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Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen am Erdgasnetz sowie ein dazu einzusetzendes Verbundsystem.
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Zu den Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen zählen insbesondere Biogasanlagen, Kläranlagen und Deponiegasanlagen. In diesen wird in Abhängigkeit von den eingesetzten Ausgangsstoffen ein mehr oder minder methanhaltiges Gas erzeugt, das nach entsprechender Aufbereitung als CO2-neutraler Brennstoff zur Wärme- und Energiegewinnung eingesetzt werden kann.
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In Biogasanlagen wird durch anaerobe Fermentation von organischen Stoffen ein Rohbiogas erzeugt, das bezüglich der Inhaltsstoffe dem Erdgas ähnelt. Wesentlicher Unterschied zu letzterem ist im Allgemeinen der höhere CO2-Gehalt. Je nach Gärtemperatur und eingesetztem Substrat werden Methangehalte im Biogas von ca. 40 bis 75% erreicht. Daneben finden sich im Biogas noch Wasser, Stickstoff, Sauerstoff, Schwefelwasserstoff sowie einige weitere Spurenkomponenten. Da der Brennwert des Gases in erster Linie vom Methangehalt abhängt, ist einer der wesentlichsten und auch kostenintensivsten Aufarbeitungsschritte des Rohbiogases die Methananreicherung durch Entfernung von CO2.
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In weiteren Bearbeitungsschritten, die der Gaszusammensetzung dienen, werden die korrosiven oder auf eine andere Art die folgenden Anlagen schädigenden Bestandteile aus dem Rohbiogas entfernt oder deren Gehalt zumindest minimiert. Namentlich sind dies Wasser, Schwefelwasserstoff und gegebenenfalls Siloxane, die über die Substrate eingebracht werden können, wie etwa Körperpflegemittelrückstände in Klärschlämmen. Findet die Fermentation nicht unter vollständigem Luftausschluss statt, können ebenso der Sauerstoff- und Stickstoffgehalt des Biogases kritisch sein, da sie zu einer Brennwertreduzierung beitragen.
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Für die Klärgase und Deponiegase gelten die vorgenannten Betrachtungen analog. Unterschiede ergeben sich in erster Linie bei der Zusammensetzung der erzeugten Rohgase. Daher soll die vorliegende Erfindung im Folgenden nur anhand des Biogases näher erläutert werden. Die hierbei getroffenen Aussagen sind entsprechend auf die anderen anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gase, insbesondere Klärgas und Deponiegas, übertragbar.
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Die nach dem Stand der Technik übliche Nutzung des Biogases bei Projekten aus der Landwirtschaft ist dergestalt, dass die meist kleinen Biogasanlagen direkt dort betrieben werden, wo das eingesetzte Substrat vorliegt. Somit können entweder biogene Reststoffe oder nachwachsende Rohstoffe gewinnbringend weiterverarbeitet werden. Bei diesem Verfahren wird das erzeugte Rohbiogas direkt in einem Blockheizkraftwerk verstromt und der erzeugte Strom in das Stromnetz eingespeist.
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Der entscheidende Nachteil ist hierbei, dass die bei der Stromgewinnung erzeugte Wärme meist lediglich für die Fermenterheizung genutzt werden kann, da in den häufig dünn besiedelten ländlichen Regionen keine große Wärmeabgabe z. B. an Haushalte oder Industriebetriebe möglich ist. Ein Großteil der Wärme – etwa 80 bis 90% – muss in die Atmosphäre abgegeben werden. Das heißt, das Blockheizkraftwerk wird stromgeführt betrieben. Als Vorteil erweist sich nur die Tatsache, auf die recht teurere Technik einer Gasaufbereitung verzichten zu können.
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Um die Biogasnutzung effizienter zu gestalten, wird im Stand der Technik zudem der Ansatz verfolgt, das Biogas auf Erdgasqualität aufzubereiten, um es anschließend in das Erdgasnetz einspeisen zu können. Wichtigste Aufbereitungsschritte sind hierbei, wie oben genannt, die Trocknung, die Entschwefelung und die Methananreicherung durch das Entfernen von CO2.
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In 1 ist das Verfahren schematisch dargestellt. In einem Fermenter 1 wird Rohbiogas erzeugt, das in der Rohbiogasaufbereitung 2 auf Erdgasqualität gebracht wird. Da die Verstromung des aufbereiteten Biogases nicht in der Nähe zur Biogasanlage stattfindet, muss der Wärmebedarf der Fermentation entweder über ein kleineres Blockheizkraftwerk zur Versorgung des Eigenbedarfs 3 oder über eine elektrische Heizung 7, die über das Stromnetz 5 gespeist wird, vor Ort erzeugt werden. Dazu wird dem aufbereiteten Biogasstrom, der in ein Blockheizkraftwerk zur Versorgung von Wärmenutzern 4 geführt wird, ein Teilstrom entnommen. Die im Blockheizkraftwerk zur Versorgung von Wärmenutzern 4 erzeugte elektrische Energie wird in das Stromnetz 5 eingespeist und die erzeugte Wärme den Wärmenutzern 6 zur Verfügung gestellt.
