Biomethan: Regenerative Energie mit Zukunft

Ein grünes Gasnetz bietet vielfältige Möglichkeiten zur dezentralen und bedarfsgerechten Erzeugung von Strom, Wärme, Kälte und anderen Energieformen. Die Gasleitungen und Gasspeicher existieren und ermöglichen einen kostengünstigen Transport eines regenerativen Energieträgers vom Erzeuger direkt zum Verbraucher.

In den bestehenden Gasnetzen wird heute meist reines Erdgas mit über 90 % Methan (CH4) transportiert. Durch Beimischung und Austausch des erdgeschichtlich alten, fossilen Erdgases durch Gas aus erneuerbaren Ressourcen werden CO2-Emissionen auch in eng bebauten Städten oder in industriellen Anlagen auf klimafreundliche bis hin zu klimaneutralen Mengen beschränkt. Gasverbraucher, die für Wärmeprozesse keine Alternative zu Gas haben, können ohne Technologiewechsel erneuerbare Energie einsetzen.

Zu den erneuerbaren Gasen zählen u. a. Biogas und Biomethan, Wasserstoff aus Power-to-Gas-Anlagen und einige mehr. Auf dieser Seite stellen wir die erneuerbaren Gase vor.

Die Entwicklung des Deutschen Gasnetzes bis 2050

Biogas: Eine effiziente Kopie der Natur

Erdgas und Biogas sind Naturstoffe. Sie entstehen unter Luftabschluss aus Biomasse.

In der Erdgeschichte sind weltweit Lagerstätten für Erdgas entstanden. Seit über 150 Millionen Jahren sinken tote Organismen im Meer oder anderen Gewässern zu Boden und werden von Sedimenten bedeckt. Zunächst handelte es sich um primitive Einzeller und später auch um höhere Pflanzen und Tiere, die sich durch Druck und Temperatur unter Luftabschluss über lange Zeit zu Kohle, Erdöl und Erdgas umwandeln.

Biogas, Bio-Erdgas und Biomethan

In modernen Biogasanlagen übernehmen wiederum primitive Einzeller die Umwandlung von Biomasse. Sicher vor Luftsauerstoff geschützt, setzt eine ganze Kette verschiedener, archaischer Spezies das grüne Gut in Biogas, CO2 und einige Spurengase um. Aufbereitet zu Biomethan, entsteht ein dem Erdgas gleichwertiger, erneuerbarer und speicherbarer Rohstoff der Natur.

Biomassen aller Art, die nicht die hölzerne Lignozellulose enthalten, können in Biogasanlagen verarbeitet werden. Ähnlich dem Magen-Darm-Trakt einer Kuh setzt eine vierstufige, mehrgleisige Kette verschiedener Bakterien-Spezies die Nahrung um. Anders als bei der Entstehung fossilen Erdgases funktioniert dieser Prozess schon bei angenehmen, mesophilen Temperaturen von rund 40 °C und unter Normaldruck.

 

Die Kette des bakteriellen Biomasseabbaus endet in Biogasanlagen an der Stelle, an der Methan (CH4) in seiner größten Konzentration vorliegt. Die Kuh hätte eigentlich ein Interesse gehabt, das Methan und vor allem seine Vorläufer im Abbauprozess, den Wasserstoff oder die Essigsäure in ihren eigenen Stoffkreislauf zu integrieren. In Biogasanlagen wird das CH4 dagegen zusammen mit seinen Begleitgasen aus den Behältern entnommen, gereinigt, anschließend meist in einem BHKW verbrannt und der erzeugte Strom ins Netz eingespeist. Alternativ wird das Biogas zu reinem Methan aufkonzentriert und ins Gasnetz eingespeist.

Die BHKWs zur Biogasnutzung sind auf CH4-Gehalte ab ca. 45 % im Biogas ausgelegt. Kommen stark energiehaltige Rohstoffe zum Einsatz, wie Nahrungsreste, Fettabscheider oder Schlachtabfälle, steigt der CH4-Gehalt im Rohbiogas.

