Gasturbinenbetrieb mit Grubengas

Turbine zeigt sich unempfindlich gegen Schwankungen des Heizwerts

Das für die Verstromung von Grubengas nicht immer ein motorisches BHKW eingesetzt werden muss, zeigt ein Projekt mit einer 5-MW-Gasturbinenanlage. Der Schweizer Gasturbinenpackager Turbomach hat im Dezember 2001 eine komplette Kraft-Wärme-Kopplungsanlage schlüsselfertig an den Betreiber Dalkia übergeben.

10. Januar 2003

Grubengas besteht im Wesentlichen aus Methan sowie geringen Anteilen höherer Kohlenwasserstoffverbindungen und der beim Absaugen miteingezogenen Luft aus der Bewetterung der Schachtanlage, entspricht also in etwa einem Erdgas-Luft Gemisch.

Grubengas ist aus mehreren Gründen von großer Bedeutung: Zum einen ist eine Methanabsaugung unter Sicherheitsaspekten notwendig, um eine Explosion unter Tage zu verhindern. Andererseits besitzt Methan ein vielfach höheres Klimaschädigungspotenzial als Kohlendioxid. Eine energetische Nutzung dieses „Abfallproduktes“ zur Stromerzeugung macht Grubengas wirtschaftlich interessant.

Die französische Dalkia-Gruppe hat dem international tätigen Gasturbinenpackager Turbomach im März 2001 den Auftrag erteilt, als Generalunternehmer eine Gasturbinenanlage mit Nebenaggregaten zur Verstromung von Grubengas im französischen Freyming Merlebach zu errichten. Ausschlaggebend war für die Auftragsvergabe unter anderem, dass Turbomach diverse Erfahrungen mit Sondergasen, wie Schwachgas, Deponiegas, Klärgas und Grubengas, sammeln konnte. So wurde in der Zeche Haus Aden in Bergkamen bereits Ende der achtziger Jahre im Auftrag der Ruhrkohle AG eine Gasturbinenanlage für den Betrieb mit Grubengas installiert. Neben dem Gasturbinen-Generatorsatz gehören auch Gasverdichter, Abhitzesystem mit Abhitzekessel, Schalldämpfer und Kamin, sowie eine Mittelspannungsanlage mit 20-kV-Transformator und das Kraftwerksgebäude zum Lieferumfang von Turbomach.

Die Gasturbinenanlage ist unmittelbar neben einer Kohlegrube installiert. In dem etwa 20 km von Saarbrücken entfernten Steinkohlerevier wird auch heute noch Kohle abgebaut. In der Region gibt es ein weitflächiges Grubengasnetz, an das weitere Verbraucher angeschlossen sind.

Der Methangehalt des vorhandenen Grubengases schwankt zwischen 45 und 75 Vol. %. Der Stickstoffanteil verhält sich ungefähr umgekehrt proportional zum Methangehalt und bewegt sich zwischen 15 und 45 Vol. %. Dazu kommen kleinere Mengen Sauerstoff, Kohlendioxid und Ethan. Von kleineren Spitzen abgesehen, liegt der Methangehalt in der Regel zwischen 50 und 55 Vol %. Durch die Veränderungen der Gaszusammensetzung ändert sich auch der Heizwert des Gases, der sich in der Bandbreite zwischen 16.500 und 28.000 kJ/Nm³ bewegt, was der Gasturbine jedoch wenig ausmacht, denn im Vergleich mit einem Motoren-BHKW ist die Gasturbinenanlage grundsätzlich wesentlich unempfindlicher gegenüber Heizwertschwankungen.

Trotz des teilweise geringen Heizwertes kann die Gasturbinenanlage auch mit Grubengas starten. Die Unterschiede zu einer mit Erdgas betriebenen Gasturbinenanlage sind auf den ersten Blick nicht direkt zu erkennen., jedoch steckt hinter der Fassade viel Know-how, um diese komplexe Technologie zu beherrschen. Die Gasregelstrecke und die Injektoren sind wegen des höheren Brennstoffdurchsatzes größer ausgelegt. Durch den schwankenden Heizwert ist das Steuer- und Regelsystem besonders gefordert, so dass hier spezielle Entwicklungsarbeit notwendig war.

