Verfahren zum Aufreiniqen von Bioqas

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren zum Aufreinigen von Biogas.

Biogas wird aus der Vergärung von organischen Stoffen gewonnen. Es enthält die Gase Methan, Kohlendioxid, und Wasserdampf, dazu Spuren von Schwefelwasserstoff, Ammoniak, HCl, Wasserstoff, flüchtigen organischen Säuren und Siloxa- ne/Silane.

Die energetische Verwertung des Biogases geschieht heute zum großen Teil in Blockheizkraftwerken, d.h. es werden nahe der Biogasanlage große Mengen an Strom und Niedertemperaturwärme produziert. Während der Strom ins Netz eingespeist werden kann, ist ein Niedertemperaturwärmeabnehmer nicht immer lokal vorhanden, so dass die Wärme im ungünstigsten Fall unter zusätzlichem Energieauf- wand weggekühlt werden muss.

Die Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität, das Verdichten und Fördern des Methans zu einem Blockheizkraftwerk nahe eines Wärmeverbrauchers, ist daher eine immer mehr an Bedeutung gewinnende Alternative zu den lokalen Blockkeizkraftwer- ken (BHKW).

Anders als Stromnetze verfügen lokale Gasnetze nur über eine geringe Puffer- oder Ausgleichskapazität bei einem temporären überangebot an Biomethan. Bei Errei-

chen des Maximaldrucks im Erdgasnetz ist es in der Regel notwendig, das anfallende Biogas teilweise oder komplett abzufackeln.

Es besteht daher ein erheblicher Bedarf, Methan aus Biogas auf Erdgasqualität auf- zubereiten, ohne dass bei schwankenden Abnahmekapazitäten Biogas abgefackelt werden muss.

Bekannte Verfahren zur Biogasaufbereitung greifen teilweise auf Verfahren der Erdgasaufbereitung zurück. Sie lassen sich nach Adsorptionsverfahren, Absorptionsver- fahren und Membranverfahren ordnen.

Das Standard-Adsorptionsverfahren ist die Druckwechseladsorption (Pressure Swing Adsorption, PSA), wie es zum Beispiel in der CH 692 653 A5 beschrieben ist. Hierbei werden bei hohem Druck Kohlendioxid und polare Begleitgase an einer Aktivkohle- oder Molekularsieboberfläche gebunden. Methan adsorbiert deutlich schlechter als Kohlendioxid und die Begleitgase. Nachdem das Adsorbens beladen ist, wird der Druck abgesenkt und die Verunreinigung desorbieren wieder und werden als Schwachgas abgeleitet. Das Verfahren ist also nicht kontinuierlich, es kann quasi kontinuierlich mit mehreren parallel verschalteten Kolonnen betrieben werden. Mit der PSA werden hochreine Methanströme erzeugt. Geringe Mengen an Methan (im einstelligen Prozentbereich) finden sich jedoch im Schwachgas wieder. Da Methan ein sehr schädliches Klimagas ist, darf es nicht in die Umwelt gelangen.

Ein grundsätzlicher Nachteil der PSA ist neben den hohen Investitionskosten, dass die Anlage nicht energieautark betrieben werden kann. Sowohl die elektrische Energie für die Biogasanlage, als auch die Kompressionsenergie zur Erzeugung des Netzdrucks müssen von einer externen Energiequelle bereitgestellt werden.

In der EP 1 634 946 A1 ist ein Verfahren zur Gewinnung von Bioerdgas beschrieben, das schematisch in Figur 2 in einem Blockschaltbild dargestellt ist. Bei diesem Verfahren wird zunächst in einem Fermenter 1 Rohbiogas aus Biomasse erzeugt. Das Rohbiogas wird einer Aufbereitungsstufe 2 zugeführt, in welcher aus dem Rohbiogas Bioerdgas erzeugt wird, wobei ein zusätzlicher Abgasstrom mit einem Methangehalt

von 17 Vol.-% anfällt. Die Aufreinigungsstufe arbeitet mittels eines Molekularsiebes auf Kohlenstoffbasis ohne Rezirkulation. Das Methan des Abgasstroms wird mittels eines Schwachgasbrenners zur Wärmeerzeugung verbrannt. Die hierbei anfallende Wärme wird im Fermenter zur Biogasproduktion genutzt. Es wird davon ausgegan- gen, dass Abgase mit weniger als 40 Vol.-% Methan nicht zum Betreiben eines Blockheizkraftwerkes geeignet sind.

Als Alternative zu Adsorptionsverfahren gibt es Absorptionsverfahren, die die gute Löslichkeit der Methanbegleitgase in Wasser ausnutzen, um Methan zu separieren. So lösen sich Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff und Ammoniak - in Abhängigkeit vom pH-Wert - bis zu 100.000 mal besser in Wasser als Methan. Standardverfahren sind die kalte Aminwäsche (MEA-Wäsche) und die Laugenwäsche. Hier wird das Biogas in einer ersten Trennkolonne von den sauren Gasen befreit. In einer zweiten Kolonne wird das gelöste Gas ausgetrieben. Das Waschmittel kann wieder in die ers- te Kolonne zurückgeführt werden.

Neben den klassischen Absorptionsverfahren sind noch einige exotische Absorptionsverfahren bekannt. In der DE 44 19 766 A1 , der DE 103 46 471 A1 und in der DE10 2005 010 865 A1 werden photosynthetische Systeme beschrieben, die CO ₂ und H ₂ S unter großem Einsatz von Lichtenergie in Biomasse speichern. In der US 2003/0143719 A1 wird vorgeschlagen, speziell CO ₂ mit einer Lösung aus dem Gas zu waschen, welche eine Carboanhydrase enthält. Dieses Enzym beschleunigt die Einstellung des Kohlensäuregleichgewichtes und verringert so Hystereseeffekte bei der Absorption/Desorption des CO ₂ in Wasser.

