Einleitung

Mit der Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes
(EEG) im Jahr 2004 entstand ein regelrechter
Boom im Bereich Biogas. Es wurde eine Vielzahl von
Anlagen errichtet, deren Wirtschaftlichkeit vor allem
durch die Preisentwicklung der Substrate im Jahr 2007
inzwischen massiv bedroht ist. Die für das Jahr 2009
vorgesehene Neuauflage des EEG setzt deutlich stärker
auf eine ganzheitliche Nutzung des Energieträgers
Biogas als bisher. Dabei steht ganz besonders die
Erhöhung der Wärmenutzung im Vordergrund. Diese
kann beispielsweise durch die Aufbereitung und Einspeisung
von Biogas in das Erdgasnetz verbessert
werden, indem das eingespeiste Gas an einem Ort verstromt
wird, an dem eine ganzjährige Wärmenutzung
sichergestellt ist. Bei der Aufbereitung von Biogas auf
Erdgasqualität muss zukünftig jedoch auf einen möglichst
geringen Methanverlust in die Atmosphäre geachtet
werden. Dieser darf laut Gesetzgeber maximal
0,5 % pro m³ Rohbiogas an die Atmosphäre betragen.
Allerdings gilt für die ersten 3 Jahre der Höchstwert
von 1 %. Derzeit sind verschiedene Aufbereitungsverfahren
im Einsatz. Die Anlagenhersteller geben die
anlagentypischen Methanverluste zwar an, jedoch
stellt sich generell die Frage der Messung des Methanschlupfes.
Aus diesem Grund hat das Kompetenzfeld
Erneuerbare Energien der Hochschule Ingolstadt, das
sich seit mehreren Jahren mit Aufbereitungsanlagen
für Biogas und die Einspeisung von BioErdgas in das
Erdgasnetz beschäftigt, eine Untersuchung bezüglich
verwendbarer Messgeräte zur Methanschlupfmessung
und deren Genauigkeit durchgeführt.
Messtechnische Ermittlung des Methanverlusts
Der Methanverlust ist als der Verlust des Brennwertes
vor und nach der Aufbereitung definiert. Der Brennwert
im Biogas berechnet sich aus dessen Methangehalt
pro Normkubikmeter. Ergänzend wird der Brennwert
pro Normkubikmeter im Schlechtgas bestimmt (Abbildung
1). Eine Bilanzierung dieser beiden Werte liefert
letztlich den Methanschlupf oder -verlust.
Neben der Bestimmung der Gaszusammensetzung, d.
h. des jeweiligen Methangehalts von Rohbiogas- und
Schlechtgasstrom, sind die relevanten, messtechnisch
zu bestimmenden Größen bei der Umrechnung von
Betriebs- auf Normvolumen:

• Volumenströme von Rohbiogas und Schlechtgas
  im Betriebszustand,
• Temperaturen von Rohbiogas- und Schlechtgasstrom,
• Drücke im Rohbiogas- und Schlechtgasstrom,
• Feuchte /Dampfdruck imRohbiogas- und Schlechtgasstrom.

Da jede einzelne dieser Größen durch die Messung
bereits fehlerbehaftet ist, summiert sich der zu erwartende
Fehler. So stellt sich die Frage, wie die vom Gesetzgeber
geforderten Methanverlustraten nachgewiesen
werden können.

Messtechnik zur Ermittlung des Methanverlusts

Gaszusammensetzung

Da Biogas eine Matrix aus verschiedenen Gasen ist,
die hauptsächlich aus Methan und Kohlendioxid besteht,
werden diese Gase im Besonderen betrachtet.

• Infrarotmessung
  Die Erfassung vonMethan und Kohlendioxid erfolgt
  bei nahezu allen Biogasanalysatoren. Diese verfügen
  auch über eine Druck- und Temperaturkompensation.
  Trotz dieser Eigenschaft erreichen diese
  Messgeräte nur unbefriedigende Genauigkeiten
  von ± 2 % vom Messbereichsendwert (MBE).
• Gaschromatographie
  Je höher der Methangehalt im Biogas ist, desto
  höher ist die zu nötige Verdünnung des Prüfgases
  in diesen Messgeräten, wobei der Schwankungsbereich
  des Rohbiogases mit Methananteilen von
  45…70 % zu beachten ist. Eine zunehmende Verdünnung
  des Prüfgases verschlechtert jedoch die
  Genauigkeit der Messung, die sich dann der Infrarotmessung
  annähert. Die maximal erreichbare
  Genauigkeit liegt nach Auskunft von Messtechnikherstellern
  in der Regel bei 0,1 %.