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Der entscheidende Vorteil dieses Verfahrens liegt darin, dass das Biogas in dem bereits vorhandenen Erdgasnetz dorthin transportiert werden kann, wo ein ausreichend großer Wärmebedarf besteht. Dort kann das Biogas in einem Blockheizkraftwerk unter Nutzung der anfallenden Wärme verstromt werden. Somit ist der Betrieb des Blockheizkraftwerks wärmegeführt. Es wird also nur dann Strom erzeugt, wenn auch die Wärme an entsprechende Verbraucher abgegeben werden kann. Es ist dabei auch möglich, nicht die gesamte Menge an Biogas in einem einzelnen Blockheizkraftwerk zu nutzen, sondern sie auf mehrere Blockheizkraftwerke aufzuteilen, um die vollständige Wärmeabnahme sicherzustellen.
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Nachteilig ist an diesem Verfahren jedoch, dass die Biogasaufbereitung sehr aufwendig und teuer ist. Insbesondere die Methananreicherung stellt einen erheblichen Kostenfaktor dar. Bei allen hierzu gängigen Techniken sind neben den benötigten Verbrauchsmaterialien bzw. Betriebsmitteln auch noch zusätzliche Verfahrensschritte wie beispielsweise die Kompression des Rohbiogases auf den Betriebsdruck des Reinigungsschnittes notwendig.
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In der nicht vorveröffentlichten
DE 10 2010 017 027.5 ist ein Verfahren zum Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen in einem Verbund mit Blockheizkraftwerken an einem Erdgasnetz und Wärmenutzern beschrieben, bei dem sich unterschiedliche Gasqualitäten für eine Eigenversorgung als ersten Bereich und kleineren Teil sowie für die Blockheizkraftwerke als zweiten Bereich und größeren Teil ergeben, wobei mindestens eines der Blockheizkraftwerke mindestens einem der Wärmenutzer Wärme liefert und elektrische Energie für ein Stromnetz erzeugt. Nach dem Erzeugen und Grobreinigen sowie etwaigem Feinreinigen von Rohbrenngas wird dieser Gasstrom in eine Einspeisungseinheit zugeführt, die eine Gasdruckregelanlage enthält, von der aus das mindestens eine Blockheizkraftwerk beschickt wird und die mit dem Erdgasnetz verbunden ist. Der Brennwert des Gasstroms wird gemessen. Zum Herstellen eines gewünschten Brennwertes wird in der
DE 10 2010 017 027.5 vorgeschlagen, eine Brennwertkompensation derart durchzuführen, dass in der Einspeisungseinheit in Abhängigkeit des gemessenen Brennwertes des Gasstroms entweder bei Unterproduktion dem Gasstrom Erdgas aus dem Erdgasnetz beigemischt wird oder bei Überproduktion der überschüssige Anteil des Gasstroms in das Erdgasnetz eingespeist wird, wobei die Zumischung des Erdgases und die Einspeisung in das Erdgasnetz in einer Gasdruckregelanlage erfolgt. Der resultierende Brenngasstrom wird dem zweiten Bereich mit einem oder mehreren Blockheizkraftwerken zugeführt, wobei der Abstand zwischen der Einspeisungseinheit und den Blockheizkraftwerken jeweils größer ist als der Abstand zwischen den Blockheizkraftwerken und den jeweiligen Wärmenutzern.
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Aufgabe der Erfindung ist es, ein verbessertes Verfahren zum Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen sowie ein Verbundsystem aus Anlagen dafür zur Verfügung zu stellen, die die Vorteile einer dezentralen Nutzung des aufbereiteten Brenngases mit den geringeren Kosten einer direkten unaufbereiteten Verstromung kombinieren. Daneben sollte das verbesserte Verfahren auch eine erhöhte Flexibilität in der Nutzung des Brenngases ermöglichen.
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Eine weitere Aufgabe besteht in der Bereitstellung eines Verbundsystems zur Durchführung des Verfahrens.
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Die Aufgaben werden durch das Verfahren mit den Merkmalen des Anspruchs 1 und das Verbundsystem mit den Merkmalen des Anspruchs 15 gelöst. Die weiteren Ansprüche betreffen vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung.
