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Energieversorgung

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Wirtschaft , die Haushalte

heimische Wertschöpfung

Prad am Stilfserjoch

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Jahr 1928

Jahr 1938

Jahr 1948

Jahr 1958

Jahr 1968

Jahr 1978

Jahr 1988

Jahr 1998

Jahr 2000

EW-Prad Gen. m. b. H. Mitglieder

Mitglieder 47 91 93 364 641 731

Jahr 1928 Jahr 1938 Jahr 1948 Jahr 1958 Jahr 1968 Jahr 1978 Jahr 1988 Jahr 1998 Jahr 2000

Südtirols Reichtum an Biomasse

Südtirol verfügt über einen Rinder-bestand von ca. 130.000 GVE;Würde das Substrat von rund der Hälfte der GVE für die Biogaser-zeugung eingesetzt, so könnte dauraus eine Energiemenge von 250.000.000 kWh gewonnen werden; dies entspricht ca. 10% desSüdtiroler Stromverbrauchs

Biogasanlage Nachgärbehälter und Gasspeicher

„WindkraftanlageMarein“

auf der Malser Haide

1.200 kW

Geplanter Windpark auf der Malser Haide

Holzhackgut für das FW-2

Datenleitung EW-Prad

FernwärmenetzEW-Prad

StromverbundEW-Prad und

EW-Stilfs

ENEL

Trafoibachwerk

AlpbachwerkMühlbachwerk 1KaplanFrancisPelton(Beregnung)

Mühlbachwerk 2KaplanNotstromanlage

TschrinbachwerkeSchweinbödenSchmelz

20 KV

BHKWBiodiesel, Biogas, Diesel

Suldebach

Etsch

StromnetzEW-Prad

Vernetzung der Leit- und Überwachungssysteme

Insgesamte Stromerzeugung EW-Prad

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

kWh

kWh 10.662.060 8.753.780 12.166.616 11.823.180 15.183.560 18.548.210 19.833.390 19.633.301 19.417.946

Jahr 1994 Jahr 1995 Jahr 1996 Jahr 1997 Jahr 1998 Jahr 1999 Jahr 2000 Jahr 2001 Jahr 2002

0 1.0

00.0

00

2.0

00.0

00

3.0

00.0

00

4.0

00.0

00

5.0

00.0

00

6.0

00.0

00

7.0

00.0

00

8.0

00.0

00

9.0

00.0

00

10.0

00.0

00

kWh

Jahr 1994

Jahr 1995

Jahr 1996

Jahr 1997

Jahr 1998

Jahr 1999

Jahr 2000

Jahr 2001

Jahr 2002

Strombedarf von Prad

Einspeisung kWh 5.517.820 5.816.840 6.215.696 6.392.420 7.044.338 7.796.149 8.492.934 9.040.361 9.528.902

Ablesungen kWh 5.088.674 5.388.529 5.602.434 5.823.193 6.205.590 6.783.333 7.599.718 7.916.463 9.002.906

Jahr 1994 Jahr 1995 Jahr 1996 Jahr 1997 Jahr 1998 Jahr 1999 Jahr 2000 Jahr 2001 Jahr 2002

EW-Prad Monatliche Stromproduktion 2000

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

kWh

BHKW-Mod. 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 13.440 131.660

BHKW-Mod. 1 66.532 58.502 48.879 32.887 2.391 82 0 0 0 38.543 103.574 83.460

Trafoib. Masch.2 133.000 93.000 36.000 28.000 353.000 420.000 405.000 433.000 351.000 351.000 179.000 27.000

Trafoib. Masch.1 2.000 0 50.000 146.000 333.000 403.000 389.000 414.000 334.000 334.000 240.000 214.000

Tschrin Schweinb. 0 0 0 45.280 178.720 199.040 171.360 197.600 192.800 210.240 124.960 0

Tschrin Schmelz 94.080 71.760 59.760 24.240 108.480 153.240 133.800 138.000 32.640 137.280 101.880 153.600

M2 Notstrom 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11.280

M2 Kaplan 230.400 144.240 143.280 214.560 327.360 310.080 313.680 305.760 298.560 296.160 282.720 315.120

M1 Pelton 359.280 337.200 355.680 286.800 247.200 196.800 230.880 264.960 227.280 319.440 329.520 349.440

M1 Francis 106.640 85.280 77.840 58.080 24.000 78.480 53.360 82.880 15.360 45.680 0 0

M1 Kaplan 0 0 0 78.300 499.200 513.300 519.900 516.600 472.500 489.000 404.700 237.900

Januar Febr. März April Mai Juni Juli August Sept. Oktob. Novem. Dezem.

