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

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Präsentation zum Thema: "Fachkolloquium Biogasanlagen und Biogasaufbereitungsanlagen Ingenieurbüro H. Berg & Partner GmbH Dipl.-Ing. Jürgen Neuß | Dipl.-Ing. Frank Platzbecker."—  Präsentation transkript:

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

2 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 3 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 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß4 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 5 Fachbereiche des Büros GewässerTrinkwasser Abwasser StraßeEnergie

6 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß6 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

7 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß7 1.1 Prozesskette 60 % CH 4 40 % CO 2 + O 2 + N 2 96 % Methan 4 % CO 2 + O 2 + N 2 CO 2 Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

8 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß8 1.2 Prinzip Aminwäschen Vor- reini- gung Desorber Biogasaufbereitung Rohbiogas Biomethan Absorber H 2 S Entfernung CO 2 Einspeise -anlage Waschmittel- regeneration Konditionierung Gasnetz WÄRME Wärme- übertragung O2O2 O 2 zerstört das Amin der Verbrauch steigt Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

9 Ve Dipl.-Ing. Jürgen Neuß9 1.2 Prinzip Druckwechseladsorption (PSA  LPSA) Vor- reini- gung Biogasaufbereitung Rohbiogas Biomethan Adsorber Verdichtung CO 2 Einspeise -anlage Konditionierung Gasnetz STROM H 2 S Entfernung H2SH2S Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

10 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß 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 Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

11 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß Grundfließschema Physikalische Wäsche / Druckwäsche Nach Schwelm Anlagentechnik GmbH Absorption Flash Desorption Abgas Rohgas Verdichter Kühler Wärmetauscher Pumpe SOLVENT K1 K2 K3 Biomethan ≥ 98 Vol% CH4 45 Vol% CH4 7 bar (ü) Strippluft Druckwasserwäsche NH 3 Keime, Bakterien Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

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

13 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß13 I) Aktivkohlefilter zur Elimination von Schwefelwasserstoff (H 2 S)  H 2 S kann zur Bildung von Schwefelsäure (H 2 SO 4 ) im Prozess führen  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 Teil 1: Schadstoffe im Rohgas  Zerstörung von Metallteilen  Ablagerungen, Belegung von Wärmetauschern

14 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß14 II) Gaswaschtrockner zur Reduzierung von Ammoniak (NH 3 )  Die NH 3 -Konzentration im Rohgas ist stark abhängig von der Gastemperatur und der Substratzusammensetzung des Fermenterinput (auch bei NawaRo- 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 Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

15 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß15 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

16 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß16 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 CO 2  !?  Vermeidungsstrategie: Elimination von H 2 S und Auswaschung von Säuren im Gaswaschtrockner Waschkolonne Teil 1: Schadstoffe im Rohgas

17 Dipl.- Ing. Frank Platzbecker17 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

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

19 Dipl.-Ing. Frank Platzbecker 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

20 Dipl.-Ing. Frank Platzbecker Gasspeicher Volllaststunden h = 95 % 15,41 €/MWh Volllaststunden h = 92 % 15,81 €/MWh 3% weniger Volllaststunden  ,00 €/a Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

21 2.2 Stromeinkauf Jahreskosten: € Dipl.-Ing. Frank Platzbecker21 Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA prognostizierter Gewinn: ca €

22 2.2 Stromeinkauf Jahreskosten: € Dipl.-Ing. Frank Platzbecker22 Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

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

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

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

26 2.2 Stromeinkauf Jahreskosten: € Dipl.-Ing. Frank Platzbecker26 Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

27 2.2 Stromeinkauf Jahreskosten: € Dipl.-Ing. Frank Platzbecker27 Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA

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

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

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

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

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

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

34 2.3 Methanschlupf Jahreskosten: €  ≈ €/a Dipl.-Ing. Frank Platzbecker34 Teil 2: Wirtschaftlichkeit von BGAA prognostizierter Gewinn: ca €

35 Dipl.-Ing. Jürgen Neuß | Dipl.-Ing. Frank Platzbecker35 Ingenieurbüro H. Berg & Partner GmbH Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!


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