Biogasanlagen - Anforderungen zur Luftreinhaltung · PDF fileHinsicht ausgewogenen...

Fachtagung am 17. Oktober 2002

Biogasanlagen –

Anforderungen zur Luftreinhaltung Augsburg, 2002 – ISBN 3-936385-13-0 Herausgeber: Bayerisches Landesamt für Umweltschutz

Bürgermeister-Ulrich-Straße 160, 86179 Augsburg Tel.: (0821) 90 71 - 0 Fax: (0821) 90 71 - 55 56 E-Mail: [email protected] Internet: http://www.bayern.de/lfu

Zitiervorschlag: Bayer. Landesamt für Umweltschutz (Veranst.): Biogasanlagen – Anforderungen zur Luftreinhaltung (Augsburg 17. Oktober 2002). Augsburg, 2002 Das Bayerische Landesamt für Umweltschutz (LfU) gehört zum Geschäftsbereich des Bayerischen Staatsministeriums für Landesentwicklung und Umweltfragen (StMLU). � Bayerisches Landesamt für Umweltschutz, Augsburg 2002 Gedruckt auf Recyclingpapier

Biogasanlagen – Anforderungen zur Luftreinhaltung – 17. Oktober 2002

BayLfU Fachtagung 2002

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Inhaltsverzeichnis

Begrüßung und Einführung Dr. Michael Rössert, LfU

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Stand der Biogastechnologie in Bayern Dipl.–Ing. Mathias Effenberger, M. Schlattmann, F. Kaiser, A. Gronauer Bayerische Landesanstalt für Landtechnik, Freising

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Untersuchungen zum Einsatz von Oxidationskatalysatoren an land-wirtschaftlichen Biogas–Verbrennungsmotoren Dr. Martin Sklorz Bayerisches Institut für Angewandte Umweltforschung und –technik – BIfA GmbH, Augsburg

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Grundlegende Untersuchungen zur effektiven, kostengünstigen Ent-fernung von Schwefelwasserstoff aus Biogas Dipl.–Ing. Ralf Schneider ATZ–EVUS, Entwicklungszentrum für Verfahrenstechnik, Sulzbach–Rosenberg

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Emissionen von Biogasblockheizkraftwerken Bernhard Zell, LfU

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Emissionsminderungsmöglichkeiten bei Biogasanlagen – entlang der Prozesskette der Biogaserzeugung – Franz Reitberger, LfU

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Biogasanlagen – Sicherheitstechnische Anforderungen Dipl.–Ing. Robert Plechinger Gewerbeaufsichtsamt München Land

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Biogasanlagen: Genehmigungspflichten Privatdozent Dr. jur. Joachim Knoche, Universität München

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Praxisprobleme bei der Genehmigung von Biogasanlagen aus Sicht eines Anlagenplaners Dipl.–Ing. Alfons Himmelstoß U.T.S. Umwelt–Technik–Süd GmbH, Dresden

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Referenten 90



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Begrüßung und Einführung

Dr. Michael Rössert, LfU

Sehr geehrte Damen und Herren,

ich begrüße Sie recht herzlich zu unserer Fachtagung „Biogasanlagen – Anforderungen zur Luft-reinhaltung“.

Die energetische Verwertung von Biogas, das aus der Vergärung von Biomasse gewonnen wird, hat im Zusammenhang mit den Stromvergütungsvorgaben des Erneuerbare–Energien–Gesetzes vom 29. März 2001 i.V.m. der Biomasseverordnung vom 21. Juni 2001 zu einem rasanten Anstieg der Biogasanlagen in Deutschland geführt. So ist die Anzahl der Anlagen von Ende 2000 bis Ende 2001 von ca. 1000 auf ca. 1650 gestiegen. Bayern hält den größten Anteil an diesen Anlagen.

Auf einschlägigen Veranstaltungen hierzu kann eine Euphorie beobachtet werden, die vielen Be-langen außerhalb der Fragestellungen zum CO2–Kreislauf wenig Beachtung schenkt und damit Bereiche des Umweltschutzes wie die Schadstoff– und Geruchs–Emissionen der entsprechenden Anlagen nicht ausreichend betrachtet. Aber auch im Zusammenhang mit der Erzeugung von Bio-gas und dessen Nutzung müssen die Belange des Immissionsschutzes gewahrt bleiben und die besten verfügbaren Techniken eingesetzt, bzw. dort, wo sie unserer Meinung nach noch nicht aus-reichen, entsprechend entwickelt werden. Dann können auch wir Luftreinhalter der allgemeinen Euphorie folgen.

Unsere heutige Veranstaltung haben wir in zwei Blöcke aufgeteilt. Der erste Block gibt einen Über-blick über den aktuellen Stand der Biogastechnologie in Bayern und berichtet über die Ergebnisse laufender Forschungsvorhaben. Hierzu wird Herr Mathias Effenberger von der Bayerischen Lan-desanstalt für Landtechnik, Freising–Weihenstephan, den Stand der Biogastechnologie in Bayern erläutern. Herr Dr. Martin Sklorz vom Bayerischen Institut für Angewandte Umweltforschung und –technik, Augsburg, wird auf Untersuchungen zum Einsatz von Oxidationskatalysatoren an land-wirtschaftlichen Biogas–Verbrennungsmotoren eingehen und Herr Ralf Schneider vom Applikati-ons– und Technikzentrum für Energieverfahrens–, Umwelt– und Strömungstechnik, Sulzbach–Rosenberg, Untersuchungen zur effektiven, kostengünstigen Entfernung von Schwefelwasserstoff aus Biogas vorstellen.

Der zweite Block widmet sich den Belangen der Luftreinhaltung und der Sicherheitstechnik. Hierzu werden aus unserem Hause Herr Bernhard Zell über die Emissionen von Biogas–Blockheizkraftwer-ken und Herr Franz Reitberger über die Emissionsminderungsmöglichkeiten bei Biogasanlagen entlang der Prozesskette der Biogaserzeugung berichten. Danach werden uns Herr Robert Plechin-ger vom Gewerbeaufsichtsamt München Land die Anforderungen zur Sicherheitstechnik von Bio-gasanlagen und Herr Dr. Joachim Knoche von der Regierung von Oberbayern und Privatdozent an der Ludwig–Maximilians–Universität München (LMU) das immissionsschutzrechtliche bzw. bau-rechtliche Genehmigungsverfahren erläutern. Zum Abschluss wird Herr Alfons Himmelstoß von der Umwelt–Technik–Süd GmbH (U.T.S.), Niederlassung Dresden, über Praxisprobleme bei der Genehmigung von Biogasanlagen aus Sicht eines Anlagenbauers berichten.

Wir bedanken uns sehr bei allen Referenten für ihre Bereitschaft, die heutige Fachveranstaltung mitzugestalten. Der Zeitrahmen für die einzelnen Vorträge ist insgesamt großzügig bemessen. Hierzu bitten wir die Vortragenden, die Ihnen zur Verfügung stehende Zeit nicht auszuschöpfen, sondern auch ausreichend Zeit für Diskussionen mit einzuplanen.

Das Thema unserer heutigen Veranstaltung lässt lebhafte und vielleicht auch kontroverse Diskussi-onen erwarten. Vor uns dürfte daher ein interessanter Tag liegen.



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Stand der Biogastechnologie in Bayern

Dipl.–Ing. Mathias Effenberger, M. Schlattmann, F. Kaiser, A. Gronauer, Bayerische Landes-anstalt für Landtechnik, Freising

Einleitung

Der folgende Artikel liefert eine Beschreibung des technischen Standes der überwiegend landwirt-schaftlichen Biogasanlagen im Gebiet von Bayern. Diese basiert auf den Angaben, welche im Rahmen des Projektes "Biogasanlagen–Monitoring und Emissionsverhalten von Biogas–Blockheiz-kraftwerken" von der Bayerischen Landesanstalt für Landtechnik in Zusammenarbeit mit dem Fachverband Biogas e.V. in einer Umfrage unter Anlagenbetreibern im November 2000 und Januar 2001 erhoben wurden (Gronauer et al., 2002). Diesen Informationen ist eine kurze allgemeine Ein-führung in die Thematik Biogastechnik vorangestellt. Die ebenfalls im oben genannten Projekt ge-wonnenen Daten zu den Schadgasemissionen von Biogas–Blockheizkraftwerken werden im Rah-men des Vortrages von Herrn Dipl.–Ing. (FH) Bernhard Zell, LfU, vorgestellt.

Historischer Abriss und Grundlagen der Biogastechnik

In Deutschland nahm die Nutzung der Anaerobtechnik zu Beginn des 20. Jahrhunderts ihren An-fang in der Abwasserreinigung. Die Technik der Gewinnung von Klärgas (Faulgas) bei der anaero-ben Stabilisierung des Klärschlammes ist dort im Grundprinzip bis heute erhalten geblieben. Erst nach dem zweiten Weltkrieg wurde das Potential der Landwirtschaft zur Produktion von Biogas entdeckt. In den 50er Jahren wurden etwa 50 Anlagen gebaut, von denen jedoch viele nur mangel-haft funktionierten (Schulz & Eder, 2001). Diese erste Biogas–Bewegung fand mit stark fallenden Preisen für Erdöl ein Ende und erlebte erst nach der Ölkrise 1972/73 eine Renaissance, wobei der Schwerpunkt eindeutig in Süddeutschland lag. Kennzeichnend für die damalige Entwicklung der Anlagentechnik war die Verwendung und Anpassung der bereits vorhandenen Gülletechnik für den Einsatz in Biogasanlagen, da sich in der Tierhaltung das Flüssigmistverfahren zunehmend durch-setzte. Ein dritter Aufschwung der landwirtschaftlichen Biogastechnik begann mit der Verabschiedung des Stromeinspeisegesetzes 1991 und erfuhr durch dessen Novellierung in Form des Erneuerbare–Energien–Gesetzes (EEG) vom April 2000 einen weiteren Schub. Die Zahl der Biogasanlagen in Deutschland wird nach Angaben des Fachverbandes Biogas e.V. zum Ende des Jahres 2002 von 139 im Jahr 1992 auf ca. 1.900 zugenommen haben. Die geschätzte elektrische Leistung dieser An-lagen wird 250 MW betragen. Dabei hat sich der Zubau im laufenden Jahr gegenüber dem Vorjahr vor allem was die Anlagenanzahl angeht deutlich verlangsamt. Dies kann den zwischenzeitlich ver-schlechterten Förderbedingungen zugeschrieben werden. Gleichzeitig gibt es einen eindeutigen Trend hin zu größeren Anlagen: die mittlere elektrische Leistung neu errichteter Biogasanlagen lag in 2000 noch bei 75 kW und wird in 2002 voraussichtlich 330 kW betragen. Die Biogasgewinnung basiert auf dem mikrobiellen Abbau organischer Substanzen unter anaero-ben Bedingungen. An diesem Abbauprozess sind teilweise fakultativ, teilweise strikt anaerobe, hydrolytische, acidogene und acetogene Bakterien sowie strikt anaerobe, langsam wachsende me-thanogene Bakterien beteiligt. Für die technische Eignung eines Substrates zur Verwertung in einer Biogasanlage nach dem Prinzip der "Nassfermentation" ist ein Trockensubstanzgehalt zwischen 5 und 15 % erforderlich. Die anaerobe Abbaubarkeit eines Substrates ist im Wesentlichen von dessen Gehalt an Nährstoffen und Spurenelementen abhängig. Gülle eignet sich aufgrund ihrer in dieser Hinsicht ausgewogenen Zusammensetzung gut als Basissubstrat zur Kovergärung einseitig zu-sammengesetzter Materialien. Schadstoffe sind, sofern sie nicht in akut toxischen Konzentrationen



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enthalten sind, weniger ein Problem für den Abbauprozess als für die anschließende landwirt-schaftliche Verwertung des Gärrestes. Neben der Abbaubarkeit und dem Gasertrag beeinflusst die chemische Beschaffenheit des Substrates auch die Zusammensetzung des Biogases (siehe hierzu auch den Beitrag von Dr. Michael Sklorz, BIfA, im selben Tagungsband).

Umfragen zur landwirtschaftlichen Biogastechnik

Noch immer ist die Technik landwirtschaftlicher Biogasanlagen durch eine Vielzahl unterschiedli-cher Bauformen gekennzeichnet. Um einen Überblick über die zur Anwendung kommende Verfah-renstechnik und die Anlagenstruktur zu gewinnen, wurden deshalb in der Vergangenheit wieder-holt Umfragen unter Anlagenbetreibern durchgeführt. Das Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft (KTBL) hat im Jahre 1995 von 375 Biogasanlagen in Deutschland unter ande-rem Daten zur geographischen Verteilung, der Rechtsform, der Anlagentechnik, den Einsatzstoffen, der Gaserzeugung und –verwertung sowie dem Investitionsaufwand erhoben (von Oheimb, 1997). Eine von der Bayerischen Landesanstalt für Betriebswirtschaft und Agrarstruktur im Jahre 1997 durchgeführte Befragung diente der statistischen Erfassung aller landwirtschaftlichen Biogasanla-gen in Bayern (Keymer et al., 1997). Zum Stichtag 31.07.1997 waren 202 Anlagen in Betrieb, 30 im Bau und 26 in Planung. Dabei wurde nur von 109 neueren Anlagen (Inbetriebnahme seit 1990) eine detailliertere Erhebung durchgeführt, um insbesondere die Datengrundlage für betriebswirtschaft-liche Fragestellungen zu verbessern. Angaben zur Technik, den Leistungsdaten und dem Investiti-onsbedarf der Biogasanlagen in Baden–Württemberg wurden Mitte 1997 von Oechsner et al. (1999) erfragt; zusätzlich wurden Vorortbesuche und –messungen durchgeführt. Der Schwerpunkt der im Folgenden vorgestellten Erhebung unter Biogasanlagenbetreibern im Gebiet von Bayern war die Ermittlung des technischen Standes der Verwertung von Biogas in Blockheizkraftwerken. Hierzu wurden zwei Fragebogenaktionen durchgeführt. Um zu gewährleis-ten, dass die Fragebögen auch verständlich und gut bearbeitbar sind, wurden bei deren Erstellung auch Anregungen von Anlagenbetreibern mit berücksichtigt. In der ersten Umfrage wurden im November 2000 alle dem Fachverband Biogas e.V. bekannten 336 Anlagenbetreiber in Bayern zu den Bereichen Biogasanlage und Substrat, Gasspeicherung und –aufbereitung, Gasverwertung, BHKW und Verwertung des Gärrestes befragt. Der Rücklauf betrug hierbei 150 Stück oder 45 % der verschickten Fragebögen. In der zweiten Umfrage wurden 41 Betreiber angeschrieben, deren Anla-gen seit 1993 gebaut worden waren. Hierbei wurden insbesondere detailliertere Fragen zur energe-tischen Verwertung des Biogases gestellt. Der Rücklauf betrug in diesem Fall 32 Fragebögen. Im Folgenden werden zunächst auf Grundlage der Daten aus der ersten Umfrage Struktur und techni-scher Stand der erfassten Biogasanlagen dargestellt. Anschließend werden die vertieften Angaben zur Biogasverwertung in BHKW diskutiert, die auf der zweiten, kleineren Stichprobe basieren.

Struktur und technischer Stand der landwirtschaftlichen Biogasanlagen in Bayern

Zum Ende des Jahres 2000 wurde vom Fachverband eine Gesamtzahl von bundesweit 1.050 in Betrieb befindlichen Biogasanlagen angegeben. Ausgehend von der Zahl der in der Umfrage erho-benen Anlagen und unter Berücksichtigung eines Aufschlages für nicht erfasste bzw. bis zum Ende des Jahres fertig gestellte Anlagen ergibt sich zu diesem Zeitpunkt eine geschätzte Zahl von 400 Biogasanlagen in Bayern. Dies entspräche einem Anteil von knapp 40 % aller bundesdeutschen Biogasanlagen; Keymer et al. (1997) gaben Mitte 1997 noch einen Anteil von rund 60 % an.



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Anlagenstruktur

Über 80 % der erfassten Anlagen in Bayern wurden nach 1993 erstellt (Abb. 1). Der deutliche An-stieg des Zubaus von Biogasanlagen ab diesem Jahr ist als verzögerte Reaktion auf das bereits oben erwähnte, im Dezember 1990 verabschiedete Stromeinspeisegesetz zu sehen. Bei der ver-gleichsweise geringen Zahl an Neuanlagen für das Jahr 2000 ist zu berücksichtigen, dass aufgrund des Zeitpunktes der Umfrage nicht alle in diesem Jahr errichteten Anlagen erfasst wurden. Hinzu kommt, dass viele potenzielle Interessenten Ihr Bauvorhaben bis zur Verabschiedung des Erneuer-bare–Energien–Gesetzes zurückgestellt hatten. Die Erweiterung bereits bestehender Biogasanlagen erreichte jedoch im selben Jahr ihren Höhepunkt, da sogenannte „Altanlagen“ nach dem EEG den gleichen Stromeinspeisungstarif erhalten wie Neuanlagen. Der oben erwähnte Trend zu Anlagen höherer Leistung ist auch in dieser Umfrage anhand der Angaben zur elektrischen Leistung der installierten BHKW erkennbar (Abb. 2).

Drei der 150 erfassten Biogasanlagen sind nicht an einen landwirtschaftlichen Betrieb gebunden sondern reine Abfallbeseitigungsanlagen. Von landwirtschaftlichen Biogasanlagen ist deshalb im Folgenden nur die Rede, wenn diese auch an einen landwirtschaftlichen Betrieb gekoppelt sind. Die durchschnittliche Größe der erfassten 147 landwirtschaftlichen Betriebe mit einer Biogasanlage beträgt ca. 67 ha und liegt damit signifikant über dem Durchschnitt aller bayerischen Betriebe von 22,4 ha in 2001 (Anon., 2002). Nur in drei Fällen wird die Biogasanlage von mehreren Landwirten gemeinschaftlich betrieben.

Abb. 1: Verteilung des Baujahres der erfassten Biogasanlagen



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Abb. 2: Elektrische Leistung der einzelnen, neu installierten BHKW–Module Fermentertechnik

Die überwiegende Mehrzahl der erfassten Biogasanlagen verfügt über nur einen Fermenter (80 %) und arbeitet nach dem einstufigen Verfahren (92 %) im mesophilen Temperaturbereich (Mittelwert: 40,1°C bei einer Standardabweichung von 5,5°C). Etwa 18 % der Anlagen sind mit zwei Fermentern bestückt, unter 3 % der Anlagen arbeiten mit drei Fermentern. Knapp 80 % der Anlagen werden quasi–kontinuierlich, d. h. mehrmals täglich mit Substrat beschickt. Die Beschickung der Anlagen erfolgt in 75 % der Fälle aus einer Vorgrube, in der das Substrat homogenisiert und zerkleinert wird. Hierfür werden meist Schneidmixer oder andere mechanische Einrichtungen eingesetzt. Bei den Bauformen haben sich im landwirtschaftlichen Bereich stehende Betonfermenter (i. d. R. modi-fizierte Güllelager) durchgesetzt, die zumeist zylindrisch ausgeführt sind (91 %) und größtenteils mit Fußboden– und/oder Wandheizungen beheizt werden. Zur Homogenisierung des Substrates im Gärbehälter werden auf über 90 % der Anlagen mechanische Rührwerke in Form von Tauchmotor–Propellern oder Stabmixern eingesetzt (Tab. 1). Das Fermenter–Gesamtvolumen der erfassten landwirtschaftlichen Biogasanlagen liegt zwischen 30 und 2200 m3 bei einem Mittelwert von 528 m3 (Standardabweichung: 387 m3). Etwa 72 % der Anlagen weisen eine hydraulische Verweilzeit des Substrates von mehr als 30 Tagen auf. Die mitt-lere Verweilzeit liegt bei 50,4 Tagen, 74 % der Werte liegen zwischen einschließlich 20 und 60 Ta-gen (Abb. 3). Die erforderliche Verweilzeit zur weitgehenden Stabilisierung (Ausfaulung) eines Substrates wird unter anderem maßgeblich von der Gärtemperatur und der Substratzusammen-setzung selbst bestimmt. Für landwirtschaftliche Substrate (überwiegend Gülle) werden für me-sophile Anlagen Verweilzeiten zwischen 30 und 50 Tagen, für thermophile von 15–25 Tagen ange-geben (Schulz & Eder, 2001). Diese Werte werden also in der Praxis deutlich überschritten. Unter-teilt man die erfassten Biogasanlagen in mesophil (Gärtemperatur < 45°C) bzw. thermophil (Gär-temperatur � 45°C) arbeitende Anlagen, so ergibt sich eine mittlere Verweilzeit von 49 bzw.



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51 Tagen bei einer Standardabweichung von 26 bzw. 25 Tagen. Der Unterschied ist damit in der Praxis nicht signifikant. Die hohen Werte zeigen jedoch, dass in landwirtschaftlichen Biogasanlagen die mittlere (genauer: hydraulische) Verweilzeit nicht als limitierender Faktor gesehen wird, da die Biogasanlage zugleich Speicherraum für das anfallende Substrat zur Verfügung stellt. Aus Gründen der Wirtschaftlichkeit sollte freilich eine Überdimensionierung des Fermenters vermieden werden. Tab. 1: Angaben zur Fermentertechnik der erfassten Biogasanlagen

Anzahl Anteil [%]

Betonbehälter 137 90,1

Stahlbehälter 13 8,6

Sonstige Behälter 2 1,3

Eckiger Behälter 12 9,3

Zylindrischer Behälter 117 90,7

Wandheizung 95 63,3

Fußbodenheizung 95 63,3

Rührwellenheizung 11 7,3

außenliegender Wärmetauscher 2 1,3

Mechanisches Rührwerk 136 90,1

Hydraulisches Rührwerk 6 4,0

Pneumatisches Rührwerk 7 4,6

Schwerkraftmischung 2 1,3

Abb. 3: Verteilung der hydraulischen Verweilzeit der erfassten Biogasanlagen



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Einsatzstoffe

Mit einer Ausnahme arbeiten alle erfassten landwirtschaftlichen Biogasanlagen mit tierischen Ex-krementen als Grundsubstrat. Die am häufigsten verwendeten Co–Substrate sind Maissilage, Grün-schnitt, Grassilage, Fettabscheider– und Ölsaatenrückstände. Daneben wird in Einzelfällen eine Vielzahl weiterer landwirtschaftlicher und sonstiger biologischer Abfallstoffe eingesetzt (Tab. 2). In 81 % aller Fälle (121 von 150 Anlagen) werden keine hygienisierungspflichtigen Abfälle verwertet. Eine Hygienisierung auf der Anlage findet in 12 Fällen durch eine thermische Vorbehandlung und in 8 Fällen durch eine thermophile Prozessführung statt. In weiteren 8 Fällen wird das Material hygienisiert angeliefert, ein Betreiber machte zu diesem Punkt keine Angaben. Die Mengenanga-ben der eingesetzten Substrate sind in Tab. 3 zusammengefasst; dabei wurden die drei Abfallbeseitigungsanlagen nicht berücksichtigt. Tab. 2: Eingesetzte Stoffe in den erfassten Biogasanlagen (kursiv: Abfälle, die in Anhang 1, Nr. 1 der Bioab-fallverordnung aufgelistet sind (Anon., 1998))

Substrat Zahl der Anlagen

Prozent Substrat Zahl der Anlagen

Prozent

Wirtschaftsdünger (Gülle/Mist)

146 97,3 Getreideabputz 4 2,7

Maissilage 83 55,3 Glycerin 4 2,7

Grünschnitt / Mähgut 61 40,7 Altbrot 3 2,0

Grassilage 52 34,7 Trester 2 1,3

Stroh 22 14,7 Alkohol 2 1,3

Fettabscheiderrückstand 22 14,7 Getreide 2 1,3

Ölsaatenrückstände 18 12,0 Frittierfett 2 1,3

Schlempe 11 7,3 Magen–/Panseninhalt 1 0,7

Gemüseabfälle 9 6,0 Apfelteig 1 0,7

Kartoffelabfall 9 6,0 Rapsabputz 1 0,7

Flotatschlamm 8 5,3 Milchpulver 1 0,7

Bioabfälle (kommunal) 7 4,7 Gelatine 1 0,7

Treber 5 3,3 pflanzliche Extrakte 1 0,7

Speiseabfälle (Großküche) 5 3,3 Lactose 1 0,7

Teig 5 3,3 Corn–Cob–Mix 1 0,7

Pülpe 5 3,3 Maistrockenabfälle 1 0,7

Rüben 4 2,7 Schokoabfälle 1 0,7

Molke 4 2,7 Gewürzabfälle 1 0,7

Tab. 3: Jährlich eingesetzte Substratmengen (ohne Abfallbeseitigungsanlagen)

Anzahl

Angaben Minimum Maximum Mittelwert Standard–

abweichung

Wirtschaftsdünger [m3/a] 132 200 6000 1829 917

Co–Fermentate [t/a] 67 1 3600 621 902

NaWaRo [m3/a] 65 0 1000 249 239



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Biogasproduktion und –aufbereitung

Die Erfassung der produzierten Biogasmengen und insbesondere der Biogaszusammensetzung ist nach wie vor mangelhaft. Die Ergebnisse hierzu sind daher nicht aussagekräftig. Auf 66 Anlagen (44 %) sind Gaszähler installiert, jedoch machten nur 49 Betreiber eine Angabe zu den produzierten Gasmengen. Möglicherweise ist der Gaszähler in einigen Fällen also defekt oder wird nicht regel-mäßig abgelesen. Die Angaben zu den Gasmengen bewegen sich zwischen 10.000 m3 und 950.000 m3 im Jahr, der Mittelwert beträgt etwa 136.000 m3. Etwa die Hälfte der Anlagen produziert zwischen 70.000 m3 und 130.000 m3 Biogas im Jahr. Unter Ausschluss der Abfallverwertungsanla-gen errechnet sich eine mittlere spezifische Gasproduktion von 0,95 m3 pro m3 Gesamt–Fermen-tervolumen und Tag, bei einer sehr hohen Standardabweichung von 1,14 m3/ m3 �d. Die Angaben wiesen eine enorm hohe Schwankungsbreite auf, was auf die stark variierenden Anteile von Einsatzstoffen mit hoher Gasproduktion wie nachwachsenden Rohstoffen oder insbesondere Fet-ten zurückzuführen ist. Hinzu kommen weitere Einflüsse durch Verfahrenstechnik, Raumbelastung, mittlere Verweilzeit und Gärtemperatur, welche die Bezugsgröße Gesamt–Fermentervolumen als ungeeignet erscheinen lassen. Eine diesem Sachverhalt Rechnung tragende, weitere Unterteilung der Anlagen wurde nicht vorgenommen, da hierbei keine statistisch abgesicherten Aussagen ge-troffen werden können.

Das produzierte Biogas wird in 109 von 145 auswertbaren Fällen in einem Foliensack und in 36 Fällen in einer Folienhaube gespeichert. Das Gasspeichervolumen der landwirtschaftlichen Biogas-anlagen beträgt im Mittel 112 m3. Mittel– oder Hochdruck–Gasspeicher kommen auf keiner der An-lagen zum Einsatz. Angaben zu Biogasinhaltsstoffen, die in der zweiten Umfrage erhoben wurden, waren relativ wenig verfügbar, am häufigsten noch für Schwefelwasserstoff (H2S). Die durch-schnittlichen H2S –Gehalte streuen demnach zwischen 20 und 250 ppm, bei einem Minimal– bzw. Maximalwert von 0 bzw. 5000 ppm. Der durchschnittliche angegebene Methan–Gehalt des Bioga-ses beträgt 62,7 Vol.–%, der durchschnittliche Kohlendioxid–Gehalt 23,2 Vol.–%. Wie belastbar die-se Angaben sind, konnte nicht überprüft werden. Auf 138 von 150 Anlagen (92 %) wird das produ-zierte Biogas entschwefelt, auf knapp 65 % aller Anlagen auch entwässert, wobei hier vermutlich eine Unterschätzung vorliegt, da nicht alle Anlagenbetreiber die Ausstattung mit einem Konden-satabscheider als Entwässerung angegeben haben. Bei 99 % der Anlagen erfolgt die Entschwefe-lung biologisch durch das Einblasen von Luftsauerstoff zur Oxidation von Schwefelwasserstoff zu elementarem Schwefel; nur in einem Fall erfolgt eine Schwebstoffentfernung, in keinem Fall eine Entfernung von Kohlendioxid. Gärrest

Ein Endlager ist in 139 Fällen (92,7 %) vorhanden, 60 % dieser Endlager sind abgedeckt. Die durch-schnittliche Größe beträgt 821 m3 bei einer Standardabweichung von 538 m3. Die Spanne liegt zwi-schen 150 m3 und 3600 m3. Mit 142 Fällen ist die direkte landwirtschaftliche Ausbringung des Gär-restes der weitaus dominierende Entsorgungsweg. Aufgrund des erhöhten Gehaltes von Faulgülle an ammoniakalischem Stickstoff ist hierbei die Anwendung einer emissionsarmen Ausbringungs-technik von besonderer Bedeutung. Von 162 Angaben (Mehrfachnennungen möglich) entfielen 85 auf Schleppschlauch/–schuh–Verteiler; angesichts der immer noch hohen Zahl von 61 Fällen, in denen die besonders emissionsintensive Ausbringungstechnik Prallteller zur Anwendung kommt, gibt es hier auch bei den "Biogasbauern" noch Verbesserungsbedarf.

Biogasverwertung

Die Verwertung des anfallenden Biogases erfolgt weitaus überwiegend über Kraft–Wärme–Kopplung und dies ausschließlich in Verbrennungsmotor–Blockheizkraftwerken (BHKW). Der hohe Anteil von Anlagen mit Wärmenutzung (Abb. 5) täuscht über die Tatsache hinweg, dass die meist



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nur einen Bruchteil der vorhandenen Wärmeenergie umfasst. Dass eine effiziente Wärmenutzung nur von geringer Bedeutung ist, zeigt sich auch an der Tatsache, dass nur an 3 von 66 BHKW aus der zweiten Umfrage Wärmemengenzähler installiert sind. Grundlegende Angaben zu den land-wirtschaftlichen BHKW sind in Tab. 4 zusammengefasst. Es wurden insgesamt 185 BHKW–Module erfasst, da auf einigen Anlagen mehr als ein Motor in Betrieb ist, davon 88 Gas–Otto– und 97 Zünd-strahl–Diesel–Motoren. Angaben zu den elektrischen und noch mehr den thermischen Wirkungs-graden dieser Aggregate sind vergleichsweise rar und vermutlich unzuverlässig, wie die unrealisti-schen Maximalwerte erkennen lassen. Keiner der in der zweiten Umfrage befragten Anlagenbetrei-ber hat Wirkungsgradmessungen an seinem BHKW durchgeführt. Nur 13 Betreiber machten hier Angaben zur Abgastemperatur, wobei diese sehr weit zwischen 75 und 530°C streuen. 73,5 % aller BHKW befinden sich im Leistungsbereich zwischen 10 und 39 kW. Die Gesamt–Netzanschluss–leistung der landwirtschaftlichen Anlagen beträgt im Durchschnitt 56,3 kW bei einer Spanne von 5,5 kW bis 300 kW (Standardabweichung 49,8 kW; n=123). Tab. 4: Eckdaten der einzelnen BHKW–Module auf den erfassten landwirtschaftlichen Biogasanlagen

Anzahl

Angaben Minimum Maximum Mittelwert Standard–

abweichung

kWelektrisch 185 5,5 160 34,4 26,6

Elektrischer Wirkungsgrad [%] 51 20 78 31,7 8,0

Thermischer Wirkungsgrad [%] 21 48 70 56,1 7,2

Betriebsstunden [h] 153 100 8700 5853 2408

Abb. 4: Verteilung der elektrischen Leistung aller erfassten landwirtschaftlichen BHKW (n=185) Weitergehende Angaben zu den Themenbereichen Biogasnutzung und Motoren wurden in der zweiten Umfrage erhoben. Hier konnten 32 Fragebögen ausgewertet werden. Die elektrische Leis-tung der erfassten Motoren (65 von 66) streut zwischen 11 und 300 kW, die Verteilung dieser Stich-



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probe ist in Abb. 6 dargestellt. Gas–Otto– und Zündstrahlmotoren waren hier mit 32 zu 34 Motoren zu etwa gleichen Teilen vertreten. Bei den Zündstrahlmotoren interessiert stets der realisierte Zündölanteil. 21 von 24 erfassten Zündstrahlmotoren werden mit 10 % Zündölanteil oder weniger betrieben, 3 Motoren weisen mit 15 % und mehr einen deutlich zu hohen Zündölanteil auf. Inwie-weit diese Angaben den tatsächlichen Verhältnissen entsprechen, konnte nicht überprüft werden. Sie basieren vermutlich zum großen Teil auf Angaben der Motorenhersteller, da Einrichtungen zur Erfassung des Zündölverbrauches oft nicht vorhanden sind. Nur 16 Betreiber konnten hierzu eine Aussage machen. Als Zündöl wurde, wo angegeben, ausschließlich Heizöl verwendet.

