Biochar-Hersteller konzentrieren sich oft auf den Kohlenstoffgehalt und die Stabilität des fertigen Feststoffs, vernachlässigen aber die aus dem Reaktor austretenden Gase. Wenn brennbare Gase entweichen, Luft in das System gelangt oder die Oxidationsstufe nicht optimal verläuft, kann eine Anlage Energie verlieren, Sicherheitsrisiken bergen und ihren angestrebten Klimanutzen mindern. Die Gasüberwachung schließt die Lücke zwischen Rohstoffumwandlung, Energierückgewinnung und Freisetzung in die Atmosphäre.

Bei Biochar-Pyrolyseanlagen sollten generell Methan, Kohlenmonoxid, Kohlendioxid, Wasserstoff und Sauerstoff an für die Prozesssteuerung, Brennstoffnutzung und Emissionsbewertung ausgewählten Messpunkten überwacht werden. Weitere Komponenten sind entsprechend dem Ausgangsmaterial, der Reaktorkonstruktion, dem Gasreinigungssystem, der Endverwendung und dem jeweiligen Genehmigungs- oder Zertifizierungsverfahren auszuwählen.

Ein einzelnes Messgerät und ein einzelner Probenahmepunkt können selten alle Fragen beantworten. Das aus dem Reaktor austretende Heißgas, der gereinigte Brennstoffstrom und das Abgas weisen unterschiedliche Konzentrationen, Verunreinigungen und Messziele auf und sollten daher separat ausgewertet werden.

Warum ist die Methanüberwachung für Biochar-Projekte wichtiger geworden?

Ein Projekt kann Kohlenstoff in Biokohle speichern, während bei der Produktion vermeidbares Methan freigesetzt wird. Da Methan die Klimabilanz beeinflusst, kann dessen Vernachlässigung die Glaubwürdigkeit des Projekts mindern, selbst wenn das feste Produkt die Qualitätsziele erfüllt.

Die EU-Methodik von 2026 zur freiwilligen Zertifizierung der Kohlenstoffbindung durch Biokohle berücksichtigt produktionsbedingte Treibhausgase bei der Berechnung der damit verbundenen Emissionen. Sie definiert das bei der Produktion freigesetzte Methan als überwachten Parameter.

Während der ersten Zertifizierungsperiode erfordert die Methodik mindestens zwei Methanfreisetzungsmessungen pro Produktionseinheit, wobei zwischen den Messungen mindestens ein Drittel der Zertifizierungsperiode liegen muss. Die Ergebnisse werden auf die Biochar-Ausbeute bezogen. Bei inkonsistenten Anfangsmessungen sind weitere Messungen erforderlich, um eine verlässliche Schätzung zu erhalten.

Diese Anforderung bedeutet nicht, dass jede Anlage ein identisches kontinuierliches Messsystem installieren muss. Das Zertifizierungssystem kann das Probenahmeverfahren festlegen, während das geeignete Messgerät von der erwarteten Konzentration, der Abgasanlage und der Testdauer abhängt.

Welche Gase liefern die nützlichsten Prozessinformationen?

Die alleinige Überwachung von Methan kann zwar klimarelevante Freisetzungen identifizieren, aber nicht deren Ursache erklären. Eine umfassendere Betrachtung der Pyrolysegaszusammensetzung hilft Betreibern, unvollständige Umwandlung, instabile Erhitzung, Luftleckagen und mangelhafte Verbrennung zu erkennen.

Die Kerngase liefern normalerweise unterschiedliche Informationen:

Je nach Rohstoff und Projekt können Betreiber auch leichte Kohlenwasserstoffe, Wasserdampf, H₂S, NH₃, HCl oder andere Verbindungen bewerten. Diese zusätzlichen Gase sollten nicht automatisch hinzugefügt werden; ihre Zugabe muss einer Rohstoff- und Gefahrenanalyse vorausgehen.

Die Überwachung der Synthesegasqualität ist besonders dann sinnvoll, wenn das Gas zur Beheizung des Reaktors zurückgeführt oder einem Motor, Kessel oder einer anderen Energierückgewinnungsanlage zugeführt wird.

Wo sollen die Messungen vorgenommen werden?

Eine saubere und gut zugängliche Rohrleitung repräsentiert möglicherweise nicht die tatsächliche Gasquelle. Die Gaszusammensetzung ändert sich nach Kondensation, Filtration, Verbrennung und Verdünnung, daher können die Ergebnisse nicht ohne Weiteres für die Reaktorkontrolle und die Messung der atmosphärischen Belastung verwendet werden.

