Die verfügbaren Ackerflächen für Biomasseanbau (586,3 ha) werden im MAX-DEZ Konzept zur Erzeugung von Biogas-Energiepflanzen genutzt. Dieser sollte dabei sowohl in gesellschaft- licher als auch in naturschutzfachlicher Hinsicht möglichst nachhaltig erfolgen. Um den Widerständen der Bevölkerung („Vermaisung“ der Landschaft) und verschiedenen Natur- schutzbelangen Rechnung zu tragen, wird die Flächennutzung nur zu 75% mit Silomais angesetzt (439,7 ha). Für 25% der verfügbaren Flächen wurde die Bepflanzung mit einer speziell entwickelten Wildpflanzensaat angenommen (146,6 ha), um Monokulturnachteilen entgegen zu wirken (Lebensräume für Bienen, verbesserter Brutzeit und Aufzuchtschutz für Wildtiere und Vögel) (Vollrath und Kuhn 2010).

Entsprechend der Angaben des Steckbrief Rheine der FH Münster (Wetter u. a. 2011a) wird für den Silomaisertrag 49 t/ha und 204 Nm³Biogas/t mit 5,2 kWh/Nm³ angesetzt. Dies ergibt einen

jährlichen Ertrag von 21.547 Tonnen Silomais zur energetischen Nutzung bzw. einen Biogaser- trag von 4.390.649 Nm³/a mit einem Energieinhalt von 22.831 MWh/a (bezogen auf den unteren Heizwert des Biogases).

Für die mit Wildpflanzensaaten genutzte Fläche wird bei einem jährlichen Ertrag von 43 t/ha (bei einem Trockenmassegehalt von rund 30%) und 90 Nm³Biogas/t mit 5,2 kWh/m³ (SaatenZeller

2013, Netzwerk Lebensraum Feldflur 2017) ein Ertrag von 6.303 Tonnen Biomasse berechnet bzw. 563.750 m³/a Biogas mit 2.932 MWh/a (bezogen auf den unteren Heizwert).

Neben dem Energiepflanzenanbau liegen in Rheine Potenziale an Zwischenfrüchten, tierischen Exkrementen und Bioabfällen vor, die zur Biogaserzeugung herangezogen werden können. Eine Übersicht der verfügbaren Biomassefraktionen und -mengen zur Biogaserzeugung gibt Tabelle 4-11.

Dezentrale Energieversorgung im MAX-DEZ Konzept 99

Tabelle 4-11: Biomassepotenziale zur Biogaserzeugung

Biomasse

Verfügbare Mengen

[t/a] bzw. [m³/a]

Biogasausbeute [Nm³]

Silomais

21.547 t 4.390.649

Wildpflanzensaat

6.303 t 563.750

Zwischenfrüchte

14.128 t 2.119.261

Tierische Exkremente

98.126 m³ 2.037.283

Bioabfälle

7.110 t 568.800

Summe

9.679.742

Für die weitere Biomasseallokation wird nun zunächst eine Aufbereitungstechnologie für Biogas ausgewählt, anhand dieser die für die Aufbereitung zu Biomethan zwingend erforderli- chen Biogasmengen errechnet und anschließend die weitere Verwendung des noch vorhandenen Biogaspotenzials analysiert.

Die Aufbereitung von Biogas zu Biomethan umfasst generell drei Arbeitsschritte: Entschwefe- lung, Gastrocknung und vor allem die CO2-Abtrennung.

Für die CO2-Abtrennung gibt es vier gängige Verfahren, die in Abbildung 4-4 vergleichend

dargestellt sind:

• Druckwasserwechseladsorption (PSA), • Druckwasserwäsche (DWW),

• Physikalische Wäsche (z.B. Genosorb),

• Chemische Wäsche (Monoethanolamin (MEA), Diethanolamin (DEA)).

PSA und DWW Anlagen sind technisch ausgereift und Stand der Technik.

Bisher gibt es erst wenige CO2-Abscheideanlagen der chemischen Wäsche und der Praxisbe-

trieb größerer Anlagen muss noch erprobt werden. Allerdings weisen MEA und DEA Anlagen den höchsten Methangehalt im Produktgas auf (Fraunhofer Umsicht 2009).

