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5 | 2012

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Erneuerbare Energien

Erneuerbare Energien Bild 3 Kosten und Kostenanteile der Biogas- und Rohgasbereitstellung über Biogasund Vergasungsanlagen. fischen THG-Emissionen tendenziell an, da zur Biomasseversorgung der Großanlage (500 MW (th.)) deutlich größere Transportstrecken (ca. 80 km) zurückgelegt werden müssen. Bedingt durch die im Vergleich zuWaldrestholz geringere Dichte wird die Bereitstellung von Strohballen mit zunehmender Transportentfernung deutlich ungünstiger. Bei Kosten von bis zu 130 €/t TM zeigen sich sehr deutlich die Auswirkungen des Aufwandes für die Pelletierung des Strohs. Sostellt der Einsatz von Strohpellets sowohl hinsichtlich der Bereitstellungskosten als auch der mit der Bereitstellung verbundenen THG-Emissionen die im Vergleich ungünstigste Variantedar.Welchen Einfluss die Bereitstellungskosten auf die Gesamtkosten der Biogas- und Rohgaserzeugung haben, wird nachfolgend veranschaulicht. Die Zusammensetzung von Biogas als auch von Rohgas aus der Vergasung kann sich aufgrund des eingesetzten Substrats, insbesondere aber in Abhängigkeit der spezifischen Bedingungen bei derVergasung (Vergasungsmittel,Druck, Temperatur) deutlich unterscheiden. In Bild 2 ist beispielhaft neben der Biogaszusammensetzung bei einem Substrat-Mix, bestehend aus 70 %Silomais, 10 %Gülle, 10 %GPS und 10 % Grassilage, die Rohgaszusammensetzung aus der Vergasung von Waldrestholz (Fichte) differenziert nach den drei untersuchten Vergasungsverfahren dargestellt. Alle Angaben hinsichtlich der Gaszusammensetzung beziehen sich jeweils auf das trockene Gas.Als „wertvolle“ Bestandteile imBiogas bzw. Rohgas sind in erster Linie Methan (CH 4 ), Wasserstoff (H 2 ) und Kohlenstoffmonoxid (CO) aufgeführt und in den Vergleich einbezogen. Indiesem Zusammenhang dürfen aber keinesfalls all jene Gasbestandteile und -spezifika vergessen werden,die bei der anschließenden Gasreinigung und -konditionierung beseitigt werden müssen (z.B. Wasser, Staub, Teer) bzw. von Nutzen sein können –wie zum Beispiel das vorliegende Druck- und Temperaturniveau des Rohgases. Aufgrund seines hohen Methangehalts weist das Biogas mit 5,2 kWh/m 3 (NTP) den höchsten Heizwert (H i ) auf, was für die spätere Aufarbeitung zu SNG von Vorteil ist. Die Rohgaszusammensetzung bei den verschiedenen Vergasungsverfahren unterscheidet sich sehr deutlich. Während beispielsweise beim AER-Verfahren ein Wasserstoffgehalt von rund 68 Vol.-% erzielt werden kann, sind dies beim Flugstromvergaser nur rund 35 %, wohingegen der Kohlenstoffmonoxidgehalt hier bei knapp 50% liegt. Der Grund hierfür liegt darin, dass der Flugstromvergaser aufgrund seines hohen Temperaturniveaus von rund 1200 °C –insbesondere zur Vermeidung derTeerbildung –instärkerem Maße auf eine teilweise Verbrennung der eingesetzten Biomasse angewiesen ist, als die beiden anderenVergasungsvarianten. In Bild 3sind für die beiden betrachteten Biogasanlagen und für die drei verschiedenen Vergasungskonzepte die Kosten der Gasbereitstellung (Biogas und Rohgas) dargestellt. Bei der Vergasung wird neben Waldrestholz-Hackschnitzel mit 65 % TM auch Getreidestroh mit 86 %TMinForm von Strohballen oder Strohpellets eingesetzt. Bei allenVerfahren wird ein „energieautarker“ Betrieb der Anlage unterstellt, das heißt, der nötige Wärme- und Strombedarf wird intern abgedeckt. Bei den mit „Wirbelschicht“ und „AER-Verfahren“ bezeichneten Vergasungsverfahren handelt es sich um gekoppelte Wirbelschichtverfahren, die Wasserdampf als Vergasungsmittel einsetzen; beim Flugstromvergaser kommt dagegen technischer Sauerstoff zum Einsatz. Zur „Vorkonditionierung“ der Biomasse ist beim Flugstromvergaser eine Schnellpyrolyse integriert. Vor der eigentlichen Vergasung wird hierbei zunächst eine Pyrolyseöl/-koks-Suspension (auch „Biosyncrude“ genannt) produziert. Diese lässt sich anschließend sehr gut in den Flugstrom-Druckvergaser (unterstellter Arbeitsdruck von 30 bar) einspeisen. Wie aus Bild 3ersichtlich ist, tragen die Kosten der Biomassebereitstellung frei Anlage bei den Biogasanlagen 62 bis 72 %und bei den Vergasungsverfahren zwischen 37 %und 73 %zuden gesamten Gestehungskosten des Biogases bzw. Rohgases bei. Der zweitgrößte Kostenblock sind die Kapitalkosten, die in einem Bereich von 19bis 27 %liegen. Bei 24 BWK Bd. 64 (2012) Nr. 5