Die Gaspermeation ist ein seit längerem bekanntes Verfahren zur Trennung von CO ₂ und Methan (z.B. US 4,518,399 und US 5,727,903). Ein Beispiel für die Aufbereitung von Biogas mit einer Gaspermeationsanlage ist in DE 100 47 264 A1 beschrieben. Das Rohbiogas wird über eine Membran geleitet. CO ₂ und H ₂ S lösen sich in der Membran und diffundieren durch diese hindurch. Sie bilden ein Permeat. Um das notwendige treibende Gefälle bereit zu stellen, wird der nicht durch die Membran hindurch tretende Gasstrom, das Retentat, unter Druck gesetzt, so dass es ein Druckgefälle zwischen dem Retentat und dem Permeat gibt. Im Idealfall wird die Membran

jedoch nicht konvektiv durchströmt. Der Vorteil dieses Verfahrens ist der einfache Aufbaus. Es werden nur ein Verdichter und ein Membranmodul benötigt. Besonders bei kleinen Anlagen rentieren sich somit die im Vergleich geringen Investitionskosten sehr schnell. Daneben ist dieses Verfahren ein kontinuierliches Verfahren und kommt ohne Prozesschemikalien oder andere Hilfsstoffe aus. Der Nachteil dieses Verfahren ist, dass mehrere Membranstufen zur kompletten Abtrennung des Methans benötigt werden.

Bei der Einspeisung von aufbereitetem Biogas in Erdgasnetze wird häufig eine dau- erhafte Verfügbarkeit der Netze als Gasspeicher angenommen. Eine konventionelle Biogasanlage mit Einspeisung ist nicht in der Lage auf eine Sättigung des Erdgasnetzes zu reagieren. Das Projekt Kombikraftwerk speichert beispielsweise überschussmethan lokal in Gasspeichern oder im Gasnetz. Eine Anpassung der Substratmenge an den Energie- oder Gasbedarf ist nicht möglich, da zumindest bei Hochlastbiogasanlagen die Biologie empfindlich auf Schwankungen bei der Fütterung reagiert.

Aus einem am 5. Januar 2006 veröffentlichten Final Project Report „Gas Separations using Ceramic Membranes" von Paul K. T. Liu, Media and Process Technology, Inc., U. S. A., sind keramische Membrane bekannt. Diese Membrane werden zum Trennen von bestimmten Komponenten aus Gasströmen verwendet. Ein Beispiel zeigt eine Anwendung, mit welcher CO ₂ aus einem Gasstrom getrennt wird.

Weiterhin ist die Verwendung von Polymermembranen zur Abtrennung von Kohlen- dioxid aus Gasströmen bekannt.

Die DE 10 2004 044 645 B3 beschreibt ein Verfahren zur Gewinnung von Bioerdgas. Bei diesem Verfahren wird Biogas mittels eines Druckwechseladsorptionsverfahrens oder einer Membran in Bioerdgas aufbereitet. Das Abgas der Aufbereitung soll eine Methankonzentration von etwa 10 Vol.% bzw. 14 Vol.% oder 15 Vol% oder mehr aufweisen. Die Biogasaufbereitung wird bewusst mit einem schlechten Wirkungsgrad ausgeführt. Das Abgas wird mit einem Schwachgasbrenner verbrannt und die hierbei frei werdende Wärme wird bei der Fermentation genutzt. Es soll kein Blockheizkraft-

werk vorgesehen werden, da man mit einem Schwachgas mit einem Methananteil unter 40 Vol.% kein Blockheizkraftwerke betreiben könne und man keinen Teilstrom des Rohbiogases einem Blockheizkraftwerk zuführen möchte. Der gesamte Rohbiogasstrom kann somit zur Produktion des Bioerdgases genutzt werden. Weiterhin ist eine Ausführungsform offenbart, bei der das Abgas der Biogasaufbereitung mit Rohbiogas, teilaufbereitetem Rohbiogas und/oder Bioerdgas gemischt der Verbrennung zugeführt wird. Hierdurch sollen Schwankungen im Methangehalt kompensiert werden.

Ein im Vergleich zum Stand der Technik gemäß der DE 10 2004 044 645 B3 entgegengesetztes Konzept wurde in einer am 25. Juni 2007 in Bruck/Leitha, österreich in Betrieb genommen Biogasanlage mit Aufbereitung zu Bioerdgas realisiert. Hier wird Rohbiogas direkt einem Blockheizkraftwerk zugeführt und mit diesem in Strom und Wärme umgesetzt. Ein Teil des Rohbiogases wird über eine Membran in Bioerdgas aufbereitet. Das Permeat bzw. Abgas dieser Bioerdgasaufbereitung wird dem Blockheizkraftwerk zugeführt und dort zusammen mit dem Rohbiogas verbrannt. Bei dieser Anlage wird immer ein beträchtlicher Anteil an Rohbiogas dem Blockheizkraftwerk zugeführt, um einen ausreichend hohen Anteil an Methan im Brenngas bereit zu stellen. Die Zuführeung von Rohbiogas zu einem Blockheizkraftwerk soll hingegen mit dem Verfahren gemäß der DE 10 2004 044 645 B3 vermieden werden. Bei dieser bekannten Anlage ist die Aufbereitung für eine maximale Ausbeute an Methan optimiert.