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Es wird ein Verfahren zum Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen in einem Verbund mit Blockheizkraftwerken an einem Erdgasnetz und Wärmenutzern vorgeschlagen, wobei sich unterschiedliche Gasqualitäten für eine Eigenversorgung als ersten Bereich und kleineren Teil sowie für die Blockheizkraftwerke als zweiten Bereich und größeren Teil ergeben, wobei mindestens eines der Blockheizkraftwerke mindestens einem der Wärmenutzer Wärme liefert und elektrische Energie für ein Stromnetz erzeugt, mit wenigstens den Schritten
- – Erzeugung von Brenngas in mindestens einer der Anlagen;
- – Zuführung eines Brenngasstroms dieses Brenngases in eine Einspeisungseinheit, wobei die Einspeisungseinheit eine Gasdruckregelanlage enthält, von der aus das mindestens eine Blockheizkraftwerk beschickt wird und die mit dem Erdgasnetz verbunden ist;
- – Messen des Brennwerts des der Einspeisungseinheit zugeführten Brenngases;
- – Herstellen eines Ausgangs-Brenngasstroms aus der Einspeisungseinheit mit einem Ausgangs-Brennwert für das einem nachgelagerten Teilnetz zugeordnete mindestens eine Blockheizkraftwerk, wobei das Ausgangs-Brenngas eine Mischung aus Brenngas und Erdgas mit einem Volumentanteil von Erdgas zwischen 0% und 100% ist;
- – stetige Entnahme des Ausgangs-Brenngasstroms aus der Einspeisungseinheit, sofern Brenngas der Einspeisungseinheit zugeführt wird, wobei die Entnahme des Ausgangs-Brenngasstroms in einer Menge erfolgt, die mindestens der Menge des der Einspeisungseinheit zugeführten Brenngasstroms des Brenngases entspricht;
- – Zuführen des Ausgangs-Brenngasstroms in das dem nachgelagerten Teilnetz zugeordnete mindestens eine Blockheizkraftwerk, das mindestens einem Wärmenutzer Wärme liefert; und
- – Einspeisung der in dem mindestens einen Blockheizkraftwerk erzeugten elektrischen Energie in das Stromnetz.
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Vorteilhaft kann eine Brennwert-Regelung auf einen festen Brennwert des Ausgangs-Brenngases unterbleiben, sondern der Brennwert des Ausgangs-Brenngases darf in einem bekannten Bereich schwanken. Die Erfindung erlaubt günstigerweise eine Aggregation von Messwerten zur Gesamtenergieermittlung von Gemischen aus anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen in Gasnetzen.
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Durch die stetige Entnahme einer vorgegebenen Mindestmenge an Ausgangs-Brenngas ergibt sich vorteilhafterweise, dass sich zumindest in der Einspeisungseinheit keine Pendel- oder Mischzonen von Brenngas und Erdgas bilden können, welche die Bestimmung des Ausgangs-Brennwerts verfälschen könnten. Der Ausgangs-Brennwert kann daher genau, sicher und zuverlässig bestimmt werden, trotz der möglichen großen Schwankungsbreite des Brennwerts des zugeführten Brenngases. Insbesondere kann eine Entnahme des Ausgangs-Brenngasstroms unterbrechungsfrei durch die angeschlossenen Brennheizkraftwerke erfolgen.
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Das aus anthropogenen und/oder biogenen stammende methanhaltige Ausgangs-Brenngas, gegebenenfalls gemischt mit Erdgas, wird in das nachgelagerte Teilnetz eingespeist, welches das mindestens eine Blockheizkraftwerk umfasst und kann damit einen eigenen Brennwertbezirk versorgen. Es erfolgt eine vollständige physische Abnahme des in die Einspeisungseinheit eingespeisten, günstigerweise teilaufbereiteten, Brenngases im Teilversorgungsnetz. Zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit im Teilnetz ist eine Zumischung von Erdgas jederzeit möglich.
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Der Ausgangs-Brennwert des Ausgangs-Brenngases wird aus mengengewichteten Einzelwerten von Brennwert und Volumenstrom des der Einspeisungseinheit zugeführten Brenngases und Erdgases rechnerisch bestimmt. Die Menge des Ausgangs-Brenngases kann durch Messung der Volumenströme des zugeführten Brenngases und des gegebenenfalls der Einspeisungseinheit zugeführten Erdgases erfolgen, indem der Gesamtvolumenstrom des Ausgangs-Brenngases durch Addition beider Volumenströme bestimmt wird. Die Qualität des der Einspeisungseinheit zugeführten Brenngases bzw. die daraus resultierende Qualität des Ausgangs-Brenngases kann durch Messung des Brennwerts des Brenngases erfolgen und die Bestimmung der Gemischqualität, d. h. der Mischung aus Brenngas und gegebenenfalls zugeführtem Erdgas aus den mengengewichteten Einzelwerten der Brennwerte des Brenngases und des gegebenenfalls zugeführten Erdgases.
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In vorteilhafter Ausgestaltung ist wenigstens einer der Schritte vorgesehen:
- – Grobreinigung des erzeugten Rohbrenngases vor der Zuführung des Gasstroms in die Einspeisungseinheit;
- – Feinreinigung des größeren Teils des erzeugten grobgereinigten Rohbrenngases vor der Zuführung des Gasstroms in die Einspeisungseinheit;
- – Odorierung des Gasstroms in der Einspeisungseinheit, insbesondere ausgangsseitig der Einspeisungseinheit;
- – Herstellen des Ausgangs-Brenngasstroms mit einem Ausgangs-Brennwert für das mindestens eine Blockheizkraftwerk, wobei die Zumischung des Erdgases und die Einspeisung in das nachgelagerte Teilnetz in einer Gasdruckregelanlage erfolgt;
- – wobei der Abstand zwischen der Einspeisungseinheit und den Blockheizkraftwerken jeweils größer ist als der Abstand zwischen den Blockheizkraftwerken und den jeweiligen Wärmenutzern.