Für die Berechnungen im Projekt KomRev wurde die Druckwasserwäsche als eine der bereits ausgereiften Technologien zur CO2-Abtrennung herangezogen. Sie weist einen geringen

Methanverlust auf und der Methananteil von 97 % im Produktgas ist für die Prozesse, in denen das Biomethan zur Anwendung kommt, ausreichend.

Die Druckwasserwäsche ermöglicht außerdem die gleichzeitige Entschwefelung und CO2-

Abtrennung. Ebenso erlaubt sie einen flexiblen Betrieb der Anlage und kann somit eventuell zum Demand Side Management (DSM) dienen.

In Rheine besteht im MAX-DEZ Konzept ein jährlicher Biomethanbedarf von 39.750 MWh Prozessenergie, davon 16.000 MWh in industriellen Kleinbetrieben und GHD, 60 MWh für Prozesse des Sengens in der Textilindustrie, 1.460 MWh für Schmelzprozesse für Gusseisen und 22.220 MWh in der Kalkbrennerei. Der Energieinhalt von Biomethan beträgt etwa 11 kWh/Nm³, so dass sich ein Biomethanbedarf von insgesamt 3.647.480 Nm³ ergab (inkl. Berücksichtigung Methanschlupf bei der CO2-Abtrennung). Durch die Gasgutschrift für

Haushaltsmüll (siehe Abschnitt 4.3.1.4) von 158.720 Nm³ reduziert sich der Bedarf auf 3.488.760 Nm³. Zur Bereitstellung dieser Biomethanmenge werden insgesamt 6.328.760 Nm³ Biogas und 2.230 MWh Strom benötigt (Strombedarf DWW: 0,25 kWh/Nm³Rohbiogas (Fraunhofer

Umsicht 2009), Eigenstrombedarf21 Biogasanlage: 0,1 kWh/Nm³).

Weitere Verwendung Biogas

Fast 65% des Biogases muss im Biomasse-Nutzungskonzept MAX-DEZ zu Biomethan aufbereitet werden, um die Brennstoffbedarfe an Gas in Erdgasqualität in Rheine zu decken. Somit verblieben nur noch rund 35% (3.350.981 Nm³) des ursprünglichen Biogaspotenzials zur weiteren Nutzung. Prinzipiell ist denkbar, das verbleibende Biogaspotenzial ebenfalls zu Biomethan aufzubereiten und so zusätzliche Infrastrukturen für Biogastransporte zu umgehen oder das verbleibende Biogaspotenzial direkt in einer KWK-Anlage zur Erzeugung von Strom und Wärme zu verwenden.

Da seit 2014 die gesamten über das Müllabfuhr-System gesammelten Bioabfälle des Kreises Steinfurt und somit auch die Bioabfälle in Rheine in einer Biogasanlage mit BHKW, die sich außerhalb von Rheine befindet, genutzt werden, wird zunächst berechnet, welche Strom- und Wärme-Erträge entsprechend der Anlagendaten bei einer energetischen Nutzung der Bioabfälle aus Rheine in der Biogasanlage des Kreises Steinfuhrt anfallen. Hierbei wird der im BHKW erzeugte Strom Rheine direkt gutgeschrieben und die erzeugte Wärme über eine Gasgutschrift berücksichtigt. Diese Berechnungen zeigen allerdings geringere Erträge als die Berechnungen, bei denen die Bioabfälle aus Rheine innerhalb von Rheine zur Beimischung zur lokalen Biogaserzeugung genutzt werden. Dies hängt vor allem mit den Betriebsparametern der Bioabfall-Biogasanlage auf Kreisebene zusammen. Daher wird im Konzept für das Jahr 2050 angenommen, dass eine Reorganisation der Bioabfallnutzung die Verwendung in einer Biogasanlage innerhalb von Rheine ermöglicht.