In D. Asendorpf, „Strom von der Müllkippe", Zeit online 45/2005, S. 45, http://hermes.zeit.de/pdf/archiv/2005/45/^ wird die Umsetzung von

Abgas in Müllkippen zu Strom beschrieben. Im Labor gibt es eine Mikrogasturbine, die mit einem Gas mit einem Methananteil von 15 Prozent betrieben werden könne. Ob es auch auf einer Deponie klappt, soll erforscht werden.

In W. Maier, „Arten der energetischen Faulgasnutzung", DWA - Erfahrungsaustausch: Betriebserfahrungen von Anlagen zur Faulgasverwertung / Gasmotoren am 15.11.2006 und 28.2.2007 in Stuttgart/Mühlhausen, s. bes. S. 18, werden u.a. die

Vor- und Nachteile von Zündstrahlmotoren und Mikrogasturbinen zur energetischen Faulgasnutzung dargestellt.

Im Prospekt der Fa. Haase „Autotherme Oxidation für Abluft und Schwachgase: VocsiBox ®", S. 1 , FE-366/6, 2002 RD, wird eine aufwendige und teure Vorrichtung zur Oxidation von Methan in einem Gas mit einem Anteil von 0 bis 27 Vol.% Methan offenbart. Eine Energiegewinnung ist hierbei nicht möglich.

Die DE 100 47 264 B4 betrifft ein Verfahren zum Verwerten von methanhaltigem De- poniegas. Das Deponiegas wird mittels Gaspermeationsmodule aufbereitet, wobei das Retentat einem Gasmotor zugeführt wird und das Permeat wird einem Deponiekörper zugeführt. Die Gaspermeationsmodule weisen eine hohe Permeabilität für CO ₂ auf.

Der Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, ein Verfahren und eine Vorrichtung zum Erzeugen und Aufreinigen von Biogas zu schaffen, die auf einfache Art und Weise eine sehr effiziente Erzeugung und Aufreinigung von Biogas erlaubt.

Die Aufgabe wird durch ein Verfahren mit den Merkmalen des Anspruches 1 und durch eine Vorrichtung mit den Merkmalen des Anspruches 8 gelöst. Vorteilhafte Ausgestaltungen der Erfindung sind in den jeweiligen Unteransprüchen angegeben.

Das erfindungsgemäße Verfahren zum Erzeugen und Aufreinigen von Biogas für die Einspeisung in ein Erdgasnetz umfasst folgende Schritte: - Erzeugen von Biogas aus Biomasse,

- Aufreinigen des Biogases mittels einer Trennstufe, welche den Rohgasstrom in zwei Ströme aufteilt, wobei der eine Strom durch die Trennstufe hindurchtritt und als Schwachgasstrom bezeichnet wird und der andere Strom von der Membran zurückgehalten wird und als Methangasstrom bezeichnet wird, und die Membran derart ein- gestellt ist, dass der Schwachgasstrom einen Anteil von zumindest 20 Vol.-% Methan aufweist, und

- der Schwachgasstrom in einem Blockheizkraftwerk in Wärme und elektrischen Strom umgesetzt wird, wobei ein Blockheizkraftwerk verwendet wird, das eine Mikro-

gasturbine oder einen Zündstrahlmotor aufweist, und mit einer die Trennstufe umgehenden Bypassleitung ein variabler Anteil des Rohgasstroms direkt dem Blockheizkraftwerk zugeführt wird.

Da mit dem erfindungsgemäßen Verfahren der Anteil von Methan im Schwachgasstrom relativ hoch eingestellt ist, vereinfacht sich die Aufreinigung des Biogases erheblich, wobei gleichzeitig eine hohe Qualität an Bioerdgas erzielt wird. Aufgrund des Anteils von zumindest 20 Vol.-% Methan im Schwachgas ist es möglich, mit dem Schwachgasstrom ein Blockheizkraftwerk, das eine Mikrogasturbine oder einen Zündstrahlmotor aufweist, zu betreiben, ohne dass Rohgas dem Blockheizkraftwerk zugeführt werden muss.

Beim erfindungsgemäßen Verfahren wird entgegen herkömmlicher Praxis die Trennstufe nicht dahingehend optimiert, möglichst viel Methan zu extrahieren, sondern die Trennstufe wird dahingehend optimiert, den Kohlendioxid-Anteil möglichst vollständig in den Schwachgasstrom zu überführen, wobei ein großer Methananteil im Schwachgasstrom nicht nur hingenommen sondern sogar erwünscht ist, da hierdurch die im Schwachgasstrom enthaltene Energie effizient mittels eines Blockheizkraftwerkes genutzt werden kann.

Weiterhin ist eine die Trennstufe umgebende Bypassleitung derart vorgesehen, dass ein variabler Anteil des Rohgasstroms direkt dem Blockheizkraftwerk zugeführt wird. Hierdurch kann schnell auf einen wechselnden Bedarf bei den Abnehmern (Erdgasnetzwerk, Stromnetzwerk) reagiert werden. Wenn die Pufferkapazitäten des Erdgas- netzwerkes ausgeschöpft sind, wird der Anteil des dem Blockheizkraftwerk direkt zugeführten Rohgasstromes erhöht, wodurch mehr elektrischer Strom erzeugt wird. In Stromnetzwerken gibt es keine Beschränkung bezüglich der Einspeisung des Stromes. In Stromnetzwerken besteht hingegen ein erheblicher Bedarf an schnell und kurzzeitig verfügbarer elektrischer Leistung, da Kraftwerke zur Erzeugung von Strom normalerweise nicht schnell ihre Ausgangsleistung verändern können. Es gibt aber kurzzeitige Spitzenbelastungen im Stromnetz, die mit herkömmlicher Technologie nur mit erheblichem Aufwand und Kosten bereitgestellt werden können. Mit dem erfindungsgemäßen Verfahren kann einfach durch Erhöhen des direkt dem Blockheiz-

