WO2010006910A1 - Verfahren und vorrichtung zur anreicherung der brenngasanteile in schwachgasen - Google Patents

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Definitions

  • the invention relates to a method and a device for limited enrichment of the fuel gas fractions, such as methane, in lean gases (eg biogas, landfill gas), by CO 2 capture with membranes.
  • fuel gas fractions such as methane
  • lean gases eg biogas, landfill gas
  • a disadvantage of separation processes by means of gas permeation are the methane losses due to the methane molecules passing through the membrane. This effect is conventionally avoided by a series connection of several membranes and the return of the methane-rich partial streams.
  • the membrane separation according to FIG. 1 can take place in two stages, that is, the CO 2 -enriched permeate a first membrane module is fed as feed 2 to a second membrane module.
  • the retentate 2 of the second membrane module is admixed with the feed of the first module.
  • Retentate 1 is a methane-enriched lean gas.
  • the object of the present invention is to provide a method and an inexpensive and economical device for enriching the fuel gas components in lean gases.
  • the object is achieved by the enrichment of fuel gas components, in particular methane, in input gases by CO 2 separation by means of gas permeation, the method comprising at least the following steps:
  • At least one gas permeation module of a membrane separation unit with feed gas, preferably microbially generated in a bioreactor, for partial separation of CO 2 from the input gas by utilizing the CO 2 partial pressure gradient between the inlet and outlet gas is to be used Input gas and the ambient air, wherein a product gas enriched with methane compared to the input gas supplied with less than 20 vol .-% CO 2 , preferably less than 18 vol .-% CO 2 , most preferably less than 15 vol .-% CO 2 , and a separating gas enriched with CO 2 in comparison with the supplied input gas with at least 4% by volume
  • Methane preferably containing at least 8% by volume of methane
  • an input gas is understood to mean a lean gas, preferably a biogas, a sewage gas, a mine gas or a landfill gas, with a gas composition of at least 18% by volume of CO 2 .
  • the remainder consists mainly of methane, water vapor and nitrogen.
  • the membrane material used is not determined by the method; Any suitable materials may be used here, such as cellulose acetate, polysulfones, silicones or polycarbonates, etc.
  • the product gas enriched with methane in comparison to the input gas fed in as retentate and the obtained in comparison to the input gas supplied with CO 2 enriched separation gas as permeate CO 2 molecules permeate faster through the membrane than methane molecules.
  • an enrichment of CO 2 in the retentate and of methane in the permeate of a membrane separation unit is alternatively possible. The advantages achieved by the invention are that only a membrane for the partial separation of CO 2 is required.
  • Another decisive advantage of the method according to the invention lies in the complete energetic utilization of the input gas or lean gas.
  • both the retentate, either directly or after further work-up, as well as the permeate can be used.
  • the CO 2 -rich permeate has so far only been disposed of or returned.
  • the partial pressure gradient between CO 2 in the input gas or lean gas and the ambient air is used to separate off CO 2 .
  • a negative pressure is generated on the permeate side of the membrane and / or purge gas, for example air, supplied.
  • the partial pressure gradient of the CO 2 over the membrane can be increased by compression of the lean gas on the feed side (feed side of the inlet gas into the gas permeation module).
  • the permeate CO 2 should preferably be separated, with small amounts of other gas components, such as methane, are separated.
  • the resulting separation gas as permeate with combustible fractions has a low calorific value.
  • the heat utilization of the separation gas of the membrane separation plant can be done by post-combustion in a special combustion chamber, an engine, a gas turbine or a fuel cell with or without admixture of another fuel or by mixing in another combustion process with another fuel.
  • the resulting in the separation gas use of the permeate heat Q is the usable heat that accumulates in the immediate vicinity of the membrane module and the biogas plant and should be used there, preferably for FermenterbeMapung a biogas plant.
  • the Separating gas is a minimum content of 4 vol .-% methane, preferably 8 vol .-% methane required.
  • the described gas separation with membrane and the use of heat from the afterburning of the separation gas or permeate gas of the membrane separation plant should preferably be used to achieve an improvement of the product gas quality using the existing partial pressure difference of the CO 2 between input gas and ambient air with a simple apparatus and low energy consumption.
  • the removal of carbon dioxide from input gases should be done by a membrane. This is associated with the limited enrichment of the combustible gas components such as methane in product gases, wherein in the CO 2 separation, the feed gas is compressed and on the permeate side a negative pressure is generated or air or exhaust gases are used as purge gas on the permeate side.
  • the gas separation with membrane and the use of heat from the afterburning of the separation gas is used to produce a product gas for a gas network that can be burned in commercial heating burners and hobs without retrofitting.
  • the requirements for home appliances and cooking appliances, such as domestic appliances, are generally higher than for gas engines of a power plant, in particular the former can tolerate less CO 2 . Therefore, a maximum proportion of carbon dioxide is below.
  • the present method can be used to CO 2 depletion and treatment of the input gas to provide a product gas with a gas quality that easily allows the combustion in commercial heating burners and hobs. For this purpose, the carbon dioxide content must be sufficiently reduced.
  • the methane-enriched product gas should contain less than 20% by volume of CO 2 , preferably less than 18% by volume of CO 2 and very particularly preferably less than 15% by volume of CO 2 .
  • the product gas processed in this way can be used directly in a gas network with connected consumers. This results in the significant advantage that only an already usable product gas for Consumer needs to be transported. It can thus be achieved an efficiency gain over the use of lean gases in a combined heat and power plant with subsequent transfer of heat (with associated losses).