Neben alternativen Einsatzstoffen kann aber auch der Prozess zur Erhöhung des CH4-Gehaltes variiert werden. So sind einzelne am Prozess beteiligte Bakterien bei höheren Temperaturen effizienter und wachsen im sogenannten thermophilen Bereich bis ca. 60 °C so gut, dass in Summe CH4-Gehalte bis zu 85 % theoretisch möglich sind. Um aber nicht nur zur Beimischung, sondern als echtes Austauschprodukt für Erdgas zu dienen, muss der CH4-Gehalt aller Biogase immer noch auf ca. 97 % angehoben werden.

Broschüre

Biogas/Biomethan – erneuerbare Energie aus der Leitung

Biogas/Biomethan - erneuerbare Energie aus der Leitung

Die Anfang 2018 neu erschienene ASUE-Broschüre liefert auf 20 Seiten (DIN A5) die wichtigsten Fakten der Herstellung und Verwendung von Biogas und Biomethan. In anschaulicher Weise...

Grafik

CO2-Ausstoß von Fahrzeugen


Grafik aus der Broschüre "Bio-Erdgas", Seite 45

Verfahren zur Aufbereitung von Biogas

 
Zur Aufkonzentrierung des Methans im Biogas kommen verschiedene Verfahren zum Einsatz. Bei der Prozessentwicklung wurde jeweils auf besonders hohe Methangehalte sowie auf geringen Methanschlupf und einen minimalen Energieverbrauch Wert gelegt. Zusätzlich besteht die Aufgabe, die im Biogas enthaltenen Begleitgase (Kohlendioxid – CO2, Schwefelwasserstoff – H2S, Spuren von Sauerstoff – O2, Stickstoff – N2 und Ammoniak – NH3) zu entfernen, wobei insbesondere H2S teilweise schon vor der Gasaufbereitung entfernt werden muss.

  • In der Druckwasserwäsche (DWW) wird das Biogas in unter Druck stehendes Wasser eingegast, wobei sich die Begleitgase im Wasser lösen und das gereinigte Methan am Ende austritt.
  • In der Druckwechseladsorption wird das Biogas in Kolonnen eingegast, in denen das enthaltene Methan an Aktivkohle mit an das CH4-Molekül spezifisch angepasster Porengröße adsorbiert. Durch Entspannung wird die CH4-Beladung später konzentriert entnommen.
  • In kryogenen Verfahren wird das Rohbiogas stark abgekühlt. Methan hat von den im Biogas enthaltenen Stoffen den tiefsten Taupunkt, fällt bei Abkühlung als letztes aus und kann anschließend in der Gasphase entnommen werden.
  • In der Aminwäsche wird die Absorption von sauren Gasen (CO2, H2S) durch eine Aminlösung genutzt. Das Methan wird darin nicht absorbiert und kann entnommen werden. In einem zweistufigen Aufbau wird die beladene Aminlösung aufgeheizt, wobei die sauren Gase wieder frei werden und die Aminlösung erneut genutzt werden kann. Ähnlich funktioniert das Selexol-Verfahren, das anstelle der Aminlösung ein Gemisch aus Poly-Ethylen-Glycol und Dimethylether zur Bindung des Methans nutzt.
  • Membranverfahren nutzen keramische Materialien mit spezifischen Porengrößen, um das Methan abzutrennen. Das CH4-Molekül ist das größte der im Biogas enthaltenen Stoffe und kann somit entsprechend selektiert werden.

 
Die verschiedenen Aufbereitungs-verfahren nutzen zum Teil vorhandene Abwärme und verbessern so die Effizienz einer Biogasanlage. Des Weiteren entsteht mit dem in einzelnen Verfahren anfallenden, hochreinen CO2 ein mögliches Zusatzeinkommen im Lebensmittelbereich oder der Feuerschutztechnik. Unterschiede bestehen in den Kosten von Verbrauchs-material, in der Reinheit von Biomethan und CO2 sowie dem Schlupf von Methan.