kraftwerk zugeführten Rohgasstromes kurzzeitig eine große Menge Strom erzeugt werden. Da das Blockheizkraftwerk mit dem Schwachgasstrom kontinuierlich betrieben werden kann, kann ohne Verzögerung die elektrische Ausgangsleistung erhöht werden. Gibt ein Betreiber einer derartigen Anlage zum Erzeugen und Aufreinigen von Biogas die Kontrolle über die Produktion derartiger schnell und kurzzeitig abrufbarer Stromleistung direkt an einen Betreiber eines Stromnetzwerkes ab, so wird dieser Strom als Regelstrom bezeichnet, der sehr hoch vergütet wird. Bei einem Erdgasnetzwerk ist ein kurzzeitiger Ausfall eines Lieferanten in der Größenordnung einer Biogasanlage unkritisch, so dass die Bereitstellung kurzfristiger elektrischer Leistung problemlos möglich ist. Deshalb wird beim erfindungsgemäßen Verfahren vorzugsweise eine Schnittstelle zu einem Betreiber eines Stromnetzes betrieben, so dass der Betreiber des Stromnetzes mittels einer automatischen Bedarfsanforderung den Rohgasstrom durch die Bypassleitung steuern kann. Weiterhin kann durch die By- passleitung der Schwachgasstrom konditioniert werden. Dies bedeutet, dass Schwankungen des Methananteils aufgrund unterschiedlicher Zusammensetzungen der Biomasse oder dgl. durch das Beimischen eines Teils des Rohgasstroms an den gewünschten Methananteil von zumindest 20 Vol.% oder mehr angepasst werden können.

Der im Blockheizkraftwerk erzeugte Strom wird vorzugsweise zum Betreiben von Kompressoren an der Trennstufe oder zum Einspeisen des erzeugten Biogases in ein Erdgasnetz verwendet werden. Hierdurch ist das Verfahren energetisch autark. Die niedertemperatur-Abwärme der Kompressoren kann zum Heizen eines Fermenters zum Erzeugen des Biogases aus Biomasse verwendet werden.

Die hochtemperatur-Abwärme des Blockheizkraftwerkes kann zum Heizen von Gebäuden oder dgl. verwendet werden. Die hochtemperatur-Abwärme ist wesentlich wertvoller als die nidertemperatur-Abwärme.

Bei diesem Verfahren kann die Trennstufe mit einer Membran ausgebildet sein. Sie kann jedoch auf einer anderen Technologie, wie zum Beispiel dem Druckwechselad- sorptionsverfahren oder einem Absorptionsverfahren beruhen. Eine Membran ist jedoch bevorzugt, da sie zum einen einfach und kostengünstig ausgebildet ist und zum

anderen einen kontinuierlichen Betrieb erlaubt. Die Erzeugung eines Schwachgasstroms mit einem Methangehalt von zumindest 20% ist mit einer Membran wesentlich einfacher als die Erzeugung eines Schwachgasstromes mit einem geringen Methangehalt, wobei gleichzeitig der CO ₂ -Gehalt im Methangasstrom sehr gering gehalten werden kann und ein Bioerdgas hoher Güte erzeugt wird.

Der kontinuierliche Betrieb einer Membran ist sehr vorteilhaft für den Betrieb des Blockheizkraftwerkes. Da mit dem erfindungsgemäßen Verfahren der Schwachgasstrom einen Methananteil von 20 Vol.% aufweist kann das Blockheizkraftwerk ohne die Zuführung von Rohgas über die Bypassleitung kontinuierlich betrieben werden. Dies ist für den Gesamtbetrieb der Anlage aus folgenden Gründen sehr vorteilhaft:

1. Die Anlage wird kontinuierlich mit Strom versorgt und ist energetisch autark.

2. Die Aufreinigung des Biogases zu Bioerdgas erfolgt kontinuierlich, was eine dem- entsprechende kontinuierliche Einspeisung ins Erdgasnetz erlaubt, wodurch ein ent- sprechender Puffer weggelassen werden kann oder dieser lediglich sehr klein ausgebildet sein kann.

3. Das Blockheizkraftwerk ist kontinuierlich in Betrieb und kann bei einem kurzfristigen erhöhtem Strombedarf fast verzögerungsfrei auf eine höhere Leistung durch Zuführen von Rohgas über die Bypassleitung umgestellt werden.

Die Erfindung wird im folgenden anhand der Zeichnungen beispielhaft erläutert. Diese zeigen schematisch in:

Fig. 1 eine erfindungsgemäße Vorrichtung zum Erzeugen von Biogas in einem Blockschaltbild, und

Fig. 2 eine Vorrichtung zum Erzeugen von Biogas nach dem Stand der Technik in einem Blockschaltbild.

Die erfindungsgemäße Vorrichtung zum Erzeugen und Aufreinigen von Biogas um- fasst einen Fermenter 1 zum Erzeugen von Biogas aus Biomasse, eine Trennstufe 2 zum Aufreinigen des Biogases, und ein Blockheizkraftwerk 4 zum Erzeugen von Wärme und elektrischem Strom. Der Fermenter 1 ist mit der Trennstufe 2 über eine

Rohgasleitung 5 verbunden. In der Trennstufe 2 wird das Rohgas in einen Methangasstrom und einen Schwachgasstrom aufgeteilt. Der Methangasstrom wird über eine Methangasleitung von der Trennstufe 2 zu einem Kompressor 7 geführt. Der Kompressor 7 verdichtet das Methangas derart, dass es in ein Erdgasnetz einge- speist werden kann. Der Kompressor 7 ist über einen Wärmetauscherkreis 9 thermisch an den Fermenter 1 gekoppelt, um die im Blockheizkraftwerk erzeugte Wärme dem Fermenter 1 zur Produktion von Biogas zuzuführen.