  • the gas separation by means of membrane and the heat from the afterburning of the separation gas is used to increase the pre-separation of CO 2, the throughput capacity for product gas in gas treatment plants, where high quality requirements of CO 2 -Abscheidegraden and CO 2 rest wiez. B. Both natural gas feed must be met.
  • the method can be used to increase the performance of existing gas treatment plants with carbon dioxide removal by pre-circuit.
  • the line transport to a central gas treatment plant to higher gas quality and at the same time an efficient heat source for Fermenterbeloomung the biogas plant through the use of heat from the afterburning of the separation gas of the membrane separation plant Cogeneration is possible.
  • a volume reduction of lean gas from decentralized biogas plants or other weak gas sources is achieved by the pre-purification and the further transport of the product gases into gas lines to a central gas treatment is simplified.
  • the range of the admixable liquefied gas quantity in a product gas network with liquid gas admixing and direct use for combustion in commercial heating burners is increased by a variable CO 2 separation from the lean gas without the permissible limits of the gas qualities, such as calorific value and Wobbe index , To exceed.
  • the variation possibilities in the CO 2 separation rate can be used to generate a constant gas quality of fuel gases with fluctuating quantities of mixed LPG (ie LPG Liquefied Petroleum Gas) - ie propane, butane and their mixtures - liquefied natural gas (LNG) or liquid biomethane ,
  • a reactor preferably a reactor for atmospheric low-gas production, a membrane separation unit is connected downstream of at least one gas permeation module,
  • the membrane separation plant permeat matter via a line with a suitable means, preferably a combustion chamber, an engine, a gas turbine or a fuel cell, is connected to the post-combustion of the permeate gas and
  • the membrane separation plant retentate side is connected via a line with a gas treatment plant or with a gas grid feed system.
  • the device is preferably used for pre-cleaning and volume reduction of lean gas from decentralized biogas plants or other weak gas sources before the subsequent transfer of the product gas to a central gas treatment or to a gas grid feed system.
  • Show 2 shows a depletion of CO 2 in the biogas by a membrane module to a usable quality for commercial gas burners quality
  • Fig. 4 shows a depletion of CO 2 in biogas as a decentralized precursor in distributed
  • FIG. 5 shows a flexible depletion of CO 2 in the biogas through membranes for adapting the gas quality in the biogas network as a function of the load and liquid gas admixing.
  • FIG. 2 shows a depletion of CO 2 in the biogas A through a membrane module 1 to a quality usable for commercial gas burners.
  • a biogas network E with methane-enriched product gas, ie with the biogas B a gas quality is to be achieved with which commercial heating appliances can be operated by consumers 1 to N.
  • the CO 2 content in the biogas network E must be reduced to a value suitable for these heaters.
  • the CO 2 separation rates required for this purpose are achieved by membrane separation in a membrane module 1.
  • the partial pressure gradient of the CO 2 across the membrane can be increased if necessary by compression of the biogas A on the feed side by means of a compressor 2.
  • air G is supplied as purge gas.
  • the CO 2 -rich separation gas C is the separation gas use 4 is supplied.
  • a vacuum pump 3 the separation process in the membrane module 1 can be supported.
  • the gas separation is set up with a membrane in the vicinity of a biogas plant in which the biogas A was generated, so that a utilization of the heat Q from the separation gas utilization 4, for example an afterburning, the separation gas C of the membrane separation plant 1 for the fermenter heating is possible.
  • a utilization of the heat Q from the separation gas utilization 4 for example an afterburning
  • the separation gas C of the membrane separation plant 1 for the fermenter heating is possible.
  • additional fuel F can be used. Be ider the separation gas utilization 4 resulting CO 2 -rich exhaust gas is discharged via the D line.
  • the heat Q and other energy P such as electricity, produced and derived.
  • One advantage is the energetically much more efficient energy transport and the much cheaper lines for the product gas B to the consumer as in a district heat transport when using the product gas in a combined heat and power plant.
  • the cost of an optional subsequent treatment for higher gas quality is reduced.
  • the enriched with methane biogas B is supplied according to this embodiment, the gas network feed system 5 favorable, from where then the distribution of the biogas via a biogas network E to the consumers 1 to N takes place.
  • a pre-depletion of CO 2 from biogas A takes place through a membrane module 1 for increasing the capacity of a downstream biogas upgrading 5 'to natural gas quality E'.
  • the biogas treatment 5 ' produces a CO2 - rich exhaust H.
  • pre-separation of CO 2 from the lean gas is used for the final purification of the product gas, such as biogas B, to be separated to high fuel gas quality CO 2 reduced quantity.
  • a larger product gas gas volume can be processed in a subsequent gas treatment 5 'after the pre-separation of CO 2 with membrane than without pre-separation of CO 2 .
  • the energy expenditure of the last stage of the gas treatment is reduced due to the small amount of CO 2 to be separated off. Since the CO 2 separation with membrane is designed neither for high separation rates nor for high product purities, the right system design offers the potential for energy savings in gas processing up to the desired gas quality.
  • biogas plants K1, K2 to Kn An as a decentralized preliminary stage in distributed biogas plants (biogas plants K1, K2 to Kn) in front of a central biogas plant Biogas treatment 5 "according to an embodiment variant is shown in Fig. 4.