Abb. 5: Verwertung des Biogases in den erfassten Biogasanlagen Die Datenlage hinsichtlich der Abgasemissionen der BHKW erwies sich wie erwartet als mangel-haft. Angaben des Motorenherstellers zu den Emissionen an NOx und CO waren lediglich in 6 Fäl-len gemacht worden, wobei lediglich ein Hersteller bei vorgegebenem Methangehalt im Biogas auch für diese Werte garantieren würde. Auf keiner einzigen Anlage war ein Oxidationskatalysator in Betrieb und lediglich drei Anlagenbetreiber haben Abgasmessungen durchführen lassen. Eine Vorgabe von Abgasgrenzwerten im Genehmigungsbescheid erfolgte nur in 6 von 32 ausgewerte-ten Fällen. Um die mangelhafte Datenlage zu den Schadgasemissionen von biogasbetriebenen BHKW zu verbessern, wurden von der Bayerischen Landesanstalt für Landtechnik unter fachlicher Begleitung des Bayerischen Landesamtes für Umweltschutz längerfristige Abgasmessungen an vier Zündstrahl–Aggregaten unterschiedlicher Leistung (22 kWel., 50 kWel., 80 kWel. und 132 kWel.) sowie an einem Gas–Otto–Motor mit geringerer Leistung (13 kWel.) durchgeführt. Die Ergebnisse sind hier nicht dargestellt. Weitere Angaben wurden zur Wartung der Motoren erhoben Das Ölwechselintervall liegt bei bei-den Motorentypen selten über 500 Betriebsstunden, wobei vor allem Mehrbereichsöle eingesetzt werden, am häufigsten SAE 15W–40 (12 von 30 Angaben). Die Angaben zum Altölanfall schwanken abhängig von Motorentyp und –größe, Betriebsstunden sowie Ölwechselintervall zwischen 20 und 1000 l/a. Durchschnittlich wurde ca. alle 1900 Betriebstunden der Luftfilter gereinigt, ca. alle 2600 Betriebsstunden wurden die Zündkerzen erneuert, der Motor wurde alle 3800 Betriebsstunden ein-



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gestellt und die Einspritzdüsen bei den Zündstrahlaggregaten alle 9000 Betriebsstunden gewech-selt. Alle diese Angaben unterliegen enormen Schwankungen. Auch wenn die Daten aufgrund des geringen Stichprobenumfangs statistisch nicht besonders aussagekräftig sind, deuten diese langen Intervalle doch auf eine mangelhafte Wartung vieler Motoren hin.

Abb. 6: Verteilung der elektrischen Leistung der landwirtschaftlichen BHKW aus der zweiten Umfrage (n=65)

Zusammenfassung und Ausblick

Im Zuge der vielzitierten Entwicklung des Landwirtes zum "Energiewirt" sind Biogasanlagen eine wichtige Technologie für die klimafreundliche energetische Verwertung organischer Rest– und Abfallstoffe. Allein für Bayern wurde das Stromerzeugungspotential aus der Vergärung von Gülle auf ca. 1894 Mio. kWh geschätzt (Rintelen, 1999), was einem Anteil von ca. 2,6 % des Strom-verbrauches von 72,2 Mrd. kWh in Bayern im Jahr 2000 entspräche (Anon., 2002). Die weitere Aus-schöpfung der vorhandenen Potentiale zur Biogasgewinnung scheint dabei weniger ein techni-sches als ein wirtschaftliches Problem zu sein. Die Struktur der landwirtschaftlichen Biogasanlagen in Bayern wird nach wie vor von relativ kleinen Anlagen geprägt (90 % mit � 100 kWel.), die aus wirtschaftlicher Sicht aufgrund höherer spezifischer Baukosten problematisch sind. Daten zu den Anlagenkosten wurden im Rahmen dieser Umfrage nicht erhoben, Keymer et al. (1997) betonen jedoch, dass neben einer hohen Gasproduktion eine sparsame Bauweise für die Erzielung eines Unternehmergewinnes von größter Wichtigkeit ist. Nach den Ergebnissen dieser Umfrage besteht eine typische landwirtschaftliche Biogasanlage in Bayern aus einer Vorgrube, einem stehenden, zylindrischen Fermenter in Betonbauweise, der bei mesophilen Temperaturen betrieben wird, und einem Endlager, das zunehmend mit einer gasdich-ten Abdeckung versehen wird. Bei den Anlagen jüngeren Datums zeigt sich ein deutlicher Trend zu größeren Gärraumvolumina. Wirtschaftsdünger (Gülle und Festmist) als Grundsubstrat für die Ko-vergärung von nachwachsenden Rohstoffen und/oder Abfallstoffen außerlandwirtschaftlicher Her-kunft wird in mehr als 80 % der erfassten Anlagen eingesetzt, jedoch kaum mehr in reiner Form vergoren.



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Zuverlässige Angaben zu Menge und insbesondere Qualität des produzierten Biogases sind schwer zu erhalten, da nur wenige Anlagenbetreiber über die entsprechenden Messeinrichtungen verfü-gen. Hier wird an der falschen Stelle gespart. Statistisch belastbares Datenmaterial zum Gasertrag verschiedener Substrate und zur spezifischen Gasproduktion der Biogasanlagen ist aus Umfrage-ergebnissen nicht zu erhalten. Dem Bereich der energetischen Verwertung des Biogases in BHKW scheint, so lange Strom eingespeist werden kann, eher wenig Aufmerksamkeit zuteil zu werden. Darauf deuten die oft schlechte Wartung der Motoren und die Tatsache hin, dass kaum zuverlässi-ge Daten zu den elektrischen und thermischen Wirkungsgraden und den Abgasemissionen der BHKW vorhanden sind. Große Defizite bestehen insbesondere bei der effizienten Nutzung der aus-gekoppelten thermischen Energie, z. B. durch Einbindung in Konzepte zur Nahversorgung mit Wärme/Kälte. Hier sind kluge technische und planerische Lösungen gefragt. Danksagung Herrn Dipl.–Ing. agr. Markus Schlattmann, Bayerische Landesanstalt für Landtechnik, gebührt herz-liche Anerkennung für die Unterstützung bei der Datenerhebung und –auswertung. Literatur

Anonymus (1998): Verordnung über die Verwertung von Bioabfällen auf landwirtschaftlich, forstwirtschaftlich und gärtnerisch genutzten Böden (Bioabfallverordnung – BioAbfV) vom 21.09.1998 (BGBl. I 1998 S. 2955).

Anonymus (2002a): Bayerischer Agrarbericht 2002. Bayerisches Staatsministerium für Landwirtschaft und Forsten, Referat G 3, http://www.stmlf.bayern.de/landwirtschaft/agrarbericht/2002/Agrarbericht_2002.html

Anonymus (2002b): Energiebilanz Bayern – Daten, Fakten, Tabellen. Bayerisches Staatsministerium für Wirt-schaft, Verkehr und Technologie, http://www.stmwvt.bayern.de/energie/energieversorgung.html

Gronauer, A., Effenberger, M., Kaiser, F. und Schlattmann, M.: Biogasanlagen–Monitoring und Emissionsver-halten von Biogas–Blockheizkraftwerken. Abschlussbericht an das Bayerische Staatsministerium für Lan-desentwicklung und Umweltfragen, Bayerische Landesanstalt für Landtechnik, Arbeitsgruppe Umwelt-technik der Landnutzung, April 2002.

Keymer, U., Schilcher, A., Rintelen, H.–M. (1997): Biogas – Ergebnisse einer Umfrage in Bayern. Bayerische Landesanstalt für Betriebswirtschaft und Agrarstruktur, München.

Oechsner, H., Weckenmann, D., Buchenau, C. (1999): Erhebung von Daten an landwirtschaftlichen Biogasan-lagen in Baden–Württemberg. Agrartechnische Berichte: Heft 28, Institut für Agrartechnik und Landesan-stalt für landwirtschaftliches Maschinen– und Bauwesen der Universität Hohenheim.

Rintelen, P.–M.: Potentialabschätzung zur Biogaserzeugung in Bayern. In: Biogaserzeugung in Bayern – Po-tentiale, Verbreitung, Bewertung. Institut und Bayerische Landesanstalt für Landtechnik der Technischen Universität München–Weihenstephan, 1999.

Schulz, H. & Eder, B.: Biogas–Praxis. Grundlagen, Planung, Anlagenbau, Beispiele. 2. überarbeitete Auflage, Ökobuch–Verlag, Staufen bei Freiburg, 2001.

Von Oheimb, R. M. (1997): Strukturanalyse der landwirtschaftlichen Biogasanlagen für die Bundesrepublik Deutschland. In: Tagung „Biogas in der Landwirtschaft – Planung, Bau und Betrieb“, 07.–10.01.1997, Bauernschule Hohenlohe, Kirchberg a. d. Jagst–Weckelweiler.

http://www.stmlf.bayern.de/landwirtschaft/agrarbericht/2002/Agrarbericht_2002.html

http://www.stmwvt.bayern.de/energie/energieversorgung.html



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Untersuchungen zum Einsatz von Oxidationskatalysatoren an landwirt-schaftlichen Biogas–Verbrennungsmotoren

Dr. Martin Sklorz, Bayer. Institut für Angewandte Umweltforschung und –technik – BIfA GmbH

1 Hintergrund

Unter dem Begriff Vergärung versteht man den Abbau von biogenem Material durch Mikroorga-nismen in Abwesenheit von Sauerstoff, d.h. unter anaeroben Bedingungen. Mehrere Bakterien-gruppen, welche sehr eng zusammenarbeiten, sind an den Abbauprozessen beteiligt. Das dabei entstehende Biogas besteht zu ca. 2/3 aus brennbarem Methan (48 bis 65%, [HUBER & MAIR 1997]) und zu rund 1/3 aus Kohlendioxid, sowie Spurengasen. Es ist damit hervorragend geeignet für den Betrieb einer Kraft–Wärme–Kopplungsanlage (KWK).

Aufgrund seines vergleichsweise hohen Gehalts an Spurenkomponenten (z.B. Schwefelwasserstoff (H2S) ergeben sich bei der Nutzung des Biogases in KWK–Anlagen jedoch Probleme bei den Ab-gasemissionen. Das in landwirtschaftlichen Vergärungsanlagen produzierte Biogas weist laut Lite-ratur im Rohgas H2S–Konzentrationen von durchschnittlich 1500 bis 3000 ppm auf. Spitzenkonzent-rationen von deutlich über 3000 ppm sind keine Ausnahme. Die Messungen von OECHSNER ET AL. (1999) an landwirtschaftlichen Biogasanlagen in Baden Württemberg zeigten, dass in Anlagen ohne Entschwefelung im Durchschnitt keine H2S–Konzentrationen unter 1000 ppm erreicht wurden. Aber auch bei Biogasanlagen, die mit einer Entschwefelungseinrichtung ausgestattet waren, traten H2S–Konzentrationen im Biogas von > 1000 ppm auf.

Abgesehen vom H2S wurden noch andere potenziell Katalysator schädigende Substanzen im Bio-gas gemessen. Neben organischen Schwefelverbindungen (Thioether, Sulfide, Disulfide etc.) wur-den andere Hydride (z.B. Phosphin) in Biogas aus landwirtschaftlichen Vergärungsanlagen gefun-den [GLINDEMANN & BERGMANN, 1995; GLINDEMANN, 1996A,B] Weitere potentielle Störkomponenten sind Siloxane, die bei der Verbrennung vom Deponie– und Klärgas zu Siliziumdioxid–Ablagerun–gen in Motor und Katalysator führen [WAERD, 1996; SCHWEIGKOFLER & NIESSNER, 2000]. Bislang sind allerdings noch keine Daten über Siloxane im Biogas landwirtschaftlicher Anlagen veröffentlicht – Ihre Konzentration sollte wesentlich geringer als bei z.B. im Klärgas sein, aufgrund ihrer hohen Bioakkumulation und Persistenz [FACKLER ET AL. (1995)] ist aber ein Eintrag in Biogas aus landwirt-schaftlichen Anlagen z.B. bei der Co–Vergärung von Fettabscheiderresten denkbar. Ein hoher Schwefelwasserstoffgehalt im Brenngas wirkt sich an zwei unterschiedlichen Stellen auf den Verbrennungsprozess aus:

o Ein erhöhter Schwefelwasserstoffgehalt führt zu einer Versäuerung des Motoröls. Dadurch verliert es seine schmierenden Eigenschaften, es besteht die Gefahr von Motorschäden. Die Hersteller von Blockheizkraftwerken empfehlen, nur Biogas mit H2S–Konzentrationen unter 150 ppm zu verbrennen [OECHSNER ET AL. 1999], höhere H2S–Konzentrationen erfordern Mo-toröl mit einer höheren TBN (total base number), bzw. es müssen die Ölwechselintervalle entsprechend gekürzt werden. In der Praxis sind Ölwechselintervalle von 400 Betriebsstun-den keine Seltenheit.

o Bei der katalytischen Reinigung der Abgase sind die Grenzwerte für H2S in Biogas noch

deutlich niedriger. Nach Herstellerangaben kann ein Oxidationskatalysator im Dauereinsatz nur eine maximale H2S Konzentration von 40 ppm verkraften.



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Um die zur Genehmigung nötigen Abgasgrenzwerte einhalten zu können, kann der Einsatz eines Katalysators erforderlich sein, wenn primärmotorische Methoden zur Senkung der Abgasschad-stoffgehalte (z.B. Magerkonzept, Schichtladung, Abgasrückführung) nicht ausreichend sind. Wie den obigen Ausführungen zu entnehmen ist, kann davon ausgegangen werden, dass die Standzei-ten der Katalysatoren im Abgasstrom von Biogas–Blockheizkraftwerken eher gering sind. Wie aus der Umfrage der Bayerischen Landesanstalt für Landtechnik hervorgeht, werden in Bayern an nur ca. 8% der landwirtschaftlichen Biogasanlagen Oxidationskatalysatoren eingesetzt [SCHATTNER, 2000, EFFENBERGER, 2002]. Über die Funktionsfähigkeit dieser Katalysatoren ist nichts bekannt. Aus den Literaturdaten und den von Effenberger (2002) und Zell (2002) dargestellten Ergebnissen wird deutlich, dass die im Bereich „Nutzung von Biogas“ eingesetzten Zündstrahlmotoren in der Regel ohne Abgaskatalysator betrieben werden und daher oftmals nicht in der Lage sind, die für immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftige Anlagen vorgegebenen Abgasgrenzwerte der TA–Luft (1986) für CO und NOx einzuhalten (z.B.: DEKRA, 1996; TÜV 1996; SCHATTNER & WINDERL, 2001). Messungen über das Dauerverhalten von Oxidationskatalysatoren an landwirtschaftlichen Biogas–Verbrennungsmotoren liegen bislang nicht vor [ZELL , 2000].

2 Projektziele

Das Projekt hat zum Ziel, Grundlagen zu erarbeiten, die den Einsatz von Oxidationskatalysatoren an landwirtschaftlichen Biogas–Verbrennungsmotoren ermöglichen und damit die Einhaltung von Emissionsgrenzwerten zu gewährleisten. Dazu sollen die für die Schädigung bzw. Inaktivierung von Oxidationskatalysatoren verantwortli-chen Substanzen in Biogasen aus Verbrennungsmotoren identifiziert und soweit möglich quantifi-ziert werden. Durch Untersuchungen an geschädigten Katalysatoren sollen aus den Elementvertei-lungen auf der Katalysatoroberfläche auf Schadkomponenten im Biogas rückgeschlossen und, so-weit möglich, Schädigungsmechanismen aufgedeckt werden. Die Realisierung des Vorhabens erfolgt in zwei Abschnitten:

I. Stichprobenartige Untersuchungen zur Zusammensetzung von Biogasen aus landwirtschaftli-chen Vergärungsanlagen mit Schwerpunkt auf Katalysator schädigende Substanzen

o Welche bei der Biogaserbrennung entstehenden Produkte sind an der Oberfläche von inakti-vierten Katalysatoren mittels Elementanalysen messbar bzw. haben zu seiner Inaktivierung geführt?

o Welche potenziell Katalysator schädigenden Verbindungen kommen im Biogas landwirt-schaftlicher Anlagen vor?

o Wie variieren Zusammensetzung und Konzentration potenziell schädigender Verbindungen mit dem Substrat/Co–Substrat?

II. Messungen zum Dauerverhalten von Oxidationskatalysatoren an zwei Anlagen

o Welcher zeitliche Zusammenhang besteht zwischen der Konzentration der Spurenkomponen-ten im Biogas und der Katalysatoraktivität – sind Konzentrationsspitzen (insbesondere vom H2S) entscheidend oder führen gleichbleibende, geringe Konzentrationen kumulativ zur Inak-tivierung?

o Welche der potenziell Katalysator schädigenden Spurenkomponenten im Biogas führen ne-ben Schwefelwasserstoff zur Zerstörung des Katalysators?



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3 Material und Methoden

3.1 Auswahl der Biogasanlagen

Mit Hilfe der Landtechnik Weihenstephan wurden folgende Biogasanlagen für die Untersuchungen zur Zusammensetzung von Biogas ausgewählt und beprobt: Tab. 1: Beprobte Biogasanlagen

Nr. Leistung in kWel

Gülle H= Geflügel S= Schwein R= Rind

Co–Fermentate (soweit Informationen vorhanden)

A1 160 z. Zt. keine Güllevergärung Speiseabfall, Gemüse, Fett, Teig, Kartoffel

A2 45 S Getreide, Gras, Bierhefe, Mais, Molke, Teig, Kartoffel, Brot

A3 160 R H Gras, Mais

A4 40 R Raps, Gras, Mais

A5 40 R S Gras, Mais

A6 25 R S Gras, Gemüse, Getreide

A7 35 S Gras, Speiseabfälle

A8 45 R (Festmist) Gras, Fett, Knochenmehl, Mais, Stroh

A9 400 R Mais, Teig, Fett, Gemüse, Alkohol

A10 30 S Speiseabfälle, Gras, Brot

Kriterien für eine möglichst repräsentative Auswahl der Anlagen in Bayern waren:

o die Vergärung verschiedener Substrate und Co–Substrate,

o die Nutzung des Biogases in einem Zündstrahl–BHKW, am besten mit Katalysator

o Möglichkeiten Biogas– und Abgas zu beproben, und

o die Kooperationsbereitschaft des Betreibers 3.2 Untersuchungen an einem inaktivierten Katalysator

Um die weiter unten genannte Biogasanalytik entsprechend anzupassen und zu verifizieren, wur-den an einem gebrauchten Katalysator Messungen zur Elementarzusammensetzung durchgeführt. Untersucht wurde ein Katalysator der Fa. Unikat (Typ EZ0W30), der ca. 12000h an einer landwirt-schaftlichen Biogasanlage in Betrieb war. Er wurde primär aufgrund eines zu hohen Abgasge-gendruckes ausgebaut (Verrußung). Aufgrund der langen Betriebszeit ist davon auszugehen, dass der Katalysator nur noch eine ungenügende Oxidationskapazität aufweist. Hierzu wurden Oberflächenanalysen vom Anwenderzentrum Material– und Umweltforschung (AMU) der Universität Augsburg durchgeführt. Zum Einsatz kamen röntgenspektroskopische Me-thoden mit Elektronenanregung (EDX) und Photonenanregung (XPS). Während mittels EDX die obersten µm der Probe ortsaufgelöst untersucht werden können, liegt die Eindringtiefe bei der XPS mit nur nm im Bereich einzelner Molekülschichten Zusätzlich wurde der bei Aufschneiden des Kata-lysators erhaltene Ruß mittels nasschemischer Analytik (Mikrowellenaufschluss mit HNO3/HF) und anschließender Plasmaemissionsspektroskopie (ICP–OES) vom BIfA vermessen.



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3.3 Probenahme und Analytik der Biogaszusammensetzung

Biogasproben der in Tab. 1 beschriebenen Anlagen wurde anhand folgender Parameter charakteri-siert: Gehalt an Methan, Sauerstoff und Schwefelwasserstoff sowie Vorkommen organischer Spu-renkomponenten, bei denen von einer Katalysator schädigenden Wirkung ausgegangen wird. Zur Probenahme wurden die bereits an den Anlagen vorhandenen Gasentnahmestellen genutzt, die sich bei allen Anlagen zwischen dem Gasspeicher und dem Motor befinden. 3.3.1 Schwefelwasserstoff, Methan und Sauerstoff mittels Online–Sensoren

Für die Online–Messungen von Biogas kam ein Gasanalysegerät der Fa. Awite zum Einsatz. Methan (0–100%) wird hierbei über Infrarotspektroskopie, Sauerstoff (0–25%) amperiometrisch und Schwe-felwasserstoff elektrochemisch mit zwei Detektorzellen für den Bereich 0–300 ppm bzw. 0–5000ppm bestimmt. Die Messungen erfolgten im Intervall von 20 Minuten. 3.3.2 Offline–Messung von organischen Spurenkomponenten

Parallel zu den Online–Messungen erfolgte eine Anreicherung der Spurenkomponenten auf mit Hayesep DIP gefüllten Adsorberröhrchen. Zur Probenahme wurden 200ml des Biogases über zwei in Reihe geschaltete, auf –20°C gekühlte Adsorberröhrchen geleitet. Aufgrund der hohen Reaktivität von org. Schwefelverbindungen wurden sie gekühlt transportiert und bei –18°C gelagert. In der Regel wurden sie sofort oder am nächsten Tag mittels Thermodesorption/Gaschromatographie/ Massenspektrometrie analysiert. Die Auswertung erfolgte halbquantitativ (Peakhöhenvergleich) gegen eine externe Kalibrierung mit einem Prüfgas aus Methanthiol, Ethanthiol, Dimethylsulfid, Methy–Ethylsulfid und Diethylsulfid in Stickstoff. Die Bestimmungsgrenze für diese Komponenten liegt unter 0,1 ppm. Aufgrund des Polymergrundkörpers des Adsoberharzes (Polystyrol) sind Kom-ponenten wie Benzol, Toluol und alkylierte Aromaten auch im Blindwert vorhanden und können nur bei sehr hohen Konzentrationen eindeutig auf das Biogas zurückgeführt werden.

4 Bisherige Ergebnisse

4.1 Untersuchungen am inaktivierten Katalysator

Wie in der Abb. 1 zu erkennen ist, war der Katalysator sehr stark verrußt. Das Photo gibt den geöff-neten und oberflächlich von Ruß befreiten Katalysator etwa in Originalgröße wieder. Vor dem Öff-nen des Katalysators waren nahezu alle der kleinen Kanäle mit Ruß verstopft.

Abb. 1: Aufnahme des geöffneten Katalysators



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Die nasschemischen Analysenergebnisse der entnommenen Rußprobe sind in Tab. 1 zusammen-gefasst. Diese Ergebnisse stimmen gut mit den EDX–Messungen des AMU überein, bei denen Koh-lenstoff, Sauerstoff, Schwefel und Eisen als Hauptkomponenten bestimmt wurden. Schwefel und die in Spuren im Ruß gefundenen Elemente Zink, Phosphor, Kupfer, Blei und Silizi-um, können zu einer Schädigung des Katalysators führen, so sie in der entsprechenden Oxidati-onsstufe vorliegen [BECKER 2002]. Tab. 2: Elementgehalte der Rußprobe (nasschemische Bestimmung)

Quantifizierte Elemente Gehalt in g/kg Elemente unterhalb der Bestimmungsgrenze

Gehalt in mg/kg

Kohlenstoff 430 Platin < 0,1

Schwefel 52 Zinn < 0,05

Eisen 21 Thallium < 0,05

Zink 4 Selen < 0,05

Calcium 1 Antimon < 0,05

Chrom 0,8 Magnesium < 0,05

Nickel 0,7 Wismut < 0,05

Aluminium 0,4 Kalium < 0,05

Phosphor 0,4 Arsen < 0,01

Mangan 0,3 Molybdän < 0,01

Palladium 0,3 Gold < 0,01

Silizium 0,2 Titan < 0,01

Natrium 0,2 Barium < 0,01

Kupfer 0,1 Cadmium < 0,01

Blei 0,1 Vanadium < 0,01

Kobalt 0,1 Strontium < 0,01

Bei EDX–Messungen des Katalysators (Abb. 2) wurde die optisch als grauer Belag erkennbare dün-ne Rußschicht vom zur Anregung verwendeten Elektronenstrahl durchdrungen, so dass im wesent-lichen Aluminium, Sauerstoff und Cer als Hauptkomponenten des wash–coats gemessen wurden. Der wash–coat ist die Aluminiumoxidschicht, die auf dem Edelstahlgrundkörper des Katalysators Träger der dünnen katalytisch wirkenden Edelmetallschicht ist. Die katalytisch aktiven Edelmetalle Pt und Pd wurden bei diesen Messungen nur in sehr geringer Konzentration gemessen. Da sie sich ausschließlich auf der Oberfläche des wash–coats befinden sollten, sind sie möglicherweise wie die Rußschicht nahezu vollständig durchstrahlt worden. Von den potentiell Katalysator schädigenden Substanzen wurde lediglich Schwefel eindeutig identifiziert, Phosphor und Silizium waren hinge-gen nicht klar nachweisbar. XPS–Messungen des Katalysators, bei denen nur die obersten 1–10nm der Oberfläche erfasst wer-den, sind z.Zt. beim AMU in Bearbeitung. Bei den bisher durchgeführten Messungen konnte Koh-lenstoff eindeutig identifiziert werden. Platin, das bei einem Oberflächenanteil von mindestens 5%



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differenziert nach seiner Oxidationsstufe nachgewiesen werden kann, war jedoch nicht zu identifi-zieren. Entweder ist ein Großteil des Platins während des Katalysatorbetriebes ausgetragen (ver-dampft) worden – wahrscheinlicher ist, dass die Rußschicht für die XPS–Messungen nicht dünn genug ist, um die Röntgenstrahlung bis auf die katalytisch wirkende Oberfläche durchzulassen. In daraufhin durchgeführten weiteren Versuchen war es nicht möglich, die Rußschicht mechanisch zu entfernen, ohne gleichzeitig den Aluminiumoxid–wash–coat als Träger des eigentlichen katalytisch aktiven Platins ebenfalls abzutragen.

Abb. 2: Rasterelektronenmikroskopische Aufnahme der Katalysatoroberfläche 4.2 Biogaszusammensetzung

Bisher wurden alle 10 Anlagen ein bis zwei mal untersucht, die Probenahmen sind jedoch noch nicht abgeschlossen, so dass bislang nur vorläufige Aussagen getroffen werden können. 4.2.1 Hauptkomponenten und Schwefelwasserstoff

Tab. 3 fasst die Konzentrationen der Hauptkomponenten und H2S zusammen. Der Methangehalt liegt mit 55% (im Mittel über alle Anlagen) im Bereich von Literaturdaten, ebenso wie der Sauer-stoff, der z.T. für die biologische Entschwefelung in Form von Luft zugegeben wird. Bei zwei Mes-sungen konnten Undichtigkeiten an der Anlage (Rührerwelle bzw. Substratschleuse) als Ursache für erhöhte Sauerstoffkonzentrationen nach Rücksprache mit dem Anlagenbetreiber identifiziert werden. Bei Anlage 1 und 6 wird durch Zugabe von Eisenchlorid in den Fermenter entschwefelt, bei Anlage 6 zusätzlich biologisch durch Luftzugabe zur Nachklärung. Bei allen anderen Anlagen wird ausschließlich biologisch durch Luftzugabe entschwefelt.



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Tab. 3: Hauptkomponenten und Schwefelwasserstoff–Konzentrationen im Biogas

Anlage/Messung Methan in %

Sauerstoff in %

H2S in ppm

Bemerkung

A1* a 54 +/– 1 2,2 +/– 0,6 230 +/– 10 Sauerstoff aus Schlupf der Förderpumpe b 63 +/– 1 0,0 205 +/– 20 A2 a 63 +/– 1 0,6 +/– 0,1 21 +/– 10 Motor aus, ca. 450 ppm H2S bei Motorbetrieb b 34 +/– 1 3,2 +/– 0,2 2000+/–1000 A3 a 51 +/– 1 0,8 +/– 0,1 110 +/–30 b 55 +/– 1 0,5 +/– 0,1 110 +/– 20 A4 a 57 +/– 1 1,0 +/– 0,1 580 +/– 500 1100 ppm H2S Spitze, Ursache Rührwerk? b 53 +/– 1 1,8 +/– 0,2 790 +/– 550 1300 ppm H2S Spitze, Ursache Rührwerk? A5 a 49 +/– 3 3,0 +/– 1,3 390 +/– 490 1100 ppm H2S Spitze, Ursache Rührwerk? b 55 +/– 1 0,3 +/– 0,1 740 +/–1000 2800 ppm H2S Spitze, Ursache Rührwerk? A6* a 64 +/– 1 0,2 +/– 0,1 25 +/– 20 A7 a 50 +/– 8 4,2 +/– 2,5 1500 +/– 900 Rührwerk undicht b 61 +/– 1 0,4 +/– 0,1 17 +/– 7 Anlage seit der letzten Messung überholt A8 a 55 +/– 2 2,6 +/– 0,7 5 +/– 1 A9 a 59 +/– 1 0,2 +/– 0,1 200 +/– 30 A10 a 58 +/– 1 0,3 +/– 0,1 2900 +/– 400 *) Bei den Anlagen A1 und A6 wird durch Zugabe von Eisenchlorid entschwefelt, die anderen Anlagen

verwenden eine biologische Entschwefelung Deutlich wird die z.T. sehr große Variation der Schwefelwasserstoff–Konzentration während der 2–stündigen Online–Messung. In Abb. 3 sind die Konzentrationsverläufe an vier beispielhaft ausge-wählten Anlagen dargestellt. Während die H2S–Konzentrationen bei Anlage A3 und A10 relativ konstant auf verhältnismäßig niedrigem bzw. hohen Niveau lagen, zeigten die Anlagen A4 und A5 starke Fluktuationen. Welche Rolle variierende Gasentnahmen durch die Motoren bzw. stark variie-rende Gasproduktionen während des Rührens oder bei Substratzugabe (und damit verbunden un-terschiedliche Aufenthaltszeiten in z.T. aus verzinkten Rohren bestehenden Biogasleitungen) hier-bei spielt, ist noch nicht eindeutig geklärt.

Abb. 3: Beispiel einiger Konzentrationsverläufe der Schwefelwasserstoffkonzentration



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Eine Korrelation zwischen Substrat/Co–Substrat oder der Entschwefelungstechnologie mit der Bio-gasqualität (Methan–/H2S–Gehalt) ist bisher nicht ableitbar. Für einen gesicherten Katalysatorbe-trieb sind die Schwefelwasserstoffkonzentrationen von 50 bis 3000 ppm bei sieben der zehn Anla-gen zum Teil wesentlich zu hoch. Der von Katalysatorherstellern wie z.B. der Fa. Unikat für einen problemlosen Katalysatorbetrieb angegebene H2S–Grenzwert im Biogas liegt bei 40 ppm. Obwohl alle Anlagen über eine Entschwefelung verfügen, wurde dieser Grenzwert bei den bisherigen Mes-sungen nur von den Anlagen A6, A7 (erst nach Revision der Anlage) und A8 eingehalten. 4.2.2 Organische Spurenkomponenten

Während der Online–Messungen wurden stichprobenartig Biogasproben für jeweils 10 Minuten auf Adsorberröhrchen angereichert und im Labor mittels Thermodesorption/Gaschromatographie/ Massenspektrometrie auf organische Spurenkomponenten analysiert. Die Ergebnisse der Messun-gen sind in Tab. 4 zusammengefasst. Da die Probenahmen noch nicht abgeschlossen sind, sind dieses vorläufige Daten, die durch die noch folgenden Wiederholungsmessungen noch verifiziert werden müssen. Die Abb. 4 zeigt ein typisches Chromatogramm, mit einem eingeblendeten Massenspektrum des Methanthiol–Peaks bei 10min im Vergleich zum Bibliotheksspektrum. Während Methanthiol und alle weiteren schwererflüchtigen Komponenten über die Peakhöhe halbquantitativ bestimmt wer-den können, ist eine Quantifizierung von H2S mit dieser Methode nicht möglich, da es nicht voll-ständig auf dem Adsorber angereichert wird. Deutlich sind in Chromatogramm die kurzkettigen Thiole und Thioether sowie die in dieser Probe dominierenden Terpene (Campher, Limonen, etc.) zu erkennen.

Abb. 4: Beispielchromatogramm einer Biogasprobe Die mit * markierten Peaks entstehen während der thermischen Desorption aus dem verwendeten Polystyroladsor-berharz und sind nicht der Probe zuzuordnen.