Das Schwachgas wird mittels einer Schwachgasleitung 8 von der Trennstufe 2 dem Blockheizkraftwerk 4 zugeführt. Das Blockheizkraftwerk weist einen Motor, z.B. eine Mikrogasturbine, und einen mit dem Motor verbundenen Generator zur Stromerzeugung auf.

In der Rohgasleitung 5 ist optional ein Zwei-Wege-Ventil 10 angeordnet, an das eine zum Blockheizkraftwerk 4 führende Bypass-Leitung 11 angeschlossen ist.

Das Blockheizkraftwerk 4, der Kompressor 7 und das Ventil 10 sind über Steuerleitungen 12 mit einer Steuereinheit 13 verbunden. Die Steuereinheit 13 kann an ein Datennetzwerk 14, wie zum Beispiel dem Internet, angeschlossen sein.

Das Blockheizkraftwerk 4 weist einen elektrischen Ausgang 15 auf, um elektrische Energie in ein Stromnetzwerk einzuspeisen. Weiterhin weist es einen thermischen Ausgang 16 auf, mit der Wärme abgeleitet werden kann. Mit dieser Wärme kann z.B. ein industrieller Trocknungsprozess versorgt werden.

Die Trennstufe weist vorzugsweise eine Membran (nicht dargestellt) als Trennmittel auf. Derartige Membranen können von der Firma Membrane Technology and Research, Inc., Menlo-Park, Kalifornien, USA erhalten werden. Hierbei wird die unterschiedliche Permeabilität des Membranmaterials für die verschiedenen Gasmoleküle genutzt. Mit solchen Membranen kann daher sowohl die gemeinsame Abtrennung von Kohlendioxid und Schwefeldioxid als auch die selektive Abtrennung von Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid in mehrstufigen Anlagen durchgeführt werden. An der Membran wird ein bestimmter Anteil des Rohgasstromes zurückgehalten und bil-

det einen Methangasstrom, der auch als Retentat bezeichnet wird. Der durch die Membran hindurchtretende Anteil des Rohgasstromes bildet einen Schwachgasstrom, der auch als Permeat bezeichnet wird.

Die Membrane sind vorzugsweise keramische Membrane. Es ist jedoch auch möglich, Polymermembrane zu verwenden.

Vorzugsweise wird die Abtrennung lediglich einstufig ausgeführt, d.h., dass der Rohgasstrom zum Abtrennen einer bestimmten Komponente lediglich über eine einzige Membran geführt wird. Hierbei ist es jedoch möglich, mehrere Membranen in Reihe geschaltet vorzusehen, die jeweils für eine bestimmte Komponente selektiv sind. Vorzugsweise wird der Rohgasstrom unter Druck gesetzt, so dass ein Druckgefälle an der Membran anliegt, das die Trennung in den Methanstrom und den Schwachgasstrom unterstützt.

Das Druckgefälle an der Membran und das Membranmaterial werden derart aufeinander abgestimmt, dass im Schwachgasstrom ein Methangehalt von etwa 30 Vol.-% bis 35 Vol.-% enthalten ist. Es kann auch ein Methananteil von etwa 25 Vol.-% bis weniger als 40 Vol.-% bzw. sogar bis zu 50 Vol.-% zweckmäßig sein. Zur Einstellung des Druckgefälles kann an der Membranstufe ein Kompressor (nicht dargestellt) vorgesehen werden.

Ein solcher Schwachgasstrom kann in einem Blockheizkraftwerk direkt in Wärme und Strom umgesetzt werden, wobei das darin enthaltene Methan verbrannt wird. Ein zur Verwertung eines für Schwachgasstrom geeignetes Blockheizkraftwerk weist vorzugsweise eine Mikrogasturbine auf. Eine solche Mikrogasturbine ist beispielsweise von der Firma Capstone Turbine Corporation, USA, unter dem Handelsnamen C65 bzw. C60-ICHP erhältlich. Derartige Mikroturbinen können wirtschaftlich effizient mit einem Schwachgas betrieben werden. Die konstante Verbrennung des Gases in ei- ner Turbine ist vorteilhaft für die Verwendung von Schwachgas.

Die Membranen enthalten beispielsweise Hohlfasern. Die Verwendung derartiger Membrane zur Aufbereitung von Biogas ist in Schell, William J. P., "Ilse of Membra-

nes for Biogas Treatment" Energy Progress, im Juni 1983, Ausgabe 3, Nr. 2, Seiten 96-100 beschrieben. Bei dem erfindungsgemäßen Verfahren werden die Verfahrensparameter derart eingestellt, dass fast das gesamte Kohlendioxid durch die Membrane hindurchtritt. Hierdurch wird ein Methangasstrom mit einem Methananteil von mehr als 99 Vol.-% Methan erhalten. Es ist somit ein sehr reiner Methangasstrom, der den üblichen Anforderungen an Bioerdgas genügt. Als Bioerdgas wird Biogas bezeichnet, das Erdgasqualität besitzt. Die Erdgasqualität ist beispielsweise in DVGW G 260, 261 und 262 geregelt und fordert einen Methangehalt von zumindest 96 Vol.- %.

Da die Parameter an der Membran derart eingestellt werden, dass Kohlendioxid fast vollständig hindurchtritt, wird folglich dem sehr reinen Methangasstrom erhalten. Der Schwachgasstrom enthält einen relativ hohen Methananteil, was bei herkömmlichen Verfahren unerwünscht ist. Im vorliegenden Verfahren stellt dies jedoch einen Vorteil dar, da der Schwachgasstrom direkt zum Betreiben des Blockheizkraftwerkes verwendet werden kann.

