tagungsband - Energetische Biomassenutzung

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Fakultät Maschinenwesen
TAGUNGSBAND
Elektroenergie aus Biomasse in dezentraler Anwendung
– Technik, Ökonomie, Ökologie –
Beiträge zum Fachkolloquium vom 06.-07. Mai 2013 in Zittau
Herausgegeben von der Hochschule Zittau/Görlitz,
Fakultät Maschinenwesen,
Fachgebiet Kraftwerks- und Energietechnik,
Prof. Dr.-Ing. habil. Tobias Zschunke
Dipl.-Ing. (FH) Roman Schneider
Kurzreferat
Kurzreferat
Schon 2008 konnte an der Hochschule Zittau/Görlitz eine erste Biomasse-EnergieTagung mit dem Thema „Nutzungskonkurrenz um Biomasse“ veranstaltet werden. In
den Jahren 2011 und 2012 fand die Tagung erstmals mit der Ausrichtung auf die
Technik, Ökonomie und Ökologie der Stromerzeugung und Kraft-Wärme-Kopplung mit
Biomasse statt. Auch für das Jahr 2013 sind die Organisatoren der Tagung
„Elektroenergie aus Biomasse in dezentraler Anwendung - Technik, Ökonomie,
Ökologie - froh und dankbar, wieder eine Fülle interessanter Beiträge zusammenstellen
und hiermit geschlossen präsentieren zu dürfen.
Hauptaugenmerk der Veranstaltung ist seit jeher der intensive Austausch von
Wissenschaft und Praxis - ein Mehrwert, der sowohl von den praxisorientierten
Wissenschaftlern der Hochschule Zittau/Görlitz als auch von jenen Unternehmen und
Institutionen geschätzt wird, die sich tagtäglich und ganz praktisch mit dem Thema
Energie aus Biomasse beschäftigen.
Die Themen der Beiträge umfassten diesmal sowohl neue Konzepte zur
Energiebereitstellung aus Biomasse als auch Praxiserfahrungen in der
Biomasseverstromung in Bezug auf Anlagenbetreuung und Automatisierung. Darüber
hinaus stellten sich im Rahmen der Veranstaltung zwei Hersteller von Holzgas-KWKAnlagen mit ihren Entwicklungen und Praxiserfahrungen vor. Einen weiteren
Schwerpunkt bildeten die technischen, ökonomischen und ökologischen Bewertungen
von Anlagen zur thermochemischen Konversion.
Elektroenergie aus Biomasse in dezentraler Anwendung -Technik, Ökonomie, Ökologie- 2013
- III -
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis
Seite
Kurzreferat ............................................................................................................. - III Inhaltsverzeichnis.................................................................................................. - V Überblick (Prof. Tobias Zschunke, Hochschule Zittau/Görlitz) ........................... - 7 Produktion von Strom und Wärme aus Gärresten von Biogas-anlagen mit kleinen
Stationären Wirbelschichtfeuerungen (Prof. Dieter Steinbrecht, AUTARK
Institut) ........................................................................................................ - 9 Aactor !3S: Neue Konzepte zur Verstromung von Biomasse und Schwachgas
(Martin Schmid, Ökozentrum Langenbruck (Schweiz)) .......................... - 15 Praxiserfahrungen in der Biomasseverstromung (Dr. Hartmut Liebisch,
DanPower GmbH) ..................................................................................... - 37 Automatisierung von Biogasanlagen (Wolfgang Hölzer, Institut für Rationelle
Energieverwendung und Umweltvorsorge (IREU) Naumburg) .............. - 49 Neue
Erkenntnisse zur katalytischen Biomassevergasung (Prof. Herbert
Spindler, GNS - Gesellschaft für Nachhaltige Stoffnutzung mbH; Dr. Ute
Bauermeister, GNS - Gesellschaft für Nachhaltige Stoffnutzung mbH;
Reinhold Egeler, Stadtwerke Rosenheim)............................................... - 73 -
Erkenntnisse aus den Vor-Ort-Messungen an 11 Holzvergaseranlagen in Bayern
und Baden-Württemberg (Reinhold Egeler, Stadtwerke Rosenheim) ... - 83 Bundesmessprogramm
zur
Weiterentwicklung
der
kleintechnischen
Biomassevergasung: Technische Bewertung (Roman Schneider,
Hochschule Zittau/Görlitz) ..................................................................... - 103 Bundesmessprogramm
zur
Weiterentwicklung
der
kleintechnischen
Biomassevergasung: Ökonomische und ökologische Bewertung (Martin
Zeymer, DBFZ) ........................................................................................ - 113 Nachhaltigkeitsfragen der Verstromung fester Biomasse: Was wird auf EU-Ebene
diskutiert? (Uwe R. Fritsche, IINAS GmbH) ........................................... - 125 Feldnahe Konversion von Ernteresten mittels ablativer Flash-Pyrolyse (Tim
Schulzke, Fraunhofer UMSICHT Oberhausen) ...................................... - 133 Elektroenergie aus Biomasse in dezentraler Anwendung -Technik, Ökonomie, Ökologie- 2013
-V-
Inhaltsverzeichnis
Hinweise zur Optimierung von Biomassevergasern (Tim Schulzke, Fraunhofer
UMSICHT Oberhausen) ...........................................................................- 141 Entwicklung der thermochemischen Festbettvergasung im Wärmeverbund
„Holzverstromung Nidwalden“ (Bernhard Böcker-Riese, BR-Engineering
GmbH Luzern) .........................................................................................- 151 Praxiserfahrungen mit URBAS-Holzgas-KWK-Anlagen in Modulbauweise
(Wolfgang Felsberger, urbas Energietechnik Völkermarkt) .................- 167 Thermochemisches Versuchsfeld im Rahmen des Zittauer Kraftwerkslabors
(Prof. Tobias Zschunke, Bert Salomo, Roman Schneider, Philipp
Schwarzbach, Mareike Weidner; Hochschule Zittau/Görlitz) ...............- 187 -
- VI -
Überblick
Überblick
(Prof. Tobias Zschunke, Hochschule Zittau/Görlitz)
Den Rahmen der Veranstaltung bildeten interessante Vorträge aus Sicht von
Forschung, Entwicklung, Planung und Betrieb von Anlagen zur Bereitstellung von
Strom und Wärme aus Biomasse. Dabei standen u.a. die technischen, ökonomischen
und ökologischen Details der thermochemischen Biomassekonversion sowie die Frage
nach der Nachhaltigkeit der Verstromung fester Biomasse im Fokus der Diskussion.
Um einen kurzen Inhaltsüberblick zu generieren, werden mit den folgenden
Aufzählungen ohne Anspruch auf Vollständigkeit und Wertung, die im Rahmen dieser
Tagung präsentierten und diskutierten Themen zusammengestellt.
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Neue Konzepte zur Verstromung von Biomasse mittels kleinen stationären
Wirbelschichtfeuerungen (Prof. Steinbrecht) oder dem Konzept Aactor !3S des
Ökozentrum Langenbruck wurden ebenso diskutiert wie die umfangreichen
Praxiserfahrungen hinsichtlich des Betriebes von Anlagen zur Verstromung von
Biomasse (DanPower GmbH; IREU Institut).
Prof. Spindler (GNS) konnte die in Zusammenarbeit mit den Stadtwerken
Rosenheim
erarbeiteten
neuen
Erkenntnisse
zur
katalytischen
Biomassevergasung vorstellen
Einen detaillierten Einblick in die aktuell auf EU-Ebene diskutierten
Nachhaltigkeitsfragen bei der Verstromung von Biomasse gab Hr. Fritsche von
der IINAS GmbH.