H2S

*PropenCS2

Alkan

CH3-SH

Alkane + Alkene

CH3-S-CH3+ Methylfuran

CH3CH2CH2-SH

*Toluol

CH3-S-CH2CH2CH3

Terpene

*Styrol undPoly-styrolderivate

H2S

*PropenCS2

Alkan

CH3-SH

Alkane + Alkene

CH3-S-CH3+ Methylfuran

CH3CH2CH2-SH

*Toluol

CH3-S-CH2CH2CH3

Terpene

*Styrol undPoly-styrolderivate



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Alkane/Alkene, Terpene und aliphatische Alhohole/Ketone sind die Hauptvertreter unter den orga-nischen Spurenkomponenten. Dieses sind z.T. Vergärungsprodukte, z.T. können sie auch wie die biologisch schwer abbaubaren Terpene direkt auf das Substrat (Grünschnitt, Speiseabfälle) zurück-geführt werden. Neben diesen Substanzen wurden in den Biogasproben Schwefelkomponenten identifiziert. Dieses sind im wesentlichen Methanthiol, Propan– und Butanthiol sowie Dimethylsulfid. Ihr Konzentrati-onsbereich liegt ein bis zwei Größenordnungen unterhalb des Schwefelwasserstoffes. Bei einer selektiven Entfernung des Schwefelwasserstoffes müssen die oben genannten Schwefelverbin-dungen mit Konzentrationen von 1–100 ppm für eine eventuelle Schädigung des Katalysators mit berücksichtigt werden. Die von uns gemessenen Konzentrationen liegen deutlich über den von HUBER & MAIR, (1997)] veröffentlichten Daten, die nur an einer von 10 Anlagen Methanthiol–Konzentrationen über 0,1mg/m³ (entspricht etwa 0,1 ppm) gemessen haben. Ein klarer Zusammen-hang zwischen dem Schwefelwasserstoffgehalt und der Konzentration der organischen Schwefel-komponenten ist aus den bisher gemessenen Daten nicht erkennbar. Tab. 4: Halbquantitativ bestimmte Spurenkomponenten im Biogas

Substanz Anlagennummer

A1 A2 A3 A4 A5 A6 A7* A8 A9 A10

Schwefelwasserstoff ++ +++ +++ +++ +++ ++ ++ + +++ +++

Methanthiol + o + + o – – – ++ o

Ethanthiol o – –

Propanthiol + + o + +

Butanthiol + + o o o – – +

Dimethylsulfid + o + + o – + o

Methyl–Ethylsulfid o

Methyl–Propylsulfid o – –

Dimethyldisulphid + +

Thiophen o – –

Methylthiophen – o o o o o – –

Alkane/Alkene/Furane o + + + + + + +

Terpene ++ ++ + + + + +

Aliphatische Alkohole/Kentone + + ++ + ++ ++

Alkylierte Aromaten na na na na na ++ na na + na

FluorChlorKohlenWasserstoffe o – + –

–: Konzentrationsbereich < 0,1 ppm *) Anlage A07: Nur 2. Probenahme o: Konzentrationsbereich 0,1–1 ppm +: Konzentrationsbereich 1–10 ppm ++: Konzentrationsbereich 10–100 ppm +++: Konzentrationsbereich > 100 ppm na: Nicht eindeutig dem Biogas zuzuordnen Die Konzentrationen von Phosphor und Silizium lagen bei den Rußanalysen zwei Größenordungen unter denen des Schwefels (Tab. 2), obwohl sie aufgrund ihrer nichtflüchtigen Oxide auf dem Ruß angereichert werden. Entsprechende Katalysator schädigende organische Phosphor– und Silizium-verbindungen im Biogas wie Siloxane (insbesondere das leichtflüchtige Hexamethyldisiloxan und Trimethylsilanol) oder Trimethylphosphin konnten bei einer Bestimmungsgrenzen von ca. 0,1 ppm



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bislang nicht nachgewiesen werden. Einige Probe wurden zusätzlich speziell auf Methylsiloxane, wie D4 (Octamethylcyclotetrasiloxan) und D5 (Decamethylcyclopentasiloxan) untersucht, Verbin-dungen, die insbesondere bei Klärgas zu z.T. erheblichen Problemen bei der motorischen Nutzung führen. Auch hier wurden keinerlei Siliziumkomponenten identifiziert (Bestimmungsgrenzen von ca. 0,1 ppm). Dieses gilt auch – entgegen den in Kapitel 1 geäußerten Vermutungen – für die Anla-gen A1, A8 und A9, bei denen Fett als Co–Substrat eingesetzt wurde.

5 Zusammenfassung und Ausblick

5.1 Bisherige Ergebnisse

Aus den bislang vorliegenden Daten lassen sich folgende Ergebnisse ableiten:

1. Eines der Hauptprobleme beim Einsatz von Oxidationskatalysatoren scheint im starken Verru-ßen des Katalysatorwabenkörpers zu liegen, mit der Folge, dass a) die aktive Oberfläche belegt ist und b) der Abgasstaudruck zu stark ansteigt.

2. Schwefel als potenzielles Katalysatorgift wurde eindeutig sowohl im Ruß als auch dem Kataly-sator selbst in z.T. erheblichen Mengen nachgewiesen. Zink, Phosphor, Kupfer, Blei und Silizi-um wurden in Spuren im Ruß nachgewiesen – in wieweit die Konzentrationen zu einer Inakti-vierung des Katalysators ausreichen, ist noch nicht geklärt.

3. Die untersuchten Biogase sind prinzipiell gut für eine motorische Nutzung geeignet, der Me-thangehalt liegt im Mittel bei 55%.

4. Bei sieben von zehn beprobten Anlagen ist die Schwefelwasserstoffkonzentration im Biogas mit bis zu 3000 ppm für den Einsatz eines Oxidationskatalysators zu hoch.

5. Vor allem die Schwefelwasserstoffkonzentration im Biogas wird sehr stark von Anlagenpara-metern (Aufenthaltszeit des Biogases im Rohrsystem bzw. Gassack, Undichtigkeiten, Fütte-rungs– und Rührintervalle) beeinflusst.

6. Als potenziell Katalysator schädigende organische Spurenkomponenten wurden u.a. Me-thanthiol, Propan– und Butanthiol sowie Dimethylsulfid mit einer Konzentration von 0,1 bis 100 ppm identifiziert. Ihre Konzentrationen lagen im Mittel zwischen 1 und 10ppm.

7. Siloxane und organische Phosphorverbindungen wurden in den Biogasproben bisher nicht nachgewiesen.

5.2 Weiteres Vorgehen

Das Biogas der ausgewählten 10 Anlagen wird von der BIfA GmbH weiter beprobt und vermessen, um die Daten auf ein sichereres Fundament zu stellen. Um zu klären, welcher zeitliche Zusammenhang zwischen der Konzentration der Spurenkomponen-ten im Biogas und der Katalysatoraktivität besteht, wird im Oktober ein Oxidationskatalysator an einer Biogasanlage eingebaut und über 2 Monate betrieben. Der Einfluss der Biogaszusammenset-zung (CH4 und H2S–Gehalt) auf die Abgasreinigungsleistung des Oxidationskatalysators wird durch kontinuierliche Biogasmessungen parallel zu CO–Messungen im Abgases vor und nach dem Kata-lysator erfasst. Weitere organische Spurenkomponenten werden diskontinuierlich gemessen. Hiermit soll u.a. geklärt werden, wie lang die Standzeit des Katalysators ist und ob Konzentrations-spitzen (insbesondere vom H2S) entscheidend sind oder H2S kumulativ zur Inaktivierung führt. Des weiteren wird der Staudruck am Katalysator online aufgezeichnet, um Hinweise über Verlauf und Folgen von Rußablagerungen auf dem Katalysator zu erhalten.



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6 Literatur

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Grundlegende Untersuchungen zur effektiven, kostengünstigen Entfer-nung von Schwefelwasserstoff aus Biogas

Dipl.–Ing. Ralf Schneider, P.Quicker, T. Anzer, S. Prechtl, M. Faulstich, ATZ–EVUS, Entwick-lungszentrum für Verfahrenstechnik

Zusammenfassung

Im Rahmen eines Auftrags des Bayerischen Landesamtes für Umweltschutz werden Untersuchun-gen zur effektiven und kostengünstigen Entfernung von Schwefelwasserstoff aus Biogas durchge-führt. Das Ziel dieser Untersuchungen liegt darin, eine Reingaskonzentration zu erreichen, die den langzeitstabilen Einsatz eines Oxidationskatalysators bei der motorischen Nutzung des gereinigten Biogases unter Berücksichtigung von wirtschaftlichen Gesichtspunkten ermöglicht. Physikalisch––chemische Verfahren (Absorption, Adsorption und Sonderverfahren) sind zur Entfer-nung von Schwefelwasserstoff aus Erd– oder Biogas geeignet und technisch bereits vielfach er-probt. Mit diesen Verfahren können Schwefelwasserstoffkonzentrationen im Reingas von weniger als 20 ppm erreicht und damit der Einsatz eines Oxidationskatalysators ermöglicht werden. Aller-dings ist ein wirtschaftlicher Einsatz dieser oft aufwändigen oder betriebskostenintensiven Verfah-ren gerade in kleineren Biogasanlagen nicht gegeben. Biologische Verfahren zur Reduktion der Schwefelwasserstoffkonzentration in Biogas sind dagegen sehr wirtschaftlich und werden deshalb beim Betrieb von Biogasanlagen am häufigsten eingesetzt. Langzeitstabil können gesicherte Schwefelwasserstoffkonzentrationen von weniger als 20 ppm im Reingas mit biologischen Verfahren allein jedoch nicht erreicht werden. Als wirtschaftliche und technisch sinnvolle Alternativen bieten sich deshalb Verfahrenskombinatio-nen an, bei denen durch eine stabile biologische Grobreinigung möglichst niedrige Schwefelwas-serstoffkonzentrationen eingestellt werden und in einer nachfolgenden Feinreinigung in kleinen, kompakten Ad– bzw. Absorbern mit geringen Betriebskostendie gewünschten Endkonzentration gesichert erreicht werden können.

Einleitung

Neben den Hauptbestandteilen Methan und Kohlendioxid enthält Biogas neben weiteren Stoffen in niedrigen Konzentrationen auch Schwefelwasserstoff (H2S). H2S entsteht durch anaerobe Abbau-prozesse. Seine Konzentration ist in erster Linie vom Substrat abhängig. Typische Konzentrationen bei der Vergärung von landwirtschaftlichen Reststoffen, Bioabfällen und Speiseabfällen bzw. bei Klär– oder Deponiegas liegen im Bereich 0,2 – 0,5 Vol% (2.000 – 5.000 ppm). Beim anaeroben Ab-bau von Schlempe bzw. bei der anaeroben Abwasserreinigung in der Papierindustrie können H2S–Konzentrationen von bis zu 30.000 ppm auftreten [Köberle 1999]. Schwefelwasserstoff ist ein farbloses Gas, das sowohl bei Mensch und Umwelt als beim Betrieb von Biogasanlagen zu negativen Auswirkungen führt. Auf den Menschen wirkt H2S stark toxisch. Es greift die Schleimhäute der Augen und der Atemwege an und ist bei höheren Konzentrationen in kürzester Zeit tödlich. Auf den Betrieb einer Biogasanlage wirkt sich vor allem die stark korrosive Wirkung des Gases negativ aus. Betroffen sind hiervon alle Teile, die mit dem H2S in Berührung kommen. In besonderem Maße das Blockheizkraftwerk (BHKW), in dem das Biogas verbrannt und



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dadurch Strom erzeugt wird. Bei der Verbrennung entsteht u.a. SO2, welches zu einer Versäuerung der Motoröle und damit zu einer Verkürzung der Ölwechselintervalle führt. Aber auch die anderen Armaturen des BHKW, die mit dem Biogas in Berührung kommen sind betroffen. Die Folge ist oft-mals eine drastische Verkürzung der Anlagenstandzeiten. In Tab. 1 ist eine Korrelation zwischen H2S–Konzentration und Wartungsaufwand dargestellt.

Tab. 1: Standzeiterwartung von Schmierölen und Zündkerzen bei BHKWs in Abhängigkeit vom H2S–Gehalt des zu verbrennenden Biogases [Köhler 1999]

H2S –Konzentration Betriebseinschränkung Standzeiterwartung

< 250 ppm bestmöglich/uneingeschränkt 800 – 1000 bh

250 – 450 ppm erhöhter Wartungsaufwand 400 – 500 bh

> 450 ppm hoher Wartungsaufwand max. 300 bh

bh = Betriebsstunden

Die Auswirkungen des Schwefelwasserstoffs bzw. des daraus gebildeten Schwefeloxids auf Oxida-tionskatalysatoren zur Reinigung der BHKW–Abgase sind noch gravierender. Die hervorgerufenen Schädigungen können so stark sein, dass in der Praxis nur Standzeiten von wenigen Stunden er-reicht werden.

Bildung von Schwefelwasserstoff

Schwefelwasserstoff entsteht bei anaeroben Abbauprozessen im Gär– bzw. Faulbehälter. Es wer-den zwei Hauptbildungsarten unterschieden: Bei der assimilatorischen Sulfatreduktion wird das Sulfat von autotrophen Bakterien und Pflanzen aufgenommen und in Form von organischen Schwefelverbindungen, z.B. Aminosäuren (Cystein, Cystin, Methionin) gebunden. Diese werden bei der Desulfuration durch hydrolisierende und fer-mentative Bakterien abgebaut. Dabei entstehen unter anaeroben Bedingungen Sulfide. Die zweite Art der Schwefelwasserstoffbildung beruht auf der Fähigkeit obligat anaerober Bakteri-en (Desulfurikanten), Sulfat zu Sulfid zu reduzieren. Als Wasserstoffdonatoren dienen hierbei Ace-tat, höhere Fettsäuren, Alkohole und Wasserstoff. Das Hauptprodukt der Desulfurikation ist eben-falls Sulfid. Sulfide stellen die Vorstufe für die Bildung von Schwefelwasserstoff dar. Sie liegen in der Flüssig-phase in dissoziierter ionischer Form vor. Die dabei entstehenden Sulfidionen (S2–) stehen im Gleichgewicht mit Hydrogensulfidionen (HS–) und über diese mit undissoziertem Schwefelwasser-stoff:

S2– + H2O � HS– + OH– (1) HS– + H2O � H2S + OH– (2) Wie die Gleichungen (1) und (2) deutlich machen, nimmt die Bildung und damit auch der Übergang des undissoziierten Schwefelwasserstoffs in die Gasphase mit sinkendem pH–Wert zu. Die Freisetzung von H2S aus der Flüssigphase nimmt aufgrund einer verringerten Löslichkeit auch mit steigender Temperatur zu.



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In der Praxis unterliegt die Löslichkeit des H2S allerdings noch anderen Einflüssen. Im Faulraum des Fermenters wird der Austritt von H2S aus dem Faulschlamm durch Schlammpartikel und deren höhere Viskosität gegenüber Reinwasser erschwert. Weiterhin werden neben dem H2S auch weite-re Gase (CH4, CO2) aus dem Faulschlammfreigesetzt, welche ebenfalls den Übergang des H2S in die Gasphase behindern [Ries 1993].

Verfahren zur Entschwefelung von Biogas

Grundsätzlich wird zwischen chemisch–physikalischen, biologischen und kombinierten Verfahren unterschieden. Chemisch–physikalische Verfahren

Die chemisch–physikalischen Verfahren werden im Folgenden in Fällungs–, Absorptions–, Adsorb-tions–, und Sonderverfahren eingeteilt. Fällung durch direkte Eisensalzzugabe

Die Schwefelwasserstoffbildung lässt sich durch die Zugabe von Metallionen unterbinden, da in diesem Fall die Sulfidionen, anstelle einer Reaktion nach Gleichung (1), mit den zugesetzten Metal-lionen schwer lösliche Metallsulfidverbindungen eingehen. Diese sehr schnell ablaufende Reaktion verhindert, dass undissozierter Schwefelwasserstoff freigesetzt wird. Die Metallionen werden dem zu vergärenden Rohsubstrat beigemischt und als Metallsulfid mit der Gärflüssigkeit ausgetragen. Als Fällmittel kommen meist Eisensalze, wie Eisenchlorid oder Eisensulfat zum Einsatz. Andere Schwermetalle, wie Cu, Zn, Ni oder Co sind aufgrund des geringeren Löslichproduktes zur Fällung zwar besser geeignet, belasten aber auf Grund ihrer Umweltrelevanz würden den Gärrest zusätz-lich. Das aus Kostengründen häufig eingesetzte Eisensulfat hat allerdings den Nachteil, dass durch diesen zusätzlichen Sulfateintrag in den Gärbehälter, die Neubildung von Schwefelwasserstoff durch Desulfrikation hervorgerufen wird. Eingesetzt wird dieses Verfahren vor allem bei kommunalen Kläranlagen, da mit Eisensalzen auch Phosphat entfernt werden kann. Für die Sulfidfällung mit Eisenchlorid ist im Faulturm einer Kläran-lage ein überstöchimetrischen Eisenbedarf (�–Wert) von 1,7 erforderlich [Ries 1993]. Für die Simul-tanfällung von Phosphat und Sulfid durch Zugabe von Eisenchlorid in die Vorklärung ergab sich ein zweifach stöchiometrischer Eisenbedarf. Dabei wurden H2S– Konzentrationen im Klärgas von weniger als 100 ppm zu Grunde gelegt. Beim praktischen Betrieb von Biogasanlagen wurde aller-dings ein drei– bis fünffach überstöchiometrischer Fällmittelbedarf ermittelt [Oechsner 2000]. Die als Fällmittel eingesetzten Eisenverbindungen sind häufig Nebenprodukte der Stahl und Che-mieindustrie, z.B. der Titanoxidherstellung und können nicht unerhebliche Mengen an umweltrele-vanten Schwermetallen enthalten, welche dann auf dem Weg über den Gärablauf in die Umwelt eingetragen werden können. Absorptionsverfahren

Absorptions– bzw. Waschverfahren mit flüssigen Reaktionspartner haben prinzipiell den Vorteil einer relativ einfachen Handhabbarkeit und der Möglichkeit zur Automatisierung. Ihren Ursprung haben sie in der Erdöl– und der Erdgasaufbereitung, der chemischen Industrie und der Kokerei-technik. Bei den gängigen Verfahren wird ausgenutzt, dass Schwefelwasserstoff ein „saures Gas“ ist, das sich mit Hilfe von Basen chemisch binden lässt.



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Laugenwäsche

Das Gas wird von unten in einen Absorber mit strukturierter Schüttung oder Füllkörperpackung zugegeben. Im Gegenstrom zum Gas wird verdünnte Natronlauge mit einem pH–Wert von ca. 8 durch die Kolonne geleitet. Eine Regeneration der Waschlösung oder die Gewinnung von Reichgas sind auf Grund der in Biogasanlagen durchgesetzten Volumenströme nicht wirtschaftlich. Die ver-brauchte Natronlauge muss deshalb ständig neu zugeführt werden. Zur Vermeidung einer Geruchsbelästigung wird der Absorberablauf belüftet. Dabei wird das ausgefällte Hydrogensulfid bis zum Sulfat oxidiert. Da Biogas neben Methan und Schwefelwasserstoff auch zwischen 15 und 45% Kohlendioxid enthält, wird ein Teil des Kohlendioxids ebenfalls gebunden. Bei den eingestell-ten pH–Werten von ca. 8, die durch entsprechende Verdünnung der Lauge erzielt werden, lässt sich diese unerwünschte Querreaktion jedoch weitestgehend vermeiden. Dadurch sind allerdings nur Reingaskonzentrationen bis 100 ppm möglich. Zu Versuchszwecken wurde als Waschlösung in Biogasanlagen auch Kalkmilch eingesetzt. Die star-ke Querreaktion mit Kohlendioxid und der daraus resultierende mehrfach überstöchiometrische Verbrauch an Waschlösung, sowie die Bildung von übelriechendem Ca(SH)2 haben den weiteren Einsatz dieses Waschmittels jedoch verhindert. Wäsche mit Aminen

Bei großtechnischen Anwendungen, wie z.B. bei der Aufbereitung von Erdgas (> 20.000 m³/d) wer-den Aminlösungen, z.B. Mono–Ethanol–Amin (MEA) oder Di–Ethanol–Amin (DEA) als Waschlösung verwendet. Neben der Abtrennung von H2S wird bei diesen Prozessen auch die Abscheidung von CO2 angestrebt. Auf Biogasanlagen mit in der Regel deutlich niedrigeren Volumenströmen ist da-gegen kein wirtschaftlicher Betrieb zu erzielen. Wäsche mit anorganischen Salzen

Technisch ebenfalls möglich ist eine Wäsche mit Salzen, die mit Sulfid schwerlöslich Verbindungen eingehen (z.B. Eisen–, Zink oder Kupfersalze). Aufgrund einer schwierigen Regeneration und des daraus resultierenden hohen Chemikalienbedarfs werden diese Verfahren zur Entschwefelung von Biogas jedoch nicht eingesetzt. Adsorptionsverfahren

Die Adsorption an Eisenmassen bzw. Aktivkohle mit nachfolgender Oxidation des beladenen Ad-sorbens wird in der Praxis zur Biogasentschwefelung eingesetzt. Adsorption an eisenhaltigen Massen

Schwefelwasserstoff reagiert leicht mit Eisenoxiden und –hydroxiden. Der Schwefel wird dabei als Eisensulfid in der Reinigungsmasse gebunden, die dadurch verbraucht wird und regeneriert wer-den muss. Dies erfolgt durch Zugabe von Sauerstoff, wodurch das Eisensulfid unter Bildung von elementarem Schwefel wieder zu Eisenoxid bzw. –hydroxid oxidiert wird. Da der bei der Regenerierung entstehende elementare Schwefel nicht von der Reinigungsmasse abgetrennt werden kann, lässt die Reinigungswirkung mit der Zeit nach und die Masse muss aus-getauscht werden. Die Aufnahmekapazität für Schwefel ist abhängig von der Qualität der Masse und liegt zwischen 15% und 50%. Die Entsorgung der ausgetauschten Reinigungsmasse (EAK–CODE: 060601bzw. LAGA–CODE: 39907) erfolgt hauptsächlich durch Deponierung.



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Als Masse können natürlich vorkommende eisenhaltige Erden, aber auch Abfallprodukte aus der Stahl– und Aluminiumherstellung verwendet werden. Für den optimalen Einsatz in Filtern muss ein offenporiges, nicht schmierendes Granulat mit 10 bis 20 mm Korngröße hergestellt werden. Eine mögliche Anordnung ist die in Abb. 1 dargestellte parallele Schaltung von zwei Reaktoren, die wechselweise mit dem zu reinigenden Gas beschickt bzw. mit Hilfe eines Luftstroms regeneriert werden.

Abb. 1: Parallel betriebene Reinigungskolonne zur Entschwefelung von Biogas mit Eisenmassen; dreistufige Ausführung [Köberle 1999] Diese Ausführung gilt mittlerweile als veraltet und wird nur noch selten angewandt. Bei einer mo-difizierten Variante dieses Verfahrens wird das H2S–haltige Gas gemeinsam mit einem Luftstrom von 2 – 3 Vol% (abhängig vom H2S–Gehalt) in den von unten nach oben durchströmten Reaktor zugegeben [Muche 2002]. Frische Reinigungsmasse wird der Anlage von oben durch eine Eintrags-schleuse zugeführt. Die entsprechende Menge an verbrauchter Masse wird dem Behälter von un-ten durch eine Austragsschleuse entnommen. Eine Reinigungsleistung auf Reingaskonzentrationen < 10 ppm ist prinzipiell möglich. Bei Gasen mit einer H2S–Beladung von über 1000 ppm ist ein erhöhter technischer Aufwand erfor-derlich. Die simultane Regeneration mit Luftsauerstoff ist eine stark exotherme Reaktion. Diese führt zu einer Erwärmung von Festbett und Gas. Ein Anstieg der Temperatur auf über 60°C ist je-doch zu vermeiden, da in Anwesenheit von Sauerstoff die Gefahr der Selbstentzündung des auf der Reinigungsmasse feinverteilten Elementarschwefels besteht. Als Folge kann ein Schwelbrand entstehen. Dies kann durch eine Vorkühlung bzw. eine Verdünnung des Gases durch Kreislauffüh-rung verhindert werden. Adsorption an Aktivkohle

Schwefelwasserstoff adsorbiert an der Oberfläche von Aktivkohle. Anschließend erfolgt in Anwe-senheit von Sauerstoff eine katalytische Oxidation zum elementaren Schwefel. Die Sauerstoffmole-küle werden hierzu ebenfalls an der Oberfläche der Aktivkohle adsorbiert und in reaktionsfähige Radikale gespalten. Die Schwefelwasserstoffmoleküle dissoziieren teilweise in Protonen und Hydrogensulfidionen. Die Hydrogensulfidionen reagieren mit den Sauerstoffradikalen zu Hydroxy-dionen und Schwefel, der in die Aktivkohle eingelagert wird. Die Protonen neutralisieren die Hdro-xydionen zu Wasser. Dieser Mechanismus ist in Abb. 2 grafisch dargestellt.



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Abb. 2: Mechanismus der katalytischen Oxidation [Hedden 1976] In der Praxis wurde als geeignete Sauerstoffmenge zur Regenerierung das Doppelte des stöchio-metrisch erforderlichen Wertes ermittelt. Die Aktivkohlen können maximal mit 1 kg Schwefel je kg Aktivkohle beladenen werden [Henning 1985]. In der Praxis werden Beladungen von 0,2 – 0,5 kg/kg erreicht [Firmeninformation Adako 2002, Firmeniformation Jenbacher 2002]. Mit steigender Bela-dung lässt die katalytische Aktivität nach, was einen Austausch bzw eine Regeneration der Aktiv-kohle erfordert. Bei herkömmlichen Biogasanlagen wird i.d.R. keine Regeneration, sondern der Austausch der Ak-tivkohle praktiziert. Die verbrauchte Aktivkohle wird entweder deponiert (EAK–CODE: 060601 bzw. LAGA–CODE: 39907) oder verbrannt. Durch die Adsorption von Schwefelwasserstoff an Aktivkohle sind – unabhängig von der Beladung – bei entsprechender Dimensionierung Reinheitsgrade < 1 ppm möglich. Dieses Verfahren ist allerdings ohne eine Vorabscheidung von H2S nicht wirt-schaftlich realisierbar. Eingesetzt wird es deshalb in erster Linie zur Feinstreinigung, wenn H2S–Konzentrationen < 1 ppm gefordert werden bzw. wenn neben Schwefelwasserstoff auch andere Stoffe wie Siloxane oder Halogenverbindungen entfernt werden sollen [Firmeninformation Jenbacher 2002]. Alternative Adsorptionsverfahren

Die Adsorption mit Zinkoxid beruht auf dem selben Prinzip wie die Adsorption an Eisenmassen. Die Entfernung von 1 g Schwefel erfordert etwa 2,4 g Zinkoxid [Anonym 2002 www.hydrogen.org]. Anwendung findet die Entschwefelung mit Zinkoxid–Patronen bei der dezentralen Entschwefelung von Erdgas zum Einsatz in Brennstoffzellen. So setzt beispielsweise die Fa. ONSI Zinkoxidpatronen zur Edgasaufbereitung für eine Brennstoffzelle (PAFC) mit einer Leistung von 200 kWel. ein. Auf Grund der niedrigen H2S–Beladung des Erdgases ist der Verbrauch an Reinigungsmasse sehr ge-ring. Deshalb wird von einer Regeneration der Reinigungsmasse meist abgesehen.

Die Druckwechsel–Adsorption (PSA) von H2S und CO2 an Molekularsieben wird großtechnisch mit Zeolithen auf Basis von Alkali– und Erdalkalialuminiumsilikaten sowie Aktivkohlen durchgeführt. Die Adsorption erfolgt selektiv nach der Molekülgröße oder nach der Polarität. Eine Adsorptionsan-lage besteht zumindest aus zwei Türmen. Im ersten Turm findet die Adsorption bei hohem Druck bzw. niedriger Temperatur statt. Der zweite Turm wird durch Reduktion des Druckes und/oder Er-höhung der Temperatur regeneriert. Nach Abschluss der Adsorptions– und Regenerationszyklen werden die Türme entsprechend umgeschaltet [Muche 1998]. Auf Grund der aufwendigen und energieintensiven Verfahrensführung sind die Investitions– und Betriebskosten sehr hoch, weshalb

http://www.hydrogen.org/



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ein wirtschaftlicher Einsatz auf herkömmlichen Biogasanlagen zur Entschwefelung nicht gegeben ist. Der Einsatz der PSA zur Reinigung von Biogas auf Erdgasqualität wird dennoch derzeit im De-monstrationsmaßstab untersucht. Sonderverfahren

Die nachfolgend beschriebenen Verfahren spielen in der Praxis der Biogasentschwefelung derzeit keine große Rolle, werden der Vollständigkeit halber jedoch kurz beschrieben. Oxidationsverfahren

Bei den Oxidationsverfahren wird Schwefelwasserstoff mit Hilfe von Katalysatoren in elementaren Schwefel überführt. Als Nebenprodukte entstehen Sulfite, Sulfate und Thiosulfate. Die Oxidations-verfahren, beispielsweise Ferrisulf–, Thylox–, Giammarco–Vetrocoke– und Stretford–Verfahren wer-den bei der großtechnischen Erdgasaufbereitung eingesetzt [Muche 1998]. Druckwäsche mit Wasser

Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid haben eine wesentlich höhere Löslichkeit in Wasser als Methan. Bei Drücken über 6 bar gehen große Teile des H2S und CO2 in Lösung, während das CH4 in der Gasphase verbleibt. Bei der anschließenden Entspannung werden die gelösten Gase wieder abgegeben. Trotz der Einfachheit des Verfahrens, konnte es sich bislang nur bei Anwendungen durchsetzen, bei denen neben H2S auch CO2 entfernt werden soll. Grund hierfür ist der hohe Ener-gieverbrauch, der bei ca. 10% des aus dem Gas erzeugbaren elektrischen Stroms liegt [Köberle 1999]. Membranverfahren

Eine weitere Möglichkeit um H2S und CO2 aus Biogas zu entfernen, bieten Membranverfahren. Der Gasstrom wird unter erhöhtem Druck über eine für H2S und CO2 durchlässige, für CH4 dagegen undurchlässige Membran geleitet. Dadurch diffundieren die H2S– und CO2 – Moleküle selektiv durch die Membran. Der gereinigte Gasstrom verbleibt als Retentat. Als Membrantypen kommen Cellulose–Acetat und Polyimid–Membranen zum Einsatz [Calabro 1995]. Mit Membranverfahren sind sehr niedrige H2S–Konzentrationen im Reingas erreichbar. Nachteilig ist der hohe Energiebe-darf auf Grund der Druckunterschiede an der Membran. Biologische Verfahren

Die Entdeckung der biologischen Entschwefelung beruht auf einer zufällig an einer Biogasanlage in Afrika gemachten Beobachtung [Henning 1986]. Die Entschwefelung erfolgt durch Mikroorganis-men, welche H2S in ihrem Stoffwechsel als Energiequelle verbrauchen und dabei elementaren Schwefel bzw. Sulfat produzieren. Diese Bakterien werden allgemein als „Farblose Schwefelbakte-rien“ bezeichnet.

Mikrobiologische Grundlagen

Die Einteilung der „Farblosen Schwefelbakterien“ erfolgt nach der Art des Energiegewinns und des Kohlenstoff–Metabolismus. Dabei wird zwischen obligat chemolithoautotrophen, fakultativ chemo-lithoautotrophen und chemolithoheterotrophen Bakterien unterschieden. Die obligat chemolitho-autotrophen Schwefelbakterien wachsen auf mineralischen Nährmedien. Als Kohlenstoffquelle nutzen sie nur CO2. Die chemolithoheterotrophen Schwefelbakterien müssen organische Kohlen-stoffverbindungen als C–Quelle nutzen. Die fakultativ chemolithoautotrophen Schwefelbakterien sind sowohl in der Lage autotroph, heterotroph oder mixotroph zu wachsen. Im letzten Fall werden



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organische und anorganische Substanzen simultan als Energie– und Kohlenstoffquelle verwendet [Kuenen 1992]. Die relevanten Stoffwechselvorgänge von chemolithoautotrophen Schwefelbakterien zeigt Abb. 3. Die reduzierten Schwefelverbindungen fungieren als Elektronendonatoren. Die freiwerdenden Elektronen werden über die Atmungskette auf Sauerstoff übertragen. Dabei wird Energie frei, wel-che zur Bildung von ATP genutzt wird. Die Fixierung des CO2 erfolgt mit Hilfe von NADH2 und ATP über den CALVIN–Zyklus. Die zur Regenerierung von NADH2 benötigten Elektronen beziehen sie aus den reduzierten Schwefelverbindungen.

Abb. 3: Energiegewinnung und Kohlenstoffassimilation von chemolithoautotrophen Schwefelbakterien [nach Schlegel 1992] Normalerweise verläuft die Oxidation der reduzierten Schwefelverbindungen durch Schwefelbakte-rien komplett bis zum Sulfat. Ursache hierfür ist die Tatsache, dass dabei mehr Energie gewonnen wird als bei der Teiloxidation zum elementarem Schwefel. Unter technischen Gesichtspunkten ist allerdings die Bildung von elementarem Schwefel vorzuziehen [Janssen 1998]. Um elementaren Schwefel als Produkt zu erhalten, muss die Sulfidoxidation durch Einstellen ent-sprechender Verfahrensparameter kinetisch kontrolliert werden. Der elementare Schwefel wird von den Bakterien nicht assimiliert, sondern an das Medium abgegeben, wo er in Form von achtglied-rigem Schwefel vorliegt [Steffess 1989]. Der pH– und Temperaturbereich, in dem Schwefelbakterien wachsen, umfasst ein breites Spektrum und reicht von 1 –10 bzw. von 4 – 95°C [Lens 2001]. Neben reduzierten Schwefelverbindungen und einer Kohlenstoffquelle benötigen die Bakterien noch eine Reihe von Nährsalzen, wie Ammonium, Phosphat, Chlorid, Sulfat und Spurenelementen, wie Zink, Calcium, Mangan, Eisen Molybdän, Kup-fer und Kobalt [Vishniac 1957]. Die meisten Schwefelbakterien sind strikte Aerobier und verstoff-wechseln elementaren Sauerstoff.