Für die weitere Verwendung des verbleibenden Biogases wird zunächst die Nutzung in einer KWK-Anlage ohne Aufbereitung auf Erdgasqualität untersucht. Da das verbleibende Biogas

21 Nach Angaben der Fachagentur Nachwachsende Rohstoffe e.V. liegen die Eigenstrombedarfe von Biogasanlagen

zwischen 5 und 20 Prozent der Stromerzeugung im BHKW. Für 2050 wurde ein eigenstrombedarf von 5 Prozent festgelegt. Bei ƞel,BHKW=0,38 und 5,4 kWh/Nm³ ergibt sich somit ein Eigenstrombedarf von 0,1 kWh/Nm³

Dezentrale Energieversorgung im MAX-DEZ Konzept 101

mengenmäßig nicht zur Verwendung in einer Gasturbine oder in einem Dampfkraftwerk ausreicht, kommt nur eine KWK-Technologie in „kleinerem“ Maßstab in Frage, bei der die KWK-Abwärme auf einem Temperaturniveau von ~ 90°C anfällt. Im MAX-DEZ Konzept ist der Bedarf an KWK-Abwärme auf 90 °C aber verhältnismäßig gering, da der Raum- und Warmwasserbedarfs bereits vorwiegend über solarthermische Anlagen gedeckt wurde (siehe 4.3.3). Allerdings liegt ein hoher Bedarf im Bereich Prozessdampferzeugung mit Temperaturni- veaus zwischen 150°C und 200°C vor. Die Deckung dieser Prozessdampfbedarfe durch direkte Biomasseverbrennung ist aufgrund der begrenzten Potenziale und aus Effizienzgründen nicht möglich. Allerdings kann die Nutzung der verbleibenden Biogasmengen in Hochtemperatur- brennstoffzellen als hocheffiziente KWK-Anlage, deren Abwärme zur teilweisen Deckung der Prozesswärmebedarfe herangezogen werden kann, sinnvoll sein, wie die folgende Analyse zeigt:

Der Betrieb von Brennstoffzellen ist aufgrund des Schwefelgehalts nicht mit Biogas, sondern nur mit Biomethan möglich. Daher wird die Nutzung des restlichen Biogases als aufbereitetes Biomethan in einer Hochtemperaturbrennstoffzelle mit der direkten Biogas-Nutzung im BHKW verglichen. Für die Berechnungen der Brennstoffzelle werden Anlagendaten des HotModuls (MOFC) der Firma MTU Onsite verwendet. Abbildung 4-5 zeigt die für die möglichen Verwendungsoptionen errechneten Mengen an Strom und Wärme (inkl. Temperaturniveau) an.

Abbildung 4-5 Mögliche Nutzungspfade weiteres Biogaspotenzial; eigene Berechnungen

Die Analyse der Berechnungsergebnisse der erzeugbaren Energiemengen an Strom und Wärme zeigt deutliche Vorteile durch eine Aufbereitung des verbleibenden Biogases (inkl. Biogas aus Bioabfällen) zu Biomethan und dessen Nutzung in einer Hochtemperaturbrennstoffzelle. Der hohe elektrische Wirkungsgrad der Brennstoffzelle ist aus Sicht der Strombedarfsdeckung vorteilhaft. Die Abwärmeerzeugung auf einem Temperaturniveau von ~370°C ist gleichzeitig zur Prozessdampferzeugung gut geeignet.

Die Brennstoffzellen werden im Konzept MAX-DEZ auf die Standorte verteilt, an denen die höchsten Temperaturanforderungen für Prozessdampf anfallen. So kann der Prozessdampfbe- darf der beiden Krankenhäuser – Mathias Spital (200°C) und Jacobi-Krankenhaus (200°C) – und ein Teil des Prozessdampfbedarfs der Firma Apetito (185°C) abgedeckt werden.

Für die Biogaserzeugung und anschließende Aufbereitung zu Biomethan werden 1.180 MWh Strom benötigt.

Im Dokument Die kommunale Effizienzrevolution für den Klimaschutz in den deutschen Städten - KomRev : Voraussetzungen, Transformationspfade und Wirkungen ; Abschlussbericht (Seite 98-102)