Ein mehrschichtiges Überwachungskonzept kann Folgendes umfassen:

1. Reaktorausgang: Dient dem Verständnis des Umwandlungsverhaltens und der Rohgasproduktion.
2. Nach der Gasreinigung: Wird zur Beurteilung der Kraftstoffqualität und zum Schutz nachgeschalteter Anlagen verwendet.
3. Vor einem Brenner oder Motor: Wird zur Steuerung der Verbrennung und zur Entscheidungsfindung bezüglich der Energierückgewinnung verwendet.
4. Auslass des thermischen Oxidators: Wird zur Bewertung der Methanzerstörung und regulierter Abgase verwendet.
5. Bypass- und Druckentlastungsleitungen: Dient zur Identifizierung von Freisetzungen, die möglicherweise nicht den normalen Behandlungsweg durchlaufen.
6. Gebäude- oder Ausrüstungsbereich: Wird zur Sicherheitserkennung eingesetzt, wenn die Ansammlung brennbarer oder giftiger Gase möglich ist.

Die Emissionen von thermischen Oxidationsmitteln sollten getrennt von den Emissionen des Rohbrennstoffs überwacht werden, da sich die relevanten Komponenten und Konzentrationsbereiche nach der Verbrennung ändern.

Welche Analysetechnologien eignen sich für die wichtigsten Gase?

Die Verwendung eines einheitlichen Messprinzips für alle Komponenten kann zu unzugänglichen Messmethoden führen. Manche Gase absorbieren Infrarotstrahlung stark, während andere eine andere physikalische oder chemische Messmethode erfordern.

Eine praktikable Konfiguration könnte Folgendes kombinieren:

• NDIR: Geeignet für Gase wie CO, CO₂ und CH₄.
• Wärmeleitfähigkeitsmessung: Wird üblicherweise für Wasserstoff in einem geeigneten Hintergrundgas verwendet.
• Paramagnetische, Zirkonoxid- oder elektrochemische Messung: Optionen für O₂, abhängig von Reichweite und Installationsbedingungen.
• FTIR: Nützlich, wenn mehrere infrarotaktive Komponenten gleichzeitig gemessen werden müssen.
• Laborchromatographie: Hilfreich für die detaillierte Charakterisierung von Kohlenwasserstoffen oder zur Methodenbestätigung.
• Durchflussmessung: Erforderlich, wenn die Konzentration in eine Freisetzungsrate umgerechnet werden muss.

Bei ESEGAS können wir einen Prozessgasanalysator konfigurieren, indem wir geeignete Kanäle kombinieren, anstatt davon auszugehen, dass eine einzige optische Methode alle Gase abdeckt. Zuvor müssen die zu erwartenden Hintergrundgase, minimalen und maximalen Konzentrationen, der Druck und die Probenbedingungen bestätigt werden.

Wie sollte mit Teer, Staub und Kondenswasser umgegangen werden?

Rohes Pyrolysegas kann Teer, Partikel und kondensierbare Dämpfe enthalten, die Schläuche, Filter und optische Zellen schnell verschmutzen. Übermäßige Kühlung kann zudem Kohlenwasserstoffe aus der Probe entfernen, während unzureichender Schutz das Analysegerät beschädigen kann.

Die Konditionierungsstrategie sollte ein Gleichgewicht zwischen dem Schutz des Analysators und einer repräsentativen Probenahme herstellen:

• Halten Sie die Einlass- und Transportleitung auf einer kontrollierten Temperatur, wenn eine Heißmessung erforderlich ist.
• Minimieren Sie die Leitungslänge und das Totvolumen.
• Verwenden Sie ein Filtrationssystem, das für die zu erwartende Partikelbelastung geeignet ist.
• Vermeiden Sie Filtermaterialien, die Zielkomponenten adsorbieren.
• Sorgen Sie für eine Kondensatbehandlung, wenn eine Trockenmessung vorgesehen ist.
• Probendruck und -durchfluss kontrollieren.
• Sichere Entlüftung oder Probenrückführung einschließen.
• Testen Sie die Wiederherstellung über die gesamte Leitung.
• Die Reinigungsintervalle sollten sich nach dem tatsächlichen Verschmutzungsgrad richten.
• Protokollieren Sie die Alarme des Aufbereitungssystems zusammen mit den Analysedaten.

Bei Rohgas kann eine Probenahme mit erhitztem oder verdünntem Gas erforderlich sein. Bei gereinigtem Gas ermöglicht ein konditionierter, trockener Gasstrom unter Umständen eine einfachere NDIR-basierte Messanordnung. Die geeignete Wahl hängt davon ab, welcher Prozessschritt gemessen wird.

Wie lassen sich die Methanwerte pro Kilogramm Biokohle ausdrücken?

Die Methankonzentration allein reicht nicht aus, um die Gesamtfreisetzung aufzuzeigen oder einen aussagekräftigen Vergleich zwischen Produktionschargen zu ermöglichen. Das Ergebnis muss im Zusammenhang mit dem Gasdurchfluss, der Testdauer und der Menge des produzierten Biokohles betrachtet werden.