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Biologische Entschwefelung direkt im Gasraum des Gärbehälters

Die gängigste Methode zur Reduzierung des Schwefelwasserstoffgehalts in Biogas ist die direkt im Fermenter stattfindende biologische Entschwefelung. In landwirtschaftlichen Biogasanlagen kommt fast ausschließlich dieses Verfahren zum Einsatz. Nach einer Erhebung an Biogasanlagen in Deutschland ist dieses Verfahren zu 91,5 % verbreitet [von Oheimb 1999]. Die für den biologischen Abbau von Schwefelwasserstoff zu Schwefel bzw. Schwefelsäure verant-wortlichen Mikroorganismen sind bereits im Gärsubstrat vorhanden. Der dafür benötigte Sauer-stoff muss zudosiert werden. Die erforderliche Mindestmenge wird durch die Stöchiometrie der Abbaureaktionen vorgegeben. Aufgrund der schlechten Steuerbarkeit ist jedoch eine deutlich überstöchiometrische Zugabe von Luft erforderlich. In der Praxis wurde ein Bedarf von bis zu 10% Luft im Biogas ermittelt [Köberle 1999]. Entscheidend für die Effizienz der Entschwefelung direkt im Gasraum ist eine ausreichend große Oberfläche für die Immobilisierung der Bakterien. Diese Siedlungsfläche sollte mit Gülle bzw. Gär-wasser benetzt sein, um die Versorgung der Bakterien mit Nährstoffen zu gewährleisten. Reicht die vorhandene Oberfläche (z.B. Schwimmdecken) nicht aus, müssen zusätzliche Einbauten, z.B. Holz-bretter oder Kunststoffvliese, installiert werden. Aus dem praktischen Betrieb ergibt sich, dass bei 20°C mit einer Siedlungsfläche von 1 m² etwa 20 m³/d Gas gereinigt werden können. Der spezifi-sche Abbau nimmt mit steigender Temperatur bis 35°C noch zu [Köberle 1999]. Unter optimalen Bedingungen kann eine Entschwefelungsrate von 95 % erzielt werden [Schulz 1996]. Die Investitions– und Betriebskosten des Verfahrens sind extrem niedrig. Bei einer Erhebung von Daten an Biogasanlagen in Baden–Würtemberg wurden bei dieser Art der Entschwefelung jedoch deutliche Abweichungen vom optimalen Betrieb beobachtet [Oechsner 1999]. Im Rahmen der Untersuchung wurden an 52 landwirtschaftlichen Biogasanlagen mit biologischem Entschwefe-lungsverfahren stichprobenweise Schwefelwasserstoffmessungen durchgeführt. Bei 54 % der be-trachteten Betriebe lag der H2S–Gehalt im gereinigten Gas trotz Entschwefelung über 500 ppm, bei 15% der Betriebe sogar über 2.000 ppm. Dies zeigt, dass das biologische Entschwefelungsverfah-ren direkt im Gasraum des Gärbehälters nur dann zuverlässig arbeitet, wenn es optimal betrieben und überwacht wird. Insbesondere schwankende Rohgaskonzentrationen (Konzentrationsspitzen) wirken sich negativ auf die Abbauleistung aus. Biologische Entschwefelung in einem nachgeschalteten Biowäscher bzw. Filter

Bei der Entschwefelung von Biogas in nachgeschalteten Biowäschern bzw. Filtern werden, wie bei der direkten Entschwefelung im Gärbehälter, Mikroorganismen zur H2S–Entfernung eingesetzt. Es laufen auch dieselben biologischen und chemisch–physikalischen Reaktionen ab. Der Unterschied und damit große Vorteil gegenüber der Entschwefelung im Gärbehälter besteht in der räumlichen Trennung von Biogasproduktion und Entschwefelung. Diese findet in einem separaten Reaktor statt, der z.B. zwischen Gärbehälter und Gasspeicher geschaltet wird.

Bei der Entschwefelung in Biowäschern bzw. –filtern sind die Mikroorganismen auf einem stati-schen Trägermaterial, den Füllkörpern, immobilisiert. Das zu reinigende Biogas wird von unten nach oben durch den Filter geführt. Beim Überströmen der Füllkörper wird H2S im Biofilm absor-biert. Es findet ein Stoffübergang von der Gas– in die Flüssigphase statt, wodurch H2S für die Bak-terien bioverfügbar wird. Der Biofilm besteht aus Bakterien, die H2S zu elementarem Schwefel bzw. Sulfat oxidieren. Untersuchungen haben ergeben, dass der Sulfatanteil an der gebildeten Schwe-felmenge je nach Verfahren zwischen 20 und 30% beträgt [Köberle 1999].



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Den typischen Aufbau eines Biowäschers bzw. Filters zur biologischen Entschwefelung zeigt Abb. 4:

Biogas

Luft

Fermenter

gereinigtesBiogas zuBHKW

Pumpensumpf

VorlagebehälterSpülflüssigkeit

Biowäscher

Spülflüssig-keitsumlauf

Probenahme Rohgas

ProbenahmeReingas

pH

P

Abb. 4: Verfahrensschema eines biologischen Wäschers zur Entschwefelung von Biogas [ATZ–EVUS 2001]

Die Kolonne ist aus Polyethylen gefertigt und mit Kunststoff–Füllkörpern bestückt. Mit einem Ver-dichter wird die benötigte Luft zwischen Fermenter und Entschwefelungskolonne in die Biogaslei-tung dosiert. Das Biogas wird im Gegenstrom zur Spülflüssigkeit (z.B. Gülle, Fermenterablauf) ge-führt. Die Spülflüssigkeit, die einerseits die Mikroorganismen mit Nährstoffen versorgt und ande-rerseits den gebildeten elementaren Schwefel aus der Kolonne spült, wird im Kreislauf über einen Vorlagebehälter gepumpt. Über eine Zeitschaltuhr können unterschiedliche Spülintervalle einge-stellt werden.

In gewissen Abständen ist die Spülflüssigkeit zu erneuern, um den gebildeten elementaren Schwe-fel aus dem System auszutragen. Die benutzte Flüssigkeit kann als schwefelhaltiger Dünger in den landwirtschaftlichen Kreislauf zurückgeführt werden. Mit Biowäschern bzw. –filtern können bei entsprechender Auslegung Schwefelwasserstoffkonzentrationen im Reingas von weniger als 200 ppm zuverlässig erreicht werden. Diese Art der Entschwefelung stellt ein sehr kostengünstiges Verfahren dar, das auf Grund seiner Entkoppelung von der Biogasproduktion universell einsetzbar ist. Kombinierte Verfahren

Beim THIOPAQ–Verfahren wird eine Natronlaugenwäsche mit der biologischen Oxidation von Hydrogensulfid in einem Verfahren verknüpft. Das Rohgas wird von unten nach oben über einen mit Füllkörpern gefüllten Waschturm geführt. Im Gegenstrom dazu wird über die Füllkörper eine Waschflüssigkeit, üblicherweise verdünnte Natronlauge, verrieselt. Dadurch wird der Schwefel-wasserstoff chemisch absorbiert. Nach der Beladung mit Hydrogensulfid wird die Waschflüssigkeit in den Bioreaktor gefördert. Im Bioreaktor befinden sich Bakterien, die unter Sauerstoffzufuhr das Hydrogensulfid zu elementarem Schwefel und in geringerem Maß zu Schwefelsäure oxidieren. Durch diese Reaktion werden die vorher gebundenen OH– – Ionen wieder freigesetzt und damit die Waschflüssigkeit regeneriert, was zu einer deutlichen Senkung des Verbrauches von Lauge führt. Die Einsparung an Waschflüssigkeit beträgt ca. 75%. In Abb. 5 ist das Thiopaq–Verfahren schema-tisch dargestellt.



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Abb. 5: THIOPAQ–Verfahren zur Biogasentschwefelung Ein Nachteil des Verfahrens liegt in den relativ hohen Investitionskosten. Die Kombination von zwei Verfahrensschritten erfordert eine sehr aufwändige Anlagentechnik, was v.a. bei kleinen Anlagen unwirtschaftlich sein kann. Ökologischer und ökonomischer Vergleich der Verfahren

Die in der Praxis eingesetzten Verfahren werden hinsichtlich ihrer technischen, ökonomischen und ökologische Eignung für zwei verschiedene Anlagengrößen (250 bzw. 50 m³/h Biogas) verglichen. Bei der Betrachtung werden Konzentrationen von 2.000 ppm H2S im Rohgas angenommen. Eine einstufige Reinigung auf H2S–Konzentrationen, die den sicheren Einsatz eines Oxidationskatalysa-tors ermöglichen, ist entweder technisch (biologische Verfahren) oder wirtschaftlich (chemisch–physikalische Verfahren) nur unter Schwierigkeiten zu realisieren. Im folgenden wird deshalb ein Vergleich der Verfahren hinsichtlich einer Reinigung auf eine Konzentration von 200 ppm vorge-nommen. Bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung bilden die spezifischen Kosten, die sich aus den kalkulatorischen und den Betriebskosten zusammensetzen, die Vergleichsgrundlage. Unter ökolo-gischen Gesichtspunkten stehen in erster Linie der Chemikalieneinsatz, die entstehenden Abfall-produkte und der Stromverbrauch im Vordergrund. Größere Anlage mit einem Biogasanfall von 250 m³/h

Keine Beachtung findet bei diesem Biogasstrom die direkte biologische Entschwefelung im Fer-menter, da die geforderte Reingaskonzentration von kleiner 200 ppm nicht sicher eingehalten wer-den kann [Öchsner 2000].

Die Fällung mit Eisensalzen zeichnet sich durch besonders niedrige Investitionskosten aus. Neben der erforderlichen Mess– und Steuereinheit sind nur eine Dosiereinrichtung sowie ein Vorlagebe-hälter nötig. Trotzdem liegen die spezifischen Kosten auf Grund des überstöchiometrischen Fäll-mittelbedarfs und den damit verbundenen hohen Betriebskosten etwa zweimal höher als bei den chemischen und biologischen Waschverfahren. Aus dem gleichen Grund ist die Eisenfällung auch



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unter ökologischen Gesichtspunkten negativ zu bewerten (hoher Chemikalienverbrauch). Zudem können umweltrelevante Schwermetalle, die unter Umständen im Fällmittel beinhaltet sind, in den Fermenter gelangen. Dies kann dazu führen, dass durch eine landwirtschaftliche Verwertung des Fermenterablaufes die Umwelt negativ beeinflusst wird. Der Einsatz von Eisensalzen erscheint al-lenfalls sinnvoll, um kurzfristige Belastungsspitzen im Biogas vorübergehend zu verhindern.

Die Adsorptionsverfahren sind aufgrund eines nicht unerheblichen Chemikalienverbrauches und der daraus resultierenden Abfallproblematik sowie eines im Vergleich zu allen anderen betrachte-ten Verfahren signifikant höheren Verbrauches an elektrischer Energie zur Abreinigung von hohen Schwefelwasserstoffkonzentrationen nicht zeitgemäß. Zudem wird der Schwefel durch die Adsorp-tion und anschließender Deponierung aus dem natürlichen Schwefelkreislauf entfernt, was einer nachhaltigen Entwicklung widerspricht. Auch hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit sind die beiden Adsorptionsverfahren ungünstig, da zum einen große Baugrößen erforderlich sind und zum ande-ren ein hoher Adsorptionsmassenverbrauch notwendig ist. Daraus resultieren sowohl hohe Investi-tionskosten als auch hohe Anschaffungs– und Entsorgungskosten für die Adsorptionsmassen. Auf-grund des hohen Preises von Aktivkohle ist dieses Verfahren im wirtschaftlichen Vergleich am un-günstigsten zu bewerten.

Bei der Natronlaugenwäsche ist lediglich ein geringfügig überstöchiometrischer Chemikalienein-satz erforderlich. im Gegensatz zur Eisensalzfällung, bei der ein Sekundärrohstoff eingesetzt wird, ist die Produktion von Natronlauge aber nur unter Verbrauch von Resourcen möglich. Weiterhin macht sich die Aufsalzung des Abwassers mit Natriumsulfat negativ bemerkbar. Gegebenenfalls kann diese Salzlösung jedoch als Zuschlagstoff landwirtschaftlich verwertet werden. Der elektri-sche Energieverbrauch ist mit 1,5 kW vergleichsweise gering.

Beim THIOPAQ–Verfahren ist auf Grund der Kombination von chemischer Absorption und biologi-scher Regenerierung im Vergleich zur reinen Natronlaugewäsche ein deutlich geringerer Chemika-lienbedarf erforderlich. Außerdem wird durch die biologische Behandlung elementarer Schwefel gebildet, welcher gegebenenfalls aufbereitet und somit als Produkt gewonnen werden kann. Nega-tiv wirkt sich der auf Grund der Verfahrenskombination erhöhte Energiebedarf aus.

Das aus ökologischer Sicht beste Verfahren ist der rein nach dem biologischen Prinzip arbeitende Biowäscher. Dieser kann bei optimierter Betriebsweise praktisch auf die Zugabe von Chemikalien verzichten. Als Spülflüssigkeit kommt der Ablauf aus dem Fermenter zum Einsatz, wodurch die Mikroorganismen zugleich mit ausreichend Nährstoffen versorgt werden. Aus der verbrauchten Spülflüssigkeit kann gegebenenfalls der gebildete elementare Schwefel abgetrennt und weiterver-wertet werden. In den meisten Fällen ist dies aber nicht erforderlich, da die verbrauchte Spülflüs-sigkeit als Bodenverbesserer auf die Felder ausgebracht und somit landwirtschaftlich verwertet wird. Damit steht der Schwefel den Pflanzen wieder als Substrat zur Verfügung. Der Schwefelkreis-lauf wird geschlossen. Der Energieverbrauch liegt im Vergleich mit den anderen betrachteten Ver-fahren im unteren Bereich.

Die drei Waschverfahren – chemische NaOH–Wäsche, biologische Wäsche und THIOPAQ–Verfahren – liegen bei den spezifischen Kosten in etwa der selben Größenordnung. Der Biowäscher besitzt aufgrund der niedrigsten Betriebskosten geringe Vorteile.

Kleinere Anlage mit einem Biogasanfall von 50 m³/h

Das Verfahren der Wahl bei landwirtschaftlichen Anlagen dieser Größenordnung ist die biologi-sche Entschwefelung im Fermenter. Dabei wird an Investitionen lediglich ein Gebläse zur Luftdo-sierung benötigt. Bei den Betriebskosten fällt praktisch nur die elektrische Leistung des Gebläses ins Gewicht, so dass auch diese gering sind. Auch aus ökologischer Sicht ist das Verfahren äußerst



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positiv zu bewerten, da bei diesem Verfahren auf den Einsatz von Chemikalien verzichtet werden kann und auch keinerlei Abfall bzw. Abwasser entsteht.

Kritisch zu betrachten ist bei der biologischen Entschwefelung im Fermenter allerdings die Tatsa-che, dass eine gesicherte Reinigung auf Werte kleiner 200 ppm nur sehr schwer erreichbar ist. Durch die Reaktion in einem geschlossenen Behälter werden die Stoffwechselprodukte der Bakteri-en – Schwefel und Sulfat – in den Fermenter abgegeben. Dies kann zum einen zu Korrossi-onsproblemen am Fermenter und zum anderen zur Neubildung von Schwefelwasserstoff führen. Diese Probleme treten bei der biologischen Entschwefelung in einem separaten Biowäscher nicht auf. Allerdings sind in diesem Fall deutlich höhere Investitionskosten erforderlich.

Grundlegende Untersuchungen

Lösungsansatz

Reingaskonzentrationen kleiner 20 ppm H2S ermöglichen nach derzeitigem Erkenntnisstand den Einsatz eines Oxidationskatalysators bei der motorischen Nutzung von Biogas. Technisch erreicht werden diese mit Ad– bzw. Absorptionsverfahren. Um die Sorptionsverfahren wirtschaftlich zu betreiben, bedarf es einer effektiven Vorreinigung des Biogases. Hierfür bieten sich biologischen Verfahren auf Grund ihres geringen Chemikalien– und Energieverbrauchs sowohl aus ökologischen als auch ökonomischen Gesichtspunkten an. In diesem Fall kann die nachgeschaltete Feinreingung in kleinen Apparaten mit einem reduzierten wirtschaftlichen Aufwand betrieben werden. Eingehender untersucht werden deshalb folgende Verfahrenskombinationen:

�� Biologische Entschwefelung direkt im Fermenter mit nachgeschalteter Adsorption

Zur Grobreinigung kommt die biologische Entschwefelung im Gasraum des Fermenters zum Einsatz. Dadurch können H2S–Konzentrationen kleiner 500 ppm bei entsprechender Auslegung sicher eingehalten werden. Die Feinreinigung erfolgt mit Hilfe eines Adsorptionsfilters, der bei-spielsweise mit günstigen Eisenmassen oder Aktivkohle befüllt wird. Hiermit sollen H2S–Konzentrationen unter 20 ppm stabil eingehalten werden.

�� Biowäscher mit nachgeschalteter Adsorption

Die Vorreinigung erfolgt in einem Biowäscher. Damit sind bei entsprechender Auslegung H2S–Konzentrationen kleiner 200 ppm zuverlässig erreichbar. Die Feinreinigung auf H2S–Konzen–trationen kleiner 20 ppm erfolgt ebenfalls in einem Adsorptionsfilter.

�� Biowäscher mit integrierter Eisensalzwäsche

Die Reinigung des Biogases erfolgt hier in einer einzigen Kolonne. Die Grobreinigung erfolgt durch die biologische Umsetzung des H2S zu Schwefel und Sulfat, die Feinreinigung durch die simultane Wäsche mit Eisenionen. Die Produkte elementarer Schwefel, Sulfat und Eisensulfid werden mit der Waschflüssigkeit ausgetragen. In der Waschlösung sind neben den Eisenionen auch alle für die Bakterien notwendigen Nährstoffe enthalten. Die Waschlösung ist durch die Be-ladung mit den Produkten periodisch auszutauschen. Aufgrund der geringen Beladung mit um-weltrelevanten Stoffen spricht nichts gegen eine landwirtschaftliche Verwertung. Durch diese Verfahrenskobination sollen ebenfalls H2S–Konzentrationen kleiner 20 ppm sicher und langzeit-stabil eingehalten werden, da gegebenenfalls Schwankungen in der biologischen Aktivität durch vermehrte Zugabe von Eisensalzen kompensiert werden.



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Aufbau Versuchsanlage

Das Biogas soll in parallel betriebenen Kolonnen aus Kunststoff, die sowohl als Bio– als auch als Wäscher mit anorganischen Absorptionsmitteln (Natronlauge, Eisensalze u.a.) verwendet werden können, gereinigt werden. Eingesetzt werden Füllkörper bzw. strukturierte Packungen mit einer definierten spez. Oberfläche. Die Nachreinigung des Biogases erfolgt in einem Adsorptionsfilter in dem verschiedene Reinigungsmassen untersucht werden sollen. Die Untersuchungen im Labor-maßstab erfolgen wie in Abb. 6 mit einem synthetischen Biogas aus Gasflaschen, wobei Schwe-felwasserstoff in beliebiger Konzentration zudosiert werden kann.

Abb. 6: Verfahrensschema der Technikumsanlage Das synthetische Biogas besteht aus Methan, Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff. Mit Hilfe von Durchflussmessern können beliebige Zusammensetzungen eingestellt werden. Die Schwefelwas-serstoff– und Sauerstoffkonzentration wird im Zustrom und am Ausgang der einzelnen Kolonnen mit einem elektrochemischen Sensor gemessen. Die Zugabe des Absorptionsmittels erfolgt gege-benenfalls in den Pumpensumpf. Über ein Thermostat wird eine gleichbleibende Temperatur in der Kolonne gewährleistet. Die Trockenverfahren werden in einer einfach gebauten Apparatur (Rohr mit Siebblech als Rost für die Sorbentien) untersucht.

Untersuchungsprogramm

Bei der biologischen Entschwefelung handelt es sich um ein dreiphasiges System, bei dem neben der biochemischen Reaktion die jeweiligen Stoffübergänge an den Phasengrenzflächen zu berück-sichtigen sind. Zuerst wird der Schwefelwasserstoff durch Konvektion an die Grenzfläche zur Spül-flüssigkeit bzw. zum Flüssigkeitsfilm, der sich auf dem Trägermaterial befindet, transportiert. Bei diesem Übergang ist im allgemeinen der flüssigkeitsseitige Transportwiderstand limitierend. An-schließend diffundiert der Schwefelwasserstoff zum Biokatalysator (Thiobacillus). Dort findet ein Stoffaustausch über die Membran der Zelle stattf. Dies stellt die eigentliche Reaktion dar.



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Die nicht durch Transportwiderstände beeinflusste Kinetik (Mikrokinetik) ist bei diesem System nur mit einem sehr hohen Aufwand zu ermitteln und wird deshalb auch nicht separat untersucht. Es soll eine Makrokinetik, die das Zusammenwirken von biochemischer Reaktion und Stofftransport-vorgängen beschreibt, ermittelt werden. Durch die erhaltene Makrokinetik kann das Verhalten der technischen Systeme (sowohl auf zusätzlichen Flächen bzw. Schwimmdecken im Fermenter als auch bei nachgeschalteten Kolonnen) hinreichend exakt vorausgesagt und übertragen werden. Damit werden die Grundlagen für die Auslegung der biologischen Entschwefelung hinsichtlich erforderlicher Oberfläche, sowie Kontakt– bzw. Verweilzeit des Biogases geschaffen.

Nach Abschluss der Untersuchungen zur mikrobiologischen Entschwefelung sollen sowohl die Kriterien (z.B. geeignetes Inokulum, Sauerstoffzugabe, erforderliche Oberfläche, Kontaktzeit, u.a.), die bei der Installation solcher Anlagen einzuhalten sind, als auch die Kriterien für einen langzeit-stabilen Betrieb vorliegen. Des weiteren sollen Aussagen über erreichbare Reingaskonzentrationen in Abhängigkeit von der Rohgaskonzentration möglich sein.

Zur Adsorption von Schwefelwasserstoff sind generell eine Vielzahl von Adsorptionsmitteln geeig-net. Da diese in der Regel sehr teuer sind, sollen im Rahmen des Projekts günstige Alternativen zu herkömmlichen Adsorptionsmitteln (Aktivkohle, Eisenmassen, Zinkoxid, etc.) gefunden werden. Diese werden hinsichtlich der maximal möglichen Beladung, dem Durchbruchverhalten, sowie den erreichbaren Rohgaskonzentrationen untersucht und mit herkömmlichen Massen verglichen.

Des weiteren soll untersucht werden, in wie weit der Restsauerstoffgehalt im Biogas, der durch die überstöchiometrische Sauerstoffzugabe zwangsläufig auftritt, zur simultanen Regenerierung der Adsorptionsmassen ausreicht.

Abschließend sollen die verbrauchten Adsorptionsmassen untersucht und Entsorgungsmöglichkei-ten geprüft werden.

Die Untersuchungen zum Biowäscher mit integrierter Eisensalzwäsche sollen zum einen Bemes-sungsparameter für eine Eisensalzwäsche und zum anderen die Einsatzgrenzen für die Verfahrens-kombination liefern. Ziele

Ziel des geplanten Projektes ist die Entwicklung eines effektiven, einfachen, robusten, wartungsar-men und kostengünstigen Verfahrens zur sicheren und langzeitstabilen Entschwefelung von Biogas auf Qualitäten, die den sicheren Einsatz eines Oxidationskatalysators ermöglichen. Dabei sind ins-besondere folgende Fragestellungen zu beantworten:

– Welche Konzentrationen können wirtschaftlich vertretbar im Reingas auch unter Berücksichti-gung von Konzentrationsspitzen sicher eingehalten werden?

– Welche Kriterien für Ausführung und Betrieb von Entschwefelungsanlagen sind erforderlich, bzw. kann eine Genehmigungsbehörde fordern und wie kann eine Genehmigungsbehörde dies einfach überwachen?



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Emissionen von Biogasblockheizkraftwerken

Bernhard Zell, LfU

Einleitung

In Bayern werden derzeit mehr als 550 Biogasanlagen betrieben. Abgesehen von wenigen Anlagen mit mehr als 1 MW Feuerungswärmeleistung (FWL) handelt es sich beim überwiegenden Teil um Anlagen kleiner Feuerungs– und Motorleistungen. Das Emissionsverhalten bei Verbrennungsprozessen ist generell zum einen durch Art bzw. Eigen-schaften und Zusammensetzung des Brennstoffes (z.B. Schadstoffgehalte => brennstoffspezifische Emissionen) und zum andern durch das Verbrennungsverfahren bzw. die Verbrennungsbedingun-gen bestimmt (z.B. motorspezifische Emissionen wie NOx, CO, HC), wobei die Höhe und das Ver-hältnis der einzelnen Schadstoffe maßgeblich durch die Verbrennungsbedingungen ( Brenn-stoff/Luft–Verhältnis, Gemischaufbereitung, Verbrennungstemperatur, Verdichtungsverhältnis, mögliche Störkomponenten usw.) bestimmt werden. Vom Landesamt wurde zur Emissionsabschätzung daher zunächst die Zusammensetzung von Bio-gas auf mögliche Schadstoffkomponenten hin untersucht [1]. In Folge (2001/2002) wurde dann im Rahmen eines Biogas–Monitoring (im Auftrag des StMLU, durchgeführt von der Bayerischen Lan-desanstalt für Landtechnik, Weihenstephan,) stellvertretend die Abgaszusammensetzung der Bio-gasmotoren im Praxiseinsatz messtechnisch überprüft und Emissionsgrenzwerten (z.B. TA Luft) und Hersteller–Garantiewerten gegenübergestellt.

1. Biogas–Zusammensetzung

1.1 Biogashauptkomponenten

Biogas setzt sich im Wesentlichen aus den zwei Hauptkomponenten Methan (i.d.R. ca. 50 bis 65 Vol.–%) und Kohlendioxid (ca. 20 bis 40 Vol.–%) zusammen. Daneben finden sich im Biogas in der Regel auch ca. 10 Vol.–% Luft. Eintragsquelle der Luft ist v.a. die Lufteinblasung zur Schwefelab-scheidung im Gärreaktor. Außerdem können geringe Mengen Luft durch Undichtigkeiten im Gas-strang v. a. im Saugbereich der Motoren eindringen. Der Kohlenmonoxidanteil im Biogas über-schritt bei keiner der 10 untersuchten Anlagen die Nachweisgrenze von 0,2 Vol.–%. Abb. 1 gibt einen Überblick über die Biogaszusammensetzung der im Auftrag des Bayerischen Landesamts für Umweltschutz (LfU) 1997 untersuchten 10 Biogasanlagen. Die Anlagen wurden je nach Art des verwendeten Co–Substrates untergliedert. Fettabscheiderflotate (FAF) wurden in den entsprechenden Anlagen mit einem Anteil von 6,5 % bis 62,5 %, bezogen auf das gesamte Sub-strat, zugegeben. Bei sonstigen Co–Substraten (CS) handelt es sich hauptsächlich um Kartoffeln, Pülpe und Gemüseabfälle, die in relativ geringen Mengen (2 % bzw. 6,5 %) der Gülle zugesetzt wurden. Drei Anlagen wurden nur mit Gülle bzw. Festmist betrieben.



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0%

20%

40%

60%

80%

100%

G+FAF G+FAF G+FAF G+FAF G+FAF G+CS G+CS G G G

O2

N2

CO2

CH4

Abkürzungen:G = GülleFAF = FettabscheiderflotatCS = sonstige Co-Substrate (z.B. Pülpe, Gemüseabfälle...)

Abb. 1: Biogashauptkomponenten der untersuchten Anlagen (nach Co–Fermentationssubstrat unterteilt). Aus Abb. 1 geht hervor, dass die Biogasqualität (beschreibbar über den Methananteil) an den 10 untersuchten Anlagen bei der Mitvergärung von FAF mit ca. 60 % Methan besser ist als bei reiner Güllevergärung (ca. 50 %). 1.2 Ammoniak

Für Ammoniak (NH3) im Biogas ergaben sich (1997, LfU [1] vorwiegend Konzentrationen kleiner als 0,1 mg/m³. Der höchste gemessene Wert lag bei ca. 1 mg/m³. NH3 im Biogas ist somit – zumindest bei den hier untersuchten Anlagen – nicht vorrangig umweltrelevant, zumal das Biogas – und da-mit auch NH3 – in Motoren verbrannt wird und evtl. ausströmende Biogasmengen in der Praxis eher gering sein dürften (Explosionsschutz! Geruchsproblematik). Umweltrelevant hingegen kön-nen u.U. die NH3–Emissionen aus Stallentlüftung und anderen, diffusen Quellen sein, wie z.B. Vor-grube, offene Endlager, Ausbringung.

Bei der Intensivtierhaltung (Schweine– bzw. Geflügelmast) werden beispielsweise im Abgasstrom der Stallungen Ammoniakkonzentrationen im Bereich von bis zu 40 mg/m³ gemessen.

Neuere Hinweise von Biogasanlagen– und Biogasmotoren–Herstellern deuten darauf hin, dass bei einigen Anlagen, insbesondere mit hohen Anteilen an stickstoffhaltigen Gär– bzw. Co–Substraten (z.B. eiweißhaltige Nahrungsmittelabfälle usw.), mit relevanten Ammoniakgehalten im Biogas zu rechnen sei, die u.U. auch das Verbrennungsverhalten und die Standzeit der Motoren ungünstig beeinträchtigen können. Aktuelle Messwerte zu dieser Problematik liegen dem LfU bislang nicht vor. Bisher festgestellte NH3–Konzentrationen sollen bis ca. 150 ppm erreichen. Es ist vorgesehen, entsprechende Untersuchungen hierzu durchzuführen. 1.3 Benzol, Toluol, Ethylbenzol, Xylol und Cumol

Die Konzentrationen an Benzol, Toluol, Ethylbenzol, Xylol und Cumol im Biogas waren (1997, LfU [1]) sehr gering und lagen in der Regel jeweils unterhalb der Nachweisgrenze von 1 mg/m3. An zwei Anlagen mit dem Co–Substrat „Fettabscheiderflotat“ lag die Toluolkonzentration im Bereich um 3 mg/m3 bzw. 7 mg/m3. Eine besondere Umweltrelevanz bei der Verbrennung von Biogas in Feuerungsanlagen bzw. Verbrennungsmotoren kann anhand der o.g. Aromatengehalte nicht her-geleitet werden.



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1.4 Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe

Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe (PAK) wurden an sieben der zehn Anlagen (1997, LfU [1]) gemessen. Die Konzentrationen waren sehr gering und lagen i.d.R. unter der jeweiligen Nachweisgrenze von 0,01 �g/m3. Bei drei Anlagen lag der Gehalt an Naphthalin und bei einer Anla-ge der Gehalt an Phenanthren im Biogas im Bereich der Nachweisgrenze von 0,01 �g/m3. Bei einer Anlage lag der Gehalt an Naphthalin im Biogas bei max. 0,03 �g/m3. Eine besondere Umweltrele-vanz bei der Verbrennung von Biogas in Feuerungsanlagen bzw. Verbrennungsmotoren kann an-hand der o.g. PAK–Gehalte nicht hergeleitet werden.

1.5 Chlor, Fluor und Merkaptane

Die Konzentrationen an Chlor (Cl), Fluor (F) und Merkaptanen (hier Untersuchung auf Methanthiol und Ethanthiol) im Biogas waren (1997, LfU [1]) sehr gering und lagen mit einer Ausnahme (ein Messwert für Cl: 0,2 mg/m3) unter der jeweiligen Nachweisgrenze von 0,1 mg/m3. Eine besondere Umweltrelevanz bei der Verbrennung von Biogas in Feuerungsanlagen bzw. Verbrennungsmoto-ren kann derzeit anhand der o.g. Schadstoffgehalte nicht hergeleitet werden.

1.6 Schwefelwasserstoff

Bei Biogasanlagen sind technische Maßnahmen zur Entschwefelung des Biogases aus der Sicht der Luftreinhaltung (SO2) sowie aus betriebstechnischer (Motorstandzeit usw.) und gesamtökologi-scher (z.B. Ölwechselintervalle usw.) Sicht grundsätzlich erforderlich und im Einsatz. Die Entschwe-felung erfolgt in der Praxis – wie auch bei den 10 untersuchten Anlagen [1] – derzeit vorwiegend durch Lufteinblasung in den Gärreaktor (Fermenter). Bei einer der 10 Anlagen sollte eine Reduzie-rung des Schwefelgehaltes im Biogas durch Abkühlung des Biogases auf 4 °C und Auskondensati-on erreicht werden. Des weiteren sind dem LfU Anlagen bekannt, bei denen eine Entschwefelung mittels chemischer Fällung des Schwefels (z.B. mit Fe III) erfolgt. Abb. 2 gibt die Schwefelwasser-stoffgehalte einer Untersuchung des LfU aus dem Jahre 1997 [1] wieder. Der Gehalt an Schwefel-wasserstoff (H2S) lag bei relativ gut funktionierender (biologischer) Biogas–Entschwefelung deut-lich unter 50 mg/m³, bei schlechter funktionierender Entschwefelung bewegten sich die H2S–Konzentrationen bei Werten über 300 mg/m³. Spitzenwerte können in der Praxis weit über 1000 ppm liegen (siehe 1.6.1 u. 1.6.2 und die vorangegangenen Vortragsbeiträge der Fa. ATZ–EVUS und des BIFA).

G+FAF G+FAF G+FAF G+FAF G+FAF G+CS G+CS G G G

0

50

100

150

200

250

300

350

H 2S

[mg/

m³]

Abb. 2: Schwefelwasserstoffgehalt (Doppelbestimmung) des Biogases aus 1997 (LfU). Nach-weisgrenze 1 mg/m³. G = Gülle; FAF = Fettabscheiderflotat; CS = sonstige Co–Substrate (z.B. Kartof-fel, Pülpe, Gemüseabfälle).



45

1.6.1 Ergänzende Messwerte aus der Praxis

Im Rahmen der vom Bayerischen Landesamt für Umweltschutz (LfU) betreuten Forschungs– und Entwicklungsprojekte wurde der Gehalt an Schwefelwasserstoff (H2S) im Biogas weiterer landwirt-schaftlicher Biogasanlagen bestimmt. Hierbei wurden bei Einsatz von Rinder– und Schweinegülle mit Co–Fermentation von Grasschnitt und Silage im ungereinigten Biogas einer Anlage H2S–Konzentrationen im Bereich von ca. 400 ppm bis max. 2000 ppm gemessen. Nach Reinigung in einem zur optimierten Entschwefelung neuentwickelten Biowäscher wurden – abgesehen von kurz-zeitigen Konzentrationsspitzen – dauerhaft H2S–Konzentrationen im gereinigten (entschwefelten) Biogas unter 10 ppm erreicht. Allerdings reicht der Entschwefelungsgrad aufgrund der H2S–Konzentrationsspitzen noch nicht aus, um eine dauerhafte ordnungsgemäße Funktion eines Oxida-tionskatalysators zu gewährleisten (siehe auch Untersuchungsergebnisse des BIFA [2], die im Auf-trag des StMLU/LfU 2002 durchgeführt wurden, entsprechend dem vorangegangenen Vortrag von Herrn Sklorz,).