  • the plant parts of the biogas plants K1, K2 to Kn are denoted by the additions 1, 2 or n analogous to Figures 1 to 3.
  • the first stage of the gas treatment of lean gas from distributed biogas plants or weak gas sources is to be carried out in the described method with membrane and heat utilization from the afterburning of the separating gas of the membrane separation plant then be passed in a gas line with a smaller cross-section to a large, central gas treatment plant 5 "and there processed to the desired high gas quality with low CO 2 content.
  • the heat utilization Q1, Q2 and Qn from the afterburning of the permeate side separation gas of the membrane separation plant is used in the case of biogas directly at the biogas plant K1, K2 to Kn to Fermenterberaceung (each symbolized by the arrow from Q1, Q2 or Qn to the biogas plant K1, K2 or Kn) and thus contributes to the efficient use of biogas.
  • a flexible depletion of CO 2 in the biogas A takes place through a membrane for adapting the gas quality in the biogas network E as a function of the load and liquid gas admixing.
  • the lean gas is used inter alia for heat generation
  • different load requirements arise. Since a biogas plant or other weak gas sources can only react to a limited extent to the change in load, liquid gas J is added to the product gas. With increasing admixture, the calorific value of the gas mixture would rise and other gas qualities such as density would change.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Vorrichtung zur begrenzten Anreicherung der Brenngasanteile, insbesondere Methan, in Eingangsgasen durch CO2-Abscheidung mit Hilfe der Gaspermeation, wobei das Verfahren mindestens die Schritte — Beaufschlagen mindestens eines Gaspermeationsmoduls einer Membrantrennanlage mit zugeführtem Eingangsgas zur Teilabscheidung von CO2 aus dem Eingangsgas unter Ausnutzung des CO2-Partialdruckgefälles zwischen dem Eingangsgas und der Umgebungsluft, wobei ein im Vergleich zum zugeführten Eingangsgas mit Methan angereichertes Produktgas mit weniger als 20 Vol.-% CO2 und ein im Vergleich zum zugeführten Eingangsgas mit CO2 angereichertes Trenngas mit mindestens 4 Vol.-% Methan erhalten wird, — energetische Nutzung des Trenngases durch dessen Nachverbrennung und — Weiterleitung des mit Brenngasanteilen angereicherten Produktgases zu einer Gasnetzeinspeiseanlage mit direkt angeschlossenen Verbrauchern oder zu einer Gasaufbereitungsanlage zur Erzeugung einer angestrebten hohen Konzentration von Brenngasen bei gleichzeitig starker Reduktion des CO2-Anteiles, umfasst.

Description

Verfahren und Vorrichtung zur Anreicherung der Brenngasanteile in Schwachgasen
Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Vorrichtung zur begrenzten Anreicherung der Brenngasanteile, wie beispielsweise Methan, in Schwachgasen (z.B. Biogas, Deponiegas), durch CO2-Abscheidung mit Membranen.
Bei herkömmlichen Biogasanlagen wird in der Regel auf eine Methananreicherung verzichtet; durchschnittliche Methangehalte von 50 bis 70 % sind für eine Verwertung des Biogases in Blockheizkraftwerken vollkommen ausreichend. Ist hingegen ein höherer Methangehalt erforderlich, wie etwa fü r d ie Biogas- Netzeinspeisung, stehen Verfahren wie die Druckwechseladsorption (PSA), die Druckwasserwäsche, die Gaswäsche, die Niederdruck-Membranabsorbtion, die Kryogene-Gastrennung oder die Gaspermeation mittels Membranen für eine Methan-Anreicherung zur Verfügung. Das letztgenannte Verfahren kann auch angewendet werden, wenn die Methankonzentration eines Schwachgases für eine motorische Verwertung nicht mehr ausreicht, beispielsweise bei einem Deponiegas in der Nachsorgephase.
Bei dem genannten Trennverfahren der Gaspermeation mittels Membranen wird die unterschiedliche Permeabilität der Gasbestandteile genutzt, so können CO2- Moleküle die Membran schneller durchwandern als Methanmoleküle. Um den Trennvorgang zu beschleunigen, kann mit erhöhtem Druck gearbeitet werden. An der Hochdruckseite der Membran sammelt sich Methan an, während CO2-Moleküle und auch geringe Mengen Methan durch die Membran permeieren.
Nachteilig bei Trennverfahren mittels Gaspermeation sind die Methanverluste aufgrund der durch die Membran durchtretenden Methanmoleküle. Dieser Effekt wird herkömmlich durch eine Serienschaltung mehrerer Membranen und die Rückführung der methanreicheren Teilströme vermieden. So kann die Membrantrennung gemäß der Fig. 1 zweistufig erfolgen, das heißt, das mit CO2 angereicherte Permeat eines ersten Membranmoduls wird als Feed 2 einem zweiten Membranmodul zugeführt. Dabei wird das Retentat 2 des zweiten Membranmoduls dem Feed des ersten Moduls beigemischt. Das Retentat 1 ist ein mit Methan angereichertes Schwachgas. Eine solche Serienschaltung mehrerer Membranen führt auf der einen Seite zu einer Erhöhung der Ausbeute, führt aber gleichzeitig auch zu einer Erhöhung der Investitions- und Betriebskosten.