Einen Schwerpunkt der Veranstaltung stellte die Darstellung von Ergebnissen
und Erfahrungen aus unterschiedlichen Messprogrammen dar. So wurden im
Rahmen
des
Bundesmessprogrammes
zur
Weiterentwicklung
der
kleintechnischen Biomassevergasung ausgewählte Anlagen sowohl technisch
als auch ökonomisch und ökologisch bewertet und diese Ergebnisse durch die
HSZG und das DBFZ dargestellt. In diesem Zusammenhang stand auch ein
Beitrag der Stadtwerke Rosenheim, dessen Forschungsteam anhand von VorOrt-Messungen an verschiedenen Holzvergaseranlagen in Bayern die im
Produkt- und Abgas auftretenden Teer- und Benzolkonzentrationen analysierte.
Mit dem Aufbau von Versuchsanlagen zur energetischen Nutzung von
Reststoffen mittels einer ablativen Flash-Pyrolyse beschäftigte sich die
Präsentation von Hr. Schulzke (Fraunhofer Umsicht) die darüber hinaus auch
Empfehlungen zur Optimierung von Biomassevergasungsanlagen beinhaltete.
Abschließend konnten zwei Anbieter von Anlagen zur thermochemischen
Biomassevergasung (BR-Engineering GmbH; urbas Energietechnik) ihre
Anlagenentwicklungen und die in diesem Zusammenhang erworbenen
Erfahrungen vorstellen.
Durch die Hochschule Zittau/Görlitz (HSZG) wurde der Aufbau eines
Technikums zur thermochemischen Biomassevergasung vorgestellt und erste
Erfahrungen präsentiert.
Die Zusammenstellung der Tagungsbeiträge ergibt einen spannenden Einblick in
Stand und Potenziale der Bioenergie in Bezug auf feste Biomasse und vor allem zu der
großen Fülle von Ansätzen für anwendungsorientierte Forschung und Entwicklung.
Energie aus Biomasse kann zwar nicht die tragende Säule der Energiewirtschaft eines
Industrielandes wie Deutschland werden, ist aber ein wichtiger Bestandteil eines guten
Energieversorgungsmix der Industriegesellschaft. Darüber hinaus kann sie zunehmend
wichtige Beiträge zu einer klima- und umweltfreundlichen sowie bedarfsgerechten
Energieversorgung leisten.
-7-
Produktion von Strom und Wärme aus Gärresten von Biogasanlagen mit kleinen
Stationären Wirbelschichtfeuerungen
Produktion von Strom und Wärme aus Gärresten von Biogasanlagen mit kleinen Stationären Wirbelschichtfeuerungen
(Prof. Dieter Steinbrecht, AUTARK Institut)
1 Charakteristik des bei Biogas-Anlagen anfallenden Gärrests:
+ Auf landwirtschaftlichen Nutzflächen (territorial unterschiedlich) nur noch bedingt
auszubringen
+ Vielfach Geruchsbelästigung der Umgebung
+ Bringt gemäß FNR-Studie 2010 in vielen Fällen für die Biogas-Anlage keine
betriebswirtschaftlichen Erträge
+ Stoffliche Vernichtung wegen unklarer organischer Belastungen sinnvoll
+ Geringer Anteil an Trockensubstanz, d.h. hoher Massenanteil von Wasser
+ Gärreste sind im Anfallzustand nicht als Brennstoff / Energieträger verwendbar
+ Gärreste sind im getrockneten Zustand durch hohen Heizwert gekennzeichnet,
aber:
 hoher Energieaufwand zur thermischen Trocknung
 woher ist die erforderliche Trocknungsenergie zu beziehen?
 Gibt es ein geeignetes Energiewandlungsverfahren???
2 Erforderliche Voruntersuchungen zur thermischen Entsorgung von Gärresten
aus Biogas-Anlagen:
 Welche Aufbereitungsstufen mit welchem Aufwand sind für die anfallenden
Gärreste vor und nach einer Energiewandlung erforderlich?
 Welcher Gärrest-Anfall am Standort ? Anfallende Gärrestmassen müssen
ausreichend sein für die jährliche Anlagenbetriebszeit mit voller Auslastung. Die
Stromproduktion aus den Gärresten sollte ununterbrochen mit möglichst
konstanter Leistung erfolgen.
 Welches bezahlbare dezentrale Verfahren zur Energiewandlung?
- Mitverbrennung ? 
technisch
Zusatzbrennstoff beeinflusst
realisiert,
aber
„Asche“
durch
- Selbstgängige Verbrennung ?  Stromproduktion (???)
- Thermische Vergasung ?
 Stromproduktion!
Geeignete dezentrale Verfahren zur thermischen Vergasung von Gärrückständen
sind noch zu entwickeln (Energiehaushalt).
 Mögliches bereits verfügbares Verfahren ist die selbstgängige Verbrennung!
Für die Verbrennung von mechanisch entwässerten Gärresten (z.B. 23% TS) muss
jede Feuerung folgende (zusätzliche) Anforderungen erfüllen:
-9-
1. Verdampfung des im Brennstoff enthaltenen Wassers
– Die Verdampfungsenthalpie muss während der Verbrennung (nachteilig) zu
Lasten der Energiebilanz der Feuerung aufgebracht werden
 Temperatur !, Reaktionsgeschwindigkeit
2. Aufheizung der (stickstoff- und wasserdampfhaltigen) Verbrennungsabgase
(Ballast!) auf die Betriebstemperatur TBetr der Feuerung zu Lasten der Energiebilanz / der Betriebstemperatur
Zur Realisierung einer selbstgängigen Verbrennung ist ein (vom Verbrennungsverfahren abhängiger) positiver (Mindest-) Heizwert erforderlich.
Die Verbrennung von Gärresten aus Biogas-Anlagen kann mit folgenden Verfahren
realisiert werden:
 Die Verbrennung getrockneter und pelletierter Gärreste mit Rostfeuerungen
erfordert hohe Aufwendungen (z.B. Trocknung, Pelletierung, …) und führt bisher zu
nicht
befriedigenden
Verbrennungs-Ergebnissen
(Ausbrand,
Emissionen,
Verschlackungen, Sinterungen, …)
 Wirbelschichtverbrennungsanlagen (SWSF) können den Umweltbedingungen
entsprechend mit relativ niedrigen Brennstoffheizwerten und bei definierten (mäßigen)
Temperaturen (z.B. TWS = 850 … 860°C) betrieben werden, Abbildung 1.
Abbildung 1 Für SWSF-Verbrennung erforderlicher Heizwert
Nach bisher vorliegenden Erkenntnissen ist die Betriebstemperatur der SWSF deutlich
niedriger als der Asche- Sinter- bzw. -Schmelzpunkt.
- 10 -
Gärrest-Asche enthält „Phosphor“
 Nach Verbrennung des Gärrests in einer SWSF und nachfolgender Aufbereitung
ist die nicht versinterte Wirbelschicht - Asche als Düngemittel nutzbar (z.B.
RECOPHOS-Verfahren)
 Wenn es gelingt, die Verbrennung zu realisieren, ist genügend viel Abwärme
verfügbar, um die notwendige Energie für die Trocknung des Gärrests für die
SWSF bereit zu stellen.
3
Auswahl des Verbrennungsverfahrens
Als Verbrennungsverfahren wird die Verbrennung in einer Stationären (blasenbildenden) Wirbelschichtfeuerung (SWSF) gemäß der bereits angewendeten
Rostocker Betreiber-Philosophie eingesetzt.
Kennzeichen sind:
+ Flammenlose Verbrennung in der SWSF
+ Wählbare maximale Betriebstemperatur
+ Bei der SWSF-Verbrennung wählbare Sauerstoffkonzentration im Abgas
+ Niedrige abgasseitige Emissionen (CO, NOx, SO2, Corg) sind durch prozessinterne
Maßnahmen erreichbar
4
Lösungsvorschlag
zur Verbrennung von Gärresten in einer Stationären Wirbelschichtfeuerung (SWSF)
ohne externen Wärmeenergieaufwand :
Verbrennung von teilweise getrockneten Gärresten in der SWSF:
Der Trocknungsaufwand kann reduziert werden durch
+ Aufteilung der Gärrestzuführung in einen vorab nur mechanisch entwässerten
Teilstrom (1) und in einen zusätzlich aus Abgas-Energie thermisch getrockneten
Teilstrom (2)
+ direkten Eintrag des Teilstromes (1) von nur mechanisch bzw. nicht entwässerten
Gärresten in die SWSF
+ Trocknung des restlichen Gärreste-Teilstromes (2) auf den üblichen in Trocknern
erreichbaren Wasseranteil über Nutzung von Abwärme der SWSF zur
Wasserverdampfung
Entzündungs- / Explosionsgefahr des getrockneten Guts beachten!!!
