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EP2227524A1 - Verfahren zum aufreinigen von biogas - Google Patents

Verfahren zum aufreinigen von biogas

Info

Publication number
EP2227524A1
EP2227524A1 EP08857230A EP08857230A EP2227524A1 EP 2227524 A1 EP2227524 A1 EP 2227524A1 EP 08857230 A EP08857230 A EP 08857230A EP 08857230 A EP08857230 A EP 08857230A EP 2227524 A1 EP2227524 A1 EP 2227524A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
gas stream
biogas
gas
methane
separation stage
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP08857230A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Tobias Assmann
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
LANDWAERME GMBH
Original Assignee
Landwarme GbR
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Landwarme GbR filed Critical Landwarme GbR
Publication of EP2227524A1 publication Critical patent/EP2227524A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/08—Production of synthetic natural gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
    • C12M—APPARATUS FOR ENZYMOLOGY OR MICROBIOLOGY; APPARATUS FOR CULTURING MICROORGANISMS FOR PRODUCING BIOMASS, FOR GROWING CELLS OR FOR OBTAINING FERMENTATION OR METABOLIC PRODUCTS, i.e. BIOREACTORS OR FERMENTERS
    • C12M21/00—Bioreactors or fermenters specially adapted for specific uses
    • C12M21/04—Bioreactors or fermenters specially adapted for specific uses for producing gas, e.g. biogas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
    • C12M—APPARATUS FOR ENZYMOLOGY OR MICROBIOLOGY; APPARATUS FOR CULTURING MICROORGANISMS FOR PRODUCING BIOMASS, FOR GROWING CELLS OR FOR OBTAINING FERMENTATION OR METABOLIC PRODUCTS, i.e. BIOREACTORS OR FERMENTERS
    • C12M43/00—Combinations of bioreactors or fermenters with other apparatus
    • C12M43/08—Bioreactors or fermenters combined with devices or plants for production of electricity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C12—BIOCHEMISTRY; BEER; SPIRITS; WINE; VINEGAR; MICROBIOLOGY; ENZYMOLOGY; MUTATION OR GENETIC ENGINEERING
    • C12M—APPARATUS FOR ENZYMOLOGY OR MICROBIOLOGY; APPARATUS FOR CULTURING MICROORGANISMS FOR PRODUCING BIOMASS, FOR GROWING CELLS OR FOR OBTAINING FERMENTATION OR METABOLIC PRODUCTS, i.e. BIOREACTORS OR FERMENTERS
    • C12M47/00—Means for after-treatment of the produced biomass or of the fermentation or metabolic products, e.g. storage of biomass
    • C12M47/18—Gas cleaning, e.g. scrubbers; Separation of different gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/05—Biogas
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/30—Fuel from waste, e.g. synthetic alcohol or diesel
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
    • Y02P20/59—Biological synthesis; Biological purification