Weitere Versuche zur weitergehenden Reduzierung des Schwefelgehaltes im Biogas wurden vom LfU in Auftrag gegeben und laufen derzeit noch (siehe Untersuchungen [3] der Fa. ATZ–EVUS, Sulzbach–Rosenberg, entsprechend dem vorangegangenen Vortrag von Herrn Schneider). 1.6.2 Literaturwerte für Schwefelwasserstoff–Konzentrationen im Biogas:

Literaturangaben zufolge weist das in landwirtschaftlichen Biogasanlagen produzierte Biogas im ungereinigten bzw. Rohgas zum Teil H2S–Konzentrationen im Bereich von 1500 – 2000 ppm, bei einigen Anlagen sogar bis 3000 ppm bzw. im Extremfall 4000 ppm auf. Zudem hat sich gezeigt, dass die H2S–Konzentration an der einzelnen Anlage im zeitlichen Verlauf nicht konstant bleibt, sondern Konzentrationsspitzen aufweist, die kurzzeitig deutlich über 3000 ppm liegen können.

Untersuchungen über die H2S–Konzentration im Biogas landwirtschaftlicher Biogasanlagen wur-den u.a. von Köberle (1993), Oechsner et. al (1999), UMEG (1997) und vom TÜV Hannover/Sachsen Anhalt e.V. durchgeführt.

0 0

1 1

5

0

1

2

3

4

5

6

bis 499 500-999 1000-1499 1500-2000 über 2000

ppm H2S

Anz

ahl d

. Anl

agen

Abb. 3: Messergebnisse von OECHSNER et al. (1999) an Biogasanlagen ohne Entschwefelungseinrichtung [5]



46

24

6

10

4

8

0

5

10

15

20

25

30

bis 499 500-999 1000-1499 1500-2000 über 2000

Anz

ahl d

er A

nlag

en

ppm H2S Abb. 4: Messergebnisse von OECHSNER et al. (1999) an Biogasanlagen mit Entschwefelungseinrich-tung [5] Die Messungen von OECHSNER et al. (1999) an landwirtschaftlichen Biogasanlagen in Baden Würt-temberg zeigen, dass bei Anlagen ohne Entschwefelungseinrichtung die H2S–Konzentrationen im Biogas über 1000 ppm liegen (Abb. 3). Bei 54 % der untersuchten Biogasanlagen, die mit einer Ent-schwefelungseinrichtung (Lufteindüsung) ausgestattet waren, lagen die H2S–Konzentrationen im Biogas über 500 ppm (Abb. 4), bei 15 % der Anlagen sogar über 2000 ppm. Überproportional oft war das Biogas aus Schweinehaltungsbetrieben in der Gruppe der H2S–Konzentrationen über 2000 ppm zu finden.

Unter Zugrundelegung dieser Messergebnisse ist davon auszugehen, dass eingesetzte Oxidations-katalysatoren aufgrund des Schwefelgehalts (in Kombination mit dem vorhandenen Wassergehalt) im Motorabgas (SO2, SO3, bzw. H2SO4) irreversibel geschädigt (inaktiviert) werden.

Die Messungen wurden mit Hilfe von Gasspürmessröhrchen (Dräger–Röhrchen) durchgeführt.

2. Abgasmesswerte von Biogas–Verbrennungsmotoranlagen

Emissionsmesswerte zum üblichen Praxisbetrieb von Biogas–Verbrennungsmotoren insbesondere kleinerer Leistungsklassen liegen nur vereinzelt bzw. unzureichend vor. Insgesamt streuen die Messwerte (NOx, CO; bei Zündstrahlmotoren auch Staub/Ruß) von Biogasmotoren – insbesondere bei Gas–Diesel–Motoren den sog. Zündstrahlmotoren – recht stark.

Messungen (kontinuierliche Messaufzeichnung) über das Dauer–Emissionsverhalten von Biogas–BHKW und das Dauerverhalten von Oxidationskatalysatoren bei Biogas–Verbrennungsmotoren liegen bislang nicht vor.

Vereinzelte Wiederholungsmessungen im Motorabgas nach Oxidationskatalysatoren bei Biogas–BHKW dokumentieren einen Aktivitätsverlust des Katalysators, wodurch sich im Wesentlichen er-höhte Emissionen an Kohlenmonoxid (CO) ergeben.



47

2.1 Praxis–Messergebnisse für Anlagen < 1 MW FWL

Im Auftrag des Bayer. Staatsministeriums für Landesentwicklung und Umweltfragen (StMLU) wur-den von der Bayerischen Landesanstalt für Landtechnik im Rahmen einer umfangreichen Erhebung (Biogas–Monitoring) 2001/2002 [wird demnächst veröffentlicht] zahlreiche Messungen an fünf als repräsentativ ausgewählten Biogas–BHKW kleinerer Leistung durchgeführt. Die Untersuchungen wurden vom Bayer. Landesamt für Umweltschutz (LfU) eingehend fachlich begleitet.

Hierbei wurden gezielt auch Anlagen bzw. Motoren kleinerer Leistung unter den im Praxisbetrieb dieser Anlagen vorgefundenen (unverfälschten bzw. unveränderten) Betriebsbedingungen unter-sucht.

Begründung:

1. Bei der Mehrzahl der über 500 bayerischen Biogasanlagen handelt es sich um kleinere An-lagen (<< 1 MW Feuerungswärmeleistung).

2. Bei immissionsschutzrechtlich genehmigungspflichtigen Biogas–BHKW werden im Rahmen der wiederkehrenden Messungen gemäß § 28 BImSchG ohnehin Emissionsmessungen durchgeführt, die zur Auswertung und Beurteilung herangezogen werden können.

Die Messergebnisse der Praxis–Untersuchung stellen sich wie folgt dar:

2.1.1 Einfluss eines variierenden Methangehaltes im Biogas auf das Emissionsverhal-ten eines Biogas–Zündstrahlmotors

Wie aus Abb. 5 zu ersehen ist, sinkt der NOx–Gehalt bei gleichzeitig ansteigender CO–Emission im Motorabgas mit fallendem Methangehalt im Biogas.

Abb. 5: Motoremissionen bei unterschiedlichen Methangehalten im Biogas [4]



48

Entsprechend Abb. 6 steigen der Gesamt–C–Gehalt sowie der Methangehalt im Motorabgas mit abnehmendem Methangehalt im Biogas.

Gesamt-C und Methanschlupf

0 500

1000 1500

60,2 48,4 38,4

Methangehalt im Biogas [Vol.-%]

mg/m3

Gesamt-C Methanschlupf

Abb. 6: Methanschlupf und Gesamt–C–Emissionen beim Zündstrahlmotor bei unterschiedlichen Methan-

gehalten im Biogas [4] 2.1.2 Langzeitmessungen

Die Mittelwerte der Vielzahl an einzelnen Messwerten über die vier Messreihen sind für die fünf Biogasmotoren in folgender Tabelle zusammengestellt. Tab.: Mittelwerte aus den Abgasmessungen der einzelnen Motore über den gesamten Messzeitraum [4]

Messgröße Einheit Betrieb 1

13 kWel. GM

Betrieb 2 22 kWel.

ZS

Betrieb 3 50 kWel.

ZS

Betrieb 4 80 kWel.

ZS

Betrieb 5 132 kWel.

ZS

CO mg/m3 > 3354* > 3549* 2511 3231 1142

NO mg/m3 618 708 1083 301 1062

NO2 mg/m3 29 4 62 227 48

NOx (als NO2) mg/m3 973 1086 1719 687 1672

SO2 mg/m3 2 7 42 0 26

O2 Vol.–% 4,4 4,2 9,1 10,4 9,1

CO2 Vol.–% 15,8 14,2 10,2 8,8 10,1

Abgastemp. °C 50,6 255,6 216,7 183,1 307,7

qA % 0,14 10,24 10,46 8,70 13,49

� – 1,27 1,26 1,79 2,04 1,80

* Messbereichsüberschreitung Abkürzungen: GM = Gas–Otto–Motor, ZS = Zündstrahlmotor



49

In den folgenden vier Diagrammen (Abb. 7, Abb. 8, Abb. 9 ,Abb. 10) sind die Mittelwerte der ein-zelnen Messwerte zusammengestellt und zwar sowohl getrennt nach Messreihen (z.B. für einen Sommer/Winter–Vergleich), als auch über die einzelnen Messreihen zusammengefasst separat für die einzelnen Motoren zum Vergleich eines evtl. Langzeit– (u. ggf. Alterungs–)Verhaltens der Moto-ren und Motoremissionen sowie zum Vergleich der verschiedenen Motoren, Motorgrößen und Motortypen untereinander (siehe folgende Seiten).

Abb. 7: Mittlere NOx–Emissionen (Angabe als NO2) der fünf Motoren nach Messreihen [4]

Abb. 8: Mittlere CO–Emissionen aller fünf Betriebe über alle Messreihen [4]



50

Abb. 9: Mittlere CO–Emissionen der vier Zündstrahlmotore [4]

Abb. 10: NOx–Emissionen (Angabe als NO2) der vier Zündstrahlmotore [4]



51

2.1.3 Auswertung

Betrieb 1

An dem acht Jahre alten Gas–Otto–Motor (13 kWel) war die Zündanlage in einem schlechten Wartungszustand, wodurch die hohen CO–Emissionen (Messbereichsüberschreitung !) zu erklä-ren sind. Durch Reinigung der Zündkerzen konnten die CO–Emissionen auf Werte um rund 2500 mg/m³ reduziert werden (Abb. 9, Messreihe 4 im Gegensatz zu 1 u. 2; Messreihe 3: Motorausfall wegen schlechtem Zustand der Zündanlage).

Weiterhin war das Brennstoff/Luft–Verhältnis ungünstig („zu fett“) eingestellt ( = 1,23; 1,24 u. 1,34; Mittelwert: 1,27 bzw. O2 = 4,0; 4,1 u. 5,3 Vol.–%). Die NOx–Emissionen lagen demzufolge zwischen 800 mg/m³ und 1300 mg/m³. Der zum Vergleich herangezogene Emissionsgrenzwert der TA Luft für Gas–Otto–Motore von 500 mg/m³ wird demzufolge erheblich überschritten. Betrieb 2

Der fünf bis sechs Jahre alte Zündstrahlmotor (22 kWel) weist ebenfalls insgesamt ein in Bezug auf die CO–Emissionen ungünstiges Emissionsverhalten auf (Messbereichsüberschreitung !) Der Zündölanteil lag nach Betreiberauskunft bei 15 %. Insgesamt fiel auf, dass der O2–Gehalt der ein-zelnen Messreihen stark variierte. Auch hier war das Brennstoff/Luft–Verhältnis ungünstig gele-

gen ( = 1,13 bis 1,43 entspr. O2–Gehalten von 2,5 Vol.–% – 6,3 Vol.–%) und hatte sich zudem wäh-rend der Messungen durch eine sich lockernde Schraube am Gasmischer (technischer Defekt, Abb. 11) gravierend verstellt. Abb. 11 zeigt in eindringlicher Weise die Abhängigkeit des Emissi-onsverhaltens eines Verbrennungsmotors vom Brennstoff/Luft–Verhältnis.

Abb. 11: NOx–Emission und O2–Gehalt während einer Motorstörung an der Brenngas–Gemischauf-

bereitung [4]



52

Betrieb 3

Der 4–Zyl. Zündstrahlmotor (50 kWel), dessen genaues Alter nicht bekannt ist, weist insgesamt ein relativ konstantes Emissionsverhalten auf. Allerdings bewegen sich sowohl die CO–Emissionen auf erhöhtem Niveau (ca. 2500 mg/m³), als auch die NOx–Emissionen (ca. 1500 – 1900 mg/m³; Abb. 7 und Abb. 10). Die NOx–Emissionen liegen damit etwa in der gleichen Größenordnung wie bei neu-entwickelten Dieselmotoren und dürften typisch für diese Betriebsweise sein. Dafür ist vor allem der hohe Zündölanteil von 30 (– 60 !) % verantwortlich, der zwischenzeitlich bei hohem Wärmebe-darf und nicht ausreichender Biogasmenge gefahren werden musste (Ausnahmefall bei Biogasmo-toren: die Anlage wird mit Vorrang zur Abwärmenutzung betrieben). Üblicherweise liegt der Zünd-ölanteil bei ca.10 % des Energieeinsatzes bzw. knapp darunter. Betrieb 4

Bei Messreihe 3 (Volllastbetrieb) wurden die zum Vergleich herangezogenen Emissionswerte der TA Luft sowohl für NOx als auch für CO unterschritten. Der Motor (Baujahr 2000, 80 kWel), besitzt somit ein recht gutes Verbrennungs– und Emissionsverhalten. Bei den Messreihen 1, 2 und 4 (Abb. 9) konnte der NOx– Emissionswert der TA Luft auch – und zwar deutlich – unterschritten wer-den, hingegen wurde der Emissionswert der TA Luft für CO überschritten (Abb. 9), da der Motor hier nur im Teillastbetrieb gefahren werden konnte, da zu wenig Biogas zur Verfügung stand. Die-ses insgesamt schlechtere Emissionsverhalten im Teillastbetrieb ist jedoch als typisch für alle Arten von Verbrennungsmotoren zu bewerten.

Der Zündölanteil wurde zu 9 % angegeben, was einem praxisüblichen Mittelwert entsprechen dürf-te. Betrieb 5

Der Motor (Baujahr 1999, 132 kWel) weist über alle Messreihen ein relativ konstantes Emissionsver-halten auf (Abb. 11). Die NOx– Emissionen sind erhöht und liegen im Bereich um ca. 1500 mg/m³ und etwas darüber. Die CO–Emissionen hingegen bewegen sich zwischen ca. 700 und 1500 mg/m³ und liegen somit insgesamt auf einem relativ niedrigen Niveau. Der CO–Emissionswert der TA Luft wird stets unterschritten. Durch eine an die vorhandene Biogasqualität angepasste Motoreinstel-lung dürfte es möglich sein, auch mit diesem Motor die Emissionswerte (entspr. LfU–Vorschlag: für NOx 1500 mg/m³; für CO 2000 mg/m³, bzw. u.U. auch entsprechend der TA Luft) gleichzeitig zu unterschreiten. Die über die einzelnen Messreihen ansteigende CO–Emission des Motors (Abb. 10) könnte u.a. durch die sich stetig verschlechternde Biogasqualität bedingt sein, da diese von 59 Vol.–% Methan(CH4–)Anteil bei Messreihe 1 auf 50 Vol.–% CH4–Anteil bei Messreihe 4 abfiel. 2.1.4 Bewertung

2.1.4.1 Emissionsbegrenzungen Aus den im LfU vorliegenden Messergebnissen über größere Biogasanlagen mit neueren Motoren und den Messwerten und Garantiewerten der Motorhersteller ist zu entnehmen, dass die Emissi-onswerte der TA Luft von modernen Gas–Otto–Motoren – rein motorisch und ohne Oxidations-katalysator – eingehalten werden können.

Für Zündstrahlmotoren insbesondere kleiner Motorleistungen – und damit in der Regel baurecht-lich zu genehmigenden Anlagen – ist eine gleichzeitige Einhaltung der NOx– und CO–Emissions-werte der TA Luft derzeit mit der vorhandenen Motortechnik nur bedingt bzw. noch nicht möglich. Bei kleinen Motoren sind daher Zugeständnisse erforderlich, da bauartbedingt Motoren kleinerer



53

Leistungsklassen erfahrungsgemäß eher zu etwas höheren CO–Emissionen neigen, als größere Motoren. Deshalb, und um nicht einen besseren Motorwirkungsgrad auf Kosten einer NOx–armen Motoreinstellung – die gleichzeitig mit erhöhten CO–Emissionen verbunden wäre – zu verhindern, schlägt das LfU für kleine Biogasanlagen eine NOx–Emissionsbegrenzung von 1,5 g/m³ vor. 2.1.4.2 Emissionsüberwachung

Wie die Messergebnisse immer wieder zeigen, ist es für einen möglichst emissionsarmen Betrieb von Verbrennungsmotoren zur Vermeidung erheblicher und vermeidbarer Mehremissionen erfor-derlich, dass neben einer regelmäßigen Motorwartung die Emissionsverhältnisse am Motor mög-lichst oft, entweder durch Emissionsmessungen (auch stichprobenartig) im Rahmen der regelmä-ßigen Wartungsarbeiten z.B. durch die Service–Fachfirma oder den Motorhersteller – und unter Umständen zusätzlich auch durch den Betreiber selbst (im Rahmen der Eigenüberwachung) – überprüft werden.

Eine nur 3–jährliche Emissionsmessung alleine reicht aus fachlicher Sicht – wie die Messergebnisse dokumentieren – zur Sicherstellung eines ordnungsgemäßen Betriebes nicht aus. Bei modernen (meist größeren) Motorenanlagen ist ein zuverlässiger, emissionsarmer Betrieb z.T. schon über das Motormanagement bzw. die SPS (Speicherprogrammierte Steuerung) – z.B. durch Überwachung sog. Ersatzparameter – eher gewährleistet. Neue Motorentwicklungen mit variabler Brennstoff/Luft–Regelung (z.B. Lambda–Regelung) bzw. selbständiger Anpassung auch an kurzfristige Schwankungen der Gasqualität (z.B. Brenngas–abhängig geregelte Abgasrückführung beim Zündstrahlmotor) können einen beachtlichen Beitrag zur dauerhaften Reduzierung verbrennungsspezifischer Motor–Emissionen beitragen. 2.2 Praxis–Messergebnisse für Anlagen > 1 MW FWL

Vom LfU wurden weiterhin auch Messberichte von immissionsschutzrechtlich genehmigungsbe-dürftiger Biogas–BHKW (FWL > 1 MW) ausgewertet.

Das Ergebnis der Auswertungen und Recherche stellt sich zusammenfassend wie folgt dar: Gas–Otto–Motore Die Emissionswerte der TA Luft können – ordnungsgemäße Motoreinstellung und Funktion vor-ausgesetzt – sowohl für CO (1,0 g/m³ bei < 3 MWFWL bzw. 0,65 g/m³ bei > 3 MWFWL) als auch für NOx (0,50 g/m³) eingehalten, bzw. unterschritten werden. Über die Emissionen an Formaldehyd (HCHO) liegen bislang nur wenige Messergebnisse vor. Ent-sprechend den bisher vorliegenden Erfahrungen wird der Emissionswert der TA Luft von 60 mg/m³ in der Regel unterschritten. Zündstrahl–Motore Der Emissionswert der TA Luft für NOx (1,0 g/m³ bei < 3 MW FWL) kann in Abhängigkeit von der je-weiligen Motoreinstellung und Betriebsweise unterschritten werden. Allerdings kann diese Motor-einstellung in der Regel zu merklichen Einbußen beim Wirkungsgrad des jeweiligen Motors führen.

Die gleichzeitige Einhaltung des Emissionswertes der TA Luft für CO kann jedoch insbesondere bei älteren Motortypen bzw. den bislang eingesetzten Motortypen und bei kleinen Motoren Probleme bereiten. In der Regel wäre hierzu der Einsatz eines Oxidationskatalysators erforderlich. Aufgrund der bisherigen Erfahrungen war ein dauerhafter und zuverlässig funktionierender Betrieb von Oxi-



54

dationskatalysatoren bei Einsatz von Biogas (sowie Klär– und Deponiegas) in der Praxis bislang noch nicht gegeben.

Der Emissionswert der TA Luft für NOx (0,50 g/m³ bei > 3 MW FWL) kann bislang bei gleichzeitig ho-hem mechanischem Wirkungsgrad nur mittels sekundärseitiger Entstickungsanlagen (SCR) sicher unterschritten werden.

Neue Motorentwicklungen mit Abgasrückführung (und integriertem Rußfilter sowie integrierter Brennstoff–Regelung), wie sie derzeit in Entwicklung und Erprobung sind, dürften zumindest eine sichere gleichzeitige Unterschreitung der Emissionsbegrenzung für NOx von 1,0 g/m³ bei < 3 MW FWL und für CO von 1,0 g/m³ bei gleichzeitig relativ gutem Wirkungsgrad gewährleisten. Allgemeines

Über die weiteren Motoreinstellungen (Ziffer 2.1 und 2.2), wie Zündzeitpunkt (Gas–Otto–Motor), Einspritzzeitpunkt bzw. Förderbeginn (Zündstrahler), den Zustand der Einspritzdüsen und Ventile (Ventilspiel und Ventilüberschneidung) sowie Spülverluste bzw. Methanschlupf liegen leider keine Angaben zur weitergehenden Beurteilung vor, wären hierzu jedoch sehr hilfreich bzw. erforderlich. Rußgehalt, Gesamtstaub–/Partikelemission und Gesamt–C– bzw. Methanschlupf–Bestimmung konnten an den fünf Motoren nicht durchgeführt werden.

Bei künftigen Emissionsuntersuchungen an gasbetriebenen Verbrennungsmotoren sollte – unab-hängig vom jeweiligen Brennstoff – zur Untersuchung und Bewertung des Emissionsverhaltens schon allein wegen der Aspekte des Klimaschutzes eine Messung des Methanschlupfes erfolgen.

3. Zusammenfassung

Zur Einhaltung der Emissionsbegrenzungen und für einen sinnvollen Umgang mit den Energievor-räten sowie für einen nachhaltigen Schutz der Erdatmosphäre sollte der Beitrag aus dem Bereich der motorischen Biogasverwertung insbesondere auch unter dem Aspekt eines weiteren flächen-deckenden umweltverträglichen Ausbaues dieser regenerativen Energiequelle auf folgende Stand-beine gestellt werden:

��Einsatz moderner Motortechnik

��Motoreinstellung muss auf die Brennstoff–(Biogas–)Zusammensetzung abgestimmt sein

��Regelmäßige Wartung und Kontrolle auf richtige Motoreinstellung (regelmäßige Emissi-onskontrolle durch Messüberprüfung) durch zuverlässige und erfahrene Servicefachfirma und (sofern Betreiber dazu im Stande) auch durch den Betreiber selbst (z.B. durch detaillier-te Service–checks und Dokumentation im Betriebstagebuch)

��Laufende Biogasqualitätsuntersuchungen (H2S– und CH4–Gehalt)

��Optimierung der Fermenter–Befütterung (auch) in Bezug auf die Biogasqualität

��Regelmäßige pH–Wert–Messungen und CSB–Messungen im Fermenter / Nachgärbehälter zur Gewährleistung einer hohen Biogasausbeute mit hohem Methangehalt und eines guten Ausgärgrades

��Regelmäßige Betreiberschulungen durch die Anlagen– und Motorhersteller

��Ausarbeitung von Erfahrungsberichten und insbesondere von Negativ–Erfahrungsberich-ten (z.B. „Schwachstellenanalyse“) zur Verhinderung der Wiederholung bereits an anderen Anlagen eingetretener Schadensbilder (Schadensvorbeugung)

��Weitgehende Wärmenutzung.



55

4. Ausblick

Im Hinblick auf die z.T. sehr beachtlichen Fortschritte in der Motorentwicklung von Biogasmotoren der vergangenen Jahre und insbesondere die derzeit anstehenden Entwicklungen auf diesem Ge-biet in Verbindung mit der entsprechenden Anlagenperipherie sind aus ökologischer Sicht günsti-ge Voraussetzungen für einen weiteren forcierten Ausbau dieser regenerativen Energiequelle ge-geben.

Eine weitergehende Wärmenutzung sollte hierbei jedoch nicht unbeachtet bzw. unrealisiert blei-ben. Auf innovative Entwicklungen ist hier zu hoffen. Literatur– und Textverweise

[1] Huber, S., Mair, K., (1997): Energetische Nutzung von Biogas aus der Landwirtschaft – Untersu-chung der Biogaszusammensetzung bei Anlagen aus der Landwirtschaft. Bayerisches Lan-desamt für Umweltschutz (LfU), Augsburg. [http://www.bayern.de/lfu/luft/biogas/index.html]

[2] Sklorz, Martin, Dr., (2002): Untersuchungen zum Einsatz von Oxidationskatalysatoren an land-wirtschaftlichen Biogas–Verbrennungsmotoren. Bayer. Institut für Angewandte Umweltforschung und –technik (BIfA), Augsburg. Vortrag auf der Fachtagung „Biogasanlagen – Anforderungen zur Luftreinhaltung“ im LfU am 17.10.2002.

[3] Schneider, Ralf, (2002); Grundlegende Untersuchungen zur effektiven, kostengünstigen Entfer-nung von Schwefelwasserstoff aus Biogas. Applikations– und Technikzentrum für Energieverfahrens–, Umwelt–, und Strömungstechnik, Sulzbach–Rosenberg. Vortrag auf der Biogasfachtagung im LfU am 17.10.2002

[4] Gronauer, A., Effenberger, M., Kaiser, F. und Schlattmann, M.: Biogasanlagen–Monitoring und Emissionsverhalten von Biogas–Blockheizkraftwerken. Abschlussbericht an das Bayerische Staatsministerium für Landesentwicklung und Umweltfragen. Bayerische Landesanstalt für Landtechnik, Arbeitsgruppe Umwelttechnik der Landnutzung, April 2002.

[5] Oechsner, H., Weckenmann, D., Buchenau, C. (1999): Erhebung von Daten an landwirtschaftli-chen Biogasanlagen in Baden–Württemberg. Agrartechnische Berichte: Heft 28, Institut für Ag-rartechnik und Landesanstalt für landwirtschaftliches Maschinen– und Bauwesen der Universi-tät Hohenheim.

http://www.bayern.de/lfu/luft/biogas/index.html



56

Anhang 1

Emissionsbegrenzung bei immissionsschutzrechtlich nicht genehmigungspflichtigen Anlagen < 1 MW FWL

Für kleinere, baurechtlich genehmigungsbedürftige Biogas–Verbrennungsmotoranlagen werden unter Berücksichtigung der Verhältnismäßigkeit folgende Emissionsbegrenzungen empfohlen (O2–Bezug 5 %):

Staub: Zielwert: 20 mg/m³; Grenzwert 50 mg/m³ (Begrenzung gilt nur für Zündstrahlmotoren)

NOx als NO2: 0,5 g/m³ bei Gas–Otto–Motoren

1,5 g/m³ bei Gas–Diesel–Motoren bzw. Zündstrahlmotoren (bei baurechtlicher Genehmigung)

[1,0 g/m³ bei Gas–Diesel–Motoren bzw. Zündstrahlmotoren (bei immissionsschutzrechtlicher Genehmigung)]

CO: 1,0 g/m³ bei Gas–Otto–Motoren

2,0a g/m³ (Zielwert: 1,5 g/m³) bei Gas–Diesel–Motoren bzw. Zündstrahlmotoren SO2: Zielwert 350a,b mg/m³ Formaldehyd: 60 mg/m³ (nur bei immissionsschutzrechtlicher Genehmigung). a Diese Anforderungen unterliegen einer Dynamisierung. b Unabhängig davon ist grundsätzlich eine möglichst hochwertige (vorrangig biologische) Ent-

schwefelung gefordert. Hinweise:

Auf die Einrichtung geeigneter Messöffnungen für die Emissionsmessungen sollte bereits bei der Errichtung der Anlage geachtet werden.

Ist die Anlage z.B. als Abfallbehandlungsanlage nach Nr. 8.6 des Anhangs zur 4. BImSchV immissi-onsschutzrechtlich genehmigungsbedürftig, so ist in Abhängigkeit von der Feuerungswärmeleis-tung des Motors/der Motoren zu entscheiden, ob die sich aus Nr. 5.4.1.4 der TA Luft vom 24.07.2002 ergebenden Anforderungen herangezogen werden können. Emissionsbegrenzung bei immissionsschutzrechtlich genehmigungspflichtigen Anlagen > 1 MW FWL Die (Mindest–)Anforderungen ergeben sich aus der TA Luft vom 24.07.2002, insbesondere Nr. 5.4.1.4 . Hinweis: Auf die Einrichtung geeigneter Messöffnungen für die Emissionsmessungen sollte bereits bei der Errichtung der Anlage geachtet werden.



57

Anhang 2

Biogasmotore; beispielhafte Berechnung zur überschlägigen Emissions– und Kaminhö-henabschätzung nach TA Luft

Alexander Fiedler, Regierung von Oberbayern, Sg. 840 Bernhard Zell, LfU

Das folgende, über die Homepage www.regierung.oberbayern.bayern.de unter „Wir für Sie / Lan-desentwicklung und Umweltfragen / Weitere Informationen zum Immissionsschutz" abzurufende Excel–Programm bietet die Möglichkeit, anhand von Anlagendaten des Betreibers (z.B. Motorleis-tung, Gasproduktionsrate, Gasbedarf usw.) im Genehmigungsverfahren für Biogasanlagen z.B. das Abgasvolumen und die Emissionen der Motoren an NOx, SOx, CO und Staub rechnerisch abzu-schätzen. Die Kaminhöhenabschätzung kann anschließend entsprechend den Vorgaben der TA Luft durchgeführt werden.

Biogasmotor Zündstrahler Gasmotor

Hersteller MAN D 2866 MAN E 2842

Bauart mit Zylinderzahl / Baujahr R 6 / 2000 V 12 / 2002

maximale Motorleistung in kW 177 300 Praxiswerte Wirkungsgrad Biogasmotore 0,25 bis 0,35 0,20 bis 0,35 zugrundegelegter Wirkungsgrad 0,31 0,33

Feuerungswärmeleistung (FWL) in kW 580 908 FWL Gesamt 1.489

Biogasbedarf in m3/h mit Hu Biogas bei 70% CH4 25.200 kJ/m3 75 130

max. Jahres– Gasmenge 1.731.387

Zündölbedarf mit Hu = 42.000 kJ/kg bei maximal 10% der FWL in kg/h 5,0 Luftverhältnis n (Lambda) 1,5 1,5

Rauchgasmenge Biogas trocken in m3/h 698 1214

Rauchgasmenge Zündöl trocken in m3/h 74

Abgasvolumenstrom trocken in m3/h 772 1214

Kaminhö-hen– berechnung 1986

Durchschnittlicher O2–Gehalt im Abgas 7,0 7,0

Abgasvolumenstrom tr. bei 5% O2 in m3/h 676 1063

Emission EBG Q in kg EBG Q in kg

Staub in mg/m3 20 0,014 20 0,021 Summe in kg NO2 Kamin

NOx als NO2, Emissionsbegrenzung in g/m3 1,0 0,709 0,50 0,536 1,244 0,796

CO in g/m3 2,0 1,384 1,0 1,115 2,499

Formaldehyd in mg/m3 60 0,041 60 0,064 0,104

SOx als SO2 Zielwert in g/m3 0,35 0,239 0,35 0,376 0,615

http://www.regierung.oberbayern.bayern.de/



58

Emissionsminderungsmöglichkeiten bei Biogasanlagen – entlang der Prozesskette der Biogaserzeugung –

Franz Reitberger, LfU

Inhaltsverzeichnis

1. Einleitung 59 2. Emissionen bei Biogasanlagen 59

2.1 Keime 60

2.2 Geruchsemissionen 60

2.3 Ammoniak 61

2.4 Methan 61

2.5 Lachgas 62

2.6 Motorenemissionen (Abgase aus Biogas–Verbrennungsprozessen) 62

2.7 Bewertung der Emissionssituation 63

3. Emissionsminderungsmöglichkeiten 63

3.1 Anlieferung und Lagerung der Gärsubstrate 64

3.2 Eingabeverfahren, Vorgruben und Substrataufbereitung 64

3.3 Gasführende Anlagenkomponenten, Gasspeicher 65

3.4 Gasreinigung, Gasqualität 65

3.5 Biogas–Verbrennungsmotoranlagen – Emissionsbegrenzung 65

3.6 Emissionsmessungen bei immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftigen Biogas–Verbrennungsmotoranlagen 66

3.7 Oxidationskatalysatoren 67

3.8 Gülleendlager 67

3.9 Entnahme des Gärsubstrates, Gärsubstratausbringung 68

3.10 Anlagenüberwachung, Wartungs– bzw. Betriebstagebuch 69

3.11 Auflagenvorbehalte, sonstige Empfehlungen 69

4. Fazit 69 5. Literaturverzeichnis 70



59

1. Einleitung

Bei der Biogaserzeugung und –nutzung kommt es zu verschiedenen Emissionen wie Keimen Ge-ruchsemissionen, Ammoniak, klimarelevanten Gasen (CH4, N2O) und Motorenemissionen (CO, CO2, NOX, SO2, Staub). Die Emissionen können abhängig von ihrem Umfang zu schädlichen Umwelt-einwirkungen zur Eutrophierung, Versauerung, Ozonbildung und zum Treibhausklima mit beitra-gen.

Der nachfolgende Vortrag soll weiterführende Informationen über die auftretenden Emissionen geben (Quellen, Menge, Ursachen) und aufzeigen welche Möglichkeiten zu deren Reduzierung zur Verfügung stehen. Die Informationen stammen dabei aus Praxisfällen zu denen das LfU hinzuge-zogen wurde, aus Literaturrecherchen, aus Herstellerinformationen und aus der Auswertung von vorliegenden Genehmigungsbescheiden.