(große spezifische Oberfläche der trockenen Gärreste, niedrige Zündtemperatur)
Der Wasserdampf-Ballast in der Feuerung (SWSF) wird wegen des externen Austrags
der Brüden aus dem / durch den Trockner deutlich geringer. Die Energiebilanz reicht
nicht aus, den gesamten Gärrest-Massenstrom zu trocknen. Die Trocknung eines
Teilstromes mit der aus den Verbrennungsabgasen nach der SWSF ausgekoppelten
Energie reicht aber in bestimmten Bereichen für w aus, weil
- 11 -
+ die Wasserverdampfung nicht vollständig zu Lasten der Energiebilanz der SWSF
realisiert wird, Abbildung 2,
+ ein Teil der Verdampfungsleistung im Trockner erbracht wird, wobei die dafür
benötigte Energie aus den Verbrennungsabgasen zurück gewonnen werden kann
(und damit ohne direkten Einfluss auf die Energiebilanz der SWSF bleibt),
+ die im Trockner erzeugten Brüden in die Umgebung abgeleitet werden, ohne durch
den SWSF-Apparat transportiert werden zu müssen,
+ das in der SWSF aufzuheizende Wasserdampfvolumen geringer wird.
Abbildung 2 Erläuterung der Brennstoffvorbehandlung durch partielle Trocknung
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Abbildung 3 Energieauskopplung zur Stromproduktion durch Heißluftturbine
Für die Verbrennung von mechanisch entwässerten Gärresten mit TS ≥ 23% wird kein
Hilfs-Brennstoff benötigt, wenn sie in SWSF mit Stromauskopplung gemäß dem hier
dargestellten Verfahren erfolgt, Abb. 3.
Dabei sind 2 Prozesse gekoppelt:
(1) Verbrennung des wie vorstehend beschriebenen aufbereiteten Brennstoffs in der
SWSF, Wärmeauskopplung aus der Verbrennungsstufe SWSF durch den
Hochtemperatur-Wärmeübertrager
(HT-WÜ),
gekennzeichnet
durch
1
Wirkungsgrad des Systems 1 (SWSF) : 1 = QHT-WÜ / QBrennstoff
(2) Energiewandlung in der Heißluft – Turbine (HT-WÜ  Elektroenergie)
Wirkungsgrad des Systems 2 (Heißluft-Turbine) : 2 = Pel / QHT-WÜ
Der hier ermittelte Stromwirkungsgrad der Heißluftturbine

ges = 1 * 2 = Pel / QBrennstoff = ca. 8,5% (bezogen auf den Gärrest-Input)
ist dem sehr geringen Heizwert des “Brennstoffs“ Gärrest, der sehr großen BrennstoffMenge und dem damit verbundenen größeren „Abgasverlust“ geschuldet.
Bei konsequenter Nutzung der an verschiedenen Stellen des Verfahrens anfallenden
Wärmeenergien (und über hohe Stundenzahl vorhandenem Wärmebedarf) ist aber ein
zufriedenstellender „Gesamtwirkungsgrad“ erreichbar.
5
Zusammenfassung
Es ist möglich, Gärreste in SWSF umweltgerecht ohne Hilfs-Brennstoff zu nutzen. Bei
genügend großem Gärrest-Anfall kann Strom produziert werden, der mindestens den
Anlagen-Eigenbedarf deckt.
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Die Wirtschaftlichkeit des Systems kann vergrößert werden, wenn größere Gärrestmassen durch Transport zu einer zentralen größeren Anlage zur Verfügung stehen und
dort zusätzliche Wärmenutzung (gegebenenfalls weitere Stromproduktion) erfolgen
kann.
Für eine Gärrestmenge größer 4.0000 t TS/a eröffnet sich die Möglichkeit, ohne
integrierte Heißluftturbine einen kleinen Dampfkraftprozess zur Erzeugung von ca.
100 kW Strom und Wärme zu nutzen. Ein entsprechender lokaler (ganzjähriger)
Wärmebedarf ist Voraussetzung.
Die Wirbelschichtasche kann zu Phosphatdünger aufgearbeitet werden.
Weitere (derzeit weitgehend nicht erschlossene) Phosphorquellen sind neben
Gärresten aus Biogas-Anlagen
+ kommunale Klärschlämme
+ Hähnchenmist
+ Schweinegülle
+ Rindergülle
die ebenfalls an vielen Orten Deutschlands nicht mehr auf landwirtschaftlichen
Nutzflächen ausgebracht werden dürfen.
Für diese Stoffe gelten ähnliche Zusammenhänge wie vorstehend dargestellt.
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Aactor !3S: Neue Konzepte zur Verstromung von Biomasse und Schwachgas
Aactor !3S: Neue Konzepte zur Verstromung von Biomasse und
Schwachgas
(Martin Schmid, Ökozentrum Langenbruck (Schweiz))
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Praxiserfahrungen in der Biomasseverstromung
(Dr. Hartmut Liebisch, DanPower GmbH)
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Automatisierung von Biogasanlagen
(Wolfgang Hölzer, Institut für Rationelle Energieverwendung und Umweltvorsorge
(IREU) Naumburg)
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Neue Erkenntnisse zur katalytischen Biomassevergasung
(Prof. Herbert Spindler, GNS - Gesellschaft für Nachhaltige Stoffnutzung mbH;
Dr. Ute Bauermeister, GNS - Gesellschaft für Nachhaltige Stoffnutzung mbH;
Reinhold Egeler, Stadtwerke Rosenheim)
Vortragender: Prof. Herbert Spindler
1. Einführung
1.1 Vorbemerkung zur katalytischen Vergasung
Das Problemfeld dieses Vortrags ist nicht neu. Das Thema Vergasung wird seit langem
bearbeitet, begonnen mit der Kohlevergasung und nun auch schon seit vielen
Jahrzehnten mit der Biomassevergasung fortgesetzt. Während des Krieges und noch
danach fuhren Holzvergaser auf unseren Straßen herum. Und es ist auch bereits seit
fast 100 Jahren bekannt, dass man die Reaktion von kohlenstoffhaltigen Brennstoffen
mit Wasserdampf oder Kohlendioxid durch Zugabe von anorganischen Zusätzen wie
Alkalien, Erdalkalien oder Verbindungen von Nebengruppenelementen, z.B. des
Eisens oder Nickels beschleunigen kann [1-5]. Eine Nutzung dieser Befunde in einem
ausgereiften technischen Prozess ist aber bisher ausgeblieben.
Anfang der 1980er Jahre ist in Leuna bei der Untersuchung der Asche der WinklerGeneratoren aufgefallen, dass diese Rückstände noch etwa 50 % unumgesetzten
Kohlenstoff enthielten, der mit der Asche auf die Deponie verspült wurde. Da der
Asche-Anteil bei der Winklervergasung 25 - 30 % ausmachte, gingen also 12 - 15 %
Kohlenstoff verloren. Eigentlich eine unglaubliche Materialverschwendung, über die
sich offenbar aber noch niemand richtig aufgeregt und eine Lösung gefordert hatte.
Hier wurde damals schon der Ansatz der Katalyse ins Spiel gebracht.