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Vorzugsweise handelt es sich bei den Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen um Biogasanlagen und/oder Deponiegasanlagen und/oder Kläranlagen. Besonders bevorzugt umfassen die Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen mindestens eine Biogasanlage und nach der Grobreinigung erfolgt eine Aufteilung des Gasstroms in einen kleineren Volumenstrom, der mindestens einem Blockheizkraftwerk, das die mindestens eine Biogasanlage mit Wärme versorgt, zugeführt wird, und einen größeren Volumenstrom, der der Feinreinigung zugeführt wird.
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Bei Überproduktion von Brenngas erfolgt vorzugsweise keine Rückspeisung in das vorgelagerte Erdgasnetz.
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Es wird ferner ein Verbundsystem aus Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen und Blockheizkraftwerken zum Betrieb an einem Erdgasnetz und an Wärmenutzern zur Durchführung des vorstehend beschriebenen Verfahrens vorgeschlagen. Dabei enthält das Verbundsystem eine Einspeisungseinheit, welche Mittel zum Messen des Brennwertes und des Volumenstroms des Brenngasstroms enthält, sowie mit dem Erdgasnetz verbundene Mittel zum Messen des Volumenstroms des Erdgases und zum Mischen von Gasen enthält. Das Verbundsystem umfasst wenigstens ein Blockheizkraftwerk zum Versorgen eines Wärmenutzers, welches einem Teilnetz zugeordnet ist, das mit einem Ausgangs-Brenngas beschickt ist, das einen schwankenden Brennwert aufweisen kann und insbesondere einen eigenen Brennwertbezirk bilden kann.
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Günstigerweise kann bei dem Verbundsystem vorgesehen sein, dass
- – mindestens eine Anlage zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen mit einer Grobreinigungseinheit verbunden ist, und/oder
- – sich an die Grobreinigungseinheit Mittel zum Aufteilen des die Grobreinigungseinheit verlassenden Brenngasstromes in einen kleineren Volumenstrom und einen größeren Volumenstrom anschließen,
- – der vorzugsweise größere Volumenstrom in eine Feinreinigungseinheit einleitbar ist, und/oder
- – der gereinigte Brenngasstrom anschließend in eine Einspeisungseinheit einleitbar ist, und/oder
- – die Einspeisungseinheit eine Vorrichtung zur Odorierung des Gasstroms enthält, und/oder
- – die Einspeisungseinheit mit mindestens einem der Blockheizkraftwerke verbunden ist, das mindestens einem Wärmenutzer Wärme liefert, wobei der Abstand zwischen der Einspeisungseinheit und den Blockheizkraftwerken jeweils größer ist als der Abstand zwischen den Blockheizkraftwerken und den jeweiligen Wärmenutzern, und/oder
- – die Blockheizkraftwerke zur Einspeisung der erzeugten elektrischen Energie mit einem Stromnetz verbunden sind.
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Weitere Vorteile ergeben sich aus der folgenden Zeichnungsbeschreibung. In den Zeichnungen sind Ausführungsbeispiele der Erfindung dargestellt. Die Zeichnungen, die Beschreibung und die Ansprüche enthalten zahlreiche Merkmale in Kombination. Der Fachmann wird die Merkmale zweckmäßigerweise auch einzeln betrachten und zu sinnvollen weiteren Kombinationen zusammenfassen.
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Es zeigen in schematischer Darstellung
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1 ein Verfahren nach dem Stand der Technik;
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2 ein Verfahren am Beispiel einer Biogasanlage gemäß der Erfindung;
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3 ein Zusammenführen von Biogas und Erdgas in einer Mischereinheit;
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4 ein Einspeisungskonzept am Beispiel einer Biogasanlage in vier Hauptabschnitten; und
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5 ein Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Verfahrens mit Komponenten.
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In den Figuren sind gleiche oder gleichartige Elemente mit denselben Bezugszeichen beziffert.