Normvolumenstrom

Die Umrechung von Betriebs- auf Normvolumen bedarf
verschiedener Eingangsmesswerte. Diese sind
neben dem Volumen im Betriebszustand Temperatur,
Druck und Feuchte bzw. Dampfdruck.

• Volumenstrom im Betriebszustand
  Die Messung des Volumenstroms im Betriebszustand
  stellt hohe Anforderungen an die Messtechnik,
  da Biogas ein hochkorrosives Gas ist.
  Beispielsweise kann es durch das stark mit Wasser
  gesättigte Biogas im Beisein mit Schwefel zu
  Korrosion am Durchflusszähler kommen. Zudem
  sind Verschmutzungen im Biogas als nicht zu
  übersehende Schwierigkeit zu nennen. Messtechnikhersteller
  empfehlen üblicherweise für die
  Messung des Volumenstroms im Betriebszustand
  die thermische Massenmessung oder die Druckmessblende.
  Die thermische Massenmessung
  kann allerdings nur in einem trockenen Gas eingesetzt
  werden. Zudem ist eine Kalibrierung auf
  die jeweilige Gaszusammensetzung und damit
  Gasdichte vorzunehmen. Dieses Verfahren liefert
  jedoch relativ geringe Messfehler von 1+0,1 %
  vom MBE. Druckmessblenden können auch bei
  feuchten Gasen eingesetzt werden. Jedoch ist die
  Genauigkeit dieses Messprinzips geringer. Bei der
  Umrechnung des Volumens vom Betriebszustand
  in den Normzustand ist es nötig, die insbesondere
  im Biorohgas auftretenden stark schwankenden
  Gaszusammensetzungen zu berücksichtigen.
  Mengenumwerter, die eine Umrechnung von Betriebs-
  in Normvolumen durchführen, und auch die
  thermische Massenmessung sind jedoch auf eine
  fixe Gaszusammensetzung eingestellt. Um diese
  Fehlerquelle zu umgehen, ist es deshalb notwendig,
  eine Online-Messwertanpassung zu schaffen,
  die auf sich ändernde Gaszusammensetzungen
  reagiert und eine Gaszusammensetzungskompensation
  ermöglicht.
• Gastemperaturen im Rohbiogas- und Schlechtgasstrom
  Die Temperaturmessung ist im Zusammenhang
  mit Biogas unproblematisch. Sie kann mit üblichen
  PT100-Widerstandsthermometern durchgeführt
  werden.
• Drücke im Rohbiogas- und Schlechtgasstrom
  Auch die Differenzdruckmessung erscheint im
  Zusammenhang mit Biogas als eher unproblematisch.
• Feuchte im Rohbiogas- und Schlechtgasstrom
  Die Feuchtemessung wiederum stellt aufgrund der
  ungünstigen Auswirkungen von Biogas auf Messgeräte
  durch die relativ hohen Konzentrationen
  von Schwefelwasserstoff in Verbindung mit hoher
  Feuchte ein ernst zu nehmendes Problem dar.
  Nach Aussagen verschiedener Hersteller führt diese
  Kombination zu zunehmenden Messwertfehlern
  und im Weiteren zu einer Zerstörung des Feuchtefühlers,
  d. h. längere Standzeiten lassen sich nicht
  erreichen.

Gesamtfehler der Methanverlustbestimmung

Um den möglichen Gesamtfehler aus den einzelnen
Messunsicherheiten der oben erläuterten Teilmessungen
zur Methanverlustbestimmung zu ermitteln,
wird eine Fehlerfortpflanzungsrechnung nach dem
Gaußschen Fehlerfortpflanzungsgesetz durchgeführt.
Zur Berechnung des Gesamtfehlers wird von der in
Abbildung 2 zusammengestellten, charakteristischen
Messunsicherheiten ausgegangen.