1.2 Klassische Vergasung der Kohlechemie
Die klassische Kohlevergasung wird bekanntlich durch das Boudouard-Gleichgewicht
und das heterogene Wassergasgleichgewicht gesteuert. Vorgelagert ist die stark
exotherme Kohlenstoffverbrennung, durch die die Energie für die nachfolgenden
endothermen Vergasungsreaktionen geliefert wird. Diese endothermen Gleichgewichte
stellen sich im Verlaufe der kurzen Reaktionszeit in den Vergasungsanlagen aber gar
nicht ein. Der Approach an das Gleichgewicht ist deshalb eine wichtige Kenngröße für
die thermochemische Vergasung. Meist wird versucht, den Approach durch
Temperaturerhöhung – und damit durch Energieverschwendung – zu verbessern. Ein
anderer Weg besteht darin, die Reaktionsgeschwindigkeit katalytisch zu beschleunigen
und damit eine schnellere Einstellung der thermodynamischen Gleichgewichte zu
erreichen. Die technische Realisierung des dazu Ende der 1980er Jahre konzipierten
Verfahrens ist der Wende 1989 und dem damit verbundenen Ende der Kohlechemie in
der DDR zum Opfer gefallen.
1.3 Thermochemische Biomassevergasung
In den 1990er Jahren wurden die Arbeiten zur Katalyse der Vergasung mit einem
neuen Team in Halle (Saale) wieder aufgenommen, erst im FÖST e.V. und
anschließend in der GNS mbH. Auch der Brennstoff wurde gewechselt. Statt Kohle
wurden jetzt Biomassen, zunächst natürlich Holz, eingesetzt. Die grundlegenden
Effekte sind die gleichen, jedoch gibt es wichtige Unterschiede. Diese werden deutlich
in der Abbildung 1, die zunächst die rein thermochemische Biomassevergasung zeigt.
- 73 -
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Ausgangsprodukt Holz mit ca. 20 % Wasser
Holzformel: C6H9O4*2 H2O (FM = 181 g, C = 40 %)
Trocknung:
Entfernung adsorbierten Wassers, endotherm
Röstung:
Austreibung von Strukturwasser, fast thermoneutral
Thermolyse (Pyrolyse):
Zerlegung in C und Gase, schwach endotherm
fix
Oxidation:
Zufuhr von Luft, Masse Luft ≈ 2 Masse Holz,  = 0,3 - 0,4
Masse Reaktionsknäuel ≈ 3 Masse Holz, C ≈ 7 %
fix
stark exotherm, adiabate Temperaturerhöhung T ≈1.200 K
Reduktion:
Umsetzung von C mit CO und H O zu CO und H
fix
2
2
2
stark endotherm, adiabatische Abkühlung T ≈ - 500 K
Konvertierung:
durch die Abkühlung kommt das System in einen Temperaturbereich, in
dem die Reduktion abbricht und exotherme Konvertierung einsetzt
Beispiel:
Produktgas in Vol.-%:
18 CO; 12 H 1 CH 9 CO , 16 H O, 44 N
Heizwert Gas:
H = 4,1 MJ/Nm³
Heizwert Holz:
H = 14,4 MJ/kg
Gasausbeute:
Energieausbeute:
Kaltgaswirkungsgrad:
= 2,56 Nm³/kg
q = 10,5 MJ/kg
= 0,73 (0,70 – 0,75)
2;
4;
2
2
2
uG
uB
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Abb. 1: Stufen der thermochemischen Biomassevergasung
Allerdings ist die Biomassevergasung in ihrem Ablauf ungleich komplexer als die
Koksvergasung, und zwar bei praktisch allen erprobten Verfahren, also sowohl bei
Festbettverfahren als auch bei Wirbelbett- oder Flugstromvergasung, selbst bei dem
bewährtesten Brennstoff Holz. Das liegt zunächst daran, dass der eigentlichen
Vergasung Trocknungs- und Thermolyse-Prozesse vorgelagert sind, nach deren
Ablauf nur noch 15 – 25 % fester Kohlenstoff verbleiben, sog. Cfix, während dieser
Anteil bei Koks aus Kohle etwa 90 % beträgt. Der gasförmige Rest sind – neben
Wasserdampf, Wasserstoff, CO und CO2 – flüchtige organische Verbindungen und
neben wenig Asche meist ein sehr stark kohlenstoffhaltiger Rückstand. Die für die
endothermen
Vergasungsreaktionen
benötigte
Enthalpie
wird
bei
der
Biomassevergasung durch die partielle Oxidation der Pyrolyseprodukte und nicht durch
die Koksoxidation erzeugt.
1.4 Katalytisch-partiellallotherme Biomassevergasung
Bei der katalytischen Biomassevergasung wird sowohl das Maximum der Thermolyse
(Pyrolyse) als auch das der Reaktolyse bei deutlich tieferen Temperaturen erreicht, wie
durch thermoanalytische Messungen gezeigt werden konnte. Dieser Effekt ist leicht zu
erklären: Durch die Reaktionsbeschleunigung der endothermen Vergasungsreaktionen
wird dem System Enthalpie entzogen, und dadurch kühlt es sich bis zu einer
Temperatur ab, bei der die Reaktion vergleichbar schnell wie ohne Katalysator abläuft.
Gewonnen ist dabei die Energie, die für die Aufheizung des Systems ohne Katalysator
gebraucht wird.
- 74 -
Die Auswertung der Messungen hinsichtlich der Prozesskinetik ergab, dass die
Geschwindigkeit der Cfix-Vergasung um mehr als eine Größenordnung erhöht wird.
Verfolgt man diesen Effekt im Differential-Scanning-Kalorimeter, zeigt sich, dass die
endotherme Vergasungsreaktion jetzt schon bei 600 °C statt bei 750 °C einsetzt,
während die Thermolyse deutlich weniger endotherm als ohne Katalysator verläuft.
Durch Katalyse kann also die Arbeitstemperatur TR eines Biomassevergasers gesenkt
werden, außerdem wird die Eintrittstemperatur TA in den Reaktor wesentlich
angehoben. Das bedeutet, die Temperaturdifferenz T = TR - TA , die gebraucht wird,
um die insgesamt endotherme Vergasungsreaktion überhaupt durchführen zu können,
erheblich verkleinert wird.
Für die Thermolyse (Pyrolyse) und für die Reaktolyse wird also weniger Enthalpie als
ohne Katalysator verbraucht. Der Effekt ist der gleiche, als wenn Zusatzenergie von
außen zugeführt würde. Und genau hier setzt die katalytisch gesteuerte partielle
Allothermie an, die von GNS als Konzept beschrieben und patentiert wurde [8 –10].
Das in Abb. 2 dargestellte Beispiel lässt noch zwei mögliche Endreaktionen zu, die als
Linie 1 und 2 dargestellt sind. Dies ermöglicht eine Erklärung dafür, wieso bei
verbesserter Gasausbeute der Holzverbrauch sinken kann. Grund dafür ist sehr
wahrscheinlich eine katalytisch begünstigte hydrolytische Spaltung von
Kohlenwasserstoffen aus der Pyrolysestufe wie z.B. Methan und Benzol. Durch diese
endothermen Reaktionen werden mehrere positive Effekte erzielt: Es wird Wasser
verbraucht und ein heizwertreiches Gas erzeugt. Das Gasvolumen wird vermehrt, da
z.B. aus einem Molekül Benzol 6 Moleküle CO und 9 Moleküle Wasserstoff entstehen.
Wird der Produktgasstrom konstant gehalten, sinkt der spezifische Holzverbrauch. Dies
war bei den Versuchen in Rosenheim (s.u.) stets der Fall. Die prognostizierten Werte
nach Linie 2 wurden jedoch noch nicht erreicht.