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In 2 ist eine beispielhafte Ausgestaltung eines erfindungsgemäßen Verfahrens am Beispiel einer Biogasanlage 8 schematisch dargestellt. Durchgezogene Linien symbolisieren in der Abbildung Gasströme, gestrichelte Linien Wärmeströme und punktierte Linien elektrische Ströme. Das Brenngas BG, hier noch das Rohbrenngas in Form von Biogas, wird in mindestens einer Biogasanlage 8 hergestellt und durchläuft anschließend eine Grobreinigung 9. Aus dem grob gereinigten Brenngasstrom (hier: Biogasstrom) wird ein kleinerer Teil abgezweigt, der in das Blockheizkraftwerk zur Versorgung des Eigenbedarfs 3 geführt wird und dort die für die mindestens eine Biogasanlage 8 benötigte Wärme W produziert. Die dabei erzeugte elektrische Energie EL wird in das Stromnetz 5 eingespeist. Der größere Teil des grob gereinigten Biogasstroms strömt in die Feinreinigung 10 und von dort aus in die Einspeisungseinheit 11. Um den mit den Wärmenutzern 6 vereinbarten Brennwert zur Verfügung stellen zu können, erfolgt dort eine Messung des Brennwerts des Biogases. Die Einspeisungseinheit 11 verfügt über eine Gasmischvorrichtung und ist mit dem Erdgasnetz 12 verbunden. Dem Biogasstrom wird Erdgas aus dem Erdgasnetz 12 beigemischt, gekennzeichnet durch den Erdgasstrom 112 zur Einspeisungseinheit 11. Eine etwaige Odorierung des Biogases (d. h. des Brenngases BG) erfolgt zweckmäßigerweise am Ausgang der Einspeisungseinheit 11, um die Gefahr eines Niederschlags des Odormittels an Mess- und Regelgeräten zu minimieren. Der resultierende Ausgangs-Brenngasstrom 113 wird dann mindestens einem, einem nachgelagerten Teilnetz zugeordneten Blockheizkraftwerk zur Versorgung von Wärmenutzern 4 zugeführt, das mindestens einem Wärmenutzer 6 Wärme liefert. Die Blockheizkraftwerke zur Versorgung von Wärmenutzern 4 sind dabei in der Nähe der Wärmenutzer 6, die sie jeweils versorgen, angeordnet. Zumindest ist der Abstand zwischen der Einspeisungseinheit 11 und den Blockheizkraftwerken zur Versorgung von Wärmenutzern 4 jeweils größer als der Abstand zwischen den Blockheizkraftwerken zur Versorgung von Wärmenutzern 4 und den jeweiligen Wärmenutzern 6. Die bei der Wärmeerzeugung in dem mindestens einen Blockheizkraftwerk zur Versorgung von Wärmenutzern 4 anfallende elektrische Energie wird ebenfalls in das Stromnetz 5 eingespeist.
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Das die Blockheizkraftwerke zur Versorgung von Wärmenutzern 4 versorgende Teilnetz zur Versorgung mit Brenngas BG wird mit dem resultierenden Ausgangs-Brenngasstrom 113 versorgt und bildet einen eigenen und eigenständigen Brennwertbezirk. Der Brennwert des resultierenden Ausgangs-Brenngasstroms 113 kann dabei zwischen dem hochkalorischen Brennwert von Erdgas und dem üblicherweise niedrigkalorischen Brennwert des zugeführten Brenngases BG (hier: Biogas) schwanken. Beispielsweise liegt ein typischer Brennwert von Erdgas um 11 kWh/Nm3, während der Brennwert von Biogas typischerweise kleiner ist mit ca. 5 bis 6 kWh/Nm3 und starken Schwankungen unterliegen kann. Zwischen diesen Werten kann der Brennwert (Ausgangs-Brennwert) des Ausgangs-Brenngasstroms 113 schwanken.
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Gemäß der Erfindung wird der Einspeisungseinheit 11 stetig ein Ausgangs-Brenngasstrom 113 entnommen. Bevorzugt wird dabei mindestens soviel an Ausgangs-Brenngas entnommen, wie der Einspeisungseinheit 11 Brenngas BG (hier: Biogas) zugeführt wird. Wird kein Brenngas BG zugeführt, besteht der Ausgangs-Brenngasstrom automatisch aus Erdgas.
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Zur Abrechnung mit den Wärmenutzern 6 wird vorzugsweise der ermittelte Brennwert des bereitgestellten Ausgangs-Brenngases herangezogen, der in der Einspeisungseinheit 11 protokolliert wird.
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3 zeigt schematisch den Mischvorgang in der Einspeisungseinheit 11 zwischen einem der Einspeisungseinheit 11 zugeführten Erdgasstrom 112 und einem der Einspeisungseinheit 11 zugeführten Strom von Brenngas BG (hier: Biogasstrom), wobei ein Ausgangs-Brenngasstrom 113 gebildet wird. In der Einspeisungseinheit 11 wird sowohl der Brennwert des Brenngases BG als auch dessen Volumenstrom gemessen; dies ist durch zwei nicht näher bezeichnete Messskalen neben dem Pfeil für das Brenngas BG angedeutet. Ebenso wird der Volumenstrom 112 des zugeführten Erdgases bestimmt (durch eine nicht näher bezeichnete Messskala neben dem Pfeil für das Erdgas angedeutet); dessen Brennwert ist bekannt, da dessen Daten bei der Anlieferung aus dem Erdgasnetz 12 bekannt sind. Optional kann selbstverständlich auch eine Messung des Brennwerts des zugeführten Erdgases erfolgen. Anschließend kann der Brennwert und der Volumenstrom 113 des resultierenden Ausgangs-Brenngases rechnerisch aus den mengengewichteten Einzelwerten für den Erdgasstrom 112 und den Brenngasstrom bestimmt werden.