Stromproduktion und lokaler Netzbedarf

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

kWh

P ro duktio n 1.031.821 860.489 964.706 847.134 2.033.979 2.396.054 2.501.529 2.360.820 1.972.890 1.487.623 1.450.340 1.510.561

Lo k. Ne tzbedarf 711.967 756.212 761.444 699.823 835.565 698.547 796.680 820.866 832.492 845.940 761.383 918.091

J anuar Feber März April Mai J uni J uli Augus t Septem. Okto ber No vem. Dezem.

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

14.000.000

16.000.000

18.000.000

20.000.000

kWh

Strombilanz 1928 -2000

Eigenproduktion 35.000 40.000 200.000 180.000 180.000 178.000 6.400.000 15.180.000 19.833.390Fremdbezug 220.000 820.000 1.968.000 800.000 130.000 76.400

Örtl. Netzbedarf 35.000 40.000 250.000 400.000 1.880.000 2.178.000 4.000.000 7.170.000 8.492.934Überschuss 0 0 0 0 0 0 3.200.000 8.140.000 11.416.856

Jahr 1928 Jahr 1938 Jahr 1948 Jahr 1958 Jahr 1968 Jahr 1978 Jahr 1988 Jahr 1998 Jahr 2000

Strombilanz EWP

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

kWh

Stromzukauf kWh 308.560 725.060 143.800 96.040 126.320 120.510 76.400 82.332 89.892

Verlust kWh 429.146 378.742 544.407 496.229 881.877 1.008.020 893.216 1.123.898 525.796

Eigenverbrauch kWh 55.008 49.569 68.855 72.996 83.191 90.638 320.505 783.391 756.721

Verteilung kWh 5.033.666 5.388.529 5.602.434 5.823.193 6.205.590 6.783.333 7.305.070 7.133.072 8.246.185

Verkauf GRTN kWh 5.452.800 3.662.000 6.124.800 5.526.800 8.139.222 10.777.729 11.416.856 10.675.272 9.978.936

Produktion kWh 10.662.060 8.753.780 12.166.616 11.823.180 15.183.560 18.548.210 19.833.390 19.633.301 19.417.946

Jahr 1994 Jahr 1995 Jahr 1996 Jahr 1997 Jahr 1998 Jahr 1999 Jahr 2000 Jahr 2001 Jahr 2002

Entwicklung Strompreise

0,000000

0,020000

0,040000

0,060000

0,080000

0,100000

0,120000

0,140000

0,160000

0,180000

0,200000

Eu

ro / k

Wh

SteuerteilSystemk.Grundpreis

Steuerte il 0,026339 0,036565 0,033311 0,041626 0,033311 0,034551 0,033208 0,028302 0,030161 0,032382 0,028663 0,028663 0,022931 0,039406 0,014779 0,018014

Sys temk. 0,000000 0,033053 0,000000 0,034499 0,000000 0,032485 0,000000 0,041007 0,000000 0,049735 0,000000 0,052472 0,000000 0,013531 0,000077 0,017157

Grundpre is 0,078140 0,088314 0,074576 0,093995 0,074576 0,092807 0,080671 0,097352 0,073492 0,096784 0,070961 0,083408 0,083666 0,124466 0,085050 0,119379

J ahr 1995 J ahr 1996 J ahr 1997 J ahr 1998 J ahr 1999 J ahr 2000 J ahr 2001 J ahr 2002

Mitglied Nicht-Mitgl. Mitglied Nicht-Mitgl. Mitglied Nicht-Mitgl. Mitglied Nicht-Mitgl. Mitglied Nicht-Mitgl. Mitglied Nicht-Mitgl. Mitglied Nicht-Mitgl. Mitglied Nicht-Mitgl.

Verbrauch Mitglied/Nichtmitglied 2002

Mitglieder89,6%

Nicht - Mitglied10,4%

Fernwärmewerk 2

1

2FernwärmePrad

Bestehende Fernwärme-leitung

Angeschlossne Gebäude

Fernwärme-leitung

KWK-ANLAGE

GeplanteFenrwärme-leitung

2

1

Wärmezentrale

Ausbau

2001

2002

2000

2003

Fernwärmezentrale 2

KWK

Rauchgas-reinigung

Wärme-Verteilung Keller

M2 170 KWel220 KWthe

Schaltwarte

2.OfenHolz1200kW

M1 400 KWel400 KWthe

Wär

mep

umpe

1W

ärm

epum

pe 2

Module: a) 2 x 400 kWel , 2x 400 kWthe, 2 x WP (54 KWel) , Brennstoff: Emulsionen mit Biogas (Dieselmotor)b) 1 x 180 kWel, 1 x 200 kWthe ; Brennstoff: Biogas (Ottomotor)

Hackgutöfen: 2 x 1200 kWthe; Brennstoff: HolzhackgutReserveofen: 1 x 1200 kWthe; Brennstoff: Öl