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-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Ausgangsprodukt Holz mit < 10 % Wasser
Holzformel: C6H9O4*0,5 H2O (FM = 154 g, C = 48 %)
Trocknung:
Entfernung adsorbierten Wassers
Reaktionsenthalpie: endotherm
Röstung:
Austreibung von Strukturwasser
Reaktionsenthalpie: ganz leicht exotherm
Thermolyse:
Zerlegung in C , Gase und brennbare Organika-Dämpfe
fix
Reaktionsenthalpie: schwach exotherm
Oxidation:
der Gase und thermische Spaltung der Organika
Zufuhr von Luft, Masse Luft ≈ Masse Holz, = 0,2
Masse Reaktionsknäuel ≈ 2 Masse Holz, C ≈ 12 %
fix
Reaktionsenthalpie: stark exotherm
adiabate Temperaturerhöhung T ≈ 1.200 K
Reduktion:
durch Umsetzung von C mit CO und H O
fix
2
Reaktionsenthalpie: stark endotherm
adiabate Abkühlung T ≈ - 700 K
2
hydrolytische Spaltung von Kohlenwasserstoffen:
Reaktionsenthalpie: endotherm
adiabate Abkühlung T ≈ - 200 K
Gesamtreaktion
(ohne hydrolytische Spaltung, 1):
29 CO
20 H
3
Gesamtreaktion
(mit hydrolytischer Spaltung, 2):
30,5 CO
27
H
2
CH
0,3 C H
6
1,3
4
6,7 CO
2
CH
4
0,07 C H
6
2
6
CO
HO
7
HO
3,7
34
N
32,2 N
2
2
6
5,3
2
2
2
Heizwert Gas:
H (1) = 7,16 MJ/Nm³
Heizwert Gas:
H (2) = 7,25 MJ/Nm³
Heizwert Holz:
H (1) = 17,43 MJ/kg
Heizwert Holz:
H (2) = 17,43 MJ/kg
Gasausbeute:
Energieausbeute:
a(1) = 2,08 Nm³/kg,
q(1) = 15,429 MJ/kg
Gasausbeute:
Energieausbeute:
a(2) = 2,29 Nm³/kg
q(2) = 16,597 MJ/kg
Kaltgaswirkungsgrad:
spez. Holzverbrauch:
(1) = 0,88
M (1) =
Kaltgaswirkungsgrad: (2) = 0,95
spez. Holzverbrauch: M (2) = 0,437 kg/Nm³
0,481 kg/Nm³
uG
uB
Holz
uG
uB
Holz
-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------Abb. 2: Stufen der katalytischen Biomassevergasung
- 76 -
2.Technische Erprobung der katalytisch-partiellallothermen Biomassevergasung
2.1 Erprobungsstandorte
Von GNS wurden Versuche zur Erprobung des katalytisch-partiellallothermen GNSVerfahrens im technischen Maßstab an 6 Standorten durchgeführt an:
1.
2.
3.
4.
einem Doppelfeuervergaser von AHT in Leuna unter GNS-Regie (50 kW el),
einem Doppelfeuervergaser von IUT in Eckernförde-Domsland (250 kW el),
der Pilotanlage von GNS am Standort der FH Merseburg (50 kW el),
dem von IUT errichteten Festbettvergaser in Wiener Neustadt bei EVN Energieversorgung Niederösterreich, installierte Leistung 570 kW el (Mitwirkung
von GNS beim Basic-Engineering),
5. einem Mothermik-Vergaser in Pfalzfeld (250 kW el),
6. einem Vergaser der Stadtwerke Rosenheim (SWRO).
Bei den ersten 5 Anlagen, über deren Versuchsergebnisse bereits berichtet wurde,
handelt es sich um Gleichstrom-Festbettvergaser. Bei der Anlage in Rosenheim
handelt es sich dagegen um eine Eigenkonstruktion, die eine Kombination eines
Festbett- mit einem Wirbelschichtvergaser unter Verwendung einer aufsteigenden
Pyrolyseschnecke darstellt [6, 7]. An allen 6 Standorten wurde mit Holz gearbeitet. Es
liegen aber auch Versuchsergebnisse an der Pilotanlage in Merseburg mit Stroh und
Klärschlamm vor. Die Anlagen wurden mit Nutzung des gereinigten Brenngases in
einem Gasmotor bzw. in einem Zündstrahlmotor betrieben. Bei diesen zuletzt
genannten Anlagen wurde das Konzept der katalytisch-partiellallothermen
Biomassevergasung in vorhandene Anlagen erfolgreich implementiert. Es gibt jedoch
noch keine Anlage, die im technischen Dauerbetrieb nach diesem Prinzip arbeitet.
2.2 Ergebnisse an der Versuchsanlage von SWRO in Rosenheim
In Tab. 1 sind die Leistungsdaten der Versuchsanlage der Stadtwerke Rosenheim
zusammengestellt. Hervorzuheben ist neben der deutlichen Verbesserung der
Gasqualität durch Steigerung des Gehaltes an Brenngaskomponenten und des damit
verbundenen Heizwertes die resultierende Verbesserung der Gasleistung.
Tab. 1: Leistungsdaten der Versuche an der Versuchsanlage von SWRO (2011 –
2012)
Basiswerte
mit GNS-Verfahren
Steigerung
MJ/Nm³
5,0 - 5,2
5,8 - 6,3
16 -18 %
kg/h
44
40
-10 %
Gasleistung
kW
150
160
7%
Vergasungswirkungsgrad
%
72 - 75
82 - 87
10 - 20 %
Gasheizwert
Holzdurchsatz
1
1
weitgehend festgelegte Gasleistung, dadurch Abnahme des Durchsatzes
Bei allen Versuchen konnte der positive Effekt des katalytisch-partiellallothermen
Verfahrensprinzips nachgewiesen werden. Die Reinigung von Staub- und
Teerbeimischungen ist Stand der Technik und wird seit Jahrzehnten weitgehend
beherrscht. Wenig beachtet wurde bisher, dass bei der katalytisch-partiellallothermen
Biomassevergasung kein Kondensat mehr anfällt. Tatsächlich fällt der Wasseranteil im
Produktgas auf wenige Volumenprozente ab. Das ist deutlich weniger als dem
Wasserdampfdruck bei Kühltemperatur von 40 - 45 °C des Reingases entspricht.
- 77 -
2.3 Vorteile der katalytisch-partiellallothermen Vergasung
konventionellen thermochemischen Biomassevergasung
gegenüber
der
Katalyse bewirkt primär eine für die Teilreaktionen sehr unterschiedliche
Reaktionsbeschleunigung und dadurch eine Veränderung der Reaktionswege. Bei
endothermen Reaktionen, wie sie bei den entscheidenden Vergasungsreaktionen
vorliegen, erfolgt zwangsläufig eine Absenkung der Prozesstemperatur, was vor allem
für die Verminderung der Aschesinterung und zur Einsparung hochfeuerfesten
Materials wünschenswert ist. Gleichsinnig wird die Pyrolysetemperatur angehoben.
Partielle Allothermie bedeutet, dass neben der exotherm geführten Pyrolyse ein Teil
der geringwertigen hochentropischen Reaktionswärme entweder als Abfallwärme von
außen (z.B. vom Motor) zugeführt oder im Reaktor umgeleitet wird. Dies führt zu einer
deutlichen Verbesserung der energetischen Reaktionsführung. Insgesamt wird die
Differenz zwischen der mittleren Reaktortemperatur TR und der Eintrittstemperatur TA
in den Vergasungsreaktor maßgeblich verringert.
Für die Biomassevergasung wird je nach Reaktionsführung eine
 drastische Durchsatzsteigerung,
 Absenkung der Schwellentemperatur für die endothermen Reaktolysetemperaturen
um über hundert Kelvin und
 Verminderung der Teerbildung durch Reaktionslenkung der Thermolysereaktionen
erreicht.
Insgesamt bietet das Prinzip der katalytisch-partiellallothermen die folgenden Vorteile:




Erhöhung des erzeugten Brenngasstromes (pro Zeiteinheit!),
Verbesserung des Kaltgaswirkungsgrades,
Senkung der Luftzahl und
Steigerung des Gasheizwertes.