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Wird zur Abrechnung mit den Wärmenutzern 6 der ermittelte Brennwert des bereitgestellten resultierenden Ausgangs-Brenngases herangezogen, ist es möglich, auf einen Teil der Aufbereitungsschritte zu verzichten. Die Reinigungsoperationen am Rohbrenngas können abgestimmt auf die jeweiligen Anforderungen durchgeführt werden. Daraus ergeben sich unterschiedliche Gasqualitäten für die einzelnen Verfahrensstufen. Der erste Bereich ist die Eigenversorgung der Biogasanlage mit Wärme aus einer ersten Gruppe von Blockheizkraftwerken. Hier genügt eine Grobreinigung des Rohgases in Bezug auf Feuchte und Schwefel sowie gegebenenfalls siliziumhaltige Verbindungen, insbesondere Siloxane. Der zweite Bereich umfasst die Blockheizkraftwerke, die die Wärmenutzer mit Wärme versorgen. Da diese nicht mehr im direkten Biogasanlagenbereich angesiedelt sind, ist hier zusätzlich eine Feinreinigung auf die für die Einspeisung in das Erdgasnetz nötigen Schwefel- und Feuchtigkeitswerte möglich.
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Optional kann bei der Grobreinigung auch eine geringfügige Methananreicherung durchgeführt werden. Diese braucht jedoch nicht bis auf Erdgasqualität geführt zu werden, da ein zu niedriger Brennwert des Brenngases durch die Mischung mit Erdgas aus dem Netz kompensiert werden kann. Diese Maßnahme ist insbesondere dann von Vorteil, wenn durch die CO2-Entfernung auch gleichzeitig eine Reduktion der Feuchtigkeit und des Schwefelgehaltes erzielt werden. Somit werden zwei wesentliche Vorteile erzielt: Der bei weitem am kostenintensivste Verfahrensschritt der Methananreicherung kann durch die Brennwertkompensation mittels Erdgas minimiert werden oder ganz entfallen, wobei gleichzeitig sicher gestellt ist, dass der Abnehmer auch in Spitzenlastzeiten seinen zugesicherten Brennwert erhält.
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In 4 ist das erfindungsgemäße Einspeisungskonzept wiederum am Beispiel einer Biogasanlage in seinen vier Hauptabschnitten schematisch abgebildet. Aus der Abbildung ist ersichtlich, welche Messungen im Verlaufe des Verfahrens notwendig sind, um die Prozessführung zu kontrollieren und eine regelkonforme Einspeisung und Abrechnung zu gewährleisten.
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Der Abschnitt der Rohbiogaserzeugung enthält die Biogasanlage 8 mit den Messeinrichtungen für den Volumenstrom 18 und die Gaszusammensetzung 19. Die Messung der Gaszusammensetzung dient zur Überwachung des Fermentationsprozesses. Besonders wichtige Kennwerte der Zusammensetzung sind an dieser Stelle der Feuchte- und der Schwefelwasserstoffgehalt des Biogases. Eine Messung der Hauptbestandteile wie Methan und CO2 kann ebenfalls durchgeführt werden. Sollten sich die Werte für Methan und CO2 außerhalb tolerierbarer Werte bewegen, müsste die Übernahme des Gases aus dem Fermenter gestoppt werden, da das Gas dann für eine Einspeisung ungeeignet wäre.
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Der Abschnitt der Aufbereitung enthält den Gasspeicher 13, die Trocknung 14, die Entschwefelung 15 und das Gebläse 16. In diesem Abschnitt befinden sich zur Sicherung der Prozessqualität an mehreren Stellen Messeinrichtungen für die Temperatur 20 und den Druck 21.
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Im Abschnitt Biogaseinspeisung sind als Hauptbestandteil der Einspeisungseinheit 11 die Gasdruckregelanlage 17 sowie das Erdgasnetz 12 enthalten. Die Messeinrichtungen umfassen Messeinrichtungen für den Volumenstrom 18, die Gaszusammensetzung 19 und den Brennwert 22. In der Gasdruckregelanlage 17 findet die Odorierung des Biogases statt. Ebenso wird im Falle einer Erdgaszuführung ein perfektes Mischen beider Gase gewährleistet, indem eine unterbrechungsfreie Entnahme des Gasstroms durch das Blockheizkraftwerk zur Versorgung von Wärmenutzern 4 in einer Menge erfolgt, die mindestens der des eingespeisten Biogases entspricht. Die vom DVGW-Regelwerk geforderten Messungen des Brennwertes und des Gasvolumenstroms werden vor bzw. in der Gasdruckregelanlage 17 durchgeführt sowie eine mengengewichtete rechnerische Bestimmung des Brennwerts des Mischgases, mit dem das nachgelagerte Teilnetz beschickt wird.
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Die Messung der Gaszusammensetzung dient der Gewährleistung der korrekten Aufbereitung des Gases.
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Der Abschnitt Nutzung enthält schließlich das Blockheizkraftwerk zur Versorgung von Wärmenutzern 4, vor dem Messeinrichtungen für den Volumenstrom 18 angeordnet sind. Mischgasqualität und Mischgasvolumenstrom des Ausgangs-Brenngases werden mengengewichtet errechnet. In einer günstigen Ausführungsvariante der Erfindung kann die Grobreinigung des erzeugten Rohbiogases eine Grobentschwefelung und/oder eine Trocknung enthalten.
