Forschungsbericht G 201711 08/2019
Technologien und Potenziale der Biomassevergasung und der Kopplung mit Power-to-Gas-Verfahren zur Erzeugung von methanbasierten Energieträgern in Deutschland - greenSNG ++ PDF-Datei ++
- Herausgeber/Verlag: DVGW
- Format: 160 Seiten
- Ausgabe: 2019
- Verkaufseinheit: 1
- Mindestabnahme: 1
- Artikel-Nr.: 510879
246,10 €*
Im Rahmen dieser Studie G 201711 wurde das Potential und die Realisierbarkeit der SNG‑Produktion aus ligninhaltiger Biomasse sowie die Kopplung mit Power‑to‑Gas‑Verfahren untersucht und bewertet. Die unterschiedlichen biogenen Reststoffe aus den Bereichen Industrie, Gewerbe, Kommune sowie aus der Land‑ und Forstwirtschaft wurden identifiziert, quantifiziert und mittels GIS‑Datenbank ortsaufgelöst dargestellt. Ligninhaltige Reststoffe ergänzen das Potential aus fermentativ umgewandelter Biomasse, welches bereits intensiv in vorangegangenen Studien untersucht worden ist. Es wurde dabei zwischen theoretischen, technischen und nachhaltig/wirtschaftlichen Potentialen unterschieden. Die jeweiligen Methangaserträge der verschiedenen Biomassen wurden mit Hilfe einer Referenzanlage berechnet, welche durch eine typische Prozesskette mit einem heizwertbezogenen Wirkungsgrad von 61,2 % abgebildet wurde.Auf dieser Basis wurde ein nachhaltiges und wirtschaftliches SNG‑Gesamtpotential von 9,7 Mrd. m?/a ermittelt, was etwa 10 % der aktuellen Erdgasnachfrage (2016) in Deutschland entspricht. Das größte Potential liegt mit einem Anteil von 81 % im Bereich der Land‑ und Forstwirtschaft. Dabei weisen insbesondere die Regionen Harz, Sauerland und Schwarzwald besonders hohe Potentiale auf, wohingegen die Nordseeküste und das Alpenvorland mit weniger Wald‑ und Holzwirtschaft geringere aufweisen. In Kombination mit der Nutzung von Bio‑methan über die fermentative Route (ca. 10 Mrd. m?/a) ergibt sich ein wirtschaftliches und nachhaltiges Gesamtpotenzial von 20 Mrd. m?/a, welches aus heimischen Quellen erzeugt werden könnte. Dies entspricht in etwa 20 % des aktuellen Erdgasbedarfs Deutschlands. Zukünftig könnte der Bedarf bei entsprechender Reduktion der Nachfrage allein durch SNG aus Biomassevergasung vollständig gedeckt werden.
1 Einleitung2 Potentiale der SNG-Erzeugung durch Vergasung mit und ohne P2G (AP 2, AP 4) (DBI)
2.1 Berechnungsgrundlagen
2.1.1 Spezifischer Methangasertrag aus holzartiger Biomasse
2.1.2 Energiegehalt der eingesetzten Biomasse
2.1.3 Kaltgaswirkungsgrad der SNG-Anlage
2.1.4 Berechnung des spezifischen Methangasertrags
2.1.5 Berücksichtigung der Wasserstoffeinkopplung im P2G-Fall
2.2 Berechnung des SNG-Potentials
2.2.1 Theoretisches SNG-Potential
2.2.2 Technisches SNG-Potential
2.2.3 Nachhaltiges und wirtschaftliches SNG-Potential