WerkraumWC

M 2400 M 2400 KWelKWel400 400 KWtheKWthe

LagerPuffer

Speicher30.000 l

PufferSpeicher30.000 l

Traf

o

Traf

o3. Ofen1.200kWÖl

Rserve

1. Ofen1.200kWHolzHackschnitzelsilo

FW – 2 Hackgutofen

FW- 2 KWK –Modul (400 kWel) und Wärmepumpe

FW-2 Trafostation 1000 kVA

Aqua Prad

2

Notlich

tzentrale

PC-Raum

KWK

Pufferspeicher17.000 l

Spitz

enke

ssel

TRAFO

MS Netzpum

pen

Entgasu

ng

AltölFrischöl

BEGEHUNGSSCHACHTBEG

EHUNGS

SCHACH

T

Wär

mep

umpe

Durchklauferhitzer

Be-und

Entlüf

tungs-

schach

t

OsmoseEMULGATOR

Volksschule

Bedienungs-schacht

VorraumN

S

ModulModul1

FW-1 KWK-Module (2x 220 kWel) mit Wärmepumpe (200 kWthe)

WIRKUNGSGRADE

KRAFT-WÄRME-KOPPELUNG

100 %Energie-Einheiten

38 %Strom

46%Wärme

Strom am Verbraucher1,5% (0,57%)

Übertragungsverlust

Wärme am Verbraucher25% (11,5%)

Übertragungsverlust

10%

ÜbertragungsbereichMotorbereich 84%

Gesamtwirkungsgrad(84-0,57-11,5) = 71,9 %

16%Verlust

100 %Energie-Einheiten

38 %Strom

62%VerlustWärme

TRADIT. THERMOELEKTRISCHE STROMERZEUGUNG

Strom am Verbraucher6% (2,28)

Übertragungsverlust

Motorbereich 36% Übertragungsbereich

Gesamtwirkungsgrad(38-2,28) = 35,7 %

Abgaswerte BHKW

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500

mg/m3

mg/m3

mg/m3

1 bis 10

%

% DP*C

ON

OX

Sta

ub

Ru

ssza

hl

CO

2W

asse

ran

teil

Bioemulsion 21.01.01D-Emulsion 07.12.00Grenzwerte

Bioemulsion 21.01.01 48 1485 9 1 9 30D-Emulsion 07.12.00 150 1665 9 1 8,9 40Grenzwerte 650 4000 100

mg/m3 mg/m3 mg/m3 1 bis 10 % % DP*

CO NOX Staub Russzahl CO2 Wasseranteil

FERNWÄRMELEITUNG UND ÜBERGABESTATION

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

kWh

Fernwärmeeinspeisung FW-1 und FW-2 am 6.2.03

FW-2 kWhFW-1 kWh

FW-2 kWh 146 370 600 557 815 1.151 1.900 1.400 1.312 773 663 679 716 391 789 844 998 1.200 929 806 690 589 463 246FW-1 kWh 200 200 200 200 200 470 470 470 470 470 470 470 470 470 470 470 470 470 470 470 470 470 200 200

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24.

Wärmekostenberechnung je kWh

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

12

.09

.00

19

.09

.00

26

.09

.00

03

.10

.00

10

.10

.00

17

.10

.00

24

.10

.00

31

.10

.00

07

.11

.00

14

.11

.00

21

.11

.00

28

.11

.00

05

.12

.00

12

.12

.00

19

.12

.00

26

.12

.00

02

.01

.01

09

.01

.01

16

.01

.01

23

.01

.01

30

.01

.01

06

.02

.01

13

.02

.01

20

.02

.01

27

.02

.01

06

.03

.01

13

.03

.01

Lir

e j

e kW

h

Treibstoff je kWh 92,48 98,11 95,47 97,77 98,14 101,35 105,29 101,35 92,71 78,95 77,25 75,35 76,40 77,23 77,23 76,19 74,15

Wartung je kWh 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8 19,8

Amort je kWh 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8 48,8

12.09.00 25.09.00 09.10.00 06.11.00 14.11.00 20.11.00 27.11.00 11.12.00 18.12.00 08.01.01 15.01.01 21.01.01 05.02.01 13.02.01 20.02.01 06.03.01 19.03.01

KWKFernwärme

Strom

Lichtenberg

PradPrader Feld

B i o g a s a n l a g e

Motor

GeneratorBiodiesel

Agums

Biogas

BIOGAS-GEMEINSCHAFTSANLAGE PRAD / LICHTENBERG

ECKDATEN

BIOGASERZEUGUNG PRO GVE (Rinder) UND TAG: 1 - 1,5 m3

1 m3 Biogas enthält: 6,5 KWh Bruttoenergie

50 kg Gülle enthält 1 m3 Biogas

Aus 1m3 Biogas können über Kraftwärmekoppelung erzeugtwerden:

(Umfrage in Bayern: 1,19 KWh el Gas-Otto-Motor)

(Umfrage in Bayern: 1,73 KWh el Zündstrahl-Motor)

Strom: 1,6 bis 2,5 KWh (el)Wärme: 3,25 bis 3,9 KWh (the)