2. Emissionen bei Biogasanlagen

Die Emissionen bei der motorischen Nutzung von Biogas wurden bereits im Rahmen der Veranstal-tung vertieft behandelt [19]. Die dort getroffenen zusammenfassenden Aussagen werden zur um-fassenden Darstellung aller relevanten Emissionen aus Biogasanlagen insbesondere in Kapitel 3 „Emissionsminderung“ mit aufgenommen. Den Schwerpunkt dieses Referats stellen die bei der Biogaserzeugung auftretenden Emissionen dar. Es handelt sich dabei um Emissionen, die auf die eingesetzten Substrate (in der Regel Gülle) zurückzuführen sind und daher in gleicher Art auch in der Tierhaltung auftreten. Lediglich in ihrer Höhe gibt es Unterschiede. Dies liegt an den che-misch/biologischen Umwandlungsprozessen in der Biogasanlage, die die Emissionen teilweise reduzieren aber auch – insbesondere bei Ammoniak – begünstigen können. Die Quellen innerhalb der Biogasanlagen, an denen die Emissionen entweichen, sind dort zu finden, wo die Biogasanla-gen nicht gekapselt ausgeführt sind. Aufgrund der Vielzahl unterschiedlicher Anlagentechniken (siehe [5]) und der Zusammensetzung der eingesetzten Substrate können die Emissionen in ihrer Quantität in einem sehr weiten Bereich variieren. Die vorliegenden Forschungsergebnisse beziehen sich auf einen Emissionsvergleich von Biogasgülle und unbehandelter Gülle in vergleichbaren La-gerbehältern. Dies lässt auch Schlüsse darüber zu, inwieweit sich die Emissionssituation eines landwirtschaftlichen Betriebs ändern kann, wenn dieser eine Biogasanlage errichtet. Eine Übersicht über die möglichen Emissionsquellen innerhalb der Biogasanlage und über den Emissionsver-gleich mit unbehandelter Gülle gibt nachfolgende Tabelle.

Tab. 1: Emissionen von Biogasgülle (ohne emissionsmindernde Maßnahmen wie z.B. Schwimmschichten)

erweitert nach [7][13][15].

Emissionen Emmissions-

quellen

Vergleich mit unvergorener

Gülle in % Bemerkungen

Keime – (Vorgrube) – (Endlager)

(�)* Die Anzahl der Keime wird bei ordnungsgemäßem Anlagenbe-trieb erniedrigt (z.B. durch Hygienisierungsstufen, zwischen-zeitliche pH–Wert–Erniedrigung, Ammoniakgehalt). Eine Keim-erhöhung wäre durch den Einsatz von Kosubstraten bei un-sachgemäßer Behandlung denkbar.

Geruchs-emissionen

– Lagerung – Einbringung – Vorgrube – Undichtigkeiten – (Endlager) – Ausbringung

(–31) [7] Geruchsemissionen werden tendenziell durch den Abbau ge-ruchsverursachender Substanzen in der Gülle erniedrigt. Sie können aber einzelbetrieblich durch den Einsatz von Kosubstra-ten, mangelhafter Anlagentechnik und Verunreinigungen zu-nehmen.

Ammoniak – (Vorgrube) – Endlager – Ausbringung

+21 bis +64 [7] Ammoniakemissionen nehmen aufgrund des Umbaus der N–Verbindungen in Ammonium–Stickstoff und einer pH–Wert– und Temperaturerhöhung im Endlager zu.



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Emissionen Emmissions-

quellen

Vergleich mit unvergorener

Gülle in % Bemerkungen

Methan – Undichtigkeiten – Endlager

–67 bis +87 [7] Methanemissionen sind klimarelevant (CO2–Äquivalent: 21). Die vorliegenden Untersuchungsergebnisse ergeben hier noch kein einheitliches Bild. Ursache hierfür ist die Vielzahl von variierenden Rahmenbedingungen (z.B. Substratzusammenset-zung, Abbaugrad im Fermenter, Lagertemperatur, Lagerdauer u.v.a..)

Lachgas (N2O)

– (Vorgrube) – Endlager – (Ausbringung)

–36 bis –72 [7] Lachgasemissionen sind klimarelevant (CO2–Äquivalent: 310).

Emissionsquellen bzw. Werte in Klammern sind nur unter Einschränkung zu sehen (siehe Bemerkungen). * Daten hierzu liegen nicht vor, Bewertung aufgrund der Rahmenbedingungen (siehe Bemerkungen)

2.1 Keime

Die Gülle von Nutztieren aus der Landwirtschaft enthält hygienisch relevante Bakterien wie coli-forme Bakterien, Salmonellen, Leptospiren, Mycobakterien, Chlamydien und andere Keime. Vom Umweltbundesamt wurden die Luftkeimkonzentrationen bei verschiedenen Wetterlagen und in unterschiedlichen Abständen vom Gülle–Lagerbehälter gemessen. Aus den Messergebnissen geht keine generelle Gesundheitsgefahr für die Anwohner hervor. Es wird dort aber dennoch empfoh-len, vorbeugend offene Gülle–Lagerbehälter nachträglich abzudecken oder die Behälter außerhalb geschlossener Wohnsiedlungen zu verlagern. Biogasanlagen, in denen Kosubstrate nach der Bio-abfallverordnung eingesetzt werden, müssen eine Keimreduzierung um 4 Zehnerpotenzen nach-weisen (direkte und indirekt Prozessprüfung). Bei Endlagern von Biogasanlagen dürfte sich daher bei sachgemäßem Betrieb die Luftkeimkonzentration nochmals aufgrund der hygienisierenden Wirkung von Biogasanlagen erniedrigen. Untersuchungen hierzu liegen bislang nicht vor. Zu einer erhöhten Luftkeimkonzentration dürfte es nach bisherigen Erkenntnissen nur bei der Durchschleu-sung von noch nicht ausreichend ausgegorenen Substratbestandteilen ins Endlager (z.B. aufgrund von Betriebsstörungen (Umkippen der Anlage)) bzw. eventuell im Bereich der Vorgrube oder durch die vermehrte Aerosolbildung im Sprühnebel beim sogenannten Einspülverfahren (ohne Abde-ckung) für Substrate in den Fermenter kommen. 2.2 Geruchsemissionen

Zu den geruchsintensiven Stoffen bei Biogasanlagen zählen u.a. Ammoniak, organische Säuren, Phenole und Schwefelwasserstoff (H2S). Auftretende Gerüche sind oftmals der Ausgangspunkt von Belästigungen bzw. Beschwerden über Biogasanlagen. Die Geruchsemissionen hängen vor allem von der Zusammensetzung der Einsatzstoffe (Gülle, Kofermente) ab. Die Zusammensetzung der Gülle variiert dabei je nach Tierart, Stalltechnik, Fütterung und Wasserbedarf bei der Reinigung des Stalles (Verdünnung). Obwohl die anaerobe Behandlung der Gülle zu einer deutlichen Verringe-rung geruchsverursachender Substanzen um rd. 30 % führt, kann es insbesondere durch die Lage-rung und den zusätzlichen Einsatz von Kosubstraten (z.B. Fettabscheider, Speiseabfälle, Schlacht-abfälle, ...) und/oder Betriebsstörungen mit Gasaustritt bzw. auch durch die Durchschleusung von noch nicht ausreichend ausgegorenen Substratbestandteilen in das Endlager und dortiger Nachgä-rung sowie durch z.B. Verunreinigungen im Annahme/Abgabebereich der Biogasanlage zu mehr oder weniger starken Geruchsbelästigung kommen. Zu betonen ist, dass das häufig eingesetzte Einspülverfahren, bei Verwendung eines offenen Systems, durch das zum Einspülen verwendete Gärsubstrat zu erheblichen Geruchseinwirkungen auf die Umgebung führen kann. Weitere Infor-mationen werden aus einer Studie im Auftrag der Niedersächischen Ministerien für Umwelt und Landwirtschaft erwartet, in der über einen Zeitraum von insgesamt einem Jahr an zwei Biogasan-lagen kontinuierlich alle Betriebszustände gemessen werden (Abschluss des Projektes voraussicht-lich Ende 2002).



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2.3 Ammoniak

Ammoniak (NH3) ist eine Geruchskomponente. Es wirkt versauernd, eutrophierend und ist indirekt klimarelevant, da Ammoniak z.T. im Boden zu N2O umgewandelt wird (nach Clemens 2001: Trans-ferfaktor von NH3 zur Umrechnung in CO2–Äquivalente: 3,1).

Ammoniak entsteht durch den anaeroben biologischen Abbau organischer Stickstoff–Verbindungen in Ammonium. Je nach pH–Wert und Temperatur steht dieses im chemischen Gleichgewicht mit dem flüchtigen Ammoniak.

Bei der Fermentation von Gülle in Biogasanlagen ist der Abbau organischer Substanzen aufgrund der „optimierten“ Einflussfaktoren höher als bei der Lagerung von Gülle auf landwirtschaftlichen Betrieben (ohne Biogasanlagen). Dies führt zu einem höheren Anteil an mineralischem Stickstoff in Form von Ammonium. Gleichzeitig hat der pH–Wert durch den Abbau von Säuren und durch die Bildung von Pufferkapazität nach der Vergärung im Vergleich zu normal gelagerter Gülle um bis zu einer pH–Einheit zugenommen. Auch die Temperatur im Endlager aufgrund der Prozesstemperatur im vorgelagerten Fermenter (bei thermophilem Verfahren > 45°C) ist erhöht. Dies führt zu einer verstärkten Freisetzung von flüchtigem Ammoniak. Ammoniakemissionen treten folglich überwie-gend im Gülle/Gärsubstratendlager auf, gegebenenfalls zu geringeren Anteilen in der Vorgrube. Aufgrund der variablen Rahmenbedingungen bei der Biogaserzeugung (z.B. unterschiedliche Aus-gangssubstrate, Verweilzeiten, Prozesstemperaturen) ist die tatsächliche Höhe der Emissionen nicht pauschal zu benennen. Hierzu laufen derzeit einige Forschungsvorhaben. In bisher vorliegen-den Daten wird von einer Zunahme der Ammoniakemissionen (ohne den Einsatz emissionsmin-dernder Maßnahmen) von 21 – 64 % ausgegangen. 2.4 Methan

Methan (CH4) ist ein klimarelevantes Gas (CO2–Äquivalent = 21). Es ist mit in der Regel 50 bis 65 % Hauptbestandteil und Energieträger des Biogases. Es entsteht durch den anaeroben Abbau von Kohlenstoffverbindungen durch Mikroorganismen. Der überwiegende Anteil des Methans entsteht unter den optimierten Bedingungen im Fermenter. Er wird kontrolliert dem Motor als Verbren-nungsgas zugeführt. Eine Restmenge an Methan kann jedoch weiterhin im Gärsubstratendlager entstehen und gegebenenfalls unkontrolliert entweichen. Auch in Güllelagern (ohne Biogasanlage) kann es zur Methanbildung kommen. Einfluss auf die Methanbildungsrate haben z.B.:

– Substratzusammensetzung und Menge des noch abbaubaren Materials (wiederum abhängig von z.B. Aufstallungsarten, Futterzusammenstellung, Anlagentechnik)

– Durchschleusung gewisser Anteile an unvergorenem oder nur teilweise abgebautem Ausgangsmaterial

– Lagertemperatur, da die anaerobe Gärung sehr stark temperaturabhängig ist. Während bei 5°C die Gärung praktisch zum Erliegen kommt, ist sie bei 10°C schon 30–50 mal höher. Zwischen 10°C und 25°C kann sich die Methanbildungsrate um einen Faktor von bis zu 200 erhöhen [6].

– Lagerdauer, da es auch bei geringer Umsetzrate aufgrund der Lagerdauer (bis zu 6 Monaten) durch Aufschluss von schwer abbaubaren faserreichen Substratbestandteilen zu deutlichen Emissionen kommen kann.

– Methanbildende Bakterien, da die Gülle von Wiederkäuern bereits sehr gut mit methanbilden-den Bakterien angeimpft ist. Bei Schweinegülle muss sich dagegen erst ein Bestand von adap-tierten Methanbildnern entwickeln. Je nach Art der Bewirtschaftung (mit oder ohne vorgelager-ter Fermentation, vollständige oder teilweise Leerung des Lagers) baut sich dieser Bestand je-weils neu im Gülleendlager auf und führt dann zu den entsprechenden Emissionen.



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– pH–Wert, da dieser einen wesentlichen Einfluss auf die Lebensbedingungen der Mikroorganis-men hat. Die Methangärung verläuft in einem Bereich von pH 6,8 – 8. Durch die Zusammenset-zung der eingesetzten Substrate kann der pH–Wert erheblich variieren und somit Einfluss auf die Gasbildung (Höhe/Zusammensetzung) nehmen.

Aufgrund dieser Vielzahl von Einflussfaktoren schwanken die in den bisher vorliegenden Daten dargestellten Bildungsraten von Methan im Gärsubstratendlager (Biogasgülle) im Vergleich zu ei-nem Gülleendlager im weiten Bereich von –67 bis +87 % (ohne den Einsatz emissionsmindernder Maßnahmen).

2.5 Lachgas

Lachgas (N2O) wirkt ebenfalls stark klimarelevant (CO2–Äquivalent = 310). Lachgas kann unter an-aeroben Bedingungen beim Abbau von Nitrit und Nitrat in Verbindung mit leicht abbaubaren or-ganischen Verbindungen entstehen (Denitrifikation) oder unter aeroben Bedingungen durch die Oxidation von Ammonium. Im Vergleich zu unbehandelter Gülle kommt es nach vorliegenden Lite-raturstellen zu einer Reduzierung der N2O–Emissionen von 36 – 72 %. Klimarelevante Gase wie Ammoniak, Methan und Lachgas können aus dem Gülleendlager entwei-chen, aus undichten gasführenden Anlagenteilen oder bei der Ausbringung der Reststoffe. Vertief-te Informationen zur Emissionssituation werden nach Abschluss eines Forschungsprojektes der Universität Bonn erwartet (Titel: „Untersuchung der Emission direkt und indirekt klimawirksamer Spurengase (NH3, N2O,und CH4) während der Lagerung und nach der Ausbringung von Kofermen-tationsrückständen sowie Entwicklung von Vermeidungsstrategien“; Koordination Herr Dr. Cle-mens, Agrikulturchemisches Institut Universität Bonn; Abschlussbericht derzeit in Abstimmung zwischen den Projektpartnern).

2.6 Motorenemissionen (Abgase aus Biogas–Verbrennungsprozessen)

Als relevante Schadgase von Biogas–Verbrennungsmotoren gelten Kohlenmonoxid (CO), Stickoxi-de (NOx), und Schwefeldioxid (SO2). Zündstrahlmotoren emittieren zusätzlich Staub (Ruß). Um Daten über das tatsächliche Emissionsverhalten von Biogas–Verbrennungsmotoren im Bestand zu erhalten, beauftragte das StMLU die Bayerische Landesanstalt für Landtechnik mit dem For-schungsvorhaben „Biogasanlagen–Monitoring und Emissionsverhalten von Biogas–Blockheizkraft-werken. Der Vergleich der Emissionsmessergebnisse von kleinen Biogas–Verbrennungsmotoren bis ca. 130 kWel, für die keine allgemeingültigen Emissionsgrenzwerte bestehen), mit den Emis-sionsgrenzwerten der TA Luft vom 26.07.2002 für immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürf-tige Anlagen zeigt, dass diese Werte in der Regel überschritten werden. Die starken Schwankungen der Messergebnisse deuten aber auf ein hohes durch Motorenoptimierung realisierbares Emissi-onsminderungspotenzial. Dies wird bestätigt durch dem LfU vorliegende deutlich günstigere Emis-sionsmessergebnisse an neuen Biogas–Verbrennungsmotoren. Auf der Grundlage dieser Messer-gebnisse hat das LfU Empfehlungen für Emissionsbegrenzungen bei baurechtlich zu genehmigen-den Anlagen ausgesprochen. (Ausführliche Darstellung und Interpretation der Ergebnisse des For-schungsvorhabens siehe [5][19]).

Neben den relevanten Schadgasen emittieren Biogas–Verbrennungsmotoren auch Kohlendioxid (CO2) als klimarelevantes Gas. Das CO2 stammt dabei z.T. direkt aus dem Biogas (CO2 ist mit rd. 30 % neben Methan (rd. 50 bis 65 %) Hauptbestandteil des Biogases) und z.T indirekt über die Verbrennung des Methananteils. Es ist in einer ersten Bewertung als überwiegend bilanzneutral einzustufen, da es zuvor über die Photosynthese der Pflanzen (Tierfutter � Gülle), der Atmosphäre entzogen wurde. Klimarelevant ist dagegen das aus der Verbrennung des fossilen Zündölanteils (ca. 10 %) in Biogaszündstrahlmotoren entstehende CO2.



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2.7 Bewertung der Emissionssituation

Wie beschrieben kann es je nach Verfahrenstechnik, Anlagenausstattung und eingesetzter Substra-te unter ungünstigen Vorraussetzungen sogar zu einer Erhöhung des Ausstoßes von Ammoniak sowie von Geruchsemissionen und klimarelevanten Gasen bei der Biogaserzeugung im Vergleich zur konventionellen Güllelagerung kommen.

Derzeit laufen an mehreren deutschen Einrichtungen und Instituten (z.B. Kuratorium für Technik und Bauwesen in der Landwirtschaft KTBL Dortmund, Ökoinstitut, Freiburg) Studien zur Ökobilan-zierung von Biogasanlagen. Bisher vorliegend ist die Studie des Schweizer Bundesamtes für Ener-gie [4] „Ökobilanz der Stromerzeugung aus landwirtschaftlichem Biogas“.

Diese Studie kommt unter den dort getroffenen Annahmen zu dem Ergebnis, dass die Stromge-winnung aus landwirtschaftlichem Biogas auch ohne Optimierungsmaßnahmen umweltfreundli-cher ist, als die konventionelle Energiegewinnung aus fossilen Energieträgern. Es wird jedoch ein-geräumt, dass bei der Biogaserzeugung insbesondere die Ammoniakemissionen zunehmen kön-nen.

Um die Ökobilanz einer Biogasanlage weitmöglichst zu optimieren und Geruchseinwirkungen auf die Umgebung sowie Umweltschädigungen zu vermeiden, sollte insbesondere beim Einsatz von Kosubstraten eine möglichst emissionsmindernde Anlagentechnik gewählt werden.

3. Emissionsminderungsmöglichkeiten

Für ein Optimum an Umweltvorteilen und zur Vermeidung schädlicher Umwelteinwirkungen, er-heblicher Nachteile oder Belästigungen sollte die Anlagentechnik so ausgelegt sein, dass die Er-zeugung von Biogas kontrolliert und im (weitgehend) geschlossenen System abläuft. Abbildung 1 gibt ein Beispiel für die Ausgestaltung einer aus Sicht der Luftreinhaltung optimierten Anlage.

Abb. 1: Optimierte Biogasanlage aus Sicht der Luftreinhaltung



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In der Beispielanlage wurde die Vorgrube in die Lagerhalle integriert. Über die permanente Luftab-saugung in der Halle werden die Geruchsemissionen erfasst und dem BHKW als Verbrennungsluft zugeführt. Gegebenenfalls ist zusätzlich ein Biofilter zu installieren. Die Biogaszufuhr zum Motor erfolgt über eine zwischengeschaltete Gasreinigung. Der Verbrennungsmotor ist im Beispiel mit einem Oxidationskatalysator ausgestattet. Auf die Einrichtung einer geeigneten Messöffnung für die Emissionsmessungen wurde bereits bei der Errichtung der Anlage geachtet. Bei Störungen am Biogasmotor wird ein Ersatzmotor eingesetzt. Entsprechend der Leistung dieses Motors müssen gegebenenfalls, um einen Gasüberschuss zu vermeiden, die Substratzufuhr eingestellt und die Temperatur des Fermenters gesenkt werden. Das Endlager der vergorenen Gülle ist gasdicht aus-geführt. Restgasmengen aus der Nachgärung werden dem gasführenden System zur energeti-schen Verwertung zugeführt. Die Ausbringung der vergorenen Gülle erfolgt möglichst emissions-arm (z.B. Schleppschuh, Schleppschlauch). Entlang der Prozesskette ergeben sich im Einzelnen folgende Emissionsminderungsmöglichkeiten. 3.1 Anlieferung und Lagerung der Gärsubstrate

��Fahrwege und Betriebsflächen im Anlagenbereich sind in einer der Verkehrsbeanspruchung entsprechenden Stärke zu befestigen. Die befestigten Flächen sind entsprechend dem Verun-reinigungsgrad zu säubern, dabei sind Staubaufwirbelungen zu vermeiden.

��Abhängig von den Eigenschaften der Substrate und Kosubstrate hat die Anlieferung in geschlossenen Fahrzeugen zu erfolgen.

��Die Festlegung der speziellen Anforderungen an die Lagerung ist stoffspezifisch in Abhängig-keit der eingesetzten Substrate bzw. Kosubstrate und deren Eigenschaften sowie der örtlichen Gegebenheiten vorzunehmen, z.B. sollten Altfette und Speisereste in geschlossene Tanks (sie-he auch Hygieneanforderungen) gelagert werden.

��Sollte es zu einer starken Geruchsentwicklung, z.B. beim Entleeren der Transportfahrzeuge kommen, kann eine Einhausung und Absaugung der Luft (durch z.B. Zuführung zum BHKW als Verbrennungsluft oder zu einer Abluftreinigung (Biofilter [16], UV–Filter) erforderlich werden.

��Gegebenenfalls ist sogar eine Fahrzeugschleuse erforderlich. 3.2 Eingabeverfahren, Vorgruben und Substrataufbereitung

��Befüllvorgänge (Vorgrube, Zwischenlager) sind so vorzunehmen, dass Aufwirbelungen und/oder die Freisetzung von Aerosolen möglichst vermieden werden. Bei der Befüllung ent-stehende Verunreinigungen sind jeweils unmittelbar zu entfernen.

��Die Vorgrube ist mit einer Abdeckung auszurüsten, die nur für kurzzeitige Befüllvorgänge ge-öffnet werden darf. Die Verdrängungsluft ist gegebenenfalls (bei Geruchsbelästigungen) voll-ständig zu erfassen und einem Abluftreinigungssystem (z.B. Biofilter [16]), zuzuführen.

��Eingabeverfahren sind in Abhängigkeit vom eingesetzten Substrat (z.B. nachwachsende Roh-stoffe als Kosubstrate) so zu wählen, dass Geruchsemissionen vermieden werden (Vermeidung eines offenen Gülle–Spülstrahls, alternativ z.B. Eingabe durch Förderschnecken, Stempelpres-sen, usw.; Übersicht und Vergleich der verschiedenen Einbringtechniken siehe [1]). Ungeeigne-te Eingabeverfahren sind erfahrungsgemäß oftmals ein Grund für Geruchsemissionen und damit verbundene Beschwerden.

��Aufbereitungsstufen für Kofermente (Störstoffabtrennung, Zerkleinerung, Nassauflösung etc.) sind in geschlossener Bauweise zu errichten und gegebenenfalls an eine Abluftreinigung anzu-schließen.



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3.3 Gasführende Anlagenkomponenten, Gasspeicher

Das Austreten von Biogas ist aus Sicherheitsgründen (siehe Anforderungen zur Sicherheitstechnik) und wegen geruchs– und klimarelevanter Emissionen (z.B. CH4) zu vermeiden.

��Dichtheitsprüfung siehe Sicherheitsrichtlinien (Untersuchungen zu z.B. Leitungsverlusten wer-den derzeit von Hr. Dr. Clemens, Universität Bonn, durchgeführt.)

��Auch bei einem Ausfall eines Motors ist durch eine abgestimmte Auslegung (Verhältnis Spei-chervolumen zu Gasproduktion), den Einsatz eines Reservemotors und gegebenenfalls – sofern eine Gasverwertung vorrübergehend und kurzfristig nicht möglich sein sollte – durch den Ein-satz von Gasfackeln sicherzustellen. Dabei ist der Einsatz eines Reservemotors zur Gasnutzung aus gesamtökologischer Sicht einer Fackel vorzuziehen.

3.4 Gasreinigung, Gasqualität

Eine Gasreinigungseinrichtung, die auf die Betriebsbedingungen der Anlage hin optimiert worden ist, ist grundsätzlich zur Vermeidung der Schädigung von Motoren, Katalysatoren und Wärmetau-schern durch saure Biogasbestandteile wie Schwefelwasserstoff zu empfehlen, z.B. durch:

��integrierte biologische Entschwefelung durch abgestimmte Luftzudosierung in den Fermenter-raum und Einbau ausreichender Besiedelungsflächen für die Entschwefelungsbakterien (mikrobieller Abbau von H2S),

��biologische Entschwefelung (Biogaswäscher) und

��Entschwefelung durch Aktivkohlefilter, Raseneisenerz, usw..

Untersuchungen und Bewertungen verschiedener Biogasreinigungsverfahren werden derzeit vom Applikations– und Technikzentrum für Energieverfahrens–, Umwelt– und Strömungstechnik (ATZ–EVUS), Sulzbach–Rosenberg durchgeführt [12].

Die Gasqualität sollte möglichst regelmäßig bezüglich H2S– und CH4–Gehalt untersucht werden um einen optimalen, emissionsarmen Motorbetrieb (Motoreinstellung) zu gewährleisten.

3.5 Biogas–Verbrennungsmotoranlagen – Emissionsbegrenzung

Emissionsbegrenzung bei immissionsschutzrechtlich nicht genehmigungspflichtigen Anlagen < 1 MW FWL:

Für kleinere, baurechtlich genehmigungsbedürftige Biogas–Verbrennungsmotoranlagen werden unter Berücksichtigung der Verhältnismäßigkeit, folgende Emissionsbegrenzungen empfohlen (O2–Bezug 5 %):

Staub: Zielwert: 20 mg/m³; Grenzwert 50 mg/m³ (Begrenzung gilt nur für Zündstrahlmotoren)

NOx als NO2: 0,5 g/m³ bei Gas–Otto–Motoren 1,5 g/m³ bei Gas–Diesel–Motoren bzw. Zündstrahlmotoren (bei baurechtlicher Genehmigung)

[1,0 g/m³ bei Gas–Diesel–Motoren bzw. Zündstrahlmotoren (bei immissionsschutzrechtlicher Genehmigung)]

CO: 1,0 g/m³ bei Gas–Otto–Motoren 2,0a g/m³ (Zielwert: 1,5 g/m³) bei Gas–Diesel–Motoren bzw. Zündstrahlmotoren

SO2: Zielwert 350a mg/m³ (Diese Anforderungen unterliegen einer Dynamisierung)

Formaldehyd: 60 mg/m³ (nur bei immissionsschutzrechtlicher Genehmigung) a Diese Anforderungen unterliegen einer Dynamisierung.



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Hinweise:

��Auf die Einrichtung geeigneter Messöffnungen für die Emissionsmessungen sollte bereits bei der Errichtung der Anlage geachtet werden.

��Ist die Anlage z.B. als Abfallbehandlungsanlage nach Nr. 8.6 des Anhangs zur 4. BImSchV im-missionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftig, so ist in Abhängigkeit von der Feuerungs-wärmeleistung des Motors/der Motoren zu entscheiden, ob die sich aus Nr. 5.4.1.4 der TA Luft vom 24.07.2002 ergebenden Anforderungen herangezogen werden können.

Emissionsbegrenzung bei immissionsschutzrechtlich genehmigungspflichtigen Anlagen > 1 MW FWL:

Die (Mindest–)Anforderungen bei immissionsschutzrechtlich genehmigungspflichtigen Anlagen > 1 MW FWL ergeben sich aus der TA Luft vom 24.07.2002, insbesondere Nr. 5.4.1.4 .

Hinweis: Auf die Einrichtung geeigneter Messöffnungen für die Emissionsmessungen sollte bereits bei der Errichtung der Anlage geachtet werden. Zudem sind an Verbrennungsmotoren für den Einsatz von Biogas folgende weitere Anforderungen zu stellen:

��Regelmäßige Wartung und Kontrolle der Motoren. Sofern für die Wartungsarbeiten kein geeig-netes Personal zur Verfügung steht, ist gegebenenfalls ein Wartungsvertrag mit einer einschlä-gig tätigen Service Fachfirma abzuschließen.

��Die Nutzung des Abwärmepotenzials der Biogas–Verbrennungsmotoren ist anzustreben (z.B. Anbindung an Heizung, Gewächshäuser, Trocknungsanlagen, ....). Zumindest ist die Möglich-keit der Nachrüstung eines Abgas–Wärmetauschers vorzusehen.

��Die Nachrüstmöglichkeit für eine Systemsteuerung z.B. zur Anpassung der Verbrennungs-bedingungen bzw. des Motormanagements an die Qualität des Biogases (Lambda–Regelung) sollte vorgesehen werden.

��Die Motorabgase sind grundsätzlich senkrecht nach oben, in die freie Luftströmung abzufüh-ren. Bei immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftigen Anlagen bestimmt sich die Schornsteinmindesthöhe nach den Nrn. 5.5.2 bis 5.5.4 TA Luft. Demnach soll der Schornstein mindestens eine Höhe von 10 m über der Flur und eine den Dachfirst um 3 m überragende Hö-he haben. Es sei denn, es ergibt sich nach Nr 5.5.3 TA Luft eine höhere Schornsteinmindesthö-he.

��Kamine und Abluftstutzen dürfen nicht überdacht werden; zum Schutz gegen Regeneinfall können Deflektoren aufgesetzt werden.

3.6 Emissionsmessungen bei immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftigen Biogas–Verbrennungsmotoranlagen

��Es sind nach Inbetriebnahme (innerhalb eines festgelegten Zeitraums von z.B. drei bis zwölf Monaten) Emissionsmessungen durchzuführen (Abnahmemessungen).

��Die Emissionsmessungen sind turnusmäßig alle drei Jahre zu wiederholen (wiederkehrende Messungen).

��Die Messungen dürfen nur von einer nach §26/28 BImSchG zugelassenen Messstelle durchge-führt werden.

��Die Durchführung der Messungen bzw. die Erstellung der Messberichte sind nach dem Muster–Emissionsbericht des Länderausschusses für Immissionsschutz (LAI) vorzunehmen.



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��Die Einsatzstoffe und Stoffmengen der verschiedenen Einsatzstoffe sind im Messbericht an-zugeben.

��Die Messungen sind entsprechend Nr. 5.3.2., TA Luft durchzuführen. Demnach sind mindestens drei Einzelmessungen bei ungestörter Betriebsweise mit höchster Emission und mindestens jeweils eine weitere Messung bei regelmäßige auftretenden Betriebszuständen mit schwan-kendem Emissionsverhalten durchzuführen.

��Die Dauer der Einzelmessung beträgt in der Regel eine halbe Stunde; das Ergebnis der Einzel-messung ist als Halbstundenmittelwert zu ermitteln und anzugeben.

��Die Termine der Messungen sind der zuständigen Genehmigungsbehörde jeweils frühzeitig (z.B. mindestens acht Tage vor Messbeginn) mitzuteilen.

��Zur ordnungsgemäßen Durchführung der Emissionsmessungen ist im Benehmen mit der § 26 Messstelle vor Ort eine geeignete Probenahmestelle zu installieren. Die Hinweise der Richtlinie VDI 2066 zur Messtechnik sind zu beachten.

3.7 Oxidationskatalysatoren ��Den Einsatz von Oxidationskatalysatoren und deren Standzeiten bei Biogasanlagen lässt das

LfU derzeit im Rahmen eines Forschungsvorhabens beim Bayerischen Institut für Angewandte Umweltforschung und –technik, Augsburg untersuchen (siehe auch „Untersuchungen zum Ein-satz von Oxidationskatalysatoren an landwirtschaftlichen Biogas–Verbrennungsmotoren“ [14]).

��Bei Zündstrahlmotoren sollte vorsorglich ausreichend Platz für die Nachrüstung eines Oxidationskatalysators vorgesehen werden.

3.8 Gülleendlager

Nach TA Luft 5.4.9.36 gelten für Güllelager folgende Anforderungen:

��Bei der Errichtung der Anlagen ist ein Mindesabstand von 300 m zur nächsten vorhandenen oder im Bebauungsplan festgesetzten Wohnbebauung einzuhalten.

��Der Mindesabstand kann unterschritten werden, wenn die Emissionen an Geruchsstoffen durch primärseitige Maßnahmen gemindert werden oder das geruchsbeladene Abgas in einer Abgas-reinigungseinrichtung behandelt wird.

��Die durch die Minderung der Emissionen an Geruchsstoffen mögliche Verringerung des Min-destabstandes ist mit Hilfe eines geeigneten Modells zur Geruchsausbreitungsrechnung festzu-stellen, dessen Eignung der zuständigen Fachbehörde nachzuweisen ist.

��Anlagen zum Lagern und Umschlagen von flüssigen Wirtschaftsdüngern sind entsprechend DIN 11622 (Ausgabe 1994) und DIN 1045 (Ausgabe 1988) zu errichten.

��Die Lagerung von Flüssigmist (außerhalb des Stalles) soll in geschlossenen Behältern erfolgen oder es sind gleichwertige Maßnahmen zur Emissionsminderung anzuwenden, die einen Emis-sionsminderungsgrad bezogen auf offene Behälter ohne Abdeckung von mindestens 80 von Hundert der Emissionen an geruchsintensiven Stoffen und an Ammoniak erreicht.

��Künstliche Schwimmschichten sind nach etwaiger Zerstörung durch Aufrühren oder Ausbrin-gungsarbeiten nach Abschluss der Arbeiten unverzüglich wieder funktionstüchtig herzustellen.

��Für flüssigen Wirtschaftsdünger der an Dritte zur weiteren Verwertung abgegeben wird, ist ein Nachweis der ordnungsgemäßen Lagerung und Verwertung des Wirtschaftsdüngers zu führen.



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Je nach Anlagenauslegung und Lagerbedingungen des ausgegorenen Substrats (Verweilzeit, Ab-baugeschwindigkeit, pH–Wert, Temperatur, usw.) können im Endlager wie bereits beschrieben noch erhebliche Mengen Biogas durch eine Nachvergärung entstehen (Methan, Ammoniak, u.U. Gerüche, H2S). Zur Optimierung der Emissionssituation bei Biogasanlagen und zur Nutzung zusätz-licher Gaserträge wird daher eine gasdichte Abdeckung von Gülleendlagern mit Anbindung an das gasführende System empfohlen. Eine gasdichte Abdeckung kann z.B. in Form einer 1–schaligen Dachmembran mit Mittelstütze er-folgen.