2.2.4 Flächenbezogenes SNG-Potential
2.2.5 Maximaler Transportradius
2.3 Industrielle Reststoffe und Nebenprodukte
2.3.1 Sägeindustrie
2.3.2 Holzwerkstoffindustrie
2.3.3 Möbelindustrie
2.3.4 Papierindustrie
2.3.5 Holzverpackungsindustrie
2.3.6 Brettschichtholzindustrie
2.3.7 Zusammenfassung Industrie
2.4 Gewerbliche Reststoffe
2.4.1 Tischlereigewerbe
2.4.2 Zimmereigewerbe
2.4.3 Zusammenfassung Gewerbe
2.5 Kommunale Abfälle und Gehölzpflege
2.5.1 Holzartige Grünabfälle
2.5.2 Altholz
2.5.3 Straßenbegleitholz
2.5.4 Gehölze in der freien Landschaft
2.5.5 Zusammenfassung Kommune
2.6 Land- und Forstwirtschaftliche Rückstände und Energiepflanzen
2.6.1 Waldholz
2.6.2 Stroh
2.6.3 Kurzumtriebsplantagen
2.6.4 Baumschnitt aus Obstplantagen, Streuobstwiesen und Rebflächen
2.6.5 Zusammenfassung Land- und Forstwirtschaft
2.7 Gesamtes SNG-Potential
2.8 Kombination SNG mit Gasen aus P2G
3 Verfahrenstechnische Bewertung der thermochemischen SNG-Erzeugung (AP 3) (DVGW)
3.1 Biomassetrocknung
3.1.1 Natürliche Trocknung
3.1.2 Trocknung durch Belüftung
3.1.3 Apparative Ausführungen
3.1.3.1 Trocknungseinrichtungen ohne Gutförderung
3.1.3.2 Trocknungseinrichtungen mit Gutförderung
3.2 Vergasungsverfahren
3.2.1 Einteilung der Vergasersysteme
3.2.2 Festbettvergaser
3.2.2.1 Holzvergaser für kleine BHKW-Anwendungen
3.2.3 Wirbelschicht
3.2.3.1 Hochtemperatur-Winkler-Verfahren
3.2.3.2 Dual Fluidized Bed (DFB)-Vergaser
3.2.3.3 Absorption-Enhanced-Reforming (SER)
3.2.3.4 Heatpipe-Reformer
3.2.3.5 MILENA-Vergaser
3.2.4 Flugstromvergaser
3.2.4.1 Bioliq-Vergaser
3.2.4.2 PDQ-Vergaser
3.2.4.3 WoodRoll-Vergaser
3.2.5 Hydrothermale Vergasung (HTG)
3.2.6 Plasmavergasung
3.2.7 Fazit
3.3 Gasreinigung
3.3.1 Entstaubung
3.3.2 Katalytische und thermische Teerentfernung
3.3.3 Absorptive und adsorptive Teerentfernung
3.3.3.1 RME-Wäscher
3.3.3.2 OLGA-Verfahren
3.3.4 Aktivkohle
3.3.5 Entschwefelung
3.3.5.1 Sorptionsmaterialien
3.3.5.2 Wäscher
3.3.6 Entfernung sonstiger Spurenbegleitstoffe
3.4 Synthesegas-Konditionierung
3.4.1 Wassergas-Shift-Reaktoren
3.4.2 CO2-Abtrennung
3.5 Methanisierung
3.5.1 Festbettreaktoren
3.5.2 Strukturierte Reaktoren
3.5.3 Wirbelschicht-Reaktoren
3.5.4 Dreiphasenreaktoren
3.5.5 Biologische Methanisierung
3.6 Elektrolyse
3.6.1 Alkalische Elektrolyse
3.6.2 PEM-Elektrolyse
3.6.3 Hochtemperaturelektrolyse
3.7 SNG-Aufbereitung
3.7.1 Trocknung
3.7.2 Glykolwäsche
3.7.3 Adsorption
3.7.4 Wasserstoffabtrennung
3.7.5 Verflüssigung
3.8 Speicher
3.8.1 CO2-Speicherung
3.8.2 Wasserstoffspeicherung
3.8.2.1 Druckgasspeicherung
3.8.2.2 Flüssiggasspeicherung
3.8.2.3 Feststoffspeicherung
3.8.3 LNG-Speicherung
3.9 Zusammenfassung der Teilverfahren
4 Verfahrensketten und ökonomische Bewertung (AP 5, AP 6) (DVGW)