Eine weitere Möglichkeit der Effizienzsteigerung bei der Verwertung von Schwachgasen beschreibt die DE 100 47 264 A1 . Dabei wird Verfahren zur Nutzung von methanhaltigem Biogas, insbesondere von Depon iegas und Biogas aus Vergärungsanlagen oder Faulprozessen auf Kläranlagen, vorgeschlagen, wobei das B iog as zu m Zwecke der Stromerzeug u ng ei nem Gasmotor e ines Gasmotor/Generatorsatzes zugeführt wird und das Biogas in einer dem Gasmotor vorgeschalteten Membrantrennanlage in zwei Gasströme getrennt wird, wobei der erste Gasstrom einen im Vergleich zur Biogaszusammensetzung höheren Methangehalt aufweist und als Brenngas zum Betrieb des Gasmotors genutzt wird und wobei der zweite mit CO2 angereicherte Gasstrom in den Deponiekörper oder Faulturm einer Kläranlage zurückgeführt wird. Eine derartige Rückführung ist allerdings nur in wenigen speziellen Anwendungen möglich bzw. sinnvoll.
Die Aufgabe der vorliegenden Erfindung besteht darin, ein Verfahren und eine kostengünstige und wirtschaftliche Vorrichtung zur Anreicherung der Brenngasanteile in Schwachgasen bereitzustellen.
Die Aufgabe wird durch die Anreicherung von Brenngasanteilen, insbesondere Methan, in Eingangsgasen durch CO2-Abscheidung mit Hilfe der Gaspermeation gelöst, wobei das Verfahren mindestens folgende Schritte umfasst:
— Beaufsch lag en m i nd esten s e i nes Gaspermeationsmod u l s e i ner Membrantrennanlage mit zugeführtem, vorzugsweise in einem Bioreaktor mikrobiell erzeugtem, Eingangsgas zur Teilabscheidung von CO2 aus dem Eingangsgas unter Ausnutzung des CO2-Partialdruckgefälles zwischen dem Eingangsgas und der Umgebungsluft, wobei ein im Vergleich zum zugeführten Eingangsgas mit Methan angereichertes Produktgas mit weniger als 20 Vol.-% CO2, vorzugsweise mit weniger als 18 Vol.-% CO2, ganz besonders bevorzugt mit weniger als 15 Vol.-% CO2, und ein im Vergleich zum zugeführ- ten Eingangsgas mit CO2 angereichertes Trenngas mit mindestens 4 Vol.-%
Methan, vorzugsweise mit mindestens 8 Vol.-% Methan, erhalten wird,
— energetische, insbesondere thermische, Nutzung des Trenngases durch dessen Nachverbrennung und
— Weiterleitung des mit Brenngasanteilen angereicherten Produktgases zu einer Gasnetzeinspeiseanlage mit direkt angeschlossenen Verbrauchern oder zu einer Gasaufbereitungsanlage zur Erzeugung einer angestrebten hohen Konzentration von Brenngasen bei gleichzeitig starker Reduktion des CO2-Anteiles
Unter einem Eingangsgas wird im Sinne dieser Erfindung ein Schwachgas, vorzugsweise ein Biogas, ein Klärgas, ein Grubengas oder ein Deponiegas, mit einer Gaszusammensetzung von wenigstens 18 Vol.-% CO2 verstanden. Der Rest besteht im Wesentlichen aus Methan, Wasserdampf und Stickstoff.
Das verwendete Membranmaterial ist nicht durch das Verfahren bestimmt; es können hierbei beliebige geeignete Materialien verwendet werden, wie beispielsweise Celluloseacetat, Polysulfone, Silikone oder Polycarbonate usw. Gemäß einer bevorzugten Ausführung des Verfahrens wird beim Beaufschlagen des Gas- permeationsmoduls mit zugeführtem Eingangsgas das im Vergleich zum zugeführten Eingangsgas mit Methan angereicherte Produktgas als Retentat und das im Vergleich zum zugeführten Eingangsgas mit CO2 angereicherte Trenngas als Permeat erhalten. Dabei permeieren CO2-Moleküle schneller durch die Membran als Methanmoleküle. Bei geeigneter Ausgestaltung der Membran ist alternativ auch eine Anreicherung von CO2 im Retentat und von Methan im Permeat einer Membrantrenneinheit möglich. Die mit der Erfindung erzielten Vorteile bestehen darin, dass lediglich eine Membran für die Teilabtrennung von CO2 erforderlich ist. Ein weiterer entscheidender Vorteil des erfindungsgemäßen Verfahrens liegt in der vollständigen energetischen Ausnutzung des Eingangsgases bzw. Schwachgases. So können sowohl das Retentat, entweder unmittelbar oder nach weiterer Aufarbeitung, als auch das Permeat genutzt werden. Das CO2-reiche Permeat wurde bisher lediglich entsorgt oder wieder zurückgeführt.
Zur Optimierung des Energieaufwandes und des apparativen Aufwandes wird nicht eine hohe Gasqualität des aufbereiteten Produktgases angestrebt, sondern nur eine Anreicherung auf die Qualitätsanforderungen der jeweiligen Anwendungen gewünscht. Hierzu wird bei der CO2-Anreicherung das Partialdruckgefälle zwischen CO2 im Eingangsgas bzw. Schwachgas und der Umgebungsluft genutzt, um CO2 abzutrennen. Zur Reduzierung des Energieverbrauchs wird auf der Permeatseite der Membran ein Unterdruck erzeugt und/oder Spülgas, beispielsweise Luft, zugeführt. Das Partialdruckgefälle des CO2 über d ie Membran kann bei Bedarf durch Kompression des Schwachgases auf der Feedseite (Zufuhrseite des Eingangsgases in das Gaspermeationsmodul) vergrößert werden. Die Durchführung des erfindungsgemäßen Verfahrens kann sowohl durch einstufige wie auch durch mehrstufige Trennschritte bzw. Membranmodule durchgeführt werden.
