve Biomethan CO2 Einspeise-anlage STROM Vor-reini-gung Gasnetz Rohbiogas Verdichtung H2S Entfernung Adsorber Konditionierung Biogasaufbereitung Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

10 1.2 Prinzip Druckwechseladsorption (PSA  LPSA)
Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 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 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

11 1.3 Grundfließschema Physikalische Wäsche / Druckwäsche
Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1.3 Grundfließschema Physikalische Wäsche / Druckwäsche Druckwasserwäsche NH3 Keime, Bakterien  Absorption Flash Desorption Abgas Rohgas Verdichter Kühler Wärmetauscher Pumpe SOLVENT K1 K2 K3 Biomethan ≥ 98 Vol% CH4 45 Vol% CH4 7 bar (ü) Strippluft Nach Schwelm Anlagentechnik GmbH Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

12 1.3 Organisch-physikalische Druckwasserwäsche in Zülpich-Geich
Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 1.3 Organisch-physikalische Druckwasserwäsche in Zülpich-Geich Schwefelwasserstoff (H2S) Ammoniak (NH3) Siloxane (R3Si – [O – SiR3] – O – SiR3) Organische Säuren, insbesondere Ameisensäure (HCOOH) Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

13 I) Aktivkohlefilter zur Elimination von Schwefelwasserstoff (H2S)
Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 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  Zerstörung von Metallteilen  Ablagerungen, Belegung von Wärmetauschern Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

14 II) Gaswaschtrockner zur Reduzierung von Ammoniak (NH3)
Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 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 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

15 III) Aktivkohlefilter zur Entfernung von Siloxanen
Teil 1: Schadstoffe im Rohgas 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 Siloxane Aktivkohle-“Polizei“-Filter Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

16 IV) Organische Säuren, insbesondere Ameisensäure (HCOOH)
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? 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 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß

17 Betriebskostenoptimierung am Beispiel der BGAA Zülpich-
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

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

19 Ausgleich von Produktions- schwankungen
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 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 Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

20 3% weniger Volllaststunden  64.000,00 €/a
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  ,00 €/a Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

21 prognostizierter Gewinn: ca. 50.000 €
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.2 Stromeinkauf Jahreskosten: € prognostizierter Gewinn: ca € Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

22 Jahreskosten: 644.000 € 2.2 Stromeinkauf
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.2 Stromeinkauf Jahreskosten: € Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

23 Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.2 Eigenstromnutzung Aufbereitungskosten Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

24 Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.2 Eigenstromnutzung Aufbereitungskosten Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

25 Jahreskosten  ≈ 120.000 €/a 2.2 Eigenstromnutzung
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.2 Eigenstromnutzung Aufbereitungskosten Jahreskosten  ≈ €/a Stromeinkauf mit 3 % Preissteigerung Optimierung Anlagenbauer Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

26 Jahreskosten: 644.000 € 2.2 Stromeinkauf
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.2 Stromeinkauf Jahreskosten: € Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

27 Jahreskosten: 644.000 € 2.2 Stromeinkauf
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.2 Stromeinkauf Jahreskosten: € Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

28 2.3 Methanschlupf CO2 Luftbestandteile Methan
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.3 Methanschlupf CO2 Luftbestandteile Methan Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

29 Nachoxidation der CH4-Anteile
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.3 Methanschlupf Nachoxidation der CH4-Anteile Grenzwert 0,2 % Methan Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

30 Wie hoch sind die Methananteile im Abgas?
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

31 Durchführung einer Messung durch nach § 26 BImSchG zugelassenes Labor
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.3 Methanschlupf Durchführung einer Messung durch nach § 26 BImSchG zugelassenes Labor Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

32 Fest installierte online Messung
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.3 Methanschlupf Heute Fest installierte online Messung Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

33 2.3 mögliche Einflussgrößen
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

34 prognostizierter Gewinn: ca. 200.000 €
Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA 2.3 Methanschlupf Jahreskosten: €  ≈ €/a prognostizierter Gewinn: ca € Dipl.-Ing. Frank Platzbecker

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