Ein weiterer wesentlicher Vorteil der Optimierung der Trennstufe im Hinblick auf das zu trennende Kohlendioxid liegt darin, dass die Trennung einstufig erfolgen kann. Eine einstufige Trennung ohne Rezirkulation oder Rückkopplung ist sehr einfach und kostengünstig durchführbar.

Die Erhöhung des Methananteils im Schwachgasstrom im Vergleich zu herkömmlichen Verfahren bewirkt somit gleichzeitig die drei Vorteile, dass ein reiner Methan- gasstrom in Erdgasqualität erzielt wird, dass die Trennstufe einfach ausgebildet und als Membran kontinuierlich betrieben werden kann, und der Schwachgasstrom zum Betreiben eines Blockheizkraftwerkes geeignet ist.

Am Ventil 10 kann ein Teil des Rohgasstromes über die Bypassleitung 11 direkt zum Blockheizkraftwerk 4 geführt werden. Da Mikrogasturbinen mit einem breiten Spektrum an Gaszusammensetzungen betrieben werden können, kann das Blockheizkraftwerk 4 bei Bedarf direkt mit Rohbiogas bzw. einem Gemisch aus Rohbiogas und Schwachgas betrieben werden. Vorzugsweise ist das Ventil 10 derart ausgebildet,

dass der überwiegende Anteil des Rohgasstrom und insbesondere der vollständige Rohgasstrom über die Bypassleitung 11 zum Blockheizkraftwerk 4 geführt werden kann.

Ein solcher Bedarf besteht beispielsweise dann, wenn im Erdgasnetz keine weiteren Kapazitäten zum Einspeisen von Bioerdgas vorhanden sind. Gasnetze verfügen in der Regel über geringe Puffer- und Ausgleichskapazitäten. Zudem gibt es oftmals kurzzeitige überangebote an Bioerdgas. Bei Erreichen des Maximaldrucks im Erdgasnetz ist es daher oftmals nicht möglich, weiteres Bioerdgas einzuspeisen. Das überschüssige Bioerdgas muss dann bei herkömmlichen Verfahren abgefackelt werden. Vorrichtungen zur Erzeugung von Bioerdgas werden deshalb meistens an Standorten gebaut, bei welchen das Erdgasnetz relativ hohe Ausgleichskapazitäten besitzt, um ein Abfackeln zu vermeiden. Diese Standorte sind jedoch begrenzt und schränken den örtlichen Einsatzbereich herkömmlicher Vorrichtungen zum Erzeugen von Bioerdgas beträchtlich ein. Alternativ wäre es möglich, einen größeren Gasspeicher vorzusehen. Aufgrund von Kosten und Platz ist jedoch meistens die Größe des Gasspeichers begrenzt und nur zur Aufnahme einer Gasproduktion von typischerweise 0,5 - 2 Stunden ausgelegt. Wenn man größere Kapazitäten ausgleichen möchte, dann müsste man den Gasspeicher entsprechend vergrößern. Da dies nicht wünschenswert ist, sind herkömmliche Vorrichtungen zum Erzeugen von Bioerdgas sehr begrenzt in ihren Ausgleichskapazitäten beim Abgeben von Bioerdgas und die erzeugte elektrische Leistung kann in der Regel nicht frei variiert werden. Durch das Vorsehen der Bypassleitung 11 ist es möglich, überschüssiges Bioerdgas im Blockheizkraftwerk in Strom und Wärme umzusetzen. Der Strom kann dann in das Strom- netz eingespeist werden und wird zumindest in Deutschland zu einem festen Tarif vergütet.

Somit ist es auf einfache Art und Weise möglich, die Menge des erzeugten Bioerdgases gezielt zu steuern, ohne dass bei schwankenden Abnahmekapazitäten Bioerdgas abgefackelt werden muss. Eine Steuerung im Bereich des Fermenters ist praktisch nicht möglich, da dies viel zu träge im Vergleich zu den Anforderungen der Erdgasnetze ist. Trotzdem ist grundsätzlich kein Gasspeicher notwendig, um einen dauerhaften Betrieb sicher zu stellen.

Ein weiterer Vorteil der Bypassleitung 11 liegt darin, dass bei Bedarf der Netzbetreiber des Stromnetzes sehr schnell größere Mengen an elektrischem Strom zur Verfügung gestellt werden können. Ein Netzbetreiber von Stromnetzwerken muss oftmals sehr kurzfristig auf Strombedarfspitzen reagieren. Stromerzeuger, die schnell abrufbaren Strom bereitstellen, übergeben die Kontrolle ihrer Stromproduktion zumindest zum Teil den Netzbetreibern des Stromnetzwerkes. Dies wird mittels einer Fernüberwachung realisiert, die über das Datennetz 14 auf die Steuereinheit 13 zugreift, in der eine entsprechende Schnittstelle für den Netzbetreiber des Stromnetzwerkes ausge- bildet ist. Bei Bedarf kann der Betreiber des Strom netzwerkes die elektrische Leistung direkt abfragen. Ein derartiger Strom wird als Regelstrom bezeichnet. Dieser Regelstrom wird sehr hoch vergütet. Durch das Vorsehen der Bypassleitung 11 ist es möglich, einen derartigen Regelstrom bereitzustellen, da im Bedarfsfall schnell ein kontinuierlicher Rohgasstrom dem Blockheizkraftwerk 4 zugeleitet werden kann, um die Menge an produzierter elektrischer Leistung zu steigern. Da die Turbine des Blockheizkraftwerkes kontinuierlich in Betrieb ist, gibt es keine Anfahrzeit, sondern es kann innerhalb von wenigen Sekunden die elektrische Leistung hochgefahren werden. Aufgrund der hohen Entgelte für Regelstrom ist dies für den Betreiber einer derartigen Vorrichtung zur Herstellung und Aufbereitung von Bioerdgas sehr lukrativ. Selbstverständlich ist es während der Bereitstellung des Regelstromes nicht möglich, gleichzeitig eine große Menge an Bioerdgas in das Gasnetz einzuspeisen. Da jedoch das Erdgasnetz sehr träge ist, stellt dies für den Betrieb einer solchen Vorrichtung kein Problem dar, wenn für kurze Zeit die Produktion des Bioerdgases abgesenkt bzw. vollständig eingestellt wird.