Als Permeat soll vorzugsweise CO2 abgetrennt werden, wobei auch geringe Anteile anderer Gaskomponenten, wie beispielsweise Methan, abgetrennt werden. Das als Permeat entstehende Trenngas mit brennbaren Anteilen weist einen niedrigen Heizwert auf. Die Wärmenutzung des Trenngases der Membrantrennanlage kann durch Nachverbrennung in einer speziellen Brennkammer, einem Motor, einer Gasturbine oder einer Brennstoffzelle mit oder ohne Zumischung eines anderen Brennstoffes erfolgen oder durch Zumischung in einen anderen Verbrennungsprozess mit einem anderen Brennstoff. Die bei der Trenngasnutzung des Permeats entstehende Wärme Q ist die nutzbare Wärme, die in unmittelbarer Umgebung des Membranmoduls und der Biogasanlage anfällt und dort genutzt werden sollte, vorzugsweise zur Fermenterbeheizung einer Biogasanlage. Für eine derartige Nutzung des Trenngases ist ein Mindestgehalt von 4 Vol.-% Methan, vorzugsweise 8 Vol.-% Methan, erforderlich.
Die beschriebene Gastrennung mit Membran und die Wärmenutzung aus der Nachverbrennung des Trenngases bzw. Permeatgases der Membrantrennanlage soll vorzugsweise eingesetzt werden, um mit einfachem apparativem Aufwand und geringem Energieaufwand eine Verbesserung der Produktgasqualität unter Nutzung der vorhandenen Partialdruckdifferenz des CO2 zwischen Eingangsgas und Umgebungsluft zu erreichen. Die Entfernung von Kohlendioxid aus Eingangsgasen soll hierbei durch eine Membran erfolgen. Damit verbunden ist die begrenzte Anreicherung der brennbaren Gasanteile wie Methan in Produktgasen, wobei bei der CO2-Abscheidung das Feed-Gas komprimiert wird und auf der Permeatseite ein Unterdruck erzeugt wird oder Luft oder Abgase als Spülgas auf der Permeatseite eingesetzt werden.
Gemäß einer vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird die Gastrennung mit Membran und die Wärmenutzung aus der Nachverbrennung des Trenngases genutzt, um ein Produktgas für ein Gasnetz zu erzeugen, das in handelsüblichen Heizungsbrennern und Kochfeldern ohne Umrüstung verbrannt werden kann. Die Anford eru ng en a n d era rtig e H e izu ng s bren n er u nd Kochfel d er, a l so Haushaltsgeräte, sind im Allgemeinen höher als an Gasmotoren eines Kraftwerks, insbesondere vertragen erstere weniger CO2. Deshalb ist ein Maximalanteil von Kohlendioxid zu unterschreiten. Das vorliegende Verfahren kann also zur CO2- Abreicherung und Aufbereitung des Eingangsgases unter Bereitstellung eines Produktgases mit einer Gasqualität, die die Verbrennung in handelsüblichen Heizungsbrennern und Kochfeldern problemlos zulässt, eingesetzt werden. Dazu muss der Kohlendioxidgehalt ausreichend weit reduziert werden. Das mit Methan angereicherte Produktgas sollte dabei weniger als 20 Vol.-% CO2, vorzugsweise weniger als 18 Vol.-% CO2 und ganz besonders bevorzugt weniger als 15 Vol.-% CO2 enthalten. Das so aufbereitete Produktgas kann in dieser Qualität direkt in einem Gasnetz mit angeschlossenen Verbrauchern genutzt werden. Daraus ergibt sich der wesentliche Vorteil, dass lediglich ein bereits verwertbares Produktgas zum Endverbraucher transportiert zu werden braucht. Es kann somit ein Effizienzgewinn gegenüber der Nutzung von Schwachgasen in einem Blockheizkraftwerk mit anschließender Übertragung von Wärme (mit damit verbundenen Verlusten) erreicht werden.
Gemäß einer vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird die Gastrennung mittels Membran und die Wärmenutzung aus der Nachverbrennung des Trenngases genutzt, um durch Vorabscheidung von CO2 die Durchsatzkapazität für Produktgas in Gasaufbereitungsanlagen zu erhöhen, in denen hohe Qualitätsanforderungen von CO2-Abscheidegraden und CO2-Restgehalten w i e z . B . b e i d e r Erdgaseinspeisung erfüllt werden müssen . Somit kann das Verfahren zur Leistungserhöhung bestehender Gasaufbereitungsanlagen mit Kohlendioxidentfernung durch Vorschaltung genutzt werden.
Gemäß einer weiteren vorteilhaften Ausgestaltung des Verfahrens wird durch die CO2-Vorabscheidung an verteilten Biogasanlagen oder Schwachgasquellen der Leitungstransport zu einer zentralen Gasaufbereitungsanlage zu höherer Gasqualität erleichtert und gleichzeitig eine effiziente Wärmequelle für die Fermenterbeheizung der Biogasanlage durch die Wärmenutzung aus der Nachverbrennung des Trenngases der Membrantrennanlage in Kraft-Wärme-Kopplung ermöglicht. Durch die Vorreinigung wird also insbesondere eine Volumenreduktion von Schwachgas aus dezentralen Biogasanlagen oder anderen Schwachgasquellen erreicht und der Weitertransport der Produktgase in Gasleitungen zu einer zentralen Gasaufbereitung vereinfacht.