Erneuerbare Energien direkte Nutzung: Strom-/Wärmebereitstellung Vergasung Fermentation direkte Nutzung: Strom-/Wärmebereitstellung Bild 4 Verfahrensschritte zur Aufarbeitung von Biogas und Rohgas zu SNG. den Personalkosten schneiden die Biogasanlagen mit einem Kostenanteil von nur 1,4 bis 3,5 %sehr günstig ab; bei den Vergasungsverfahren tragen diese dagegen deutlich stärker zu den Gesamtkosten bei. In diesem Zusammenhang ist zu erwähnen, dass mit steigenden Anlagengrößen insbesondere bei den Vergasungsverfahren –trotz steigender Erfassungsradien und damit längerer Transportstrecken für die benötigte Biomasse – deutliche Kostenvorteile erschlossen werden können. So können beispielsweise beim Flugstromvergaser beim Schritt von der 50-MW (th.)- auf die 500-MW (th.)-Anlage die Gestehungskosten für das Rohgas von rund 67 € auf 53 €/MWh gesenkt werden (Bild 3). In ähnlicher Weise demonstrieren dies das Wirbelschichtverfahren und AER-Verfahren beim Schritt von einer 10- MW (th.)- hin zu einer 50-MW (th.)-Anlage. Bei Biogasanlagen sind der Nutzung solcher Kostenvorteile deutlich engere Grenzen gesetzt.Dies begründet sich vor allem daraus, dass als Substrat in erster Liniefeuchte Biomasse (oderauchGülle) eingesetzt und somit angeliefert werden muss. Anschließend muss der Gärrückstand wieder abtransportiert und auf landwirtschaftlichen Flächen ausgebracht werden. Beide Transportvorgänge sind mit hohen Kosten verbunden, da es sich jeweils um ein sehr „wasserreiches“Transportgut handelt. Aufarbeitung zu SNG Die wesentlichen Verfahrensschritte zur Aufarbeitung von Rohgas aus der Vergasung und von Biogas sind in Bild 4 dargestellt, inklusive Verdichtung auf Projektinfo Projekttitel Systemanalyse Erzeugung und Nutzung biogener Gase in Baden-Württemberg Einspeisedruck und Konditionierung. Beim Rohgas aus der Vergasung sind im Einzelnen folgende Schritte notwendig: Heißgasfiltration, Teerwäsche, Sauerkomponenten-Wäsche,CO-Shift,Methanisierung, Trocknung, CO 2 -Wäsche, Verdichtung auf Einspeisedruck, Feintrocknung und Konditionierung. Das den Vergaser verlassende Rohgas wird zunächst mit einer Heißgasfiltration, die üblicherweise aus einem Zyklonabscheider und einem Kerzenfilter besteht, von Partikeln gereinigt, die sonst den reibungslosen Betrieb der nachgeschalteten Prozessschritte gefährden würden. Danach müssen die Teerkomponenten in einer mit Rapsöl oder RME betriebenen Teerwäsche entfernt werden, um Ablagerungen durch Kondensation der Teerkomponenten zu vermeiden. Vor den katalytischen Prozessstufen werden die Sauergaskomponenten wie beispielsweise das Katalysatorgift H 2 Sin der Sauerkomponentenwäsche entfernt. Als Sorptionsmittel wurde NaOH-Lauge Mitwirkende Institutionen/Personen > Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER), L. Eltrop, M. Stenull > Karlsruher Institut für Technologie (KIT), Institut für Technikfolgenabschätzung und Systemanalyse (ITAS), L. Leible, S. Kälber, G. Kappler > Universität Stuttgart: Institut für Feuerungs- und Kraftwerkstechnik (IFK), N. Poboss, M.Zieba > Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfachs e.V. (DVGW), Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut (EBI), W. Köppel > Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung, Stuttgart (ZSW), B. Stürmer, T.Kelm > Universität Hohenheim, Institut für Agrartechnik (IAT), J. Lansche, J. Müller Laufzeit 2008 bis 2012 Finanzierung Gefördert durch das Ministerium für Ernährung und Ländlichen Raum mit Mitteln der Landesstiftung Baden-Württemberg BWK Bd. 64 (2012) Nr. 5 25

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