Durch das Vorsehen der Bypassleitung in Kombination mit einem Gasspeicher, der die Kapazität einer Gasproduktion von etwa 2 bis 6 Stunden aufweist kann das Blockheizkraftwerk etwa 5 bis 15 Stunden kontinuierlich mit hoher Leistung betrieben werden. Es ist sogar möglich gleichzeitig Bioerdgas aufzubereiten und einzuspeisen. Hierbei wird das Blockheizkraftwerk sowohl aus dem Gasspeicher als auch aus der laufenden Biogasproduktion mit Biogas versorgt.

Die Mikrogasturbine des Blockheizkraftwerkes 4 ist derart ausgelegt, dass sie etwa das 1 ,5- bis 2-fache der elektrischen Leistung erzeugen kann, was dem Energiestrom des im Schwachgas enthaltenen Methans entspricht. Eine derart große Auslegung der Mikrogasturbinen ist aus zwei Gründen zweckmäßig. Erstens muss das im Schwachgasstrom enthaltene CO ₂ durch die Mikrogasturbine gefördert werden, was nur bei einer Mikrogasturbine mit ausreichender Kapazität möglich ist, andererseits soll auch bei Bedarf der vollständige Rohgasstrom der Mikrogasturbine über die By- passleitung zugeführt werden können, was nur Sinn macht, wenn die Mikrogasturbine eine entsprechende Kapazität zum Umsetzen des vollständigen Methangehalts in mechanische bzw. elektrische Energie besitzt. In der Praxis kann die notwendige Kapazität auch durch Vorsehen mehrerer Mikrogasturbinen bereit gestellt werden. Im vorliegenden Ausführungsbeispiel werden zwei Mikrogasturbinen verwendet, die im Blockheizkraftwerk zusammen eine maximale elektrische Leistung von 400 kW erzeugen können.

Nachfolgend wird die Energie- und Massenbilanz des oben beschriebenen Ausführungsbeispieles der Vorrichtung zum Erzeugen und Aufbereiten von Biogas erläutert.

Mit dem Fermenter werden 470 Nm ³ /h Rohbiogas mit einem Methangehalt von etwa 65 Vol.-% hergestellt und der Trennstufe 2 zugeführt. Die thermische Energie des Rohbiogases beträgt 3379,1 KW.

In der Trennstufe wird ein Methangasstrom mit 235 Nm ³ /h und einem Methangehalt von 99 Vol.-% und einer thermischen Energie von 2599 KW abgetrennt und in das Erdgasnetz eingespeist. Gleichzeitig fällt ein Schwachgasstrom mit 235 Nm ³ /H und einem Methangehalt von 35 Vol.-% und einem Gehalt an thermischer Energie von 780 KW an.

Im Blockheizkraftwerk 4 wird dieser Schwachgasstrom mit einer Mikrogasturbine in Wärme und elektrischen Strom umgesetzt. Der thermische Wirkungsgrad beträgt 56%, womit 548,6 KW thermisch nutzbare Wärme vorliegen. Die Verwendung einer Mikrogasturbine hat zudem den Vorteil, dass die Abgastemperatur sehr hoch ist (zum Beispiel 309 ⁰ C), weshalb die thermische Energie sehr effizient weiter genutzt werden

kann. Der elektrische Wirkungsgrad des Blockheizkraftwerkes liegt bei 29%, womit elektrischer Strom mit einer Leistung von 284 KW erzeugt wird.

Da sowohl im Schwachgasstrom als auch im Methangasstrom das Methan vollstän- dig genutzt wird, wird eine Methanausbeute von 100 Vol.-% erzielt.

Im Vergleich hierzu wird die Energie- und Massenbilanz der Erzeugung und Aufbereitung des Biogases mit der in Fig. 2 gezeigten Anlage erläutert. Auch hier wird von einer Biogaserzeugung von 470,0 Nm ³ /h Rohbiogas mit einem Methangehalt von etwa 65 Vol.-% ausgegangen. Die Biogasaufbereitung erfolgt nach dem Druckwech- selabsorptionsverfahren. Dazu wird das Rohbiogas auf etwa 6 x 105 Pa (6 Bar) verdichtet, Wasser abgeführt und der verdichtete Rohbiogasstrom bei etwa 20 ⁰ C in die Trennstufe 2 gepresst. Die Trennstufe enthält einen Adsorberbehälter mit einem Molekularsieb auf Kohlenstoffbasis. Das mit Methan angereicherte Gas wird in das Gas- netzwerk eingespeist. Das bei der Druckentspannung desorbierte Kohlenstoffdioxid und andere gasförmige Verunreinigungen werden unter Anlegen eines Vakuums abgesaugt und in die Atmosphäre abgeführt. Bei dieser Verfahrensweise erfolgt keine Rezirkulation des in der Trennstufe anfallenden Abgases. Bei dieser Verfahrensweise ohne Rezirkulation wird eine Methanausbeute von 90 Vol.-% erzielt. Der Strombedarf für die Biogasaufbereitung beträgt 88 KW, der von außen zugeführt werden muss. Mit dieser Trennstufe wird ein Schwachgasstrom mit 184,3 Nm ³ /h und einem Methangehalt von 17 Vol.-% und einer thermischen Leistung von 345,69 KW abgeführt. Die Wärme dient der Erwärmung von Wasser in einem Warmwasserkessel. Der thermische Wirkungsgrad der Wassererwärmung beträgt 88 Vol.-%, d.h., 304,20 KW werden als Kesselnutzwärme in der Fermentation eingebracht. Die Kesselnutzwärme macht somit einen Anteil von 12 Vol.-% bzw. 41 ,48 KW aus. Die Kesselnutzwärme (hier 304,2 KW) wird in die Biogasproduktion überführt und dort zum Aufrechterhalten der Fermentationstemperatur zwischen 30 ⁰ C und 40 ⁰ C verwendet. Es werden 285,7 Nm ³ /h Bioerdgas mit einer Methankonzentration von 96 Vol.-% und einem Energiein- halt von 3033,4 KW erzielt. Der gesamte energetische Wirkungsgrad liegt somit bei 96,3%.