Gemäß einer bevorzugten Weiterentwicklung des Verfahrens wird durch eine variable CO2-Abscheidung aus dem Schwachgas der Bereich der zumischbaren Flüssiggasmenge in einem Produktgasnetz mit Flüssiggaszumischung und direkter Nutzung zur Verbrennung in handelsüblichen Heizungsbrennern vergrößert ohne die zulässigen Grenzen der Gasqualitäten, wie beispielsweise Brennwert und Wobbe-Index, zu überschreiten. Dabei können die Variationsmöglichkeiten in der CO2-Abtrennrate zur Erzeugung einer gleich bleibenden Gasqualität von Brenngasen bei schwankenden Mengen von beigemischtem Flüssiggas (LPG Liquified Petroleum Gas) - d.h. Propan, Butan und deren Gemische - Flüssigerdgas (LNG Liquefied Natural Gas) oder Flüssigbiomethan genutzt werden.
Weiterhin ist auch eine Vorrichtung zur begrenzten Anreicherung von Brenngasanteilen, insbesondere Methan, in Schwachgasen durch CO2-Abscheidung mit Hilfe der Gaspermeation nach dem genannten Verfahren Gegenstand der Erfindung, wobei
— einem Reaktor, vorzugsweise einem Reaktor zur m ikrobiellen Schwachgaserzeugung, eine Membrantrennanlage mit mindestens einem Gaspermeationsmodul nachgeschaltet ist,
— die Membrantrennanlage permeatseitig über eine Leitung mit einem geeigneten Mittel, vorzugsweise einer Brennkammer, einem Motor, einer Gasturbine oder einer Brennstoffzelle, zur Nachverbrennung des Permeatgases verbunden ist und
— die Membrantrennanlage retentatseitig über eine Leitung mit einer Gasaufbereitungsanlage oder mit einer Gasnetzeinspeiseanlage verbunden ist.
Die Vorrichtung wird bevorzugt zur Vorreinigung und Volumenreduktion von Schwachgas aus dezentralen Biogasanlagen oder anderen Schwachgasquellen vor der anschließenden Weiterleitung des Produktgases zu einer zentralen Gasaufbereitung oder zu einer Gasnetzeinspeiseanlage verwendet.
Weitere Vorteile und Einzelheiten des erfindungsgemäßen Verfahrens und der Vor- richtung ergeben sich aus den Patentansprüchen sowie aus den anhand der Zeichnungen nachfolgend beschriebenen und die Erfindung nicht einschränkenden Ausführungsbeispielen. Dabei zeigen Fig. 2 eine Abreicherung von CO2 im Biogas durch ein Membranmodul auf eine für handelsübliche Gasbrenner nutzbare Qualität,
Fig. 3 eine Vor-Abreicherung von CO2 aus Biogas durch ein Membranmodul zur Kapazitätserhöhung einer nachgeschalteten Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität,
Fig. 4 eine Abreicherung von CO2 im Biogas als dezentrale Vorstufe in verteilten
Biogasanlagen vor einer zentralen Biogasaufbereitung und
Fig. 5 eine flexible Abreicherung von CO2 im Biogas durch Membrane zur Anpassung der Gasqualität im Biogasnetz in Abhängigkeit der Last und Flüssig- gaszumischung.
Fig. 2 zeigt eine Abreicherung von CO2 im Biogas A durch ein Membranmodul 1 auf eine für handelsübliche Gasbrenner nutzbare Qualität. In einem Biogasnetz E mit Methan-angereichertem Produktgas, h ier m it d em Biogas B, soll dabei eine Gasqualität erreicht werden, mit der handelsübliche Heizgeräte von Verbrauchern 1 bis N betrieben werden können. Dazu muss der CO2-Anteil im Biogasnetz E auf einen für diese Heizgeräte geeigneten Wert reduziert werden . Die hierzu erforderlichen CO2-Abtrennraten werden durch Membranabtrennung in einem Membranmodul 1 erreicht. Das Partialdruckgefälle des CO2 über die Membran kann bei Bedarf durch Kompression des Biogases A auf der Feedseite mittels eines Kompressors 2 vergrößert werden. Auf der Permeatseite der Membran des Membranmoduls 1 wird Luft G als Spülgas zugeführt. Das CO2-reiche Trenngas C wird der Trenngasnutzung 4 zugeführt. Mit Hilfe einer Vakuumpumpe 3 kann der Trennvorgang im Membranmodul 1 unterstützt werden.
Bei der in Fig. 2 dargestellten Ausführung wird im Falle von Biogas die Gastrennung mit einer Membran in der Nähe einer Biogasanlage, in der das Biogas A erzeugt wurde, aufgestellt, so dass eine Nutzung der Wärme Q aus der Trenngasnutzung 4, beispielweise einer Nachverbrennung, des Trenngases C der Membrantrennanlage 1 für die Fermenterbeheizung möglich ist. Zur Trenngasnutzung 4 kann dazu optiona l ei n Zusatzbren nstoff F m it verwendet werden . Das be i d e r Trenngasnutzung 4 entstehende CO2-reiche Abgas wird über d ie Leitung D abgeführt. Alternativ oder zusätzlich kann neben der Wärme Q auch weitere Energie P, beispielsweise Elektrizität, produziert und abgeleitet werden.