Abb. 2: Beispiel für eine 1–schalige Abdeckung für Gülleendlager

Die zu veranschlagenden Kosten betragen entsprechend eines vorliegenden Richtangebotes rd. 48 €/m² abgedeckter Fläche (entspr. 22.000 € bei 24 m Durchmesser). Die dadurch zusätzlich nutz-baren Gaserträge liegen nach vorliegenden Auskünften bei bis zu 25 % (können aber bei entspre-chend optimierter Gasausbeute in den vorgelagerten Prozessschritten bzw. in Abhängigkeit von den bereits beschriebenen Rahmenbedingungen im Endlager auch wesentlich geringer sein). Bei einem zugrundegelegten Biogas–BHKW mit 125 kW elektrischer Leistung ergibt ein zusätzlich nutz-barer Gasertrag von 5 %, einen zusätzlichen Stromerlös von rd. 5.000 €/a (Überschlägige Rech-nung: Einspeisevergütung nach EEG = 0,1 €/kWh, 8000 Betriebsstunden á 125 kW => Stromerlös ohne Nachgärung rd. 100.000 €; davon 5 % = 5.000 €). Sollten aufgrund einzelbetrieblicher Gegebenheiten (z.B. Statik bei nachträglicher Abdeckung) kei-ne gasdichten Abdeckungen möglich sein, so sind entsprechende sachgerecht ausgeführte Alterna-tiven zu wählen, z.B. Zeltdächer, Schwimmfolien, Granulatschüttungen (siehe dazu z.B. [6] [18]). Bei Anlagen mit Schwimmschichtabdeckung z.B. Strohhäcksel sollte dabei der in das Endlager einflie-ßende Gärrest unter der Oberfläche einfließen. 3.9 Entnahme des Gärsubstrates, Gärsubstratausbringung

��Die Entleerung des Gärsubstratendlagers ist so vorzunehmen, dass Aufwirbelungen und/oder die Freisetzung von Aerosolen möglichst vermieden werden. Eventuell entstehende Verunrei-nigungen sind jeweils unmittelbar zu entfernen.

��Der Abtransport der Gülle hat in dichten geschlossenen Behältern zu erfolgen.

��Die vergorene Gülle ist entsprechend den Bestimmungen der Düngeverordnung (gute fachliche Praxis) auszubringen.

��Schleppschuh– bzw Schleppschlauchverfahren sind aus Sicht der Luftreinhaltung dabei als emissionsärmere Verfahren dem Ausbringungsverfahren mit Prallteller vorzuziehen.



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3.10 Anlagenüberwachung, Wartungs– bzw. Betriebstagebuch

Zum Nachweis des ordnungsgemäßen Betriebes der Biogasanlage ist das Führen eines Wartungs– bzw. Betriebstagebuch erforderlich, das alle für den ordnungsgemäßen Betrieb der Biogasanlage wesentlichen Daten enthalten sollte, insbesondere:

��Herkunft, Menge, Art, Abfallschlüssel, Lieferschein, gegebenenfalls Identifikationsanalyse der eingesetzten Substrate (siehe auch Bio–AbfV)

��Besondere Vorkommnisse, vor allem Betriebsstörungen (z.B. Gasaustritt etc.) einschließlich der möglichen Ursachen und erfolgter Abhilfemaßnahmen

��Wartungsarbeiten z.B. Zündkerzenwechsel (Gasmotor), Einspritzdüsenwechsel (Zündstrahlmo-tor) und wesentliche Reparaturarbeiten sowie sämtliche Änderungen der Motoreinstellung

��Ergebnisse der wiederkehrenden Emissionsmessung sowie der orientierenden Emissionsmes-sungen, die üblicherweise im Rahmen der mindestens einmal jährlich durchzuführenden Mo-tor– bzw. Anlagenwartung durchgeführt werden sollten (i.d.R. für NOX und CO ggf. auch Ab-gastrübung (RZ)). Die Messprotokolle sollten in das Betriebsbuch eingeordnet und der Geneh-migungsbehörde auf Verlangen vorgelegt werden.

��Ergebnisse der möglichst regelmäßigen Überwachung des H2S–Gehaltes des Biogases bzw. des SO2–Gehaltes im Motorabgas. Diese Überprüfung sollte von Betreibern zur Überprüfung der ordnungsgemäßen Funktion der Entschwefelungseinrichtung auch aus gesamtökologi-scher Sicht (z.B. optimierte gestreckte Ölwechselintervalle, verminderter Motorverschleiß etc.) durchgeführt werden.

��Ergebnisse der regelmäßigen pH–Wert–Messungen und CSB–Messungen im Fermenter zur Gewährleistung optimaler Gaserzeugungsbedingungen (Berechnung der Befütterungsmenge, –zusammensetzung, Anlagen– /Motorenkapazität)

3.11 Auflagenvorbehalte, sonstige Empfehlungen

��Für den Fall, dass aufgrund von Geruchsbelästigungen Beschwerden auftreten, sollten weitere Maßnahmen vorbehalten bleiben.

��Um eine Anlagenüberlastung („Umkippen der Anlage“) zu vermeiden, sollte der Betreiber vor der Inbetriebnahme der Anlage fachlichen Rat einholen (Betreiberschulung).

4. Fazit

Als wesentliche Punkte für einen aus Sicht der Luftreinhaltung und des Klimaschutzes optimierten Betrieb einer Biogasanlage sind zu nennen:

��Eine möglichst gekapselte Ausgestaltung der Biogasanlage insbesondere ein emissionsarmes Einbringverfahren und ein gasdichtes Gülleendlager.

��Eine Motorentechnik und Betriebsweise, die die Emissionsbegrenzungen dauerhaft und zuver-lässig auch bei Schwankungen der Biogasqualität einhält.

��Ein hoher Anlagenwirkungsgrad.

��Eine weitgehende Nutzung der vorhandenen Abwärme.

Unter diesen Vorraussetzungen kann eine Biogasanlage einen großen Beitrag zur emissionsarmen, klimaschonenden und nachhaltigen Energieerzeugung leisten.



70

5. Literaturverzeichnis

[1] Block K.: „Neue Einbringtechniken von Feststoffen in den Fermenter“, Landwirtschaftszentrum Haus Duesse in „Biogas die universelle Energie von morgen“, 11. Jahrestagung des Fachverban-des Biogas e.V., Borken 2002

[2] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit: „Erste Allgemeine Verwal-tungsvorschrift zum Bundes–Immissionsschutzgesetz (Technische Anleitung zur Reinhaltung der Luft – TA Luft) vom 24. Juli 2002, GMBI 2002

[3] Clemens J., M. Wolter, S. Wulf und H–J. Ahlgrimm: „Lachgas– und Methan–Emissionen bei der Lagerung und Ausbringung von Wirtschaftsdüngern“, Agrikulturchemisches Institut der Universi-tät Bonn und Institut für Technologie und Biosystemtechnik (FAL) Braunschweig, 2002

[4] Edelmann W., K. Schleiss, H. Engeli, U. Baier: „Ökobilanz der Stromgewinnung aus landwirtschaft-lichem Biogas“, Studie i.A. des Bundesamt für Energie, Baar (Schweiz) 2001

[5] Effenberger M.: „Biogasanlagen–Monitoring – Stand der Biogastechnologie in Bayern“, Bayeri-sche Landesanstalt für Landtechnik in „Fachtagung Biogasanlagen – Anforderungen zur Luftrein-haltung“, Bayerisches Landesamt für Umweltschutz, 17.10.2002

[6] Hüther L.: „Entwicklung analytischer Methoden und Untersuchungen von Einflussfaktoren auf Ammoniak–, Methan– und Distickstoffmonoxidemissionen aus Flüssig– und Festmist“, Bundesfor-schungsanstalt für Landwirtschaft (FAL), Braunschweig, 1999

[7] Jäkel, K, U. Wanka und E. Albert: „So nutzen Sie die Vorteile der Biogas–Gülle“, in top agrar extra – Biogas, Seite 50–52, Landwirtschaftsverlag GmbH Münster Hiltrup 2000.

[8] Kaltschmitt, M.: „Biogas als regenerative Energie im Energiesystem“, in „Biogas als regenerative Energie – Stand und Perspektiven“, VDI–Berichte 1620, Tagung Hannover, 19. und 20. Juni 2001, VDI Verlag GmbH, Düsseldorf 2001

[9] Landesanstalt für Landwirtschaft (Hrsg.): „Ammoniakemissionen aus der sächsischen Tierhaltung und Beurteilung emissionsmindernder Maßnahmen“, Dresden 1999 in „Klimaschutzprogramm des Freistaates Sachsen“, Sächsisches Staatsministerium für Umwelt und Landwirtschaft, Dresden 2001

[10] QBG Qualitätsverband Biogas e.V.: „Güte– und Prüfbestimmungen für Biogas–Anlagen–Bau“, RAL–GZ 629

[11] Roß A., A. Fübbeker, F. Seipelt, G. Steffens, H.–H. Kowalewsky: „Quantifizierung der Freisetzung von klimarelevanten Gasen aus Güllebehältern mit und ohne Strohhäckselabdeckung (Teil 2)“, Landwirtschaftskammer Weser–Ems, 1999.

[12] Schneider R.: „Grundlegende Untersuchungen zur effektiven, kostengünstigen Entfernung von Schwefelwasserstoff aus Biogas“, Applikations– und Technikzentrum für Energieverfahrens–, Umwelt– und Strömungstechnik, Sulzbach–Rosenberg (ATZ–EVUS) in „Fachtagung Biogasanlagen – Anforderungen zur Luftreinhaltung“, Bayerisches Landesamt für Umweltschutz 17.10.2002

[13] Schulz H., B. Eder: „Biogas–Praxis: Grundlagen, Planung, Anlagenbau“, 2. überarbeitete Auflage, Ökobuchverlag, Staufen bei Freiburg, 2001

[14] Sklorz M.: „Untersuchungen zum Einsatz von Oxidationskatalysatoren an landwirtschaftlichen Biogas–Verbrennungsmotoren“; Bayerisches Institut für Angwandte Umweltforschung und –technik, Augsburg, in „Fachtagung Biogasanlagen – Anforderungen zur Luftreinhaltung“, Bayeri-sches Landesamt für Umweltschutz, 17.10.2002

[15] Umweltbundesamt, Presse–Information Landwirtschaft: „Lagerstätten für Flüssigmist (Gülle) am besten geschlossen betreiben; Neue Lagerstätten außerhalb von Wohnsiedlungen bauen“, Berlin 25.06.02

[16] Verein Deutscher Ingenieure, Kommission Reinhaltung der Luft im VDI und DIN – Normenaus-schuss KRdL: „Richtlinie VDI 3477 (Entwurf) – Biologische Abgasreinigung – Biofilter), Beuth Ver-lag GmbH, Berlin August 2002

[17] Verein Deutscher Ingenieure: „Richtlinie 3475 Blatt 1 (Entwurf) – Emissionsminderung – Biologische Abfallbehandlungsanlagen – Kompostierung und Vergärung – Anlagenkapazität >= 0,75 Mg/h (>= 6570 Mg/a), August 2000

[18] Wanka, Fleicher: „Untersuchungen zur Abdeckung von Schweinegüllebehältern mit Strohhäcksel – Zwischenbericht“, Sächsische Landesanstalt für Landwirtschaft (Hrsg.), Dresden 2000

[19] Zell B.: “Emissionen von Biogas–Verbrennungsmotoren“; in „Fachtagung Biogasanlagen – Anfor-derungen zur Luftreinhaltung“, Bayerisches Landesamt für Umweltschutz, 17.10.2002



71

Biogasanlagen – Sicherheitstechnische Anforderungen

Dipl.–Ing. R. Plechinger, Gewerbeaufsichtsamt München–Land

Aus dem Inhalt:

Vorwort

Aufbau der Biogasanlagen nach den Sicherheitsregeln

Weitere sicherheitsrelevante Komponenten

Häufige Mängel bei Biogasanlagen

Praxisproblem 1 – Abgrenzung zwischen Hersteller, Planer, Berater, Betreiber

Praxisproblem 2 – Kosteneinsparung beim Bau und mangelnde Detailkenntnis über die Sicherheitsanforderungen

Sicherheitsregeln für landwirtschaftliche Biogasanlagen – Die wichtigsten Änderungen im Überblick

Nähere Informationen zu den Änderungen

Vorwort

Die Biogas–Technologie ist ein wichtiger Beitrag zum Umweltschutz und trägt mit zur Energiever-sorgung bei. Bei der Planung und Realisierung der Anlagen sind jedoch eine Reihe von sicherheits-technische Aspekte zu berücksichtigen, um Sicherheit der Anlagen sowie den Schutz der Betreiber, deren Familienangehörigen, evtl. vorhandener Beschäftigten und Dritter zu gewährleisten. Hierbei sind insbesondere Gefahren durch explosionsfähige Gas–Luft–Gemische zu berücksichtigen. Darüber hinaus bestehen weitere Risiken wie z.B. Erstickungsgefahren und mechanische Gefahren. Die speziellen Gefahren bei Biogas werden insbesondere dann in den Sicherheitsregeln für land-wirtschaftliche Biogasanlagen (Arbeitsunterlage 69) behandelt, wenn andere technische Regeln keine entsprechenden Regelungen enthalten. Die Sicherheitsregeln konkretisieren gleichzeitig An-forderungen an die Errichtung und den Betrieb im Sinne der Durchführungsanweisungen zu § 1 der Unfallverhütungsvorschrift "Arbeitsstätten, bauliche Anlagen und Einrichtungen" VSG 2.1 der landwirtschaftlichen Berufsgenossenschaften. Die Einhaltung der Sicherheitsregeln für landwirt-schaftliche Biogasanlagen ist hierbei jedoch nicht zwingend. Ein Abweichen davon ist dann mög-lich, wenn die gleiche Sicherheit auf andere Weise gewährleistet wird. Die Gewerbeaufsichtsämter haben die Aufgabe, als fachlich für den Explosionsschutz zuständige Behörde Bauanträge für Biogasanlagen auf Einhaltung der sicherheitstechnischen Anforderungen zu überprüfen und Stellungnahmen an die Genehmigungsbehörde abzugeben. Die Erfahrungen aus diesem Bereich und die wichtigsten Neuerungen bei den Sicherheitsregeln für landwirtschaftliche Biogasanlagen sind Thema des folgenden Vortrags. Da Vorschriften aus diesen Regeln nur auszugsweise wiedergegeben werden können und zum Teil sinngemäß oder gekürzt wiedergegeben sind, wird darum gebeten, die entsprechenden Abschnitte in der veröffentlichten Fassung der Sicherheitsregeln heranzuziehen. Hierfür wurden die entsprechenden Abschnitte der Sicherheitsregeln in dieses Manuskript eingearbeitet.



72

Aufbau von Biogasanlagen nach den Sicherheitsregeln

Ein vorgegebenes Verfahrensschema für landwirtschaftliche Biogasanlagen mit den wesentlichen Komponenten und Sicherheitseinrichtungen ist in Abschnitt 1.2 der neuen Regeln enthalten:

Sicherheitstechnisch relevant sind besonders folgende Bereiche wegen Explosionsgefahren:

– Fermenter (Gärbehälter)

– Gasspeicher

– Einrichtungen und Armaturen am Fermenter

– Sicherheitseinrichtungen wie z.B. Über–/Unterdrucksicherung mit Abblaseleitung

– Gasführende Rohrleitungen zwischen Fermenter und Gasspeicher sowie zwischen Gas–speicher und BHKW

– Gasführende Rohrleitungen und Aggregate des BHKW

Weitere sicherheitsrelevante Komponenten

Die Sicherheitsregeln für landwirtschaftliche Biogasanlagen (Arbeitsunterlage 69 – im Folgenden auch nur als Sicherheitsregeln bezeichnet) berücksichtigen die oben genannten Anlagenbereiche bzw. diejenigen Gefahren der Anlage, für die andere Regelwerke keine wesentliche Aussagen ent-halten. Darüber hinaus werden in Biogasanlagen Einrichtungen zur Erhöhung der Leistung und des Wirkungsgrades vorgenommen, die von der Arbeitsunterlage 69 nicht erfasst werden. Dazu gehö-ren z.B.:



73

– Einbau einer Vorverdichtereinheit in der Gasleitung zwischen Gasspeicher und Biogasmo-tor, meist im BHKW oder in einem Nebenraum untergebracht.

– Einsatz von Turboladern zur Verdichtung des zündfähigen Gas–Luft–Gemisches.

– Kühlung des turboladerverdichteten Gases zur Erhöhung der Gasdichte und damit der Mo-torleistung mittels Rohrleitungssystem und Luftkühler.

Solche Maßnahmen entsprechen dem Fortschritt der Technik, bergen aber auch mögliche Gefah-renquellen. Hier sind im Einzelfall unter Heranziehung der allgemein anerkannten Regeln der Tech-nik spezielle Maßnahmen festzulegen (z.B. nach den DIN/DIN EN – Normen zum Explosionsschutz und den berufsgenossenschaftlichen Regeln BGR 104 "Explosionsschutz–Regeln"). Es können jedoch auch die Europäische Richtlinie über das Inverkehrbringen von Maschinen 98/37/EG, die Niederspannungsrichtlinie 73/23/EWG und die Druckgeräterichtlinie 97/23/EG berührt werden, wenn solche Geräte in der Biogasanlage errichtet oder wesentlich geändert werden (Stichwort Ladeluftkühlung mit Rohrinnendruck > 0,5 bar).

Häufige Mängel bei Biogasanlagen

Bei der Überprüfung bestehender Biogasanlagen sind immer wieder Mängel festzustellen. Häufig sind dies:

��Fehlende F90–Abtrennung zwischen BHKW und Gaslager innerhalb eines Gebäudes

��Gasführende Leitungen vom Fermenter, die aus Kanal– und Grundwasserrohren (KG–Rohren) hergestellt wurden

��Fehlender thermischer oder mechanischer Schutz von Gasleitungen aus Kunststoff

��Verletzung/Nichtbeachtung von Ex–Zonen

��Ansaugöffnungen für die Zuluft des BHKW innerhalb von Ex–Zonen des Gasspeichers

��Zu geringe Sicherheitsabstände von Überdruckabblasleitungen und Gasläger

��Allgemeine Verkehrswege durch Schutzbereiche oder sogar durch Ex–Zonen

��Erstickungsgefahr in unbelüfteten Gruben mit Schiebern oder anderen Bedienelementen

��Fehlen einer Sicherheitseinrichtung gegen Überdruck durch Schaumbildung

��Nichteinhaltung von Konformitätsbewertungsverfahren (Druckgeräte–Richtlinie und Maschi-nen–Richtlinie)

��Etc.

Praxisproblem 1 – Abgrenzung zwischen Hersteller, Planer, Berater, Betreiber

Gerade bei landwirtschaftlichen Biogasanlagen gibt es selten Anlagenbauer oder Hersteller, die Biogasanlagen schlüsselfertig bauen und übergeben. Vielmehr ist es üblich, das Planungsfirmen Pläne und Antragsunterlagen erstellen und der Bauherr bei der Errichtung soviel Eigenleistungen wie möglich erbringt. Dies lässt sich mit dem nicht unerheblichen Kosteneinsparungspotenzial leicht begründen. Der Bauherr kauft Einzelkomponenten zu, baut sie zu einer Anlage zusammen und wird selbst zum Hersteller der Anlage im Sinne des Gerätesicherheitsgesetzes. Somit ist er gleichzeitig Hersteller und Betreiber und damit doppelt verantwortlich. Liegen bei der Anlage si-cherheitstechnische oder sonstige Mängel vor, haftet er häufig selbst. Aber auch der Gasinstalla-



74

teur kann Hersteller werden, wenn er z.B. druckbeaufschlagte Rohrleitungen zusammenbaut. Einen Gewährleistungsanspruch gegenüber dem Planungsunternehmen kann der Bauherr in der Regel nur sehr schwer geltend machen.

Praxisproblem 2 – Kosteneinsparung beim Bau und mangelnde Detailkenntnis über die Sicher-heitsanforderungen

Insbesondere bei landwirtschaftlichen Anlagen wird eine kostensparende Bauweise angestrebt. Gleichzeitig sind die Sicherheitsregeln für landwirtschaftliche Biogasanlagen oft nur wenig bekannt oder werden nicht ausreichend beachtet. Auch Genehmigungsauflagen werden mitunter als "Papierkram" abgetan.

Die Folge:

��Bei der Bauausführung werden die sicherheitstechnische Regeln und behördliche Auflagen nicht immer beachtet

��Die Biogasanlage enthält – in Einzelfällen gravierende – sicherheitstechnische Mängel

��Mängel sind nachträglich nur mit hohem Aufwand und hohen Kosten zu beseitigen

��In Einzelfällen muss der Betrieb einer Biogasanlage eingestellt werden

��Der Landwirt hat u.U. erhebliche finanzielle Mehrkosten zu tragen

Sicherheitsregeln für landwirtschaftliche Biogasanlagen –Die wichtigsten Än-derungen im Überblick

Die nachfolgenden Erläuterungen basieren auf dem neuesten Stand der Regeln vom 12.08.2002. Diese Version wurde inhaltlich bereits verabschiedet und wird noch geringfügig redaktionell über-arbeitet. Die Änderungen stellen in den meisten Fällen höhere Schutzanforderungen als bisher. Die wichtigsten Änderungen im Überblick (in Klammern die entsprechenden Abschnitte der neuen Sicherheitsregeln): Erhöhung/Erweiterung von Sicherheitsanforderungen:

��Maßnahmen gegen Explosionsgefahren wurden in einem eigenen Kapitel zusammengefasst (Abschnitt 3 "Explosionsgefährdete Bereiche, Ex–Zoneneinteilung")

��Ein Mindestabstand von 6 m zwischen Gasspeicher und BHKW oder F90–Abtrennung wird eingeführt (2.4.5 und 2.4.5.5)

��Doppelte Schnellschlussventile in Gaszuleitung zum Biogasmotor (4.2.1.7)

��Schnellschlussventil–Ansteuerung mit umfangreichen Abschaltkriterien (2.5)

��Vergrößerung der Schutzbereiche um Gaslager (2.4.5.1–5)

��Einschränkung von Tätigkeiten innerhalb Gaslager–Schutzbereiche (2.4.5.6)

��Erhöhte Festigkeit von Gasspeichersäcken (2.4.1)

��Sicherungseinrichtung gegen Überdruck bei Schaumbildung im Fermenter (2.8.6.1)

��Schutz gegen Erstickungsgefahren in Gruben (2.1.4) ��Schutzmaßnahmen gegen Hineinstürzen in Fermenter (2.2.5)



75

��Schutz gegen gesundheitsgefährliche Gase an Befüllöffnungen (2.2.6)

��Gastrassenwarnband bei unterirdischen Gasleitungen erforderlich (2.6.7)

��Umfangreiche Beispielsammlung zur Festlegung der Ex–Zonen (3.2) Verringerung von Sicherheitsanforderungen:

��Neueinstufung von Gärbehälterinnenräumen von Zone 0 in Zone 2 (2.2.3)

��Fermenter–Zuluftmenge zur Entschwefelung auf 12 % der Gasproduktion erhöht (2.6.2)

Nähere Informationen zu den Änderungen

��Maßnahmen gegen Explosionsgefahren wurden in einem eigenen Kapitel zusammen-gefasst (Abschnitt 3 "Explosionsgefährdete Bereiche, Ex–Zoneneinteilung")

Die Anforderungen zum Thema explosionsgefährdete Bereiche und Ex–Zoneneinteilung sind in einem eigenen Abschnitt zusammengefasst. Eine erweiterte Beispielsammlung für die Festle-gung von Ex–Zonen sowie ein Muster eines Ex–Zonenplans sind mit enthalten. Auf die Schutzmaßnahmen nach Abschnitt E 2 der BGR 104 (früher ZH 1/10) in Schutzbereichen wird direkt verwiesen.

Die Abmessungen der Ex–Zonen selbst bleibt (unter Hinweis auf die BGR 104) unverändert bei 1 m für Zone 1 und bei 3m für Zone 2 um Revisions– und Einstiegsöffnungen am Fermenter. Der Bereich von 1m um die Mündung der Überdruck–Abblaseleitung ist weiterhin der Zone 1 zuzu-ordnen und weitere Sicherheitsabstände zu beachten.

��Ein Mindestabstand von 6 m zwischen Gasspeicher und BHKW oder F90–Abtrennung wird eingeführt (2.4.5 und 2.4.5.5)

Die Festlegung dieses Mindestabstandes bzw. der Abtrennung hat zur Folge, dass bisherige Bauweisen in einem Gebäude mit dem BHKW auf Erdgleiche und dem Gasspeicher im Dach-raum praktisch nicht mehr zulässig sind.

��Vergrößerung der Schutzbereiche um Gaslager (2.4.5.1–5) und Einschränkung von Tätigkeiten innerhalb Gaslager–Schutzbereiche (2.4.5.6)

Für die üblichen Gasspeichersäcke bis zu einem Volumen von 300 m³ ist ein Schutzabstand von mindestens 3 m erforderlich, selbst wenn sie sich in schwadendichten F30–Aufstellräumen be-finden. Auch bei foliengedeckten Fermentern sind größere Schutzabstände erforderlich. Alternative: F90–Abtrennung gemäß Abschnitt 2.4.5.5.

Innerhalb der Schutzabstände

– dürfen ohne weitergehende Schutzmaßnahmen keine brennbaren Stoffe in Mengen über 200 kg gelagert werden,

– sind (nur) für den Betrieb der Anlage notwendig Verkehrswege zulässig,

– sind ohne weitergehende Schutzmaßnahmen Maschinen und Tätigkeiten verboten, die zu einer Gefährdung des Gasspeichers führen können (z.B. Schweißen, Schneiden),

– sind Feuer, offenes Licht und Rauchen verboten.



76

��Sicherungseinrichtung gegen Überdruck bei Schaumbildung im Fermenter (2.8.6.1)

Schaumbildung stellen nach den Sicherheitsregeln eine Betriebsstörung dar (Anm.: Sie kann auftreten, wenn sich im Fermenter größere Mengen an Proteinen und Stärke befinden). Zerstö-rungen durch Schaumbildung müssen z.B. durch eine Berstsicherung, eine Druckentlastungssi-cherung oder ausreichenden Speicherraum verhindert werden.

��Schutz gegen Erstickungsgefahren in Gruben (2.1.4)

Wartungs– und Bedienstände sowie Bedienteile von Rühr–, Pump– und Spüleinrichtungen soll-ten über Flur angeordnet werden. Ist dies nicht möglich, muss eine fest installierte Zwangslüf-tung vorhanden sein.

��Doppelte Schnellschlussventile in Gaszuleitung zum Biogasmotor (4.2.1.7) und Schnellschlussventil–Ansteuerung mit umfangreichen Abschaltkriterien (2.5)

Erhöhung der Sicherheit bei kritischen Situationen oder Bränden im BHKW–Raum bei

– Drehzahlüberschreitungen

– Unterschreitung des Mindestgasdrucks

– Überschreiten des Maximalgasdrucks

– Ansprechen des Temperaturbegrenzers im Kühlmittelkreislauf

– Betätigen der Not–Aus–Schalter

– Ausfall der Steuerenergie

– Ansprechen der Gaswarn– und Brandmeldeanlagen sowie der Temperaturüberwachung der Raumluft

– Ausfall der Lüftungsanlage

Ist in der Zuleitung ein ständiger Vordruck > 5 mbar vorhanden, ist eine automatische Zwischen-raumüberwachung erforderlich. Die Nachrüstung bestehender Anlagen mit doppelten Schnellschlussventilen innerhalb von 5 Jahren wird empfohlen.

��Schutzmaßnahmen gegen Hineinstürzen in Fermenter (2.2.5)

Konkrete bauliche Angaben zur Bauweise von Sicherungen der Befüllöffnungen wurden aufge-nommen, z.B. die Höhe der Befülltrichter, Abstände von Stäben bei Gitterrosten und Abdeckung von senkrechten Öffnungen.

��Schutz gegen gesundheitsgefährliche Gase an Befüllöffnungen (2.2.6)

Befüllöffnungen sollten zur Hauptwindrichtung so angeordnet werden, dass Gase vom Bedien-bereich weggeführt werden. Innerhalb von Gebäuden müssen Gärgase an den Befüllöffnungen zwangsweise abgeführt werden und die entsprechende Einrichtung zwangsweise während der Befüllung eingeschaltet werden. Auf Gasgefahren in unmittelbarer Umgebung der Befülleinrich-tung ist hinzuweisen.

��Gastrassenwarnband bei unterirdischen Gasleitungen erforderlich (2.6.7)

Konkrete Angaben, wie das Warnband zu verlegen ist, sind nicht angegeben. In den Techni-schen Regeln für Acetylenanlagen und Calciumcarbidlager TRAC 204 "Acetylenleitungen" wird z.B. die Verlegung im Erdreich 30 cm oberhalb der Rohrleitung gefordert.



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Biogasanlagen: Genehmigungspflichten

Privatdozent Dr. jur. Joachim Knoche, Universität München

Vorbemerkungen

Die Genehmigungspflicht von Biogasanlagen ist derzeit nicht durch Gesetz oder Verordnung gere-gelt. Über die Genehmigungspflicht nach derzeitigem Recht besteht keine Einigkeit. Die nachfolgenden Überlegungen basieren auf Vorarbeiten der Regierung von Oberbayern



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Neuerrichtung Vorhaben Kategorie Genehmigungsverfahren

• Bauvorlagen • Bautechnische

Nachweise

Biogasanlagen1

Vorhaben mittlerer Schwierigkeit § 2 Abs.4 S. 3 BayBO

�� Vereinfachtes baurechtl. Genehmigungsverfahren4

für das Gesamtvorhaben Biogasanlage (ohne Verbrennungseinheit) Art. 73 BayBO

�� Immissionsschutzrechtliches Genehmigungsverfah-

ren für Biogasanlagen (mit Verbrennungseinheit) zur bio-logischen Behandlung von Abfällen bei bestimmten Durchsatzleistungen unter Einschluss der Baugenehmigung im vereinfachten baurechtlichen Genehmígungsverfahren 4. BImSchV, Anhang Nr. 8.6, § 13 BImSchG, Art.73 BayBO

Verbrennungsein-heit1,2,3 (für den Einsatz von Biogas) �� Feuerungsanlagen �� Verbrennungs

motoranlagen

Vorhaben mittlerer Schwierigkeit § 2 Abs. 4 S. 3 BayBO

�� Baurechtlich genehmigungsfrei bis 50kW Nenn-

wärmeleistg. Art. 63 Abs.1 Ziff.2a BayBO

�� Vereinfachtes baurechtliches Genehmigungsverfah-

ren:4 �50kW bis zur immissionsschutzrechtlichen Ge-nehmigungsschwelle Art. 73 BayBO

Sonderbauten2 § 2 Abs.4 Nr. 16 Hs. 2 BayBO

�� Immissionsschutzrechtl. Genehmigungsverfahren

unter Einschluss der Baugenehmigung im herkömmlichen Verfahren: § 13 BImSchG, Art. 72 BayBO

– Feuerungsanlagen ab 10MW Feuerungswärmeleis-

tung Nr. 1.2 Buchst. b, Nr. 1.1 des Anhangs zur 4. BImSchV

– Verbrennungsmotoranlagen ab 1MW Feuerungs-wärmeleistung Nr. 1.4 Buchst. b aa, Nr. 1.2 Buchst. b, Nr. 1.1 des Anhangs 4. BImSchV

Bauvorlagen : §1–11BauVorlV

Mit dem Bauantrag einzurei-chen sind alle zur Beurteilung des Vorhabens und Bearbei-tung des Bauantrags notwen-digen Bauvorlagen, be-schränkt auf das Prüfungs-spektrum des Art. 73 Abs.1 BayBO (Art. 67 Abs. 2 BayBO, § 1Abs.1, Abs. 3, § 1–11 BauVorlV) Bautechnische Nach-weise: 8 Folgende Nachweise müssen vor Baubeginn erstellt sein : 7 1. Standsicherheit incl. der Feuerwiderstandsdauer tragender Bauteile. Sachver-ständigenbescheinigung muss vorliegen (Art. 69 Abs. 4, 73 Abs. 2 S. 2 BayBO) 2. vorbeugender Brandschutz (Art. 73 Abs. 2 S. 1 BayBO) 3. Schall–und Wärmeschutz (Art. 72 Abs. 2 S. 1, Abs. 1 S. 2 BayBO) 4. Nachweis des baulichen Arbeitsschutzes (Art. 73 Abs. 1 Nr. 4 BayBO 5. Bescheinigungen des Bezirkskaminkehrermeisters über Abgasleitungen, Kamine und Lüftungsleitungen (Art. 73 Abs. 2 S. 1, Art .64 Abs .5 S. 3 BayBO)

Bauvorlagen: Wie im vereinfachten Ge-nehmigungsverfahren, aller-dings erweitert auf das umfassende Prüfprogramm des für Sonderbauten gelten-den herkömmlichen Geneh-migungsverfahrens ( Art. 72 BayBO ) Bautechnische Nach-weise: 8 �Wie im vereinfachten Ge-nehmigungsverfahren. �Die Nachweise zu 1, 2 und 3 werden behördlich überprüft.