Biogaserzeugung verschiedener Substrate

Biogaserzeugung (m3 /t Substrat)

Altfett 600

Speiseabfälle 220

Silomais 190

Grünabfall 110

Molke 55

Schweinegülle 36

Rindergülle 25

0 200 400 600

m 3 / T o n e S u b s tra t

A ltfe tt

S pe iseab fä lle

S ilom a is

G rünab fa ll

M o lke

S chwe inegülle

R inde rgülle

Biogaserzeugung

Rinde rgülleS chwe inegülleM o lkeG rünab fa llS ilom a isS pe iseab fä lleA ltfe tt

BiogasHauptkomponeneten

Methan (2 Drittel) und Kohlendioxid (1 Drittel)Spurenkomponenten unter 1% Anteil: Stickstoff, Sauerstoff, Wasserstoff und Schwefelwasserstoff (H2S)

Energetischer Wert von Biogas: 6,5 KWhDichte: 1 kg/m3H2S Konzentration: unter 100 mg/m

3

Reinigung von Biogas

Reinigung von Feuchtigkeit und Schwefelewasserstoff.

Schwefelwasserstoff führt zu Schäden am Motor. In den 80-er Jahren wurde hierfür vorwiegend Raseneisenerzeingesetzt, heute wird hauptsächlich Luft in den Fermenter eingeblasen.

Die Entfeuchtung des Biogases erfolgt über lange und im Kühlen verlaufende Gasleitungen und Kondensatabscheidern, über Kondensationstrocknung oder statische Wasserabscheidung im Speicher

Speicher für Biogas

Biogas lässt sich bis zu 300 bar verdichten. Heute werden fast ausschließlich Niederdruckspeicher mit Drücken zwischen 5 und 200 mm WS eingesetzt. Dabei werden hauptsächlich preiswerte Folienspeicher (PE/EVA mit 0,5 mm Dicke und PVC-beschichtete Chemiefasergewebe mit 1 – 1,5 mm Dicke) eingesetzt. Mit ihnen kann man bis 1000 m3 Gas speichern.

BiogasbildungIst ein vierstufiger Abbauprozess organischer Substanzen zu Methan, CO2 und Spurengasen. Sie erfolgt durch Mischkulturen anaerober und fakultativ anaerober Mikroorganismen (Bakterien,Schimmmelpilze ind Einzeller)

Abbildung: Biogasbildung

Polysacccharide Eiweiß Lignin Fett

HYDROLYSE

Monosaccharide Aminosäuren Phenolderivate Fettsäuren

VERSÄUERUNG

Hydroxyfettsäuren Glycerin

NH3 Phenol. Säuren

Kurzkettige Fettsäuren H2S Alkohole

ACETOGENESE

Wasserstoff CO2 Methanol Ameisensäure Essigsäure

METHANISIERUNG

BIOGAS

Gülleverbesserung

Der Ammoniumstickstoffanteil steigt um ca. 30% an, während der organisch gebundene Stickstoffanteil entsprechend sinkt. Dadurch verbessert sich die pflanzenbauliche Wirksamkeit der Bigasgülle. Die Pflanzen können den Stickstoff schneller aufnehmen.

Biogasgülle ist flüssiger, läuft von der Pflanze schneller ab.

Ammoniakverluste und Geruchsbelästigung werden durch das schnellere Einsickern vermindert.

Gesamtstickstoffgehalt verändert sich während der Gärung nicht, wohingegen der Kohlenstoffgehalt abnimmt.

Die Düngewirkung des ausgefaulten Gärsubstrats ist besser kalkulierbar, die Nitratauswaschung ist geringer.

Anforderungen an Abfälle als Substrate für die Biogaserzeugung

Für die biologische Verwertung sind prinzipiell alle pflanzlichen Reststoffe geeignet. Die Verwertung tierischer Reststoffe ist z.T. möglich.Energiereiche Cofermenter: fette, Rasenschnitte, SilomaisWassergehaltBiogaserzeugung ist leicht beherrschbar bei überwiegend flüssigen Substraten. Die Trockensubstanz sollte 5% - 15% betragen. Reststoffe mit hohem Wassergehalt (>80%) oder hoch konzentrierte Abwässer (CSB > 5 kg / m3) geeignet. Angemessene Zerkleinerung und Verdünnung von Feststoffen, wenn solche fermentiert werden sollen.

Nähstoffe für MikrooganismenFür eine optimale Stoffumsetzung bei der Biogaserzeugung ist ein geeignetes Verhältnis von Kohlestoff, Stickstoff, Phosphor und Schwefel notwendig (C : N : P : S = 2000 : 15 : 5 : 3)Hemmstoffe für Biogasbildung

Ammonium (Ammoniak) LösungsmittelSulfide TensidePropionsäure FormaldehydPetrochemikalien CyanidePhenolische Derivate AzideNitrit Hohe SchwermetallkonzentrationHoher Salzgehalt (mehr als 30 g/l) DesinfektionsmittelMedikamente Reinigungsmittel

Ein Teil der Hemmstoffe werden während des Abbaues organischer Substanzen gebildet: Ammonium,Schwefelwasserstoff und phenolische Derivate, die während des Eiweißabbaues entstehen.Eiweißgehalte von über 20% der Trockensubstanz sind daher ungünstig.