Ein Vorteil ist der energetisch wesentlich effizientere Energietransport und die wesentlich billigeren Leitungen für das Produktgas B zum Verbraucher als bei einem Fernwärmetransport bei einer Nutzung des Produktgases in einem Blockheizkraftwerk. Auch der Aufwand für eine optional nachfolgende Aufbereitung auf höhere Gasqualität wird reduziert. Das mit Methan angereicherte Biogas B wird gemäß dieser Ausführungsvariante günstig der Gasnetzeinspeiseanlage 5 zugeführt, von wo aus dann die Verteilung des Biogases über ein Biogasnetz E zu den Verbrauchern 1 bis N erfolgt.
Gemäß Fig. 3 erfolgt eine Vor-Abreicherung von CO2 aus Biogas A durch ein Membranmodul 1 zur Kapazitätserhöhung einer nachgeschalteten Biogasaufbereitung 5' auf Erdgasqualität E'. Bei der Biogasaufbereitung 5' entsteht ein CO2- reiches Abgas H. Durch Vorabscheidung von CO2 aus Schwachgas wird die für die endgültige Aufbereitung des Produktgases, beispielsweise des Biogases B, auf hohe Brenngasqualität abzutrennende CO2-Menge reduziert. Dadurch kann in einer nachfolgenden Gasaufbereitung 5' nach der Vorabscheidung von CO2 mit Membran ein größeres Produktgasgasvolumen verarbeitet werden als ohne Vorabscheidung von CO2. Gl eichzeitig wi rd der En erg ieaufwand d er letzten Stufe der Gasaufbereitung aufgrund der kleinren abzutrennenden CO2-Menge reduziert. Da die CO2-Abtrennnung mit Membran weder auf hohe Abtrennraten noch auf hohe Produktreinheiten ausgelegt wird, besteht durch die passende Anlagenauslegung ein Potenzial zur Energieeinsparung bei der Gasaufbereitung bis zur angestrebten Gasqualität.
Eine Abreicherung von CO2 im Biogas A1 , A2, An als dezentrale Vorstufe in verteilten Biogasanlagen (Biogasanlagen K1 , K2 bis Kn) vor einer zentralen Biogasaufbereitung 5" gemäß einer Ausführungsvariante ist in Fig. 4. dargestellt. Die Anlagenteile der Biogasanlagen K1 , K2 bis Kn sind mit den Zusätzen 1 , 2 bzw. n analog zu den Figuren 1 bis 3 bezeichnet. Durch Vorabscheidung von CO2 aus Schwachgas mit dem beschriebenen Verfahren mit Membran und Wärmenutzung aus der Nachverbrennung des Trenngases der Membrantrennanlage soll die erste Stufe der Gasaufbereitung von Schwachgas aus verteilten Biogasanlagen bzw. Schwachgasquellen durchgeführt werden. Das Produktgas B1 , B2 und Bn aus diesem ersten Aufbereitungsschritt mehrerer, verteilter Biogasanlagen bzw. Schwachgasquellen kann dann in einer Gasleitung mit geringerem Querschnitt zu einer großen, zentralen Gasaufbereitungsanlage 5" geleitet werden und dort auf die angestrebte hohe Gasqualität mit geringem CO2-Anteil aufbereitet werden. Die Wärmenutzung Q1 , Q2 und Qn aus der Nachverbrennung des permeatseitigen Trenngases der Membrantrennanlage wird im Falle von Biogas direkt bei der Biogasanlage K1 , K2 bis Kn zur Fermenterbeheizung eingesetzt (symbolisiert jeweils durch den Pfeil ausgehend von Q1 , Q2 oder Qn zur Biogasanlage K1 , K2 oder Kn) und trägt damit zu einer effizienten Biogasnutzung bei.
Gemäß Fig. 5 erfolgt eine flexible Abreicherung von CO2 im Biogas A durch eine Membran zur Anpassung der Gasqualität im Biogasnetz E in Abhängigkeit der Last und Flüssiggaszumischung. In einem Gasnetz, in dem das Schwachgas unter anderem für die Wärmeerzeugung eingesetzt wird, entstehen unterschiedliche Lastanforderungen . Da eine Biogasanlage oder andere Schwachgasquellen nur beschränkt auf die Laständerung reagieren können, wird dem Produktgas Flüssiggas J beigemischt. Bei steigender Zumischung würde der Brennwert des Gasgemisches steigen und auch andere Gasqualitäten wie die Dichte sich ändern.