Einspeisung und Nutzen von Biogas als Biomethan

Das Biogas hat nach der Aufbereitung eine Zusammensetzung, die sich zur Einspeisung in das Erdgasnetz eignet. Bevor es aber als Bio-Erdgas bzw. Biomethan eingespeist werden kann, muss es an die dortigen Anforderungen angepasst werden. Dies betrifft neben der Odorierung und der Trocknung die Kompression auf den im Gasnetz erforderlichen Leitungsdruck. In Einzelfällen kann Biogas bereits nach einer Entschwefelung beigemischt werden.

Innerhalb des Erdgasnetzes spielt das Biomethan seine großen Vorteile aus. Mit jedem Kubikmeter eingespeisten Biomethans wird der Gasmix im

Erdgasnetz grüner – ähnlich, wie es im Stromnetz stattfindet. Der entscheidende Unterschied ist: Das Gas muss nicht sofort verbraucht werden, sondern wird je nach Jahreszeit eingespeichert oder direkt zum Ort seiner Anwendung zur Erzeugung von Strom, Wärme oder Kälte oder als Grundstoff für andere Verfahren gebracht. So erhalten auch die Energieverbraucher in dicht stehenden, städtischen Bestandsgebäuden die Möglichkeit, auf erneuerbare Energie umzusteigen. Ebenfalls können Industrieunternehmen, die für Wärmeprozesse keine Alternative zu Gas haben, ohne Technologiewechsel erneuerbare Energie einsetzen.

 

Grüner und Blauer Wasserstoff

Wasserstoff verbrennt bei der Nutzung zu Wasser. Damit ist das Gas ein Hoffnungsträger für eine langfristig erfolgreiche Energie- und Wärmewende.

Die Herkunft des Wasserstoffs wird zur Vereinfachung durch ein Farbschema ausgedrückt. Grauer Wasserstoff wird durch Dampfreformierung oder partielle Oxidation aus Erdgas und anderen fossilen Kohlenwasserstoffen hergestellt. Der enthaltene Kohlenstoff wird als CO2 freigesetzt. Wird der Kohlenstoff bzw. das CO2 jedoch aufgefangen und sicher gespeichert (CCS) oder sogar weiter verwendet (CCU), wird der so entstandene Wasserstoff als „blau“ bezeichnet. Damit wird der auf null reduzierten Emission von CO2 Rechnung getragen. Grüner Wasserstoff hingegen wird aus erneuerbaren Quellen, wie Windenergie, Solarenergie oder Biomasse hergestellt.

ASUE Wasserstoff aus Erneuerbaren Energien

CCS und CCU als Brückentechnik bei der Wasserstoffeinführung

Mit der Speicherung und Anwendung des aus Erdgas und anderen fossilen Kohlenwasserstoffen bei der Wasserstoffherstellung frei werdenden Kohlenstoffs bzw. CO2 wird die klimaneutrale Markteinführung von Wasserstoff ermöglicht. Denn die zur Herstellung grünen Wasserstoffs notwendigen Technologien befinden sich derzeit in der Pilotphase. Es bedarf noch großer finanzieller Anstrengungen, bevor relevante Mengen grünen Wassersoffs erzeugt werden können. Bis dahin kann blauer Wasserstoff klimafreundlich mit CCS- oder CCU-Technik bereitgestellt werden.

Abscheidung von CO2

Als Verfahren zur Abscheidung von CO2 kommen verschieden Wasch- oder Thermische Verfahren zum Einsatz. Das CO2 wird in Flüssigkeiten gelöst und später hochrein wieder ausgetrieben und verdichtet oder sogar verflüssigt. Letzteres geschieht unter hohem Druck und sehr niedrigen Temperaturen – in diesem Zustand kann das CO2 in ehemalige Erdgaslagerstätten eingepresst und eingelagert werden. Dieses Verfahren wird durch Norwegen im Nordatlantik in großem Stil praktiziert.