Definitions

  • the present invention relates to a process for purifying biogas.
  • Biogas is extracted from the fermentation of organic matter. It contains the gases methane, carbon dioxide and water vapor as well as traces of hydrogen sulfide, ammonia, HCl, hydrogen, volatile organic acids and siloxanes / silanes.
  • Known processes for biogas treatment are based in part on processes of natural gas treatment. They can be classified according to adsorption processes, absorption processes and membrane processes.
  • the standard adsorption process is Pressure Swing Adsorption (PSA), as described, for example, in CH 692 653 A5.
  • PSA Pressure Swing Adsorption
  • carbon dioxide and polar gases are bound to an activated carbon or molecular sieve surface.
  • Methane adsorbs much worse than carbon dioxide and the associated gases.
  • the PSA generates high-purity methane streams.
  • small amounts of methane in the single-digit percentage range
  • methane is a very harmful climate gas, it must not be released into the environment.
  • a fundamental disadvantage of the PSA is, in addition to the high investment costs, that the system can not be operated energy self-sufficient. Both the electrical energy for the biogas plant and the compression energy for generating the network pressure must be provided by an external source of energy.
  • EP 1 634 946 A1 describes a process for the production of biogas, which is shown schematically in FIG. 2 in a block diagram.
  • a fermenter 1 raw biogas produced from biomass.
  • the raw biogas is fed to a treatment stage 2, in which biogas is produced from the raw biogas, wherein an additional exhaust gas stream with a methane content of 17 vol .-% is obtained.
  • the purification step uses a molecular sieve based on carbon without recirculation.
  • the methane of the exhaust gas stream is burned by means of a low-gas burner for heat generation.
  • the resulting heat is used in the fermenter for biogas production. It is assumed that exhaust gases with less than 40% by volume of methane are not suitable for operating a combined heat and power plant.
  • Gas permeation is a well-known process for the separation of CO 2 and methane (eg US Pat. No. 4,518,399 and US Pat. No. 5,727,903).
  • An example of the treatment of biogas with a gas permeation plant is described in DE 100 47 264 A1.
  • the raw biogas is passed through a membrane.
  • CO 2 and H 2 S dissolve in the membrane and diffuse through it. They form a permeate.
  • the gas stream, the retentate, which does not pass through the membrane is pressurized so that there is a pressure gradient between the retentate and the permeate.
  • the membrane will but not convectively flows through.
  • the advantage of this method is the simple structure.
  • Ceramic membranes known from Paul KT Liu, Media and Process Technology, Inc., as published on January 5, 2006, are known as "Gas Separations using Ceramic Membranes.” These membranes are used to separate certain components from gas streams. An example shows an application with which CO 2 is separated from a gas stream.
  • Biogas is treated by means of a pressure swing adsorption process or a membrane in biomethane.
  • the treatment waste gas should have a methane concentration of about 10 vol.% Or 14 vol.% Or 15 vol.% Or more.
  • the biogas treatment is deliberately carried out with a poor efficiency.
  • the exhaust gas is burned with a low-gas burner and the heat released in this case is used in the fermentation.
  • the entire raw biogas stream can thus be used to produce the bio natural gas.
  • an embodiment in which the exhaust gas of the biogas treatment with raw biogas, partially processed raw biogas and / or biomethane is fed to the combustion. This should compensate for fluctuations in the methane content.
  • DE 100 47 264 B4 relates to a process for recycling methane-containing produce gas.
  • the landfill gas is processed by Gaspermeationsmodule, wherein the retentate is fed to a gas engine and the permeate is fed to a landfill body.
  • the gas permeation modules have a high permeability to CO 2 .
  • the invention has for its object to provide a method and apparatus for generating and purifying biogas, which allows a very simple way a very efficient generation and purification of biogas.
  • the inventive method for generating and purifying biogas for feeding into a natural gas network comprises the following steps: generating biogas from biomass,
  • the lean gas stream is converted into heat and electricity in a combined heat and power plant using a combined heat and power plant that produces a micro having a gas turbine or a Zündstrahlmotor, and with a bypass line bypassing the bypass line, a variable proportion of the raw gas stream is fed directly to the combined heat and power plant.
  • the proportion of methane in the weak gas stream is set relatively high with the method according to the invention, the purification of the biogas is simplified considerably, while at the same time a high quality of bio natural gas is achieved. Due to the proportion of at least 20 vol .-% methane in the lean gas, it is possible to operate with the lean gas stream a cogeneration plant having a micro gas turbine or a Zündstrahlmotor, without raw gas must be supplied to the cogeneration plant.