3. Grundzüge der katalytisch-partiellallothermen Vergasung
3.1 Labordatengestütztes Vergasungsmodell
Zunächst einmal galt es die technischen Hemmnisse zu erkennen, die einer
Effektivitätssteigerung der klassischen Vergasung entgegenstehen, um diese dann
schrittweise zu beseitigen. Dies lässt sich am ehesten erreichen, wenn es gelingt, die
Vergasung auf möglichst einfache Weise unter Verwendung möglichst weniger Größen
zutreffend zu beschreiben. Wir haben dazu ein Modell entwickelt, das es gestattet, die
Holzvergasung als Funktion der Luftüberschusszahl  darzustellen.
Die Summengleichung der Holzvergasung lautet nach diesem vereinfachten Ansatz:
C6H9O4 *a H2O + 6,25  (O2 + 3,77 N2) = x CO2 + y CO + z CH4 + v H2 + w H2O + 23,56 N2
(1)
Für die Koeffizienten gilt:
x + y + z = 6,2 x + y + w = 4 + a + 12,5 
2v+2w+4z=9+2a
Die Werte von a und werden durch den Prozess vorgegeben. Insgesamt ist das
Gleichungssystem bezüglich der Koeffizienten unterbestimmt, es kann aber durch
experimentell gestützte Daten aufgelöst werden.
Mit
diesen Modellgleichungen wurden in guter
Übereinstimmung mit
Technikumsmessungen die Produktgaszusammensetzung, die Gasausbeute, der
Luftverbrauch, die Stoffbilanz, die Reaktionsenthalpie, der Heizwert des Produktgases,
- 78 -
der Kaltgaswirkungsgrad, der Gasvolumenstrom, der Brennstoffmassenstrom und
besonders hervorzuheben sind die adiabatischen Prozesstemperaturen berechnet.
Dies wurde früher schon ausführlich diskutiert [10], doch nun gibt es neue Ergebnisse.
3.2 Bedeutung der  - Funktion
Die Funktion (1) ist formal definiert in den Grenzen 1 >  > 0. Folgende
Begrenzungswerte der -Funktion ergeben sich elementar:
Für  = 1 und a = 0 folgt nach
C6H9O4 + 6,25 (O2 + 3,77 N2) = 6 CO2 + 4,5 H2O + 23,56  N2
HR0 = 756 - 6*394 - 4,5 * 242 = -2.697 kJ/FE = - 18,6 kJ/g
vollständige Verbrennung (Wasser stets gasförmig gerechnet), dies gilt analog auch für
a > 0.
Für  = 0 ist die Funktion nicht lösbar, da für diesen Fall keine thermodynamisch
mögliche Reaktion existiert. Erst für  > 0,1 können Lösungen angegeben werden.
Jedoch sind solche Reaktionen für  < 0,15 endotherm, sie kommen also praktisch
nicht in Frage. Ab welchem  > die Funktion anwendbar ist, geht aus der folgenden
Modellrechnung in Abb. 3 hervor.
Abb. 3 Modellierung der Temperaturdifferenz in Abhängigkeit von  bei der
Holzvergasung
Aus der Modellrechnung geht hervor, dass bei stark getrocknetem Holz für  < 0,17 die
Temperaturdifferenzkurve T die Abszissenachse schneidet. Die geringste
Temperaturdifferenz TR - TA, bei der der Vergasungsprozess noch gefahren werden
kann, liegt nach unseren bisherigen Erfahrungen bei 300 K, wenn also die
Reaktormitteltemperatur TR ≈ 850 °C und die Reaktoreintrittstemperatur TA ≈ 550 °C
(nach Pyrolyse!) betragen. Daraus folgt, dass ein Wert von  < 0,2 nicht unterschritten
werden kann, wobei dieser Wert noch nicht ganz erreicht wurde.
- 79 -
4. Bewertung
4.1 Positive Effekte
Die vorgestellten Ergebnisse zeigen, dass durch Anwendung des Prinzips der
katalytisch-partiellallothermen Vergasung eine erhebliche Effektivitätssteigerung bei
der Biomassevergasung erzielt werden kann. Dies gelingt nicht nur bei der
konstruktiven Realisierung eines von vornherein auf eine katalytisch-partiellallotherme
Vergasung zugeschnittenen Festbettvergasers, sondern auch teilweise durch
Implementierung von Elementen des GNS-Verfahrensprinzips in schon bestehende
Anlagen, wie die in Domsland, bei Mothermik bzw. jetzt bei SWRO erzielten
Ergebnisse zeigen. Dies ist eine Ermutigung, jetzt die technische Überführung des
Verfahrensprinzips voranzutreiben.
Trotz der deutlichen Vorzüge des vorgestellten Verfahrens ist oft eine gewisse Skepsis
gegenüber der katalytischen Vergasung festzustellen. Das mag mit den generellen
Zweifeln an der Wirtschaftlichkeit der Biomassevergasung zusammenhängen, aber
auch an der Komplexität des Verfahrens liegen. Einige neue Einsichten sind uns durch
die Versuche bei den Stadtwerken Rosenheim gelungen.
4.2 Erhöhung der Stromerzeugung
Das erhaltene Brenngas wird nach ausreichender Gasreinigung, die übrigens kein
Problem mehr darstellt, bisher zur Stromerzeugung durch Kopplung mit einem MotorGeneratorblock genutzt. Dieses Potential ist noch bei weitem nicht ausgeschöpft.
Eine Beispielrechnung für eine tatsächlich existierende gut und kontinuierlich bei
λ = 0,4 arbeitende Holzvergasungsanlage, die 650 kW Strom erzeugt, zeigt die
Einspareffekte bei Absenkung der Luftzahl auf λ = 0,3, ausgedrückt im spezifischen
Holzverbrauch in kg/kWel:
 bei gleichbleibender Stromerzeugung werden ca. 26 % Holz eingespart,
 bei konstantem Frischholzeintrag können ca. 20 % mehr Strom erzeugt werden,
 bei konstantem Reaktordurchsatz können ca. 34 % mehr Strom erzeugt
werden,
 bei Steigerung des Reaktordurchsatzes um ca. 15 % kann ca. 55 % mehr
Strom erzeugt werden.
Eine weitere bedeutende Steigerung der Stromausbeute würde erzielt werden, wenn
eine Absenkung der Luftzahl auf λ = 0,2 erreicht würde.
Im Ausgangszustand wurde eine Stromausbeute von 0,90 kg/kWh erzielt, bei λ = 0,3
sinkt dieser Wert auf 0,67 kg/kWh und bei λ = 0,2 auf 0,52 kg/kWh.
4.3 Problemfelder
Es gibt auch Vorbehalte, die angesprochen werden müssen. Das ist zum einen die
befürchtete Verteuerung des Prozesses durch den Katalysator. Diese Befürchtung
lässt sich leicht ausräumen durch den Hinweis, dass der Katalysator nur noch einen
Masseanteil von Zehntelprozent zum Brennmaterial ausmacht und im Übrigen ein
billiges Material ist. Der zweite Einwand ist eine befürchtete Sinterung des Katalysators
bei den hohen Prozesstemperaturen. Dieses Argument ist natürlich ernst zu nehmen.
Darauf ist zu entgegnen, dass der anorganische Katalysator nicht stärker sinteranfällig
ist als die normale Asche auch. Im Übrigen wird durch den Katalysator die
Prozesstemperatur um mindestens 100 K abgesenkt, so dass damit auch die
Verschlackungsgefahr vermindert wird. Ein weiteres Problem ist, dass die technische
Verfahrensgestaltung eine sichere Einhaltung und definierte Einstellung von
- 80 -
Prozessparametern gestatten muss, um die Vorteile der Katalyse optimal nutzen zu
können.
5. Quellen (Auszüge)
1.
Taylor, H.S., Neville, H.A.: Catalysis in the Interaction of Carbon with
Steam and with Carbon Dioxide. J. Am. Chem. Soc. 43(1921), 2055
2.