Abscheidung von Kohlenstoff: Pyrolyse von Methan

Bei der Methanpyrolyse wird das CH4-Molekül nicht mit Sauerstoff in Verbindung gebracht, so dass kein CO2 entsteht. Der enthaltene Kohlenstoff fällt hingegen in Reinform als schwarzes Pulver oder in

schwarzen Pellets an. In dieser Form ist der Kohlenstoff bei Normalbedingungen (Druck, Temperatur, Luftfeuchte) stabil und langfristig und sicher lagerfähig. Aber er dient ebenso gut als Rohstoff für eine stoffliche Nutzung, z. B. in Autoreifen, Aktivkohle und Kohlefasern.
Wegen dieser verschieden Wertschöpfungen der Methanpyrolyse wird an verschiedenen Stellen an der Entwicklung geeigneter Industrieverfahren gearbeitet. Ein 2018 mit dem INNOVATIONSPREIS DER DEUTSCHEN GASWIRTSCHAFT ausgezeichnetes Verfahren von KIT und IASS arbeitet beispielsweise mit einer Schmelze aus Nickel, in der eingegaste Methan-Moleküle in ihre Bestandteile zerfallen. Ein alternatives Verfahren setzt die Methan-Moleküle einem Hochfrequenz-Plasma aus, in dem ebenfalls Wasserstoff und reiner Kohlenstoff entstehen. Die Installation von Pilotanlagen steht bei beiden Verfahren bevor.

Download der Projekt-Broschüre zum Innovationspreis 2018

ASUE-Projekt-Broschüre Ausgezeichnete Projekte 2018

Elektrolyse von Wasser

Das Verfahren der Wasserelektrolyse ist ein altes technisches Verfahren und seit über 100 Jahren weltweit etabliert. Dabei werden Wassermoleküle (H2O) an Katalysatoren einer Gleichspannung ausgesetzt, bei der sie Wasserstoff und Sauerstoff zerfallen.

Die elektrochemische Wasserzersetzung erfolgt räumlich getrennt in zwei Teilreaktionen. Beide Reaktionsräume sind durch eine ionenleitende Schicht (Membran, Diaphragma, Keramik) voneinander getrennt, die mit einer Elektrolytlösung getränkt ist. Durch den Elektrolyten erfolgt der Ladungstransport. Es gibt im Wesentlichen drei Arten der Wasserelektrolyse mit jeweils unterschiedlichem technischem Aufbau (verschiedene Elektrolyten und Membranen) und unterschiedlicher Marktreife:

1. Die alkalische Elektrolyse mit einem flüssigen basischen Elektrolyten,

2. die saure PEM-Elektrolyse mit einem protonenleitenden polymeren Festelektrolyten und

3. die Hochtemperatur-Elektrolyse mit einem Festoxid als Elektrolyt.

Die älteste der Elektrolysetechniken ist die Alkali-Elektrolyse. Sie ist bewährt, zeichnet sich durch relativ geringe Investitionskosten aus und eignet sich für den langfristigen Einsatz. Gerade in der chemischen Industrie wird sie im großtechnischen Maßstab eingesetzt. Hier werden meist im gleichen Schritt wie Wasserstoff auch Chlor und Natronlauge als weitere Wertprodukte gewonnen.

Die PEM-Elektrolyse wird seit etwa 20 Jahren beforscht und zeichnet sich durch eine höhere Flexibilität aber auch durch eine geringere Langzeitstabilität aus. Momentan gibt es noch keine kommerziellen Anlagen über 10 MW Elektrolyseur-Leistung.

Die Hochtemperatur-Elektrolyse wird aktuell von Forschungseinrichtungen und der Industrie entwickelt, es existieren aber noch keine kommerziellen Systeme.