  • the separation stage is not optimized to extract as much methane as possible, but the separation stage is optimized to convert the carbon dioxide portion as completely as possible into the lean gas stream, with a large proportion of methane in the weak gas stream not only tolerated but even desired is because it allows the energy contained in the lean gas stream can be efficiently used by a combined heat and power plant.
  • a bypass line surrounding the separation stage is provided such that a variable proportion of the crude gas stream is fed directly to the cogeneration plant.
  • This can be responded quickly to changing needs among customers (natural gas network, electricity network).
  • customers natural gas network, electricity network.
  • the buffer capacities of the natural gas network have been exhausted, the proportion of the raw gas flow directly supplied to the combined heat and power plant is increased, whereby more electric power is generated.
  • power grids there is no restriction on the supply of electricity.
  • an interface to an operator of a power grid is operated, so that the operator of the power grid can control the raw gas flow through the bypass line by means of an automatic demand request.
  • the weak gas stream can be conditioned by the bypass pipe. This means that fluctuations of the methane content due to different compositions of the biomass or the like can be adjusted by admixing a portion of the raw gas stream to the desired methane content of at least 20% by volume or more.
  • the power generated in the combined heat and power plant will preferably be used to operate compressors at the separation stage or to feed the generated biogas into a natural gas network. As a result, the process is energetically self-sufficient.
  • the low-temperature waste heat of the compressors can be used to heat a fermenter to produce biogas from biomass.
  • the high-temperature waste heat of the combined heat and power plant can be used for heating buildings or the like.
  • the high-temperature waste heat is much more valuable than the Nidertemperatur-waste heat.
  • the separation stage may be formed with a membrane.
  • a membrane is preferred because it is designed for a simple and inexpensive and the others allowed continuous operation. The generation of a lean gas stream with a methane content of at least 20% is much easier with a membrane than the generation of a lean gas stream with a low methane content, while the CO 2 content in the methane gas stream can be kept very low and a high-quality bio natural gas is generated.
  • the continuous operation of a membrane is very advantageous for the operation of the cogeneration plant. Since with the method according to the invention, the lean gas stream has a methane content of 20 vol.% The cogeneration plant can be operated continuously without the supply of raw gas via the bypass line. This is very advantageous for the overall operation of the plant for the following reasons:
  • the system is continuously supplied with electricity and is energy self-sufficient.
  • the purification of the biogas to biomethane is carried out continuously, which allows a corresponding continuous feed into the natural gas network, whereby a corresponding buffer can be omitted or this can only be made very small.
  • the combined heat and power plant is in continuous operation and can be switched almost instantaneously to a higher power by supplying raw gas via the bypass line at a short-term increased power demand.
  • FIG. 1 shows a device according to the invention for generating biogas in a block diagram
  • FIG. 2 shows a device for producing biogas according to the prior art in a block diagram.
  • the device according to the invention for generating and purifying biogas comprises a fermenter 1 for producing biogas from biomass, a separation stage 2 for purifying the biogas, and a combined heat and power plant 4 for generating heat and electric current.
  • the fermenter 1 is connected to the separation stage 2 via a Raw gas line 5 connected.
  • the raw gas is divided into a methane gas flow and a weak gas flow.
  • the methane gas flow is conducted via a methane gas line from the separation stage 2 to a compressor 7.
  • the compressor 7 compresses the methane gas so that it can be fed into a natural gas network.
  • the compressor 7 is thermally coupled via a heat exchanger circuit 9 to the fermenter 1 in order to supply the heat generated in the combined heat and power plant to the fermenter 1 for the production of biogas.
  • the lean gas is fed by means of a weak gas line 8 from the separation stage 2 to the cogeneration unit 4.
  • the combined heat and power plant has a motor, e.g. a micro gas turbine, and connected to the motor generator for generating electricity.
  • a two-way valve 10 is optionally arranged, to which a leading to the cogeneration plant 4 bypass line 11 is connected.
  • the cogeneration unit 4, the compressor 7 and the valve 10 are connected via control lines 12 to a control unit 13.
  • the control unit 13 may be connected to a data network 14, such as the Internet.
  • the combined heat and power plant 4 has an electrical output 15 in order to feed electrical energy into a power network. Furthermore, it has a thermal output 16, with which heat can be dissipated. With this heat, e.g. an industrial drying process are supplied.
  • the separation stage preferably has a membrane (not shown) as a release agent.
