Letzte Aktualisierung: 11.07.2012

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Biomethananlage in Laupheim setzt auf trockene Druckwechseladsorption

Biomethananlage in Laupheim setzt auf trockene Druckwechseladsorption_Grafik_ETW Energietchnik GmbH

Biomethananlage in Laupheim setzt auf trockene Druckwechseladsorption (Grafik: ETW Energietchnik GmbH)

Etwa 30 Kilometer südlich von Ulm wird am Standort Laupheim seit vier Jahren Biogas aus Mais, Gras und Ganzpflanzensilage erzeugt. Das Rohbiogas wird von der Erdgas Südwest GmbH aufbereitet und als Biomethan dem Endkunden über das eigene Erdgasnetz zur Verfügung gestellt. Die jetzige Erweiterung der Produktionskapazität setzt dabei auf die trockene Druckwechseladsorption.

Im Jahr 2008 wurde die Biogas-Aufbereitungsanlage in Laupheim in Betrieb genommen. Die Druckwechseladsorption von Schmack Carbotech verarbeitet etwa 600 Normkubikmeter Rohbiogas je Stunde. Mit dieser Menge können knapp 2000 Vier-Personen-Haushalte durchgehend mit Strom versorgt werden. Um auf den steigenden Bedarf an Biomethan zu reagieren, entschloss sich der Betreiber zum Ausbau der Produktionskapazität. Dazu wurden die Vorteile der trockenen Druckwechseladsorption einer Biomethananlage der ETW Energietechnik genutzt.

Bei der trockenen Druckwechseladsorption wird das feuchte Rohbiogas bevor es zu den Adsorptionsbehältern gelangt von Schwefelwasserstoff Wasser befreit. Die Restfeuchte wird als Begleiteffekt über die Druckwechseladsorption entfernt. Die Adsorptionskolonnen sind über eine intelligente Steuerung so miteinander verschaltet, dass die Produktgasreinheit auch bei schwankenden Rohbiogaszusammensetzungen und -mengen einen stabilen Methangehalt von 98 Prozent aufweist. Kontinuierliche Qualitätsmessungen gewährleisten dabei kurze Reaktionszeiten. Das Biomethan wird anschließend mit etwa sechs bar an die Einspeisestation weitergeleitet, die als Schnittstelle zum Erdgasnetz fungiert.

Die von der ETW entwickelte Prozessführung des DWA Prozesses unterscheidet sich deutlich von den in Deutschland etablierten Systemen. Das Ergebnis ist ein außerordentlich hoher Methananteil im Produktgas bei geringsten Methanverlusten und geringstem Verbrauch an elektrischer Energie: So können 98 Prozent des zugeführten Methans in das Erdgasnetz verbracht werden. Die 2 Prozent Methanverlust werden in den biologischen Prozess der Biogasanlage über eine Nachverbrennungsanlage in Form von Nutzwärme zurückgeführt. Zusammen mit der Rückgewinnung der Kompressionswärme lassen sich insgesamt 140 kW Wärmeleistung bei 80°C aus der Gasaufbereitung entkoppeln.

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