Gaußsches Fehlerfortpflanzungsgesetz

Das Gaußsche Fehlerfortpflanzungsgesetz ist dann
anzuwenden, wenn die Messgrößen unabhängig voneinander
mit zufälligen Messabweichungen sind. Aus
diesen ergibt sich aus der quadratischen Addition
die wahrscheinliche Messunsicherheit ΔG. Wie oben
beschrieben, werden bei der Volumenstrommessung
und der darauf folgenden Umrechnung in den Normzustand
verschiedene Eingangswerte benötigt. Diese
sind aufgrund von Messunsicherheiten mit Fehlern
behaftet. So wird eine Fehlerfortpflanzungsrechnung
durchgeführt, um den am wahrscheinlichsten eintretenden
Fehler zu ermitteln.
Im ersten Schritt erfolgt die Ermittlung des Fehlers der
Volumenstrommessung im Normzustand. Die Umrechnung
von Betriebs- auf Normvolumen und die
Berechnung des wahrscheinlichen Fehlers nach dem
Gaußschen Fehlerfortpflanzungsgesetz anhand eines
Beispiels wird in [1] näher beschrieben.

Beispielrechnung

Zur Verdeutlichung wird eine beispielhafte Fehlerrechnung
mit den in Abbidlung 3 ersichtlichen Ausgangswerten
durchgeführt.
Nach Einsetzen aller Werte aus Tabelle 2 ergibt sich
ein wahrscheinlich eintretender Fehler von 2,3 % für die
Umrechnung von Betriebsvolumen auf Normvolumen.
Um eine Bilanzierung des Methanverlustes zu erreichen,
werden die Methangehalte von Rohbiogas (Index
1) und Schlechtgas (Index 2) gegenübergestellt.
Dabei wird der Größtfehler angenommen, da sich die
Fehler nicht gegenseitig aufheben.
Der Größtfehler setzt sich aus den einzelnen Messunsicherheiten
zusammen, die vorab berechnet wurden.
Er enthält auch den Fehler für die Umrechnung von
Betriebsvolumen auf Normvolumen in Höhe von 2,3
%. So ergibt sich eine Eintrittswahrscheinlichkeit der
Fehler bei der Ermittlung des Methanverlusts aus den
oben erläuterten, notwendigen Einzelmessungen in
Höhe von 4,6 %. Für den in Tabelle 2 charakterisierten
Beispielfall (VolumenstromimBetriebszustand 100
m³/h, also eine eher kleine Biogasanlage) bedeutet
dies, dass der Methanverlust bei beispielsweise 60 %
Methan im Rohbiogas nur mit einer Genauigkeit von
27,5 Liter pro Kubikmeter Rohbiogas gemessen werden
kann. Der Gesetzgeber begrenzt die zulässigen
Methanverluste demgegenüber auf 0,5 %, im besprochenen
Fall auf nur 3 Liter pro Kubikmeter Rohbiogas!

Fazit

Die dargestellte Analyse zeigt klar, dass trotz erheblichem
messtechnischem Aufwand von einem wahrscheinlichen
Fehler von 4,6 % auszugehen ist. Dem
steht ein vom Gesetzgeber geforderter Wert von 0,5
% gegenüber. Hinzu kommen noch die Risiken der
Beaufschlagung sensibler Messwertaufnehmer mit
aggressivem Biogas. Die dargestellte, aus Sicht des
Gesetzgebers unakzeptabel hohe Messunsicherheit
bedeutet somit, dass eine hinreichende Aussage über
den Methanschlupf von Aufbereitungsanlagen derzeit
nicht möglich ist. Selbst wenn entsprechende Messungen
mit hochgenauer Messtechnik kurzzeitig im
Labor möglich sein sollten, so fehlen standardisierte
Messgeräte für einen längeren betrieblichen Einsatz.
Hinzu kommt, dass im Entwurf der Neuauflage des
EEG der Methanverlust als solcher nicht explizit erläutert
ist.

Literaturverzeichnis

[1] Sonnleitner M.: BioErdgas – Methanverluste und
deren Messung, 17. Symposium Bioenergie,
Bad Staffelstein, 2008