4.1 Eignung verschiedener Substrate
4.2 Produktqualität
4.3 Methodik
4.3.1 Bewertungskriterien
4.3.2 Energetische und stoffliche Bewertung
4.3.3 Berechnung der Gestehungskosten
4.4 greenSNG-
4.4.1 DFB-Vergaser (Kette 1 ? Referenz)
4.4.1.1 P2G-Optionen
4.4.1.2 Bewertungskriterien
4.4.2 Druck-Flugstromvergasung (Kette 2)
4.4.2.1 P2G-Option
4.4.2.2 Bewertungskriterien
4.4.3 DFB-SER-Vergaser (Kette 3)
4.4.4 Einbett-Wirbelschichtvergaser mit Alkali-Elektrolyse (Kette 4)
4.4.4.1 P2G-Option
4.4.4.2 Bewertungskriterien
4.4.5 Einbett-Wirbelschichtvergaser mit SOEC (Kette 5)
4.4.5.1 P2G-Option
4.4.5.2 Bewertungskriterien
4.4.6 Allotherme Flugstromvergasung (Kette 6)
4.4.6.1 P2G-Option
4.4.6.2 Bewertungskriterien
4.4.7 Luft-Festbettvergaser DVGW (Kette 7)
Bewertungskriterien
4.4.8 Zusammenfassung
4.5 Kopplung von Vergasung und P2G (DVGW-EBI)
4.5.1 Elektrolyse- und Stromkosten
4.5.2 Baseload-Betrieb der Referenzanlage (Kette 1)
4.5.3 Netzdienlicher Betrieb der P2G-Anlagen
4.5.4 Betrieb von 20 MW-P2G-Anlagen im Rahmen des Aktuelle-Maßnahmen-Szenarios (AMS)
5 Ausblick
Literaturverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
Tabellenverzeichnis
2.1 Berechnungsgrundlagen
2.1.1 Spezifischer Methangasertrag aus holzartiger Biomasse
2.1.2 Energiegehalt der eingesetzten Biomasse
2.1.3 Kaltgaswirkungsgrad der SNG-Anlage
2.1.4 Berechnung des spezifischen Methangasertrags
2.1.5 Berücksichtigung der Wasserstoffeinkopplung im P2G-Fall
2.2 Berechnung des SNG-Potentials
2.2.1 Theoretisches SNG-Potential
2.2.2 Technisches SNG-Potential
2.2.3 Nachhaltiges und wirtschaftliches SNG-Potential
2.2.4 Flächenbezogenes SNG-Potential
2.2.5 Maximaler Transportradius
2.3 Industrielle Reststoffe und Nebenprodukte
2.3.1 Sägeindustrie
2.3.2 Holzwerkstoffindustrie
2.3.3 Möbelindustrie
2.3.4 Papierindustrie
2.3.5 Holzverpackungsindustrie
2.3.6 Brettschichtholzindustrie
2.3.7 Zusammenfassung Industrie
2.4 Gewerbliche Reststoffe
2.4.1 Tischlereigewerbe
2.4.2 Zimmereigewerbe
2.4.3 Zusammenfassung Gewerbe
2.5 Kommunale Abfälle und Gehölzpflege
2.5.1 Holzartige Grünabfälle
2.5.2 Altholz
2.5.3 Straßenbegleitholz
2.5.4 Gehölze in der freien Landschaft
2.5.5 Zusammenfassung Kommune
2.6 Land- und Forstwirtschaftliche Rückstände und Energiepflanzen
2.6.1 Waldholz
2.6.2 Stroh
2.6.3 Kurzumtriebsplantagen
2.6.4 Baumschnitt aus Obstplantagen, Streuobstwiesen und Rebflächen
2.6.5 Zusammenfassung Land- und Forstwirtschaft
2.7 Gesamtes SNG-Potential
2.8 Kombination SNG mit Gasen aus P2G
3 Verfahrenstechnische Bewertung der thermochemischen SNG-Erzeugung (AP 3) (DVGW)
3.1 Biomassetrocknung
3.1.1 Natürliche Trocknung
3.1.2 Trocknung durch Belüftung
3.1.3 Apparative Ausführungen
3.1.3.1 Trocknungseinrichtungen ohne Gutförderung