  • a membrane can be obtained from Membrane Technology and Research, Inc. of Menlo Park, California, USA.
  • the different permeability of the membrane material for the different gas molecules is used.
  • both the joint separation of carbon dioxide and sulfur dioxide and the selective separation of hydrogen sulfide and carbon dioxide can be carried out in multi-stage systems.
  • a certain proportion of the raw gas stream is retained on the membrane and formed det a methane gas stream, which is also referred to as retentate.
  • the passing through the membrane portion of the crude gas stream forms a weak gas stream, which is also referred to as permeate.
  • the membranes are preferably ceramic membranes. However, it is also possible to use polymer membranes.
  • the separation is carried out in a single stage, that is, that the crude gas stream for separating a certain component is guided only over a single membrane.
  • the raw gas stream is pressurized, so that a pressure gradient is applied to the membrane, which supports the separation into the methane stream and the weak gas stream.
  • the pressure gradient across the membrane and the membrane material are matched to one another such that a methane content of about 30% by volume to 35% by volume is contained in the weak gas stream. It may also be a methane content of about 25 vol .-% to less than 40 vol .-% or even up to 50 vol .-% be appropriate.
  • a compressor (not shown) may be provided at the diaphragm stage.
  • Such a lean gas stream can be converted directly into heat and electricity in a combined heat and power plant, whereby the methane contained therein is burned.
  • a suitable for low gas flow cogeneration plant preferably has a micro gas turbine.
  • Such a micro gas turbine is available, for example, from Capstone Turbine Corporation, USA, under the trade names C65 and C60-ICHP, respectively.
  • Such microturbines can be operated economically efficiently with a lean gas.
  • the constant combustion of the gas in a turbine is advantageous for the use of lean gas.
  • the membranes contain, for example, hollow fibers.
  • the use of such membranes for the treatment of biogas is described in Schell, William JP, "Use of Memorandum".
  • the process parameters are set such that almost all of the carbon dioxide passes through the membrane It is thus a very pure methane gas stream which meets the usual requirements for bio natural gas.
  • Bio natural gas is biogas that has natural gas quality.”
  • the gas quality is given in DVGW G 260, 261 and 262 regulated and requires a methane content of at least 96 vol.%.
  • the lean gas stream contains a relatively high proportion of methane, which is undesirable in conventional methods. In the present method, however, this is an advantage because the lean gas stream can be used directly to operate the combined heat and power plant.
  • Another important advantage of optimizing the separation stage with regard to the carbon dioxide to be separated is that the separation can be carried out in one stage.
  • a one-step separation without recirculation or feedback is very simple and inexpensive to carry out.
  • the increase in the methane content in the lean gas stream compared to conventional methods thus simultaneously brings about the three advantages that a pure methane gas stream is achieved in natural gas quality, that the separation stage can be easily formed and continuously operated as a membrane, and the lean gas stream suitable for operating a combined heat and power plant is.
  • a portion of the crude gas stream via the bypass line 11 can be performed directly to the cogeneration unit 4. Since micro gas turbines can be operated with a wide range of gas compositions, the combined heat and power plant 4 can be operated directly with raw biogas or a mixture of raw biogas and lean gas if required.
  • the valve 10 is designed such that the predominant portion of the crude gas stream and in particular the complete raw gas stream can be guided via the bypass line 11 to the combined heat and power plant 4.
  • the size of the gas storage is usually limited and designed only to accommodate a gas production of typically 0.5 - 2 hours. If you want to balance larger capacity, then you would have to increase the gas storage accordingly. Since this is undesirable, conventional devices for producing biomethane are very limited in their balancing capacities when discharging biomethane, and the generated electric power can not be freely varied as a rule.
  • control current is highly reimbursed.
  • bypass line 11 By providing the bypass line 11, it is possible to provide such a control current, since in case of need quickly a continuous stream of crude gas can be fed to the cogeneration unit 4 in order to increase the amount of electrical power produced. Since the turbine of the combined heat and power plant is continuously in operation, there is no start-up time, but it can be up within a few seconds, the electrical power.
  • the combined heat and power plant can be continuously operated at high power for about 5 to 15 hours. It is even possible to process and feed biogas at the same time.
  • the combined heat and power plant is supplied with biogas both from the gas storage and from the ongoing biogas production.