Pichler,H. , Fischer, F.: Über die Bildung gasförmiger und flüssiger
Kohlenwasserstoffe bei der Einwirkung von Wasserdampf und bei der
Einwirkung von Alkali auf Halbkoks unter erhöhtem Druck. BrennstoffChemie, 12(1928), 200-206
3.
Neumann, B., Kröger, C., Fingas, E.: Die Wasserdampfzersetzung an
Kohlenstoff mit aktivierenden Zusätzen. Z. anorg. u. allg. Chem. 197(1931),
321-338
4.
Kröger, C.: Die Vergasung von Kohlenstoff durch Luft, Kohlendioxyd und
Wasserdampf und ihre Beeinflussung durch anorganische Katalysatoren.
Angewandte Chemie 52(1939), 6, 129-148
5.
van Heek, K.H., Jüntgen, H.: Zur katalytischen Vergasung von Kohle. Haus
der
Technik, Nr. 453, Kohlevergasung und –verflüssigung, S. 53-59
Tagung v. 26.u. 27. Nov. 1981, Essen
6.
Heigl, F.: Thermodynamische Grundlagen der Holzvergasung, Dipl.-Arbeit,
HS München 2009
7.
Nothegger. M.: Energie- und Massenbilanzierung einer
Holzvergasungsanlage und Vergleich der Ergebnisse mit experimentell
gewonnenen Daten aus einer Versuchsanlage der Stadtwerke Rosenheim
GmbH & Co. KG, Dipl.-Arbeit, HS Rosenheim 2010
8.
Spindler, H., Bauermeister, U.: Entwicklung eines katalytischpartiellallothermen Biomassevergasungsverfahrens. Ber. Ökolog.
Stoffverwertung 1/2001, FÖST e.V. Halle(Saale), 2001, 11-39; Tagung
„Energetische Nutzung von Biomassen“, 22.-24.4.2002, Velen, DGMKTagungsber. 2002-2, 79-86
9.
Spindler, H., Bauermeister, U.: Katalytisch-partiellallotherme Vergasung
von Biomassen. Proceedings 8. Internat. Kongr. f. nachwachsende
Rohstoffe u. Pflanzenbiotechnologie, 10.-11.Juni 2002, Magdeburg 2002
10. Spindler, H.: Umsetzung des Verfahrens zur Biomassevergasung an der
Forschungs- und Pilotanlage in Merseburg, Ber. Ökolog. Stoffverwertung
1/2003, 15-34, FÖST e.V. Halle(Saale) 2003
- 81 -
Erkenntnisse aus den Vor-Ort-Messungen an 11 Holzvergaseranlagen in Bayern und
Baden-Württemberg
Erkenntnisse aus den Vor-Ort-Messungen an 11
Holzvergaseranlagen in Bayern und Baden-Württemberg
(Reinhold Egeler, Stadtwerke Rosenheim)
- 83 -
Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung der kleintechnischen
Biomassevergasung: Technische Bewertung
- 84 -
- 85 -
- 86 -
- 87 -
- 88 -
- 89 -
- 90 -
- 91 -
- 92 -
- 93 -
- 94 -
- 95 -
- 96 -
- 97 -
- 98 -
- 99 -
- 100 -
- 101 -
- 102 -
Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung der
kleintechnischen Biomassevergasung: Technische Bewertung
(Roman Schneider, Hochschule Zittau/Görlitz)
1
Projektvorstellung
In dem durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
(BMU)
geförderten
Forschungsvorhaben
„Bundesmessprogramm
zur
Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasung“ wurden relevante,
gegenwärtig realisierte Konzepte von vier wissenschaftlichen Einrichtungen mit
einschlägigen Erfahrungen begleitet. Beteiligt waren:




Deutsches BiomasseForschungsZentrum (DBFZ) in Leipzig
Fraunhofer Institut für Fabrikbetrieb und -automatisierung (IFF) in Magdeburg
Bayerisches Zentrum für Angewandte Energieforschung (ZAE Bayern) in Garching
Hochschule Zittau/Görlitz (HSZG), Fakultät Maschinenwesen, Kraftwerks- und
Energietechnik
Ziel des Vorhabens mit einer Laufzeit von 08/2009 bis 03/2012 war die Analyse
verschiedener Biomassevergasungsanlagen kleiner Leistungsgröße im Rahmen von
Anlagenmonitoring und Vor-Ort-Messkampagnen. Anhand der Ergebnisse wurde
anschließend für die jeweilige Anlage eine technische, ökonomische und ökologische
Bewertung erarbeitet. Diese Bewertungen sollen für die Optimierung der
Verfahrenskonzepte und zur Reduzierung von kostenintensiven Fehl- und
Doppelentwicklungen genutzt werden, um damit für potenzielle Investoren eine
objektive Entscheidungsgrundlage zu schaffen.
2
Vorgehen
In Zusammenarbeit mit den Projektpartnern wurde zu Beginn des Vorhabens eine
erste Anlagenauswahl getroffen. Nach dieser Vorauswahl wurden die entsprechenden
Betreiber angesprochen und hinsichtlich ihrer Bereitschaft an einer Teilnahme am
Vorhaben befragt. Bei Interesse der Betreiber fanden Erstbegehungen der Anlagen
durch den jeweiligen Projektbearbeiter statt. In diesem Rahmen wurde ein
Datenerhebungsbogen angewendet, der zuvor durch die Projektpartner konzipiert
wurde. Als Ergebnis dieser Kontaktaufnahmen wurden verschiedene Anlagenkonzepte
zur wissenschaftlichen Bewertung im Rahmen des Vorhabens ausgewählt (Tabelle 1).
- 103 -
Tabelle 1 Darstellung der für das Bundesmessprogramm ausgewählten Anlagen
Anlage
Standort
Vergaser
Rohstoff
Leistung
Bemerkung
DBFZ 1
Niedersachsen
Gleichstrom
HHS
2*150 kW el
DBFZ 2 (A2)
DBFZ 3 (A3)
Bayern
Bayern
Gestuft
Gestuft
HHS
HHS
30 kWel
180 kWel
Zündstrahler
(Schnell)
Versuchsanlage
Anlagenkonzept,
Upscale von A2
IFF 1
IFF 2 (A5)
Bayern
Bayern
Gleichstrom
Gleichstrom
HHS
HHS
200 kW el
150 kWel
Zündstrahler (SKL)
Gasmotor (MAN),
Pilotanlage
HSZG 1
HSZG 2
Rheinl.-Pfalz
Ba.-Württemb.
Gleichstrom
Gleichstrom
HHS
HHS
250 kW el
30 kW el
HSZG 3 (A1)
Tirol
Gleichstrom
HHS
30 kWel
Zündstrahler (Iveco)
Kommerzielle Anl.,
Gasmotor (GM)
Kommerzielle Anl.,
Gasmotor (GM)
ZAE 1 (A4)
Bayern
Gleichstrom
Pellets
200 kWel
ZAE 2
Bayern
Dampf-WS
Pellets
140 kW el
Kommerzielle Anl.,
Zündstrahler (MAN)
Synthesegas o.
Zündstrahler (MAN)
Um eine Vergleichbarkeit der im Projekt erhobenen Messdaten zu gewährleisten, war
eine Abstimmung des Vorgehens zwischen den einzelnen Partnern erforderlich. Zu
diesem Zweck wurde ein einheitlicher Messplan entwickelt, der in die Phasen
Anlagenmonitoring, Langzeitmessungen und Detailmessungen unterteilt wurde. Das
Monitoring sollte dabei durch die Anlagenbetreiber erfolgen und eine technische,
ökonomische und ökologische Jahresbilanzierung ermöglichen. Werkzeuge für dieses
kontinuierliche Anlagenmonitoring waren ein durch den Betreiber zu führendes
Betriebstagebuch, die Erfassung und Speicherung der Betriebsdaten aus dem
Anlagenleitstand sowie der Daten durch ggf. zusätzliche Sensoren. Innerhalb der
Messkampagnen wurde angestrebt, die Daten des Monitoring zu verifizieren sowie
eine Stoff- und Energiebilanzierung durchzuführen. Dabei wurden die Messungen in
zwei Gruppen unterteilt.