Die BayBO gilt nur für Feuerstätten, die der Raumheizung oder der Brauch-wassererwärmung dienen; Verbrennungseinheiten, die ganz oder überwie-gend gewerblichen Zwecken dienen, sind vom Geltungsbereich der BayBO ausgenommen (§1 Abs. 2 Nr. 6 BayBO)3



80

Bauliche Änderung

Vorhaben mittlerer Schwierigkeit § 2 Abs. 4 S.3 BayBO


ren4,5 für das Gesamtvorhaben Biogasanlage (ohne Verbrennungseinheit)

Art. 62, 73 BayBO �� Immissionsschutzrechtl. Genehmigungsverfahren für Biogasanlagen (mit Verbrennungseinheit) zur biologi–

schen Behandlung von Abfällen bei bestimmten Durchsatzleistungen

unter Einschluss der Baugenehmigung im vereinfachten

Genehmigungsverfahren § 16 BImSchG, § 1 Abs. 5 der 4.BImSchV (siehe A2), 4. BImSchV, Anhang Nr. 8.6, Art. 73 BayBO

Vorhaben geringer Schwierigkeit § 2 Abs.4 S.1 BayBO


ren4,5 für das Gesamtvorhaben Biogasanlage

(ohne Verbrennungseinheit) Art. 62, 73 BayBO �� Genehmigungsfreiheit6 Art. 63 BayBO �� Immissionsschutzrechtl. Genehmigungsverfahren für Biogasanlagen (mit Verbrennungseinheit) zur biologi–

schen Behandlung von Abfällen bei bestimmten Durchsatzleistungen

unter Einschluss der Baugenehmigung im vereinfachten Genehmigungs–

verfahren § 16 BImSchG, § 1 Abs. 5 der 4.BImSchV (siehe A2)

Wie bei Neuerrichtung Wie bei Neuerrichtung Bei Genehmigungs– freiheit gemäß Art. 63 BayBO keine Bauvorla-gen und bautechnischen Nachweise

Bei Genehmigungs-freiheit keine Bauvor-lagen und bautechni-schen Nachweise Wie bei Neuerrichtung

Biogasanlagen1

Verbrennungsein-heit1,2,3 (für den Einsatz von Biogas) �� Feuerungsanlagen �� Verbrennungs– motoranlagen

Vorhaben mittlerer Schwierigkeit § 2 Abs. 4 S. 3 BayBO Sonderbauten2 § 2 Abs. 4 Nr. 16 Hs. 2 BayBO

�� Baurechtlich genehmigungsfrei: Erneuerung und Modernisierung von Feuerstätten

auch über 50kW Nennwärmeleistung ohne wesent– liche Erhöhung der bisherigen Leistung

Art. 63 Abs. 1 Ziff. 2a BayBO �� Vereinfachtes baurechtliches Genehmigungsverfah-

ren: > 50kW bis immissionsschutzrechtl. Genehmi–

gungsschwelle Art.62, 73 BayBO �� Immissionsschutzrechtl. Genehmigungsverfahren unter Einschluss der Baugenehmigung im herkömml. Genehmigungs–

verfahren § 16 BImSchG, § 1 Abs. 5 der 4.BImSchV (siehe A2)

Wie bei Neuerrichtung




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Nutzungs– Änderungen

Biogasanlagen1

Vorhaben mittlerer Schwierigkeit § 2 Abs.4 S.3 BayBO


ren3,7 für das Gesamtvorhaben Biogasanlage (ohne Verbrennungseinheit) Art. 63 Abs. 4 Ziff.1 u.2, 73 BayBO �� Immissionsschutzrechtl. Genehmigungsverfahren für Biogasanlagen (mit Verbrennungseinheit) zur biologi– schen Behandlung von Abfällen bei bestimmten Durch– satzleistungen unter Einschluss der Baugenehmigung im verein-

fachten baurechtlichen Genehmigungsverfahren: § 16 BImSchG, § 1 Abs. 5 der 4. BImSchV (siehe A2),

4. BImSchV, Anhang Nr. 8.6, Art. 73 BayBO

Wie bei Neuerrichtung

Verbrennungsein-heit1,2,3 (für den Einsatz von Biogas) �� Feuerungsanlagen �� Verbrennungs– �� motoranlagen

Vorhaben mittlerer Schwierigkeit § 2 Abs. 4 S. 3 BayBO Sonderbauten2 § 2 Abs. 4 Nr. 16 Hs. 2 BayBO


ren: > 50kW bis zur immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsschwelle Art. 63 Abs. 4 Ziff.1 u.2, 73 BayBO �� Immissionsschutzrechtl. Genehmigungsverfahren unter Einschluss der Baugenehmigung im herkömmlichen baurechtli-

chen Genehmigungsverfahren: § 16 BImSchG, § 1 Abs. 5 der 4.BImSchV (siehe A2)

Wie bei Neuerrichtung Wie bei Neuerrichtung


1 • Baurechtlich genehmigungspflichtige Biogasanlagen sind keine Sonderbauten, da die Rechts-

voraussetzungen des Art. 2 Abs. 4 Nr. 16 Altern.1 BayBO nicht erfüllt sind. Die Verbrennungs-einheit gilt als selbständiges Einzelbauvorhaben, selbst wenn sie in die Funktionseinheit Bio-gasanlage integriert ist (Jäde, BayBO, Art. 63, RdNr. 76 / Busse–Simon, BayBO, Art. 63, RdNrn.9 letzt. S. 212)

• Landwirtschaftliche Biogasanlagen sind zwar landwirtschaftsfremde Anlagen, werden aber von der Privilegierung des landwirtschaftlichen Betriebes „mitgezogen“ (sog. mitgezogene Be-triebsteile). Nach dem Beschluss des VG Arnsberg v. 4.12.98 4L 1898/98 gilt dies jedoch nicht bei einem Anteil von landwirtschaftsfremden Material (Co–Fermentate) von 40%. Biogasanlagen, die der ganz oder überwiegenden Stromeinspeisung in das öffentliche Netz dienen, werden als sog. „mitgezogene Betriebsteile“ weiter von der Privilegierung erfasst, sofern das landwirt-schaftsfremde Material unter 40% liegt.

2 Feuerungsanlagen ab 10MW Feuerungswärmeleistung und Verbrennungsmotoranlagen ab 1 MW Feuerungswärmeleistung sind gemäß Art. 2 Abs. 4 Nr. 16 Altern.2 BayBO Sonderbauten, da sie in der am 1.1.97 geltenden 4. BImSchV enthalten waren. (Jäde, BayBO, Art. 2, RdNr. 139 / Busse–Simon, BayBO, Art. 2, RdNrn. 1213–1230). Eine Begrenzung des Sonderanlagenstatus auf diejenigen Anlagen, die am 1.1.97 in der 4. BImSchV enthalten waren und am 1.2.97 wieder he-rausgenommen wurden, wäre mit dem Zweck der Vorschrift unvereinbar (vgl. Busse–Simon, Art. 2, RdNr. 1225)



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3 Die BayBO ist auf die Verbrennungseinheit selbst (ohne Verbindungsstücke, Kamine, andere Abgasanlagen vgl. Art. 41 Abs. 1 S. 1 BayBO) nur anwendbar, wenn sie der Raumheizung oder der Brauchwassererwärmung dient (Art. 1 Abs. 2 Nr. 6 BayBO, § 1 FeuV). Folglich gilt die BayBO nicht für gewerblichen Zwecken dienenden Verbrennungseinheiten, die als zweites Ein-kommensstandbein fungieren z.B. durch ganz oder überwiegende Stromerzeugung zur Einspei-sung in das öffentliche Netz. Diese Anlagen unterliegen der immissionsschutzrechtlichen Genehmigung, deren Prüfumfang alle öffentlich–rechtlichen Anforderungen einschließt. Für Anlagen unterhalb der immissions-schutzrechtlichen Genehmigungsschwelle gelten überwiegend gewerberechtliche Vorschriften (Simon, BayBO, Art. 1, RdNrn. 135–140 / Jäde, BayBO, Art. 1, RdNr. 59 Art. 41, RdNrn. 24–49 / Schwarzer–König, BayBO, Art. 1, RdNr. 14). Das Gesamtvorhaben Biogasanlage bleibt auch in diesen Fällen – exklusive der Verbrennungs-einheit – baurechtlich genehmigungspflichtig

4 Im vereinfachten Genehmigungsverfahren gehören die bauordnungsrechtlichen Vorschriften

über Standsicherheit, Wärme– und Schallschutz, baulicher Brandschutz, Feuerungsanlagen nicht mehr zum Pflichtprüfprogramm; für diese bautechnischen Anforderungen hat der Bauherr vor Baubeginn bautechnische Nachweise zu erstellen. Auch das Immissionsschutzrecht ist nicht im Pflichtprüfprogramm enthalten; lediglich i.R. des Rücksichtnahmegebots sind bei störenden Nutzungen immissionsschutzrechtliche Anforderungen am Maßstab des § 22 BImSchG zu prü-fen. Die Einhaltung der über das Rücksichtnahmegebot hinausgehenden Immissionsschutzvor-schriften und der sonstigen nicht prüfpflichtigen Vorschriften hat der Betreiber in eigener Ver-antwortung und Haftung zu gewährleisten (Jäde, BayBO, Art. 73, RdNr. 27 / Simon, BayBO, Art. 73, RdNr. 12, 14). Unabhängig davon verbleibt es jedoch bei der umfassenden Aufgaben-stellung und Eingriffsbefugnis der Bauaufsichtsbehörde zur Einhaltung aller außerhalb des Pflichtprüfprogramms liegenden materiellen öffentlich–rechtlichen Vorschriften, die die bauliche Nutzung, insbesondere die Errichtung, die Nutzung, die Änderung, den Abbruch oder die In-standhaltung baulicher Anlagen regeln; für bauaufsichtliche Eingriffsmaßnahmen gilt das Op-portunitätsprinzip.

5 Bauliche Anlagenänderungen (Änderungen, Erweiterungen und Neubauten) können grundsätz-

lich nicht isoliert betrachtet werden sondern baulich und funktional im Zusammenhang mit dem vorhandenen genehmigungspflichtigen Gesamtkomplex Biogasanlage. Isoliert betrachtet ge-nehmigungsfreie Änderungen unterliegen deshalb der Genehmigungspflicht (Art. 73 BayBO) des Gesamtvorhabens. Die Änderungsgenehmigung dokumentiert, dass die partiell geänderte Biogasanlage insgesamt den öffentlich–rechtlichen Vorschriften entspricht. Erst nach Abschluss des Gesamtbauvorhabens ist Raum für genehmigungsfreie Änderungen (Jäde, BayBO, Art. 63, RdNr. 14 / Busse–Simon, BayBO, Art. 63, RdNr. 7–12,32).

6 Genehmigungsfreiheit ist z.B. gegeben bei baulichen Änderungen von unproblematischen Ne-

benanlagen oder auch bei einfachen Änderungen von Anlagen mittlerer Schwierigkeit; die Än-derungen müssen für den genehmigten Anlagenfunktionszusammenhang irrelevant sein.

7 • Eine genehmigungspflichtige Nutzungsänderung im Innen–, Außen– und Planbereich liegt vor, wenn die Zweckbestimmung der Anlage oder von Anlagenteilen ohne Änderung der Bausub-stanz über die Variationsbreite der bestehenden, genehmigten Nutzung hinaus geändert wird und wenn – ganz, teilweise oder zusätzlich – andere öffentlich–rechtliche Anforderungen dafür in Betracht kommen (Jäde, BayBO, Art. 63, RdNr. 307 / Simon, BayBO, Art. 63, RdNrn. 892ff): Z.B. Nutzungsänderungen von Gebäuden und Räumen durch Einbau eines Gasspeichers, Gär-behälters etc, wenn an die neue Nutzung andere öffentlich–rechtliche Anforderungen gestellt



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werden bzw. wenn die Anlage oder der Anlageteil im Falle einer Neuerrichtung mit der geänder-ten Nutzung genehmigungspflichtig wäre. Ferner Nutzungsänderungen durch den Einsatz von Cofermenten und Co–Substraten, wenn dadurch zusätzlich auch bauliche Anlageänderungen er-forderlich werden (Simon, BayBO, Art. 63, RdNr. 908ff). Der alleinige Einsatz oder die Änderung von Cofermenten ohne dadurch ausgelöste Anlagenän-derungen ist keine genehmigungspflichtige Nutzungsänderung (vgl. anl. IMS v. 27.4.2001). Eine Anzeigepflicht für Einsatz oder Änderung von Cofermenten kann im Einzelbaugenehmi-gungsverfahren nicht beauflagt werden.

• Im Außenbereich ist die Nutzungsänderung von Gebäuden und Räumen immer genehmi-gungspflichtig, unabhängig davon, ob für die geänderte Nutzung andere öffentliche Vorschrif-ten in Betracht kommen (Simon, BayBO, Art. 63, RdNr. 943).

• Der Anwendungsbereich des Art. 63 Abs. 4 Ziff. 2 BayBO ist wegen der Genehmigungspflicht von Nutzungsänderungen für Gebäude und Räume im Außenbereich relativ schmal: Art. 63 Abs. 4 Ziff. 2 BayBO ist deshalb im wesentlichen eine die Genehmigungsfreiheitstatbestände des Art. 63 Abs.1, 2 BayBO erweiternde Vorschrift: Sie stellt die Nutzungsänderung „baulicher und sonstiger Anlagen und Einrichtungen“ genehmigungsfrei, wenn ihre Neuerrichtung oder Änderung nach den Absätzen 1 und 2 genehmigungsfrei wäre, vgl. IMS v. 27.4.2001 IIB4–4160.O–022/00 (ist als Anlage beigefügt)

8 Bautechnische Nachweise:

Die bautechnischen Nachweise 1–5 sind in allen (3) Verfahrensarten zu erstellen. Je nach Ver-fahrens– bzw Vorhabenart (Vorhaben geringer, mittlerer Schwierigkeit , Sonderbauten) differie-ren die Anforderungen an die Nachweisberechtigung und die behördliche Überprüfung.

• Genehmigungsfreistellung und Vereinfachtes Genehmigungsverfahren Im Verfahren der Genehmigungsfreistellung müssen die bautechnischen Nachweise vor Baube-ginn nur erstellt sein. Auch im vereinfachten Genehmigungsverfahren werden die Nachweise grundsätzlich nicht mehr eingereicht, nicht mehr geprüft und sind auf der Baustelle nicht mehr bereit zu halten.

Ausnahmen: Der Nachweis des baulichen Arbeitsschutzes ist einzureichen und unterliegt einer eingeschränk-ten hoheitlichen Überprüfung (Art. 72 Abs. 1 S. 3, Art. 73 Abs. 1 Nr. 4 BayBO). Die Bescheini-gungen nach Art. 69 Abs. 4 BayBO müssen auf der Baustelle bereit gehalten werden (Art. 72 Abs. 6 S. 3 analog)

• Herkömmliches Baugenehmigungsverfahren Die bautechnischen Nachweise über die Standsicherheit einschließlich der Feuerwiderstands-dauer tragender Bauteile und über den vorbeugenden Brandschutz müssen als Teil der Bauvor-lagen (§ 1 Abs.1 Nr. 4 BauVorlV) eingereicht werden; die behördliche Überprüfung der Standsi-cherheit erfolgt durch einen Prüfingenieur als beliehenen Unternehmer und des Brandschutzes durch eine Sachverständigenbescheinigung nach § 13 SVBau , Art. 69 Abs. 4 BayBO. Der Nach-weis des baulichen Arbeitsschutzes wird nur eingeschränkt überprüft (Art. 72 Abs. 1 S. 3 BayBO). Die Bescheinigung des Kaminkehrermeisters ist der Bauaufsichtsbehörde vorzulegen (Art. 78 Abs. 4 BayBO)



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Praxisprobleme bei der Genehmigung von Biogasanlagen aus Sicht ei-nes Anlagenplaners

Dipl. – Ing. A. Himmelstoß, U.T.S. Umwelt–Technik–Süd GmbH, Geschäftsstelle Dresden

1. Vorstellung der Fa. U.T.S. Umwelt–Technik–Süd GmbH

Die Firma U.T.S. Umwelt–Technik–Süd GmbH wurde vor fast genau 10 Jahren durch drei Mitarbei-ter gegründet. Der Schwerpunkt der wirtschaftlichen Tätigkeit lag in der Produktion von Pump– und Rührtechnik für Kommunen, Landwirtschaft und Industrie. Das Unternehmen konzentrierte sich auf die Herstellung von sogenannten Dickstoffpumpen und Dickstoffrührwerken. Derzeit beschäftigen wir insgesamt 35 Mitarbeiter in unserer Zentrale in Steinkirchen bei Mühldorf am Inn und den Geschäftsstellen in Erfurt und Dresden. Mit den ausgelagerten Fertigungsberei-chen umfasst der Personalstamm der Fa. U.T.S. ca. 65 Mitarbeiter. Seit der Gründung des Unternehmens hat sich der Tätigkeitsschwerpunkt beträchtlich erweitert. Er umfasst derzeit folgende Bereiche:

– Fertigung und Montage von Pump– und Rührtechnik

– Anlagenbau Biogas

– Ingenieurtechnischer Bereich mit

o Genehmigungsplanung

o Ausführungsplanung

o Baubetreuung und Bauleitung

– Service und Wartungsbereich

Derzeit im Aufbau befindet sich der Bereich biochemische Betreuung von Biogasanlagen in enger Zusammenarbeit mit der Brandenburgischen Technischen Universität (BTU) in Cottbus. Wir wollen damit erreichen, dass

– Biogasanlagen biochemisch überwacht werden, um den Gasertrag zu erhöhen und Probleme im Gärverlauf verhindert werden (Paket 1 mit ca. 6 bis 12 Proben pro Jahr)

– der Anlagenbetreiber aussagekräftige Daten zur Erstellung seiner Dünger– und Nährstoffbilanz erhält (Paket 2 mit ca. 1 bis 2 Proben pro Jahr)

– bei einer Änderung der Eingangssubstrate über Laboranlagen Aussagen getroffen werden kön-nen, wie sich das neue Material in der Anlage verhält (Paket 3, nur bei Substratwechsel).

Dieses Leistungspaket läuft bei uns unter dem Namen MEGAMAX und wird derzeit aufgebaut.

2. Unser Konzept zur Vergärung von landwirtschaftlichen Reststoffen und Biomasse

Durch den Standort der Firma in Oberbayern sind wir sehr frühzeitig in die Entwicklung von Bio-gasanlagen mit einbezogen worden. Die Landkreise Mühldorf a. I., Rosenheim und Traunstein zäh-len, mit den Regionen Mittelfranken und Allgäu, zu den Gebieten mit der höchsten Biogaskonzent-ration in Deutschland. Dadurch wurden wir immer wieder vor neue Herausforderungen gestellt.



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BIs jetzt wurden von uns ca. 700 Anlagen mit Technik ausgestattet; zum Teil wurden diese Anlagen von uns auch projektiert und geplant. Etwa 20 überwiegend größere Anlagen von 150 kW bis 1200 kW wurden von uns vollständig erbaut.

Durch die vielseitigen Erfahrungen als Ausrüster entwickelten wir folgendes Konzept. Die Darstellung sehen Sie als Fließbild.

Die wesentlichen Merkmale sind:

– Die Zugabe von Flüssigkeit (z. B. Gülle, u.a.) erfolgt aus einer zentralen Vorgrube (Nr. 1).

– Die Zugabe von Feststoffen (z. B. Silage, Mist, u.a.) erfolgt über einen stationären Mischwagen oder Annahmedosierer (Nr. 2).

o Nach unseren Erfahrungen verursacht das Einmischen von Feststoffen in einer Vor– und Anmischgrube erhebliche Emissionen und einen hohen Zeitaufwand zur Bedienung. Eine Au-tomatisierung des Anlagenbetriebes ist kaum möglich.

– Anlagen ab ca. 150 kW elektrischer Leistung werden in der Regel zweistufig ausgeführt (Nr. 3 und 4)

o Wir erreichen damit eine höhere Anlagen– und Prozessstabilität.

– Weitere flüssige Kofermente werden über einen zusätzlichen Tank in die Anlage gegeben (Nr. 5)

o Damit kann die Anlage gezielt gefüttert werden; ständig wechselnde Eingangsstoffe mit an-deren Zusammensetzungen werden damit verhindert.

– Die Einbringung der Feststoffe in den Fermenter erfolgt nicht mehr durch einen Einspülschacht, sondern durch eine Eintragschnecke. Die Ausführung ist im wesentlichen geruchsdicht (Nr. 6)



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– Als Endlager wird in der Regel auf ein bestehendes Lagerbecken zurückgegriffen. Die Tendenz geht hier zu einer zusätzlichen gasdichten Abdeckung mit Folie, um den Behälter als Nachgär-behälter nutzen zu können (Nr. 7).

– Die Gasspeicherung erfolgt bei unserem Konzept nicht über dem Fermenter, sondern in einem getrennten Folienbehälter, geschützt durch eine Umhausung. Das Speichervolumen liegt bei 20% bis 35% der täglichen Gasproduktion. (Nr. 8)

– Anlagen ab einer Größe von 80 kW werden von uns mit mindestens 2 BHKW ausgerüstet. Wir setzen Gas– und Zündstrahlmotoren ein. Die installierte Reserveleistung liegt bei ca. 25% bis 50%. (Nr. 9)

o Durch den vorgeschalteten Gasspeicher laufen die BHKW dann nur im Vollastbetrieb, der Wirkungsgrad ist damit im optimalen Bereich.

o Die Abgaswerte der TA Luft lassen sich im Vollastbetrieb einhalten, im Teillastbetrieb nur sehr eingeschränkt.

o Beim Ausfall einer Maschine steht ein weiteres Aggregat zur Verfügung.

o Bei zwei Aggregaten und einem entsprechenden Gasspeicher benötigen wir keine Gasfackel.

– Im Pumpen– und Verteilergebäude werden alle Befüll– und Entleerungsleitungen zusammen-gefasst. (Nr. 10)

o Alle Wanddurchbrüche sind damit einsehbar und kontrollierbar.

– Bei störstoffbehafteten Eingangsstoffen (z.B. Hühnermist u.a.) wird ggf. ein mechanischer Stör-stoffaustrag eingebaut.

Wie man aus der Vorstellung des Konzeptes erkennt, wurden hier viele Vorschläge und Auflagen seitens der Genehmigungsbehörden eingearbeitet.

3. Praxisproblem bei der Genehmigung von Biogasanlagen

Vorbemerkung: Im Zeitraum von 2000 bis Anfang 2002 wurden durch die Geschäftsstelle Dresden der Fa. U.T.S. ca. 25 Genehmigungsverfahren eingeleitet und abgeschlossen. Mit einer Ausnahme wurden die Anla-gen nach BImSchG genehmigt. Der Markanteil ist damit beträchtlich und dürfte bei rund 50% aller Antragsunterlagen liegen. Wir legen Wert auf einen ehrlichen und vertrauensvollen Umgang zwischen den Genehmigungs-behörden, den Kunden und uns als Planer und späteren möglichen Errichter. Die Einbindung der zuständigen Behörden erfolgt ab den Zeitpunkt der Projektierung. Vor Abgabe der Planung erfolgt eine gemeinsame Festlegung über Umfang, Zusammensetzung und die Aus-führung der geforderten Unterlagen. Da es in unserem Interesse ist, die Anlage später zu bauen oder zumindest auszurüsten, können wir bei Abgabe der Unterlagen alle technischen Details festlegen. Die Anlage wird dann im Wesentlichen von uns so gebaut, wie sie geplant und beantragt wurde. Nachträgliche Änderungen (z.B. Änderung des BHKW – Herstellers, Änderung der Statik des Fermenters) entfallen somit. Durch die oben angeführten Punkte liegen bei uns die Genehmigungszeiträume derzeit bei 2½ bis 4 Monaten. Damit sind wir sehr zufrieden.



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Praxisprobleme:

Trotz der überwiegend guten Zusammenarbeit treten im Laufe des Genehmigungsverfahrens im-mer wieder Probleme auf. Allgemeine Probleme

– Durch die Änderung der IV. BImSchV im August 2001 wurden die Zuständigkeiten neu geregelt.

o Damit wurde die Verantwortung an Sachbearteiter übergeben, die für diese Aufgaben weder ausgebildet noch vorbereitet waren.

– Unterlagen werden nicht vollständig durchgearbeitet, zahlreiche Nachforderungen sind in den Unterlagen bereits eingearbeitet.

– Es gibt nach wie vor keine Klärung, wer eine Anlage abnehmen darf. Die Handhabung erfolgt somit völlig unterschiedlich.

– Bei der Errichtung der Biogasanlage wird aus einem bestehenden Güllelagerbehälter ein Gär-restlager. In dieses Gärrestlager darf unvergorene Gülle nicht eingeleitet werden. Bei einer e-ventuellen Stillegung der Anlage hat der Betrieb keine Güllelagerkapazitäten mehr.

– In manchen Punkten haben wir das Gefühl, dass im Rahmen eines Genehmigungsverfahrens für eine Biogasanlage Auflagen gefordert werden, die sonst nicht durchsetzbar wären.

– Umrechnung der Substratmengen von Tonnen pro Tag auf Kubikmeter pro Tag

– Zum Teil werden offizielle Zahlen anderer Behörden nicht anerkannt (z.B. wird der Gülle– und Mistanfall vom AfL ermittelt; das Amt für Abfall erkennt diese Zahlen nicht an).

– Die Auflagen in der Genehmigung werden zum Teil sehr streng gefasst bzw. von anderen Bau-vorhaben abgeschrieben. Werden diese aber hinterfragt, fehlt oftmals die Begründung (z.B. Flammrückschlagsicherung bei einer Abblaseleitung).

Probleme nach Baurecht

– Bauleitererklärung

o Da zu diesem Zeitpunkt der Bau der Biogasanlage noch nicht vergeben ist, kann eine Baulei-tererklärung nur nachgereicht werden.

– Beschaffenheit der Dränschicht zwischen der Leckerkennungsfolie und dem Behälterboden

o Um Baukosten und Bauzeiten zu verringern, kann die Dränschicht (Kiesschicht mit ca. 150 mm) durch ein Dränvlies ersetzt werden.

o Dieses Vlies hat eine Bauartzulassung, die aber nicht von allen Behörden anerkannt wird.

– Für ein BHKW–Gebäude, bestehend aus einem Raum, ist ein Brandschutzkonzept zu erstellen.

– Für Blitzschutz gibt es weder verbindliche Auflagen noch Ausführungsbestimmungen, aber regional sehr strenge Auflagen. Hierbei ist zu bedenken, dass der Brennwert eines Autos bei weitem den eines Fermenters mit Foliendach überschreitet.

– Ein Fermenter kann nicht jährlich entleert, gereinigt und auf Dichtigkeit überprüft werden. Zur Kontrolle der Dichtigkeit gibt es die Leckerkennungsfolie und die Kontrollrohre.



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Probleme beim Ex – Schutz

– Die Auslegung der Exbereiche gem. Sicherheitsrichtlinien für landwirtschaftliche Biogasanla-gen wird nicht generell anerkannt.

o Bei zwei Betrieben wurde nach Rücksprache mit dem RP die Anlage durch die Landw. Be-rufsgenossenschaft abgenommen und das Abnahmeprotokoll dem RP vorgelegt.

o Nachträglich musste ein unabhängiger Sachverständiger diese Anlage nochmals abnehmen. Die Ergebnisse wurden im wesentlichen bestätigt.

– In der Regel wird auf die Einhaltung der Sicherheitsrichtlinien verwiesen. Bei den Nebenbe-stimmungen der Genehmigung werden aber Auflagen gemacht, die den Sicherheitsrichtlinien völlig widersprechen.

– Es gibt unsinnige und nicht umsetzbare Auflagen, wie:

o Der BHKW – Raum muss Ex – geschützt ausgeführt werden.

o Die Beleuchtung des BHKW–Raumes ist Ex – geschützt auszuführen.

o Abblaseleitungen sind mit einer Flammrückschlagsicherung auszuführen.

Probleme bei der BioAbfV

– Die Bioabfallverordnung wird regional völlig unterschiedlich ausgelegt.

– Zahlreiche Stoffe, die bei landwirtschaftlichen Betrieben dem Wirtschaftsdünger zugeordnet werden, fallen bei Biogasanlagen zur BioAbfV.

o Futterreste, Siloabraum, u.a. fallen, wenn sie in einer Biogasanlage verarbeitet werden, unter die BioAbfV und müssen hygienisiert werden.

– Zahlreiche Stoffe, die in der Landwirtschaft als Futtermittel bedenkenlos eingesetzt werden können, werden bei der Verwertung in Biogasanlagen als äußerst gefährlich eingestuft (Rest-kartoffeln, Gemüseabfälle wie Karoffelreibsel, Schlempe, u.a.)

– Betriebsfremde Wirtschaftsdünger (z.B. Hühnermist) können ohne Vorbehandlung im Rahmen der BioAbV auf eigenen Flächen ausgebracht werden. Werden diese Stoffe aber in einer Bio-gasanlage vorher vergoren, sind diese zu hygienisieren.

– Silomais oder ähnliche Feldfrüchte zur Verwertung in Biogasanlagen können niemals Stoffe im Sinne der BioAbfV sein.

Probleme bei der Berechnung der Vorbelastung von Emissionen

– Die Vorbelastung der Standorte wird unterschiedlich bewertet.

o Zum Teil wird die Emissionsminderung einer Biogasanlage (reduzierte Lagerfläche für Fest-mist, Minderung der Emissionen von Güllelagerbecken) akzeptiert und mit einer Mehrbelas-tung (z.B. BHKW) verbunden.

o Zum Teil wird die Emissionsminderung einer Biogasanlage grundsätzlich abgelehnt, aber die Mehrbelastung addiert. An ortsnahen Standorten kommt es dann zu langwierigen und auf-reibenden Verhandlungen.

Probleme bei der TA Luft

– Die Bemessung der Abgasleitung der BHKW ist unterschiedlich. Vereinzelt wird eine Mindest-höhe von 10 m gefordert, dies wird jedoch in der Genehmigungspraxis unterschiedlich ge-handhabt.



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Anlagenkontrolle

Jeder Genehmigungsbescheid ist mit Kontrollen verbunden. Nach unserer Meinung erfolgt derzeit keine sinnvolle Kontrolle einer Anlage, bei der tatsächliche Gefahrenpotenziale überprüft werden (z.B. Neuendettelsau). Gerüche, Schallemissionen und Abgaswerte der BHKW sind für uns keine Gefährdungspotenziale, eher Belastungen.

Die Gefahren bestehen in der Vergärung von Reststoffen und Abfällen, die einer Biogasanlage all-gemein nichts zu suchen haben oder für die die entsprechende Anlage, z.B. durch eine fehlende Hygienisierung, nicht ausgelegt ist. Hier reicht eine stichpunktartige Kontrolle von Lieferscheinen nicht aus.

4. Die Kostenfalle

Langwierige Genehmigungsverfahren sind teuer. Welche Kosten dem Betreiber entstehen, wenn sich ein Genehmigungsverfahren um 3 Monate verzögert und damit der Baubeginn auf das Folge-jahr verschiebt, möchte ich kurz aufführen. Als Beispiel dient eine Anlage mit 240 kW (el), die Inves-titionskosten belaufen sich auf ca. 790.000,– €

– Kreditbereitstellungskosten der finanzierenden Bank: ca. 10.000,– €

– Einbußen im Rahmen des Stromeinspeisegesetzes: ca. 30.000,– €

– Mehrkosten durch die allgemeine Preissteigerung: ca. 13.000,– € Der wirtschaftliche Verlust liegt damit bei ca. 53.0000,– €. Um diesen Betrag verringert sich die Wirtschaftlichkeit der Anlage.

5. Ziel zukünftiger Genehmigungsverfahrens und der Gesetzgebung

Um Genehmigungsverfahren zügig abschließen zu können kann es nur ein Ziel geben:

„eine Genehmigung gilt als erteilt, wenn nicht nach spätestens

sechs Wochen ein Genehmigungsbescheid erstellt ist“ (nach Helmut Schmidt, „Die Zeit“, vom 08.August 2002)

Biogasanlagen – Anforderungen zur Luftreinhaltung – 17. Oktober 2002 90

Referenten

Bayer. Landesamt für Umweltschutz Bürgermeister–Ulrich–Straße 160 86179 Augsburg Dr. Michael Rössert Bernhard Zell Franz Reitberger

Tel.: Fax: E–mail: Tel.: Fax: E–mail: Tel.: Fax: E–mail:

(0821) 90 71 – 52 18 (0821) 90 71 – 55 60

Bayerische Landesanstalt für Landtechnik Am Staudengarten 3 85354 Freising Dipl.–Ing. Mathias Effenberger

Tel.: Fax: E–mail:

Bayerisches Institut für Angewandte Umweltforschung und –technik – BIfA GmbH Abt. Umweltchemie und Prozessanalytik Prof. Dr. R. Zimmermann Am Mittleren Moos 46 86167 Augsburg Dr. Martin Sklorz


ATZ–EVUS, Entwicklungszentrum für Ver-fahrenstechnik Kropfersrichter Str. 6 – 8, 92237 Sulzbach–Rosenberg Dipl.–Ing. Ralf Schneider

Tel.: Fax: E–mail: Internet:

Gewerbeaufsichtsamt München Land Hesssstraße 130 80797 München Dipl.–Ing. Robert Plechinger


[email protected]


(0821) 90 71 – 52 06 (0821) 90 71 – 55 60 [email protected] (0821) 90 71 – 52 05 (0821) 90 71 – 55 60 [email protected] (08161) 71 – 51 57 (08161) 71 – 43 63 [email protected]–muenchen.de (0821) 70 00 – 233 (0821) 70 00 – 100 [email protected] (09661) 908 – 430 (09661) 908 – 469 rschneider@atz–evus.de http://www.atz–evus.de/ (089) 6 99 38 – 217 (089) 6 99 38 – 100 robert.plechinger@gaa–m–l.bayern.de

http://www.atz-evus.de

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Universität München Leopold–Wenger–Institut für Rechtsge-schichte Professor–Huber–Platz 2 80539 München und Regierung von Oberbayern Maximilianstraße 39 80538 München Dr. jur. Joachim Knoche, Privatdozent Uni-versität München

Tel.: E–mail: Internet:

(089) 21 76 – 23 03 joachim.knoche@reg–ob.bayern.de http://members.aol.com/doktorknoche/default.htm

U.T.S. Umwelt–Technik–Süd GmbH Geschäftsstelle Dresden Hohe Straße 119 01187 Dresden Dipl.–Ing. Alfons Himmelstoß


(0351) 43 00 92 0 (0351) 43 00 92 8 dresden@umwelt–technik–sued.de

http://members.aol.com/doktorknoche/default.htm

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