Die Belastung kann gering gehalten werden, wenn ausschließlich Reststoffe und Abwässer der Landwirtschaft,Forstwirtschaft sowie der Lebensmittel-, Getränke- und Genussmittelindustrie verwertet werden.

Mit dem Monosubstrat Gülle sind Biogasanlagen in wenigsten Fällen wirtschaftlich, da die Biogasausbeutung aus Gülle zu gering ist. Zur Verbesserung der Biogasausbeute wird verstärkt Kofermentation betrieben, d.h. die gemeinsame Vergärung von Gülle mit organischen Abfällen und hoch konzentrierten Abwässern. Dieser Trend stellt hohe Anforderungen an die Qualifikation der Betreiber.

Anforderungen an das Substrat

Biogas entsteht beim Verfaulen organischer Stoffe im feuchten Mileu unter Luftabschluss als Stoffwechselprodukt von Methangasbakterien im Temperaturbereich von 0° bis 70° C. je höher die Temperatur, umso schneller läuft der Prozess ab. Wichtig ist, dass die einmal gewählte Temperaturstufe möglichst exakt eigehalten wird, außerdem darf die Zusammensetzung des abzubauenden Substrats nicht stark schwanken.

Methangasbakterien können Fett, Eiweiß, Kohlenhydrate und Zellulose in reiner Form nicht abbauen. Sie benötigen vielmehr zum Abbau ihrer Zellsubstanz lösliche Stickstoffverbindungen, Mineralstoffe und Spurenelemente. In Mist und Gülle sind diese Stoffe ausreichend vorhanden. Aber auch Gras (in frischer oder konservierter Form), Panseninhalt, Küchenabfälle, Essensreste, Treber, Schlempe, Molke, Altbrot und Biomüll enthalten genügend Grundnährstoffe und können allein abgebaut werden.

1. GRUNDSUBSTRATE (für alleinige Gärung) 2.COFERMENTATION (nur in Verbindung geeignet)

Gülle FettabscheiderfettFestmist (verflüssigt) FlotafettGras (jung) FrieterfettBiertreber Gras (überständig)Obst- und Weintrester MelasseSchlempe Ölbeladenes BentonitAltbrot Bioabbaubare KunststoffePanseninhalt ÖlpresskuchenBiomüll HausabwässerZuckerschnitzel SilagesickersaftSpeiseabfälle Strohmehl

Stroh, langes Gras und Biomüll müssen zerkleinert und aufgefasert werden. Materialien mit hohem Ligningehalt (Holz) können nicht, bzw. nur sehr langsam abgebaut werden.Durch die Beigabe energiereicher organischer Abfälle wie Fettabscheiderfett, Frietierfett, Flotafett, Melasse, Rapskuchen und stärkehaltige Materialien kann die Biogaserzeugung erheblich gesteigert werden. Aus der Praxis sind Gasleistungen vom 2 bis 5-fachen gegenüber reiner Gülle bekannt, ohne dass das Fermentervolumen vergrößert werden muss. Probleme bei Cofermentation entstehen, wenn zu große Mengen konzentriert direkt in den Fermentereingespeist werden. Besser ist ein Vermischen der Cofermentate mit Gülle oder anderen Grundsubstraten in der Vorgrube sowie ein langsames Steigern der Konzentration. Die beigemischten Abfälle dürfen keine zu hohem Stör-und Schadstoffkonzentrationen haben. Hier ist vor allem bei Biomüll Vorsicht geboten.

Biogasverfahren und Biogasbauarten

Um die geeignete Anlagentechnik installieren zu können, soll bereits vorher feststehen , welche Abfallstoffe vergärtwerden sollen

Einstufige Verfahren Mehrstufige Verfahren

Bei einstufigem Verfahren finden die acetogene Bei mehrstufigem Verfahren finden die und methanogene Phase in einem Behälter statt acetogene und die methanogene Phase

Durchflussfermenter (Pfropfstromprinzip) Speicherdurchflussanlage

Das eingebrachte Substrat fließt langsam vollständige Durchmischung des Substratesvom Einlauf zum Auslauf Kurzschlussströmung möglichkeine vollständige Durchmischung des Beheizung meist durch Fußboden- oder WandheizungSubstratesErwärmung des Substrates durch Heiz-Schlangen im Rührwerk

Mit zunehmender Anlagengröße haben sich Speicher-Durchfluss-Systeme mit mehr Fermenterraum herauskristallisiert: a) um größeren Spielraum für Einsatz zusätzlicher Reststoffe zu schaffena) Lagerraum für Gülle zu schaffen

Beim reinen Durchflussverfahren ist der Fermenter immer gefülltTemperaturenKaltvergärung (psichrophil): 15° - 20° CWarmwasservergärung (thermophil): über 50° CHeißwasservergärung (mesophil): 30° - 45°C90% der Anlagen werden mesophil betrieben.