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Besonders bevorzugt wird die Grobentschwefelung bereits in der mindestens einen Biogasanlage durchgeführt. Dabei ist es vorteilhaft, wenn die Grobentschwefelung auf chemischem Wege durch Zugabe von schwefelbindenden Substanzen erfolgt. Als schwefelbindende Substanzen eignen sich ganz besonders Eisenverbindungen, insbesondere Eisen(III)hydroxid.
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Vorzugsweise beinhaltet die Grobreinigung des erzeugten Rohbiogases zusätzlich eine Methananreicherung mittels Membrandiffusion. Dieses Verfahren ermöglicht bei relativ geringen Kosten eine Methananreicherung auf wirtschaftlich maximal sinnvolle 70 Vol.-%.
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Die Feinreinigung beinhaltet bevorzugt eine Feinentschwefelung und/oder eine Trocknung und/oder eine Entfernung von siliziumhaltigen Verbindungen, insbesondere Siloxanen. Die Feinentschwefelung erfolgt dabei besonders bevorzugt auf einen Restgehalt an Schwefelwasserstoff von maximal 5 mg/m3. Die Trocknung erfolgt vorzugsweise in der Grobreinigung auf eine Taupunkttemperatur von 0°C bis 10°C, bevorzugt 2°C bis 8°C, besonders bevorzugt 4°C bis 6°C und in der Feinreinigung auf eine Taupunkttemperatur von –30°C bis 0°C, bevorzugt –25°C bis –5°C, besonders bevorzugt –20°C bis –10°C.
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In einer weiteren bevorzugten Ausführungsform des erfindungsgemäßen Verfahrens ist zur Sicherstellung einer gleichmäßigen Rohbiogasversorgung der Grobreinigung ein Gasspeicher als Pufferbehälter vorgeschaltet. Der dem mindestens einen Blockheizkraftwerk aus der Einspeisungseinheit zugeführte Brenngasstrom weist bevorzugt einen Brennwert zwischen beispielsweise 5,0 und 13,1 kWh/Nm3 auf.
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Die Lösung der Aufgabe der vorliegenden Erfindung erfolgt ferner durch ein Verbundsystem aus Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen und Blockheizkraftwerken zum Betrieb an einem Erdgasnetz und an Wärmenutzern zur Durchführung des obigen Verfahrens, bei dem aus der Einspeisungseinheit 11 bei Brenngaszufuhr, beispielsweise bei Zufuhr von Biogas, stets mindestens soviel resultierendes Ausgangs-Brenngas entnommen wird, wie Brenngas BG, beispielsweise Biogas, zugeführt wird.
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Günstigerweise kann eine Recheneinheit zur Bestimmung der Qualität des von der Einspeisungseinheit 11 zum Betrieb eines Teilnetzes mit einem oder mehreren Blockheizkraftwerken zur Versorgung von Wärmenutzern 4 vorgesehen sein, die die Gemischqualität des resultierenden Ausgangs-Brenngasstroms 113 aus mengengewichteten Einzelwerten des Brennwerts und des Volumenstroms des der Einspeisungseinheit 11 zugeführten Brenngases BG einerseits und des Brennwerts und des Volumenstroms des der Einspeisungseinheit 11 zugeführten Erdgases 112 andererseits rechnerisch ermittelt.
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Das Verbundsystem enthält mindestens eine Anlage zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen mit der Einspeisungseinheit 11, die mit dem Erdgasnetz verbundene Mittel zum Mischen von Gasen enthält. Ferner ist die Einspeisungseinheit über ein nachgelagertes Teilnetz mit mindestens einem der Blockheizkraftwerke verbunden, das mindestens einem Wärmenutzer Wärme liefert, wobei der Abstand zwischen der Einspeisungseinheit und den Blockheizkraftwerken jeweils größer ist als der Abstand zwischen den Blockheizkraftwerken und den jeweiligen Wärmenutzern, und die Blockheizkraftwerke zur Einspeisung der erzeugten elektrischen Energie mit dem Stromnetz verbunden sind. Die Einspeisungseinheit enthält insbesondere Mittel zum Messen des Brennwertes des Gasstroms.
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Vorteilhaft kann bei dem Verbundsystem die mindestens eine Anlage zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen gemäß wenigstens einem der folgenden Merkmale mit einer Grobreinigungseinheit verbunden sein, wobei beispielsweise
- – sich an die Grobreinigungseinheit Mittel zum Aufteilen des die Grobreinigungseinheit verlassenden Gasstromes in einen kleineren Volumenstrom und einen größeren Volumenstrom anschließen können,
- – der bevorzugt größere Volumenstrom in eine Feinreinigungseinheit eingeleitet werden kann,
- – der gereinigte Gasstrom anschließend in die Einspeisungseinheit eingeleitet werden kann,
- – die Einspeisungseinheit eine Vorrichtung zur Odorierung des Gasstroms enthalten kann.
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Bevorzugt handelt es sich bei den Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen um Biogasanlagen und/oder Deponiegasanlagen und/oder Kläranlagen. Wenn die Anlagen zur Erzeugung von anthropogenen und/oder biogenen, methanhaltigen Gasen mindestens eine Biogasanlage umfassen, wird der abgeteilte bevorzugt kleinere Volumenstrom des grobgereinigten Rohbrenngases mindestens einem Blockheizkraftwerk, das die mindestens eine Biogasanlage mit Wärme versorgt, zugeführt.