Eine Messkampagne sollte Folgendes erfassen:

• CH₄-Konzentration während des Probenahmezeitraums.
• Gasdurchfluss am Messpunkt.
• Referenzbedingungen für Temperatur, Druck und Feuchtigkeit.
• Dauer der Veröffentlichung.
• Betriebszustand und Vorschubgeschwindigkeit.
• Biochar-Produktionsmenge für den entsprechenden Zeitraum.
• Umgehung von Start- und Herunterfahrereignissen.
• Kalibrierungs- und Gerätestatus.

Die gemessene Methanmasse kann dann durch die entsprechende Biokohleproduktion geteilt werden, um die Methanmenge in Gramm pro Kilogramm Biokohle zu erhalten. Werden Kohlenwasserstoffe oder CO₂ zur Abschätzung des Methangehalts im Rahmen der Zertifizierungsrichtlinien herangezogen, müssen die zugrunde liegende Beziehung und die konservativen Annahmen dokumentiert werden.

Wie kann die Gasanalyse den Pyrolyseprozess verbessern?

Die reine Datenerfassung für Prüfungszwecke verfehlt einen Großteil ihres operativen Nutzens. Echtzeit-Trends können sich anbahnende Probleme aufdecken, bevor sie die Produktionseffizienz beeinträchtigen oder zu unkontrollierten Freisetzungen führen.

Gasdaten können Betreibern helfen:

• Sauerstoffeintritt durch Dichtungen oder Zufuhrsysteme erkennen.
• Identifizieren Sie instabile Heiz- oder Rohstoffänderungen.
• Gasrückführung und Brennereinstellungen anpassen.
• Prüfen Sie, ob brennbares Gas zurückgewonnen wird.
• Unvollständige Oxidation im letzten Behandlungsschritt erkennen.
• Vergleichen Sie die Reaktoreinstellungen mit der Biokohleausbeute und den Eigenschaften.
• Wartungspläne für Filter, Kondensatoren und Brenner erstellen.
• Untersuchen Sie Start-, Abschalt- und Störungsereignisse.

Niedrige O₂-Werte bei stabilen Konzentrationen brennbarer Gase können auf einen kontrollierten, sauerstofflimitierten Betrieb hindeuten, während ein unerwarteter O₂-Anstieg auf Leckagen oder eine Verdünnung der Probe hinweisen kann. Zur Interpretation sollten mehrere Gaskanäle und Prozessvariablen anstelle eines einzelnen Alarmwertes herangezogen werden.

Wie sollten Gasdaten in das MRV-System zur Kohlenstoffentfernung integriert werden?

Prozessmessungen, Laboranalysen von Biokohle und Produktionsaufzeichnungen werden häufig in separaten Datenbanken gespeichert. Stimmen Zeitstempel und Chargenkennungen nicht überein, kann der Bediener unter Umständen nicht nachweisen, welches Gasmessergebnis zu welchem ​​Produktionszeitraum gehört.

Für die MRV-Analyse der Kohlenstoffentfernung empfehlen wir folgende Verknüpfung:

1. Identifizierung der Produktionseinheit.
2. Rohstoffart und Charge.
3. Reaktorbetriebszeit.
4. Gaskonzentrations- und Durchflussaufzeichnungen.
5. Ergebnis der Methanemission.
6. Biochar-Produktionsmasse.
7. Energieverbrauch und Nutzung von Nebenprodukten.
8. Laborergebnisse zur Biokohle.
9. Kalibrierungs- und Wartungsaufzeichnungen.
10. Datenkorrekturen und Unsicherheitsinformationen.

Das Überwachungssystem sollte sowohl Rohdaten als auch berechnete Ergebnisse speichern. Dies erleichtert die Aktualisierung von Berechnungen bei Änderungen der Zertifizierungsrichtlinien und hilft Prüfern, einen gemeldeten Wert auf seine ursprüngliche Messung zurückzuverfolgen.

Die Gasüberwachung von Biokohle sollte drei Ziele miteinander verbinden: die Steuerung des Reaktors, die effiziente Nutzung des Brenngases und die Dokumentation von Emissionen, die das Nettoergebnis der Kohlenstoffentfernung beeinflussen. Bei ESEGAS empfehlen wir, jedem Messpunkt eine konkrete Entscheidung zuzuordnen, bevor das Analysegerät ausgewählt wird. Eine Kombination aus konditionierter Mehrgasanalyse, Durchflussinformationen und chargenbezogenen Daten kann eine solidere Grundlage für eine sichere Produktion, Energierückgewinnung und eine verlässliche Berichterstattung über die Kohlenstoffentfernung schaffen.