CofermentationDarunter versteht man die Vewertung organischer Abfälle zusammen mit Gülle und Mist. Sie erfordert zum Teil eine Vorbehandlung von organischen Reststoffen. Organische Reststoffe werden zerkleinert und einer Hygienisierung zugeführt, wo pathogene Keime und andere Erreger bei 70° C und einer Verweilzeit von mindestens 1 Stunde abgetötet werden. Die Cofermentation kann die Wirtschaftlichkeit des Biogasverfahrens oft entscheidend verbessern.

Optimaler Betrieb

Substratzufuhr:Was zu schnell und in zu hohen Konzentrationen zugeführt wird, ist schädlich, daher gleichmäßige Einbringung in Konzentration und Menge.Biofouling:Bei Kofermentation organischer Abfälle werden oft eiweißhaltige Substrate eingesetzt ( Biertreber, Kartoffelschlempe, Hefe usw.). Eiweißenthält 8% - 10% Schwefel, der bei der Versäuerung freigesetzt wird und unter den anaeroben Bedingungen zu zahlreichen Schwefel-verbindungen, überwiegend Schwefelwasserstoff, umgewandelt wird. Je saurer der pH –Wert desto höher der Anteil an Schwefelwasserstoff in der Gasphase.Dies führt zu Korrosion:Edelstahl, Beton, Emaille, Glas werden angegriffen, nicht angegriffen werden einige Kunststoffe. Schwefeloxidierende Bakterien sind die Ursache, welche sich auf Anlageteilen ansiedeln. Sie nutzen die Umwandlung von Schwefelwasserstoffzu elementarem Schwefel zur Energiegewinnung, wobei stark saure Sulfate und Sulfite als Zwischenprodukt entstehen, welche die Korrosionauslösen.

Moderne Überwachung des BetriebesWesentlichen Prozessgrößen müssen bekannt sein:a) pH – Wertb) Temperatur

Biogaszusammensetzung

Hauptkomponeneten: Methan (2 Drittel) und Kohlendioxid (1 Drittel)Spurenkomponenten: Stickstoff, Sauerstoff, Wasserstoff und Schwefelwasserstoff

Der Wasserstoffpartialdruck hat einen hohen Einfluss auf die acetogenen Bakterien in der Methanstufe. Wasserstoff in höheren Konzentrationenkann denAbbau von kurzkettigen Fettsäuren, insbesondere die Essigsäurespaltung, inhibieren.Die quantitative Analyse des Schwefelwasserstoffs ist für die Verwertung des Biogases in Biogasmotoren von Bedeutung, da er in Verbindung mit Wasserdampf zu Korrossionen an Bauteilen von Motoren und Gebläsen führt und Grenzwerte bezüglich der SO2 – Emissionen einzuhalten sind.Für die Messung existieren bereits Systeme, mit denen eine dauernde Überwachung der Gesamtzusammensetzung und auch eine gewisse Prozess-regelung möglich ist.

Kurzkettige FettsäurenDie Konzentrationen sowie die Verteilungsmuster der kurzkettigen Fettsäuren während der einzelnen Prozessstadien liefern folgende Erkenntnisse:Bei optimalen Fermentationsverlauf ensteht ein bestimmtes molares Verhältnis von Essigsäure zu Propionsäure und Buttersäure. Die Vollständigkeitder Versäuerung eines Substrates kann anhand des Essigsäureanteiles bestimmt werden. Hohe Anteile an Essigsäure begünstigen die Methanisierung, Da Essigsäure direkt methanisierbar ist, während langkettige Fettsäuren zunächst in methanisierbare Substrate umgewandelt werden müssen. Es können bei vollständiger Versäuerung bis etwa 70 Massenprozente Essigsäure erreicht werden. Hohe Anteile an längerkettigen Fettsäuren können dieacetogenen Bakterien überlasten.. Dies führt zu Akkumulation von Propionsäure, Buttersäure und längerkettigen Fettsäuren, welche undissoziierttoxisch auf Methanbakterien wirken.

Anhand von Fettsäuremustern können zusammen mit Biogaszusammensetzung, pH – Wert und Ammoniumgehalt die Ursachen von Betriebsstörungen ergründet werden.