Der weitere Ausbau der PtG-Leistung erfolgt derzeit im Rahmen von Pilotanlagen an Orten guter Einspeiseoptionen oder besonderes viel abgeregelter Windleistung. Für einen beschleunigten Ausbau fehlen noch die rechtlichen Rahmenbedingungen. So werden z. B. Elektrolyseure technologiefern als Letztverbraucher und damit EEG-umlagepflichtig definiert, wodurch die Wirtschaftlichkeit hinfällig ist.

Um dennoch den notwendigen Ausbau voranzubringen, hat der DVGW 2018 zusammen mit Partnern das Projekt PORTAL GREEN gegründet, um einen Genehmigungsleitfaden für PtG-Anlagen zu erstellen. Nach aktueller Praxis werden PtG-Anlagen als chemische Industrieanlagen betrachtet, womit massive Forderungen seitens der Behörden verbunden sind. Dies soll durch den Leitfaden deutlich vereinfacht und damit die Umsetzung von PtG-Projekten erleichtert werden, da sich Anlagenbauer und genehmigende Behörden dann auf gemeinsame Richtlinien berufen können.

 

Biotechnologische Methanisierung

Urzeit-Bakterien in neuzeitlicher Energieanwendung

Aus der anaeroben Prozesskette der Methanogenese konnten diejenigen Bakterien selektiert werden, die für die finale Bildung von Methan aus Wasserstoff und CO2 verantwortlich sind. Fern von den restlichen Mikroben können die Umweltbedingungen für diese Spezies präzise eingestellt werden, während sie sich vorher mit gemittelten Gesamtbedingungen arrangieren mussten.

Mit Namen wie Butyrivibrio oder Fusobacterium führen die Spezialisten ein natürliches Schattendasein im Magen von Wiederkäuern oder in Sedimenten von Gewässern. Den produzierten Wasserstoff reichen sie in diesem Umfeld oft direkt an andere Einzeller wie Methanosarcina oder Methanopyrus weiter, die daraus zusammen mit CO2 oder Essigsäure Methan herstellen.

Den hier genannten Spezies ist gemein, dass Sauerstoff toxisch auf sie wirkt. Nun enthalten viele Biogasanlagen, in denen die aerobe Hydrolyse nicht in einem separaten Behälter ausgeführt wird oder es keine externe Entschwefelung des Biogases gibt, oft geringe Mengen Sauerstoff. Dies hemmt die von Natur aus langsam wachsenden Wasserstoff- und Methanproduzenten zusätzlich.

Zum Ausgleich der Hemmung werden die Fermenter von Biogasanlagen mit großen Volumina für lange Verweilzeiten ausgestattet. Die gezielte Kultur der oben genannten Spezies kann aber unter strikt von Sauerstoff befreiten Bedingungen effizienter ablaufen. Die erforderliche

Umwelt kann durch moderne Technologien exakt an die optimalen Wachstumsbereiche der Einzeller eingestellt werden und so deren volle Stoffwechselleistung abrufen.

Zur biotechnologischen Methanherstellung kann auf Technologien und Verfahren der Mikrobiologie und Fermentation zurückgegriffen werden. Seit den 1930er-Jahren wurden für unterschiedlichste Anwendungen verschiedene Systeme entwickelt, die heute weltweit im erfolgreichen Einsatz sind.

Für die Methanproduktion können diejenigen Komponenten selektiert werden, die die im Reaktorinneren vorliegenden Umweltbedingungen am Sichersten und Verlässlichsten herstellen können. Des Weiteren können nun auch relevante Mengen an erneuerbarem Wasserstoff, die dank neuester Fortschritte in der Elektrolyse-Technologie mit Power-to-Gas-Anlagen bereitgestellt werden, als Rohstoff für die bakterielle Methanproduktion genutzt werden.