Um dies zu vermeiden und eine gleich bleibende Gasqualität im Biogasnetz E zu erreichen, kann durch die Verringerung der CO2-Abtrennung im Membranmodul 1 ein gegenläufiger Effekt bei der Erzeugung des Gasgemisches erreicht werden. Durch die variable Anpassung der CO2-Abtrennung im Membranmodul 1 kann ein möglichst großer Bereich von Lastfällen im Schwachgasnetz ermöglicht werden. Bezugszeichenliste:
A, A1 , A2, An Biogas
B, B1 , B2, Bn Methan-angereichertes Produktgas, Biogas
C Trenngas
D Leitung für CO2-reiches Abgas
E Biogasnetz
E' Produktgas mit Erdgasqualität
F Zusatzbrennstoff
G Luft
H CO2-reiches Abgas
J Flüssiggas
K1 , K2, Kn Biogasanlagen
Q, Q1 , Q2, Qn Wärme P weitere Energie
1 Membranmodul
2 Kompressors
3 Vakuumpumpe 4 Trenngasnutzung
5 Gasnetzeinspeiseanlage
5' nachgeschaltete Biogasaufbereitung
5" Biogasaufbereitung

Claims

Neue Patentansprüche
1. Verfahren zur begrenzten Anreicherung von Methan, in Eingangsgasen durch CO2-Abscheidung mit Hilfe der Gaspermeation, dadurch gekennzeichnet, dass das Verfahren mindestens folgende Schritte umfasst:
— Beaufschlagen mindestens eines Gaspermeationsmoduls einer Membrantrennanlage mit zugeführtem Eingangsgas zur Teilabscheidung vo n C O2 aus dem Eingangsgas unter Ausnutzung des CO2- Partialdruckgefälles zwischen dem Eingangsgas und der Umgebungsluft, wobei ein im Vergleich zum zugeführten Eingangsgas mit Methan angereichertes Produktgas mit weniger als 20 VoI .-% CO2 und ein im Ver- gleich zum zugeführten Eingangsgas mit CO2 angereichertes Trenngas mit mindestens 4 Vol.-% Methan erhalten wird,
— Zuführung eines Spülgases und/oder Erzeugung eines Unterdrucks auf der Permeatseite der Membran,
— energetische Nutzung des Trenngases durch dessen Nachverbrennung und
— Weiterleitung des mit Methan angereicherten Produktgases zu einer Gasnetzeinspeiseanlage mit direkt angeschlossenen Verbrauchern oder zu einer Gasaufbereitungsanlage zur Erzeugung einer angestrebten hohen Konzentration von Methan bei gleichzeitig starker Reduktion des CO2-Anteiles.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass das Eingangsgas ein Schwachgas, vorzugsweise ein Biogas, ein Klärgas, ein Grubengas oder ein Deponiegas, ist.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass beim Beaufschlagen des Gaspermeationsmoduls mit zugeführtem Eingangsgas das im Vergleich zum zugeführten Eingangsgas mit Methan angereicherte Produktgas als Retentat und das im Vergleich zum zugeführten Eingangsgas mit CO2 angereicherte Trenngas als Permeat erhalten wird.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass im Retentat und/oder im Permeat eine Konzentration an Methan erreicht wird, mit der handelsübliche Heizgeräte betrieben werden können.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass die Nachverbrennung des Permeatabgases in einer Brennkammer, einem Motor, einer Gasturbine oder einer Brennstoffzelle mit oder ohne
Zumischung eines weiteren Brenngases erfolgt.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die bei der Nachverbrennung des Permeatabgases entstehende Wärme Q in unmittelbarer Umgebung des Membranmoduls genutzt wird.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass die bei der Nachverbrennung des Permeatabgases entstehende Wärme Q zur Fermenterbeheizung einer Biogasanlage eingesetzt wird.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, dass die Nutzung der Nachverbrennung des Permeatabgases unter Kraft-Wärme-Kopplung erfolgt.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, dass zur Minimierung des Energieverbrauchs auf der Permeatseite der Membran als Spülgas Luft zugeführt wird.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, dass das Partialdruckgefälle des CO2 über d ie Membran durch Kompression des Schwachgases auf der Feedseite vergrößert wird.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass einstufige oder mehrstufige Membranmodule eingesetzt werden.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11 , dadurch gekennzeichnet, dass das mit Methan angereicherte Retentat aus mehreren verteilten Schwachgasquellen zu einer zentralen Gasaufbereitungsanlage geleitet wird.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, dadurch gekennzeichnet, dass dem Retentat zusätzliches Flüssiggas beigemischt wird.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass durch eine variable Anpassung der CO2-Abtrennung an der Membran ein gewünschter Bereich von Lastfällen im Schwachgasnetz ermöglicht wird.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass zur Erzeugung einer gleich bleibenden Konzentration von Brenngasen bei einem schwankenden Volumenanteil von Kohlendioxid entsprechende Mengen von Flüssiggas zugemischt werden.
16. Vorrichtung zur begrenzten Anreicherung von Methan, in Eingangsgasen durch CO2-Abscheidung mit Hilfe der Gaspermeation nach dem Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1 bis 15, dadurch gekennzeichnet, dass
— einem Reaktor zur Erzeugung von Eingangsgasen mindestens eine Membrantrennanlage nachgeschaltet ist, — die Membrantrennanlage permeatseitig über eine Leitung mit einem geeigneten Mittel zur Nachverbrennung des Permeatgases verbunden ist und
— die Membrantrennanlage retentatseitig über eine Leitung mit einer Gasnetzeinspeiseanlage oder einer Gasaufbereitungsanlage verbunden ist.
17. Vorrichtung nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass es sich beim Reaktor zur Erzeugung von Eingangsgasen um einen Reaktor zur mikrobiellen Schwachgaserzeugung handelt und/oder dass es sich beim Mittel zur Nachverbrennung um eine Brennkammer handelt.
18. Verwendung einer Vorrichtung nach Anspruch 16 oder 17 zur Vorreinigung und Volumenreduktion von Schwachgas aus dezentralen
Biogasanlagen oder anderen Schwachgasquellen vor der anschließenden Weiterleitung zu einer zentralen Gasaufbereitung oder zu einer Gasnetzeinspeiseanlage.
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