Anlagenmonitoring eventuell gemeinsam ankaufen!Zugabe von Panseninhalt (1011 Keime pro ml ) wirkt sich günstig auf den Biogasprozess aus

ALGEMEINE INVESTKOSTEN VON BIOGASANLAGEN

Die Investkosten stehen in einem engen Zusammenhang zu den Behältergrößen

Behältergröße in m3 Lire je m3

Bis 200 m3 1.042.000

201 – 400 m3 534.000401 – 600 m3 449.000Über 600 m3 375.000

Investkosten je m3 Behälter

0 200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 1.200.000

bis 200 m3

201 - 400 m3

401 - 600 m3

über 600 m3

Lire

Lire /m3

Güllelagermit Gasspeicher Fermenter 1

Fermenter 2Be

trieb

sgeb

äude

Wendeplatz

Vorg

rube

Öl- undFettannahme

Kläranlage

Ablau

f Klär

anlag

e

Neue Zufahrtsstraße der Gewerbezone

Stop

Biogasanlage der LandwirtschaftlichenGenossenschaft m.b.H. Prad

Fernwärme und Strom aus Biogas

Güllelagermit Gasspeicher Fermenter 1

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Betri

ebsg

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Wendeplatz

Vorg

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Öl- undFettannahme

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Neue Zufahrtsstraße der Gewerbezone

Stop

Biogasanlage der LandwirtschaftlichenGenossenschaft m.b.H. Prad

Volksschule Aqua Prad

Modul2

Modul1

VorraumNot

lichtzen

trale

PC-Raum

KWK

Pufferspeicher17.000 l

Spitz

enke

ssel

TRAFO

Bedienungs-schacht

MS

NS Netz pum

p en

Entgasun

g

AltölFrischöl

BEGEHUNGSSCHACHTBEG

EHUNGS

SCHACH

T

Wär

mep

umpe

Durchklauferhitzer

Be-und

Entlüft

ungs-

schacht

OsmoseEMULGATOR

Feldlager

Feldlager

Felder

Felder

BHKW-Zentrale 1

Zentrale 2

Biogasanlage

Biogasleitung

ENERGIEBILANZ

GVE - Bio-Gasproduktion Prad und LichtenbergGVE Mist T0/a B-gas m3/a B-gas m3/d Mist/d/T/So B-gas m3/d/S Mist/d/T/Wi B-gas m 3/d/W B-Gas m3/a

Prad 336 6962 174050 478 12,3 308 21,7 543 169270Lichtenberg 277 5675 141875 390 9,95 249 18,43 461 142273Insgesamt 613 12637 315925 868 22,25 556 40,13 1003 311543

Brutto-Biogas-Energieertrag

Bru.-KWh/a Brutto KWh/d/So Brutto KWh/d/ Wi KWh So KWh Wi Brutto KWh insgPrad 1100255 1910 3367 229.152 821.450 1.050.602Lichtenberg 924775 1544 2997 185.256 731.146 916.402

2025030 3453 6363 414.408 1.552.596 1.967.004

Wirkungsgrade KWK: 37% el49% the14% Verlust

KWh pro el the Insgesamt Verlustm3 Biogas KWh KWh KWh KWh

6,2 2,3 3,0 5,3 0,87

Energieerzeugung der KWK Prad mit Biogas und Eigenbedarf Fermenter

Bruttoenergie Eigenbedarf Biogas Erzeugung Nettoerzeug.Biogas KWh Strom 73.000 KWK 37% el 727.7911.967.004 Wärme 200.000 1.767.004 49% the 865.832

273.000 14% Verlust 1.593.623

BiogasanlageINVESTKOSTEN

Lire Behälter Wolfsystem 550.000.000Baumeister Zoderer 380.000.000Schlosser Gritsch 90.000.000Asfalt Maier 14.000.000

1.034.000.000 1.034.000.000

Elektrot. Masch. 750.000.000 750.000.000Güllefass 70.000.000 70.000.000Steuerung - Vis. Schöpf 160.000.000 160.000.000Planung Krieg & Fischer 100.000.000

Pohl 60.000.000Sicherheitsplan 15.000.000Brandschutzpl. 10.000.000

185.000.000 185.000.000Insgesamt 2.199.000.000

Baugruppe Kapazität Bemerkungen

Transportfass 12.500 kg

Vorgrube 235 m3

Fermenter 1.472 m3 2 Hochbehälter D = 12,5 m, H = 6 m, isoliert, BeheizungGroßflügel-Rührwerk 2 x 7,5 KW

GüllelagerFeldlager

1 Hochbehälter, D = 20, 5 m, 5 m, RW: 13 KW2 Hochbehälter, D = 18 m, 5 m, 2 x 10 KW

Gasspeicher 600 m3 Gasmembranspeicher, ausgeführt als Kegeldach über Güllelager, Tragluftdach, 9 m

Energieversorg. 75 KWthe50 KWel

Warmwasser max. 1400 KWh/d; Strom 200 KWh/d

Steuerung Pumpen, Rührwerke, Messungen, Entschwefelung

1.570 m35.088 m3

Tiefbehälter, D = 10 m, H = 3 m, Rührwerk 10 KW,Reißmixpumpe 15 KW

Beheizung Fermenter Warmwasser, max. 1.400 kWh/d (Winter)