3.1.3.2 Trocknungseinrichtungen mit Gutförderung
3.2 Vergasungsverfahren
3.2.1 Einteilung der Vergasersysteme
3.2.2 Festbettvergaser
3.2.2.1 Holzvergaser für kleine BHKW-Anwendungen
3.2.3 Wirbelschicht
3.2.3.1 Hochtemperatur-Winkler-Verfahren
3.2.3.2 Dual Fluidized Bed (DFB)-Vergaser
3.2.3.3 Absorption-Enhanced-Reforming (SER)
3.2.3.4 Heatpipe-Reformer
3.2.3.5 MILENA-Vergaser
3.2.4 Flugstromvergaser
3.2.4.1 Bioliq-Vergaser
3.2.4.2 PDQ-Vergaser
3.2.4.3 WoodRoll-Vergaser
3.2.5 Hydrothermale Vergasung (HTG)
3.2.6 Plasmavergasung
3.2.7 Fazit
3.3 Gasreinigung
3.3.1 Entstaubung
3.3.2 Katalytische und thermische Teerentfernung
3.3.3 Absorptive und adsorptive Teerentfernung
3.3.3.1 RME-Wäscher
3.3.3.2 OLGA-Verfahren
3.3.4 Aktivkohle
3.3.5 Entschwefelung
3.3.5.1 Sorptionsmaterialien
3.3.5.2 Wäscher
3.3.6 Entfernung sonstiger Spurenbegleitstoffe
3.4 Synthesegas-Konditionierung
3.4.1 Wassergas-Shift-Reaktoren
3.4.2 CO2-Abtrennung
3.5 Methanisierung
3.5.1 Festbettreaktoren
3.5.2 Strukturierte Reaktoren
3.5.3 Wirbelschicht-Reaktoren
3.5.4 Dreiphasenreaktoren
3.5.5 Biologische Methanisierung
3.6 Elektrolyse
3.6.1 Alkalische Elektrolyse
3.6.2 PEM-Elektrolyse
3.6.3 Hochtemperaturelektrolyse
3.7 SNG-Aufbereitung
3.7.1 Trocknung
3.7.2 Glykolwäsche
3.7.3 Adsorption
3.7.4 Wasserstoffabtrennung
3.7.5 Verflüssigung
3.8 Speicher
3.8.1 CO2-Speicherung
3.8.2 Wasserstoffspeicherung
3.8.2.1 Druckgasspeicherung
3.8.2.2 Flüssiggasspeicherung
3.8.2.3 Feststoffspeicherung
3.8.3 LNG-Speicherung
3.9 Zusammenfassung der Teilverfahren
4 Verfahrensketten und ökonomische Bewertung (AP 5, AP 6) (DVGW)
4.1 Eignung verschiedener Substrate
4.2 Produktqualität
4.3 Methodik
4.3.1 Bewertungskriterien
4.3.2 Energetische und stoffliche Bewertung
4.3.3 Berechnung der Gestehungskosten
4.4 greenSNG-
4.4.1 DFB-Vergaser (Kette 1 ? Referenz)
4.4.1.1 P2G-Optionen
4.4.1.2 Bewertungskriterien
4.4.2 Druck-Flugstromvergasung (Kette 2)
4.4.2.1 P2G-Option
4.4.2.2 Bewertungskriterien
4.4.3 DFB-SER-Vergaser (Kette 3)
4.4.4 Einbett-Wirbelschichtvergaser mit Alkali-Elektrolyse (Kette 4)
4.4.4.1 P2G-Option
4.4.4.2 Bewertungskriterien
4.4.5 Einbett-Wirbelschichtvergaser mit SOEC (Kette 5)
4.4.5.1 P2G-Option
4.4.5.2 Bewertungskriterien
4.4.6 Allotherme Flugstromvergasung (Kette 6)
4.4.6.1 P2G-Option
4.4.6.2 Bewertungskriterien
4.4.7 Luft-Festbettvergaser DVGW (Kette 7)
Bewertungskriterien
4.4.8 Zusammenfassung
4.5 Kopplung von Vergasung und P2G (DVGW-EBI)
4.5.1 Elektrolyse- und Stromkosten
4.5.2 Baseload-Betrieb der Referenzanlage (Kette 1)
4.5.3 Netzdienlicher Betrieb der P2G-Anlagen
4.5.4 Betrieb von 20 MW-P2G-Anlagen im Rahmen des Aktuelle-Maßnahmen-Szenarios (AMS)
5 Ausblick
Literaturverzeichnis
Abbildungsverzeichnis
Tabellenverzeichnis