In der folgenden Tabelle sind die wesentlichen Werte der Energiebilanz des Verfahrens nach dem Stand der Technik und des erfindungsgemäßen Verfahrens nebeneinander aufgeführt:

Ein wesentlicher Vorteil des erfindungsgemäßen Verfahrens besteht darin, dass Wärme und Strom für den Eigenbedarf (= Erzeugung und Aufbereitung von Biogas) bzw. für vorhandene Abnehmer bereitgestellt wird. Das erfindungsgemäße Verfahren ist vollständig energieautark, d.h., es muss weder Wärme noch Strom von außen zugeführt werden. Im Einzelfall kann es jedoch sinnvoll sein, den erzeugten Strom in ein Stromnetzwerk einzuspeisen und den Strombedarf aus einem Stromnetzwerk zu beziehen, da die Einspeisevergütung oftmals höher als die Kosten für den zu beziehenden Strom sind. Die Produktion des Bioerdgases und des Stromes ist hierdurch günstig. Zudem ist die Trennstufe sehr einfach ausgebildet und kann kontinuierlich betrieben werden.

Die Erfindung ist oben anhand eines Ausführungsbeispiels erläutert worden, bei dem ein Blockheizkraftwerk mit einer Mikrogasturbine eingesetzt wird. Eine derartige Mik- rogasturbine ist der bevorzugte Motor, da eine Mikrogasturbine mit einem breiten Spektrum an Gaszusammensetzung arbeiten kann und so ein unterschiedlicher Methangehalt in dem der Mikrogasturbine zugeführten Gasstrom zu keiner Beeinträchtigung des Betriebes führt. Jedoch erfordert eine Mikrogasturbine einen Mindest- Methangehalt von ca. 30 Vol.-%. Vorteilhaft bei einer Mikrogasturbine ist weiterhin die hohe Abgastemperatur, die eine sehr effiziente Nutzung der Abwärme ermöglicht.

Anstelle einer Mikrogasturbine kann auch ein für Schwachgas geeigneter Zünd- strahlmotor verwendet werden. Ein solcher Zündstrahlmotor ist ein Hubkolbenmotor, in dessen Hubraum neben dem Schwachgas auch ein Zündstrahl eingespritzt wird, der beispielsweise ein ölstrahl aus Pflanzenöl ist. Derartige Zündstrahlmotoren wer- den von der Firma Schnell Zündstrahlmotoren AG und Co. KG, Amtzell/Deutschland hergestellt und vertrieben (www.schnellmotor.de). Mit einem solchen Zündstrahlmotor kann grundsätzlich Schwachgas mit einem beliebigen Methananteil in thermische und elektrische Energie umgesetzt werden. Jedoch ist hier die zusätzliche Zuführung eines weiteren Energieträgers, wie zum Beispiel Pflanzenöl, notwendig. Aber auch mit einem solchen Zündstrahlmotor ist es möglich, das Blockheizkraftwerk im Dauerbetrieb zu betreiben und schnell auf Bedarfsänderungen (überkapazität bei Bioerdgas; Regelstrom) zu reagieren.

Bei obigem Ausführungsbeispiel wird in der Trennstufe eine Membran verwendet. Eine Membran ist die bevorzugte Ausführungsform einer Trennstufe, da sie einfach ausgebildet ist und kontinuierlich und kostengünstig betrieben werden kann. Die By- passleitung 11 ist auch für Vorrichtungen zum Erzeugen und Aufreinigen von Biogas geeignet, die als Trennstufe ein Adsorptions- oder ein Absorptionsmittel verwenden. Auch derartige Trennstufen können so eingestellt sein, dass das im Rohgasstrom enthaltene Kohlendioxyd fast vollständig in den Schwachgasstrom überführt wird und der Schwachgasstrom einen erheblichen Anteil an Methan enthält. Für derartige Trennstufen sind jedoch Pufferbehälter notwendig, wenn man die Anlage in einem kontinuierlichen Betrieb betreiben möchte.

Bezugszeichenliste

1 Fermenter

2 Trennstufe

3 Schwachgasbrenner

4 Blockheizkraftwerk

5 Rohgasleitung

6 Methangasleitung

7 Kompressor

8 Schwachgasleitung

9 Wärmetauscher-Kreis

10 Zwei-Wege-Ventil

11 Bypassleitung

12 Steuerleitung

13 Steuereinheit

14 Datennetzwerk

15 elektrischer Ausgang

16 thermischer Ausgang