  • the micro gas turbine of the cogeneration unit 4 is designed so that it can generate about 1.5 times to 2 times the electrical power, which corresponds to the energy flow of the methane contained in the lean gas. Such a large design of micro gas turbines is useful for two reasons.
  • the CO 2 contained in the lean gas stream must be conveyed through the micro gas turbine, which is only possible with a micro gas turbine with sufficient capacity
  • the complete raw gas stream of the micro gas turbine can be supplied via the bypass pipe, which makes sense only if the micro gas turbine has a corresponding capacity for converting the complete methane content into mechanical or electrical energy.
  • the necessary capacity can also be provided by providing several micro gas turbines. In the present embodiment, two micro gas turbines are used, which together in the combined heat and power plant can produce a maximum electric power of 400 kW.
  • a methane gas stream with 235 Nm 3 / h and a methane content of 99 vol .-% and a thermal energy of 2599 KW is separated and fed into the natural gas grid.
  • a weak gas stream with 235 Nm 3 / H and a methane content of 35% by volume and a content of thermal energy of 780 KW is produced.
  • this lean gas stream is converted into heat and electric current by means of a micro gas turbine.
  • the thermal efficiency is 56%, which gives 548.6 KW thermally usable heat.
  • the use of a micro gas turbine also has the advantage that the exhaust gas temperature is very high (for example 309 0 C), which is why the thermal energy continue to be used very efficiently can.
  • the electrical efficiency of the combined heat and power plant is 29%, which generates electricity with a capacity of 284 KW.
  • the energy and mass balance of the production and processing of the biogas is explained with the system shown in Fig. 2.
  • a biogas production of 470.0 Nm 3 / h of raw biogas with a methane content of about 65% by volume is assumed.
  • the biogas treatment is carried out according to the pressure swing absorption method.
  • the crude biogas is compressed to about 6 x 10 5 Pa (6 bar), water is discharged and the compressed Rohbiogasstrom pressed at about 20 0 C in the separation stage 2.
  • the separation stage contains an adsorber vessel with a carbon-based molecular sieve.
  • the methane-enriched gas is fed into the gas network.
  • the thermal efficiency of water heating is 88 vol .-%, ie, 304.20 KW are introduced as Kesselnutztage in the fermentation.
  • the boiler useful heat thus accounts for a share of 12 vol .-% and 41, 48 KW.
  • the boiler useful heat (here 304.2 KW) is transferred to the biogas production and used there to maintain the fermentation temperature between 30 0 C and 40 0 C. 285.7 Nm 3 / h biomethane with a methane concentration of 96% by volume and an energy content of 3033.4 KW are achieved.
  • the total energy efficiency is thus 96.3%.
  • the essential values of the energy balance of the process according to the prior art and of the process according to the invention are listed side by side:
  • the method according to the invention is completely self-sufficient in energy, that is, neither heat nor external power has to be supplied. In individual cases, however, it may be sensible to feed the electricity generated into a power network and to draw the electricity demand from a power network, since the feed-in tariffs are often higher than the costs for the electricity to be purchased.
  • the production of the bio natural gas and the stream is thereby favorable.
  • the separation stage is very simple and can be operated continuously.
  • micro gas turbine is the preferred engine because a micro gas turbine can operate with a wide range of gas composition and so a different methane content in the gas stream supplied to the micro gas turbine does not lead to any impairment of the operation.
  • a micro gas turbine requires a minimum methane content of about 30 vol .-%.
  • the advantage of a micro gas turbine is still the high exhaust gas temperature, which allows a very efficient use of waste heat.
  • a suitable for lean gas ignition jet engine can be used.
  • Such an ignition jet engine is a reciprocating engine, in the displacement of which in addition to the lean gas, an ignition jet is injected, which is for example an oil jet of vegetable oil.
  • an ignition jet is injected, which is for example an oil jet of vegetable oil.
  • Such ignition jet engines are manufactured and sold by Schnell Zündstrahlmotoren AG and Co. KG, Amtzell, Germany (www.schnellmotor.de).
  • lean gas with any amount of methane can be converted into thermal and electrical energy with such an ignition jet engine.
  • another energy carrier such as vegetable oil
  • a membrane is used in the separation stage.
  • a membrane is the preferred embodiment of a separation stage because it is simple in design and can be operated continuously and inexpensively.
  • the bypass pipe 11 is also suitable for devices for generating and purifying biogas, which use an adsorption or an absorption medium as separation step. Also, such separation stages can be adjusted so that the carbon dioxide contained in the crude gas stream is transferred almost completely into the lean gas stream and the lean gas stream contains a significant proportion of methane. For such separation stages but buffer tanks are necessary if you want to operate the system in a continuous operation.