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Günstigerweise beinhaltet die Grobreinigungseinheit Vorrichtungen zur Grobentschwefelung und/oder Trocknung des Rohbiogases. Die Grobreinigungseinheit beinhaltet ferner vorzugsweise zusätzlich eine Vorrichtung zur Membrandiffusion.
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Die Feinreinigungseinheit des Verbundsystems beinhaltet bevorzugt Vorrichtungen zur Feinentschwefelung, zur Trocknung und/oder zur Entfernung von siliziumhaltigen Verbindungen, insbesondere Siloxanen. In einer besonders bevorzugten Ausführungsform des Verbundsystems umfasst die Vorrichtung zur Feinentschwefelung mindestens zwei mit mit Kaliumiodid imprägnierter Aktivkohle beschickte Reaktoren, die wechselweise betrieben werden können. Sie werden so ausgelegt, dass die verbleibenden Reaktoren bei Abschaltung eines der Reaktoren den gesamten Volumenstrom bewältigen können. Dadurch ist es möglich, die Aktivkohle eines Behälters, die mit Schwefel gesättigt ist und erneuert werden muss, auszutauschen und dennoch stetig Biogas einzuspeisen. Sehr von Vorteil ist die deutlich höhere Beladungskapazität der Aktivkohle für Schwefel durch die Imprägnierung mit Kaliumiodid. So sind bei relativ niedrigen Prozesstemperaturen von 50°C bis 70°C H2S-Gehalte unter 5 mg/m3 möglich.
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5 zeigt ein Ausführungsbeispiel des erfindungsgemäßen Verfahrens. Dieses soll lediglich den bevorzugten Einsatz der Komponenten veranschaulichen und ist nicht als einschränkend zu verstehen. Die Mess- und Regeltechnik zur Ansteuerung der Ventile und deren Verschaltung untereinander sind zeichnerisch nicht erfasst.
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Die Grobentschwefelung findet bereits im Fermenter 1 der Biogasanlage statt. Dazu werden der Biomasse bei der Befüllung des Fermenters auch Eisensalze beigegeben. Der Fermenter 1 ist mit einem Sicherheitsventil ausgerüstet, das bei Überdruck eine Druckentlastung in die Fackel 26 ermöglicht. Ebenso kann über ein Ventil ein Überdruck aus dem Gasspeicher 13, der auf den Fermenter 1 folgt und das Rohbiogas (Rohbrenngas) zwischenpuffert, in die Fackel 26 entweichen.
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Aus dem Gasspeicher 13 wird das Rohbiogas (Rohbrenngas) über einen Wärmetauscher 23 geführt, der an einen nicht dargestellten Kühler angeschlossen ist. Der abgekühlte Brenngasstrom gelangt anschließend in den Trockner 14. Das hier abgeschiedene Wasser wird in den Fermenter 1 zurückgeführt. Im Anschluss an den Trockner 14 erfolgt die optionale Abzweigung eines kleinen Teils des grobgereinigten Biogasstroms als Brenngas für ein Blockheizkraftwerk zur Versorgung des Eigenbedarfs 3, welches der Wärmeversorgung des Fermenters 1 dient aus Gründen der Übersichtlichkeit nicht in 5 dargestellt.
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Über einen weiteren Wärmetauscher 23, der im Querstrom von dem feinentschwefelten warmen Gasstrom durchströmt wird, wird das vorgewärmte Biogas in einen der beiden Feinentschwefelungsreaktoren 24 geführt. Das feingereinigte Biogas wird anschließend von dem Gebläse 16 verdichtet und je nach Bedarf über den oben genannten Wärmetauscher 23 oder einen Bypass mit Kühler 25 geleitet.
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In der Gasdruckregelanlage 17 erfolgt dann die Odorierung des Biogases, Druckanpassung und die Zumischung von Erdgas. Von der Gasdruckregelanlage 17 aus wird das dem nachgelagerten Teilnetz zugeordnete Blockheizkraftwerk zur Versorgung von Wärmenutzern 4 mit Biogas (Brenngas) beschickt, das dem Wärmenutzer 6 die benötigte Wärme zur Verfügung stellt. Der dabei erzeugte Strom wird in das Stromnetz eingespeist nicht in der Zeichnung dargestellt.
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Die Gasdruckregelanlage 17 verfügt neben der Odorierungsanlage über je ein direktwirkendes Gasdruckregelgerät für Erdgas bzw. Biogas mit integriertem Sicherheitsabsperventil und vorgeschaltetem Filter. Die Regelung des Betriebsdrucks der Leitungen stellt den vorrangigen Einsatz von Biogas als Brenngas für das Blockheizkraftwerk zur Versorgung von Wärmenutzern 4 sicher. In einer typischen Konfiguration wird beispielsweise für beide Stränge ein Druck von 500 mbar für die Sicherheitsabsperrventile eingestellt, wobei der Betriebsdruck im Erdgasstrang auf 170 mbar und im Biogasstrang auf 200 mbar geregelt wird.