Mit einer entsprechenden Automatisierung sind der biotechnologischen Methanherstellung nur durch die Behältergröße und die Verfügbarkeit von Rohstoffen technische Grenzen gesetzt. Durch die Einbindung in andere Prozesse zur gemeinsamen Nutzung von Wärme oder der bakteriellen Zwischenstufe Wasserstoff können weitere Synergieeffekte genutzt werden. Stand 2018 sind insbesondere an Biogasanlagen einzelne Versuchsaufbauten mit jeweils mehreren m³ Arbeitsvolumen in Betrieb.

Grafik

Bakterielle Methanogenese

Bakterielle Methanogenese: der natürliche Prozess der Methanbildung in Biogasanlagen

Die Grafik stellt symbolisch die Vielfalt der am Biogas-Prozess beteiligten Bakterien-Spezies dar. Zusätzlich...

Holzpyrolyse- und Vergasertechnik

Holz als Treibstoff für KWK-Anlagen

Insbesondere holzartige Biomassen können besonderes effektiv in Vergasern umgesetzt werden. Sie können nicht in Biogasanlagen vergoren werden, bieten dagegen aber besonders hohe spezifisch Energiegehalte.

Es gibt vielfältige, im Detail unterschiedliche Lösungen, die in der mehr als 100-jährigen Geschichte der Pyrolyse-Technologie je nach Anwendungsfall entwickelt wurden. Im Zuge der Dekarbonisierung der Energielandschaft kommt den heute bis zur Marktreife entwickelten Holz-Vergaser-BHKWs eine neue, entscheidende Bedeutung zu.

Unter Sauerstoffabschluss, hohen Temperaturen und an speziell entwickelten Katalysatoren zerfällt Biomasse in ihre molekularen Bestandteile. Die je nach Einsatzstoff und Prozessbedingungen erheblich variierende Zusammensetzung des Pyrolysegases enthält Inertgase wie Stickstoff und CO2 zu ca. 50 %. Die anderen ca. 50 % bestehen aus einem für die energetische Nutzung in KWK- und anderen Anlagen entscheidenden Gemisch aus Wasserstoff, Methan, höheren Kohlenwasserstoffen und Kohlenmonoxid.

Weil das Pyrolysegas gegebenenfalls Störstoffe wie Teere oder Asche enthält, wird es meist direkt in speziell dafür angepassten Gasmotoren oder den prozessbedingt unempfindlicheren Gasturbinen verbrannt. Für eine Einspeisung in das Gasnetz müssten
  • sämtliche Störstoffe sicher entfernt werden,
  • enthaltene Kohlenwasserstoffe und der reine Wasserstoff möglichst vollständig zu Methan reformiert werden und
  • das Methan von den enthaltenen Inertgasen befreit werden.

Gegenwärtig gibt es noch keine Bestrebungen, die Vergasertechnik zur Produktion von speicherbarem Biomethan einzusetzen. Vielmehr wird neben der direkten Nutzung des kompletten Pyrolysegases in dezentralen KWK-Anlagen vor allem die stoffliche Nutzung als biogenes Austauschmaterial für fossile Grundstoffe betrachtet. So kann das enthaltene Kohlenstoffmonoxid anstelle von Erdgas oder Kohle als Grundstoff in Dampf-Reformern der chemischen Industrie eingesetzt werden, während langkettige, teerartige Bestandteile z. B. erdölbasierte Klebstoffe in Spanplatten ersetzen können.

Holzgas-BHKW: Holzvergaser mit KWK-Anlage der Stadtwerke RosenheimBild: Kombinierte Anlage aus Holzvergaser und BHKW mit 50 kWel der Stadtwerke Rosenheim.

Brennstoff: Naturbelassene Holzhackschnitzel (max. 11 % Wassergehalt, Stückigkeit 30 x 30 x 30 mm, max. 5 % Feinanteil bis 2 mm, max. 60 mm Span)

Logo der Stadtwerke Rosenheim