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Abstract

Die Erfindung betrifft Verfahren und Vorrichtungen zum Erzeugen und Auf reinigen von Biogas. Hierbei wird grundsätzlich Biogas in einem Fermenter (1) aus Biomasse erzeugt, das Biogas mittels einer Trennstufe (2) in einen Methangasstrom (6) und in einen Schwachgasstrom (8) aufgeteilt und der Schwachgasstrom in einem Blockheizkraftwerk (4) in Wärme und elektrischen Strom umgesetzt. Die Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass mittels einer Bypassleitung (11), die die Trennstufe umgeht, ein variabler Anteil des Rohgasstroms direkt dem Blockheizkraftwerk zuführbar ist.

Description

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 CO2 und H2S unter großem Einsatz von Lichtenergie in Biomasse speichern. In der US 2003/0143719 A1 wird vorgeschlagen, speziell CO2 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 CO2 in Wasser.
Die Gaspermeation ist ein seit längerem bekanntes Verfahren zur Trennung von CO2 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. CO2 und H2S 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 CO2 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 CO2 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 CO2-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 CO2 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 Nm3/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 Nm3/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 Nm3/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 3090C), 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 Nm3/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 200C 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 Nm3/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 300C und 400C verwendet. Es werden 285,7 Nm3/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

Claims

Patentansprüche
1. Verfahren zum Erzeugen und Aufreinigen von Biogas für die Einspeisung in ein Gasnetz, umfassend folgende Schritte:
- Erzeugen von Biogas aus Biomasse,
- Aufreinigen des Biogases mittels einer Trennstufe (2), welche den Rohgasstrom in zwei Ströme aufteilt, wobei der eine Strom durch die Trennstufe (2) hindurchtritt und als Schwachgasstrom bezeichnet wird und der andere Strom von der Trennstufe (2) zurückgehalten wird und als Methangasstrom bezeichnet wird, und die Trennstufe (2) derart eingestellt ist, dass der Schwachgasstrom einen Anteil von zumindest 20 VoI.- % Methan aufweist, und
- der Schwachgasstrom in einem Blockheizkraftwerk (4) in Wärme und elektrischen Strom umgesetzt wird, wobei ein Blockheizkraftwerk verwendet wird, das eine Mikro- gasturbine oder einen Zündstrahlmotor aufweist,, wobei mit einer die Trennstufe (2) umgehenden Bypassleitung (11 ) ein variabler Anteil des Rohgasstroms direkt dem Blockheizkraftwerk (4) zugeführt wird.
2. Verfahren nach Anspruch 1 , dadurch gekennzeichnet, dass in der Trennstufe (2) eine Membran zum Aufteilen des Rohgasstroms vorgesehen ist.
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Trennstufe derart eingestellt ist, dass der Schwachgasstrom einen Anteil von zumindest 25 Vol.-% bzw. 30VoI. -% Methan aufweist.
4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, dadurch gekennzeichnet, dass das Biogas lediglich mit einer einzigen Stufe aufgereinigt wird.
5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, dass der Rohgasstrom und/oder der Methangasstrom mittels eines Kompressors verdichtet werden und die hierbei anfallende Wärme zum Erzeugen von Biogas verwendet wird.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass im Blockheizkraftwerk (4) bereitgestellt Strom zum Betreiben eines Kompressors verwendet wird.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, dass das Blockheizkraftwerk (4) kontinuierlich betrieben wird, auch wenn kein Rohgasstrom durch die Bypassleitung (1 1 ) geleitet wird.
8. Vorrichtung zum Erzeugen und Aufreinigen von Biogas, umfassend:
- einen Fermenter (1 ) zum Erzeugen von Biogas aus Biomasse,
- eine Trennstufe (2) zum Aufreinigen des Biogases, welche den Rohgasstrom in zwei Ströme aufteilt, wobei der eine Strom durch die Membran hindurchtritt und als Schwachgasstrom bezeichnet wird und der andere Strom von der Membran zurückgehalten wird und als Methangasstrom bezeichnet wird, und die Membran derart eingestellt ist, dass der Schwachgasstrom einen Anteil von zumindest 20 Vol.- % Methan aufweist, und
- ein Blockheizkraftwerk (4) zum Umsetzen des Schwachgasstroms in Wärme und elektrischen Strom, wobei das Blockheizkraftwerk eine Mikrogasturbine oder eine
Zündstrahlmotor aufweist, und eine die Trennstufe (2) umgehende Bypassleitung (11 ) derart vorgesehen ist, dass ein variabler Anteil des Rohgasstroms direkt dem Blockheizkraftwerk (4) zuführbar ist.
9. Vorrichtung nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass die Trennstufe (2) eine Membran aufweist.
10. Vorrichtung nach Anspruch 9, dadurch gekennzeichnet, dass die Membran eine keramische Membran oder eine Polymermembran ist.
11. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 10, dadurch gekennzeichnet, dass lediglich eine einzige Trennstufe (2) vorgesehen ist.
12. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass ein Kompressor (7) zum Komprimieren des Methangasstromes vorgesehen ist, der mit einer vom Blockheizkraftwerk (4) angetriebenen Welle verbunden ist.
13. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 1 1 , dadurch gekennzeichnet, dass eine Steuereinheit (13) vorgesehen ist, die eine Schnittstelle für einen Betreiber eines Stromnetzwerkes aufweist, so dass bei einer Bedarfsanfrage automatisch über die Bypassleitung (11 ) dem Blockheizkraftwerk (4) ein Teil des Rohgasstromes zugeführt wird.
14. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 13, dadurch gekennzeichnet, dass die Vorrichtung zum Ausführen eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 7 verwendet wird.
15. Vorrichtung nach einem der Ansprüche 8 bis 14, dadurch gekennzeichnet, dass die Bypassleitung (1 1 ) mittels eines Ventils (10) an eine von einem Fermenter (1 ) zur Trennstufe (2) führenden Rohgasleitung (5) gekoppelt ist, wobei das Ventil (10) derart ausgebildet ist, dass ein überwiegender Anteil des Rohgasstroms durch die Bypassleitung geführt werden kann.
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