Auf den ersten Blick erscheint es paradox: Die Gasturbinenanlage liefert beim Betrieb mit Grubengas eine höhere elektrische Leistung als beim Betrieb mit Erdgas, obwohl Erdgas einen höheren Heizwert hat. Doch gerade weil der Heizwert geringer ist als bei Erdgas, muss eine größere Menge Brennstoff durchgesetzt werden. Ein größerer Brennstoffdurchsatz bedeutet jedoch auch einen größeren Brennstoffmassenstrom und somit eine größere elektrische Leistung. Sie schwankt je nach Methangehalt des Grubengases bei einem elektrischen Wirkungsgrad von 30 % zwischen 5,0 MWel (75 Vol. % Methan) und 5,3 MWel (45 Vol. % Methan) bei Verbrennungslufttemperatur von 15 °C.

Herzstück der Gasturbinenanlage ist die Gasturbine Taurus 60 des US-amerikanischen Herstellers Solar. Die Gasturbine, das Getriebe, der 6,3-kV-Generator sowie sämtliche zum Betrieb der Turbine erforderlichen Hilfssysteme sind auf einem gemeinsamen Grundrahmen montiert. Zum Schallschutz ist auf dem Grundrahmen eine schalldämmende Haube montiert, die in 1 m Abstand einen Schalldruckpegel von 85 dB(A) emittiert. Die Gasturbinenanlage ist für den automatischen und beaufsichtigungsfreien Betrieb (BoB 24 h) eingerichtet.

Die beiden Hauptkomponenten neben dem Gasturbinen-Generatorsatz sind der Abhitzekes-sel und der Gasverdichter. Über den Abhitzekessel wird Heißwasser für die Fernwärmeversorgung der Stadt Freyling Merlebach erzeugt. Die Vorlauftemperatur beträgt 160 °C, die Rücklauftemperatur 110 °C. Die thermische Leistung der Gasturbinenanlage beträgt etwa 8,5 MW. Zusammen mit drei bereits im vergangenen Jahr installierten Heizkesseln ersetzt die Gasturbinenanlage alte Fernwärmeerzeuger.

Für den Betrieb des Gasturbinen-Generatorsatzes muss ein Gasvordruck von 15 bar ü am Package anliegen. Ein öleingespritzter Schraubenverdichter hebt den Druck des Grubengases von 4 bar ü auf 15 bar ü an. Durch seine Regelung können auch Schwankungen des Eingangsdrucks und des Volumenstroms ohne einen Pufferbehälter kompensiert werden.

Nachdem Turbomach im März 2001 den Auftrag von Dalkia erhalten hatte, wurden ein halbes Jahr später im September die Hauptkomponenten auf der Baustelle angeliefert. Die Montage der Komponenten vor Ort und die anschließende Inbetriebnahme dauerte von Anfang September bis Ende November. Anschließend folgte der erfolgreiche fünftägige Probebetrieb, sodass die Gasturbinenanlage Anfang Dezember 2001 in den Dauerbetrieb gehen konnte.

Etwa 40 km entfernt auf der deutschen Seite des Kohlereviers wird in Neunkirchen-Wellesweiler im Auftrag der SFW GmbH zur Zeit eine fast baugleiche Anlage errichtet. Auch hier baut Turbomach als Generalunternehmer eine 5,2-MW-Gasturbinenanlage mit Abhitzekessel und Grubengasverdichter. Die Anlage soll im zweiten Quartal 2002 in Betrieb gehen. Neben der garantierten Einspeisevergütung durch das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) wird die Wirtschaftlichkeit dieser Anlage durch die ganzjährige Prozessdampfversorgung der benachbarten Industriebetriebe gesteigert.

Erschienen in Ausgabe: 04/2002