BiogasanlagePrad - Lichtenberg InvestkostenKosten-Nutzenrechnung

Insgesamte Anlagekosten 2.200.000.000 NB.:Ausbau der DunglagerINVEST 1.136.205,18 Euro 387.342,67Fremdkapital 206.582,76Betriebkosten Land 40% 454.482,07Kapitaldienst 15 J 3,5% -17.936,56 Mutual. 10% 113.620,52Transport -35.000,00 Nationalpark 309.874,14Energie -5.000,00 Geschäftsan. 51.645,69Wartung,Verwaltung, Versicherung -30.000,00 And. Beitr.Cofermentzukauf -26.000,00 Beiträge 929.622,42Ingesamte Betriebskosten/a -113.936,56 Eigenfinanz. 206.582,76

Gas m3 KWh brutto Gasverk. kWhGaserzeugung mit Gülle 312.500 1.900.000 - EigenbedarfGaserzeugung mit Cofermentation 270.000 1.600.000 550.000Insgesamt kWh Gas 582.500 3.500.000 2.950.000Erzeugungskosten Euro je kWh -0,039

Finanzierung

Betriebskosten

Erzeugungskosten

Biogasgenossenschaft Erlöse kWh Euro / kWhBiogasverkauf 2.945.000 0,031 91.295,00 176.771.770Zertif ikate 951.405 0,030 28.542,15 55.265.309

119.837,15 232.037.078Kosten Tonnen m3 / Tonne m3 kWh / Tonne kWh brutto Euro / Tonne Euro/kWh Euro LireGülletansport 12.500 25 312.500 150 1.875.000 2,80 -0,019 -35.000,00 -67.769.450Äpfel 2.000 75 150.000 450 900.000 7,50 0,018 -15.000,00 -29.044.050Fette 200 600 120.000 3.600 720.000 52,00 0,015 -10.400,00 -20.137.208Versicherung -6.000,00 -11.617.620Wartung K.J+J. -3.500,00 -6.776.945Verw alt. Obm.+ Buchh. -6.500,00 -12.585.755Buchhaltung RVS + J. -8.500,00 -16.458.295Energie Darlehen -5.000,00 -9.681.350Materialien 206.000,00 -4.000,00 -7.745.080Amort 15 J 3,5% -17.885,96 -34.632.056Unvorergesehens

582.500 3.495.000 -111.785,96 -216.447.809Bruttoenerg. 3.495.000 Saldo 8.051 15.589.269Eigenbedarf -550.000Nettoenergie 2.945.000

Thermoelektrische Erzeugung : 200 Mrd. kWh4,7% der thermolektrischen Kraftwerke vor 1962 erbaut28% der thermolektrischen Kraftwerke über 25 Jahre alt36% der thermoelektrischen Kraftwerke weniger als 15 Jahre altWirkungsgrad der thermoelektrischen Kraftwerke meist unter 36%

Gesellschaft Leistung in MW AngestellteENEL Produktion* 38.985 11.257ERGA* 1.658 2.220Eurogen 7.008 2.107Elettrogen 5.438 1.758Interpower 2.611 1.088*werden nicht verkauft 55.700 18.430

Stromerzeugung in Italien nach Energiequellen

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Jahr 1975 Jahr 1980 Jahr 1985 Jahr 1990 Jahr 1995 Jahr 2000 Jahr 2005 Jahr 2010

Mill

iard

en K

Wh

GasErneuerbareErdölKohleAtomenergieWasserkraft

Lire je KWh Lire je kWhJänner 1996 % Juli 2000 %

31,4 14,5 Steuern 31,8 13,615,8 7,3 Systemkosten 17,8 7,645,8 21,2 Brennstoff 77,6 33,2123 56,9 Grundpreis 106,5 45,6216 100,0 233,7 100,0

Thermoelektrische Erzeugung : 200 Mrd. kWh4,7% der thermolektrischen Kraftwerke vor 1962 erbaut28% der thermolektrischen Kraftwerke über 25 Jahre alt36% der thermoelektrischen Kraftwerke weniger als 15 Jahre altWirkungsgrad der thermoelektrischen Kraftwerke meist unter 36%

Entwicklung der Erdölpreise

0

5

10

15

20

25

30

35

1. Trim. 1997

2. Trim. 1997

3.Trim. 1997

4.Trim. 1997

1.Trim. 1998

2.Trim. 1998

3.Trim. 1998

4.Trim. 1998

1 Trim. 1999

2. Trim.1999

3. Trim.1999

4. Trim.1999

1. Trim. 2000

2. Trim. 2000

3. Trim. 2000

4. Trim. 2000

1. Trim. 2001

Dolla

r je

Fas

s

Biogasverfahren und Biogasbauarten Um die geeignete Anlagentechnik installieren zu können, soll bereits vorher feststehen ,