1) Eine Langzeitkampagne über einen Zeitraum von mindestens einem Jahr zur
Ermittlung der Inputströme, der diskontinuierlichen Messung wesentlicher
Produktgasbestandteile (CO2, CO, H2O, H2, CH4, N2, O2, Teere), der Erfassung
der Reststoffmengen und -qualitäten, der Wärmeauskopplung, der
Stromerzeugung
und
der
Ausfallzeiten
zur
Beurteilung
der
Dauerbetriebsfähigkeit,
2) Detailkampagnen zur gezielten Analyse der Anlagendetails in den Anlagenteilen
Brennstoffvorbereitung, Vergasung, Gasreinigung und Gasnutzung, um eine
Lösung bestehender Probleme, bzw. die Optimierung der Anlagenführung zu
erreichen. Eine genaue Definition der Messaufgaben für die Detailtests wurde vor
dem Hintergrund der in der Langzeitkampagne gewonnen Erkenntnisse und in
Abstimmung mit den Anlagenbetreibern im Projektverlauf vorgenommen.
Darüber hinaus wurde im Rahmen der Detailkampagnen Punktbilanzen
hinsichtlich der Stoff- und Energieströme erarbeitet.
- 104 -
Für die abschließende stoffliche und energetische Anlagenbilanzierung wurden sowohl
die Daten der Langzeitkampagne als auch die Ergebnisse der Punktbilanzierung
genutzt.
Im Rahmen des im Bundesmessprogramm vorgenommenen Langzeitmonitorings
wurde deutlich, dass aufgrund unterschiedlicher Automatisierungsgrade und Marktreife
der Anlagen nicht alle im Bundesmessprogramm betreuten Anlagen eine ausreichende
Anlagendatendokumentation (technisch, wirtschaftlich) über den Betreuungszeitraum
realisieren konnten. Daher wurden für die technische, ökonomische und ökologische
Bewertung fünf Anlagen ausgewählt, welche in Tabelle 1 mit der entsprechenden
Abkürzung A1 bis A5 bezeichnet sind.
3
Messkampagnen
Die Kombination aus Biomasse(Holz)-Vergaser und BHKW ist ein System, bestehend
aus mehreren Einzelkomponenten. Die wichtigsten Schnittstellen zwischen diesen
Komponenten sind dabei nach [1]:





die Brennstoffbereitstellung zum Vergasereintritt mit einer definierten
Brennstoffqualität (Flüchtigenanteil, Trockensubstanz(TS)-Gehalt, Kohlenstoffanteil, Ascheanteil)
die Gaszusammensetzung am Vergaseraustritt (Produktgas)
die Menge und Qualität fester Reststoffe aus dem Vergasungsprozess
die Gasqualität am Ende der Gasreinigungs- und Gaskühlstrecke und am
Eintritt in den Motor
die Gasqualität am Motor-Austritt sowie am Austritt in die Umgebung.
An diesen definierten Schnittstellen wurden, unter Beachtung der zur Verfügung
stehenden Messtechnik (Vor-Ort-Messeinrichtung, mobile Messtechnik) und mit
Berücksichtigung der Untersuchungsziele, die Messpunkte festgelegt (Tabelle 2). Ziel
sollte eine kontinuierliche Erfassung aller Stoff- und Energieströme sein, um eine
möglichst repräsentative Bilanzierung zu gewährleisten.
Tabelle 2 Beispiel der gewählten Messpunkte
Messpunkt
Werterfassung
Nutzenergie
Brennstoff (HHS)
Reststoff
Vergasungsmittel (Luft)
Produktgas
Abgas
Ablesung Zähler
Wägung, Laboranalyse (TS, Elementaranalyse, Hi)
Wägung, Laboranalyse (TS, Elementaranalyse, Hi)
Volumenstrom
Volumenstrom und Zusammensetzung
Volumenstrom und Zusammensetzung (Emissionen)
Zur Veranschaulichung sind neben den schon vorhandenen Messstellen für die
Anlagensteuerung die zusätzlich gewählten Messpunkte in der Abbildung 1
beispielhaft in das vereinfachte Anlagenschema der Anlage A1 integriert.
- 105 -
Abbildung 1 Messstellenübersicht des Anlagenkonzeptes A1
4
Datenauswertung und technische Bewertung
Die Stoff- und Energiebilanzierung des Konversionsprozesses bildet die Grundlage für
die technische und energetische Charakterisierung und damit auch für die
nachfolgende Bewertung der Anlagenkonzepte. Entsprechend der Zielstellung des
Vorhabens erfolgte die Auswertung der Messdaten unter den Gesichtspunkten,
einerseits durch die Definition und Ermittlung von quantitativen Kenngrößen eine
Vergleichbarkeit und Bewertung unterschiedlicher Anlagenkonzepte zu ermöglichen,
andererseits durch die Analyse der Messdaten qualitative Aussagen zu den
untersuchten Gesamt- und Teilkonzepten zu erhalten, die zur Verbesserung von
Schwachstellen und zur Optimierung der kleintechnischen Vergasung genutzt werden
können. Zur Durchführung der Bewertung werden verschiedene prozessspezifische
Kenngrößen (Nutzungsgrade, Wirkungsgrade, Verfügbarkeit, spezifischer Verbrauch
der Hilfs- und Betriebsstoffe) benötigt. Deren Auswahl erfolgte in Anlehnung an die im
Methodenhandbuch [2] aufgeführten wichtigsten Bilanzierungsgrößen einer
Biomassevergasungsanlage. Die Vergleichbarkeit der quantitativen Ergebnisse mit
anderen Vorhaben zum Anlagenmonitoring wird durch diese entsprechenden
Kenngrößen sichergestellt. Jedoch sind durch die Vielfalt der Anlagenkonzepte und
dem Einfluss der Anlagenfahrweise durch den Betreiber sowie weitere
Randbedingungen die Ergebnisse nur eingeschränkt auf andere Anlagen übertragbar.
Die vollständigen Ergebnisse können in den Endberichten der Projektpartner (DBFZ1,
HSZG2) nachgelesen werden. Bei den dargestellten Bilanzkenndaten (Tabelle 3) ist zu
beachten, dass die beiden Anlagen der Stadtwerke Rosenheim (A2 und A3) nur
Versuchs- bzw. skalierte Demoanlagen sind. Lediglich die Anlagen A1, A4 und
eingeschränkt A5 sind kommerzielle Anlagen. Weiterhin sind die Angaben zur Leistung
der Reststoffe detailliert zu betrachten, da nicht bei allen Anlagen die Mengen und
1
2
Online verfügbar unter http://edok01.tib.uni-hannover.de/edoks/e01fb13/741107678.pdf
- 106 -
Energieinhalte aller Reststoffe erfasst bzw. bestimmt werden konnten. Somit sind diese
Werte in der Regel nicht direkt miteinander vergleichbar.
Bis auf Anlage A2 und A3 wurden für die technische Bewertung jeweils die an den
Anlagen installierten Gasmotoren berücksichtigt, falls die notwendigen Daten bei den
Messkampagnen und/oder dem Langzeitmonitoring erfasst wurden. Bei Anlagen,
deren notwendige Kenndaten an den installierten Gasmotoren nicht mit ausreichender
Sicherheit bestimmt werden konnten, wurden die fehlenden Daten den Literaturdaten
nach [2] entsprechend angenommen. Dies betrifft den elektrischen und thermischen
BHKW-Wirkungsgrad bei den Anlagen A1, A2 und A3, sowie A5 beim elektrischen
BHKW-Wirkungsgrad. Bei den Anlagen A2 (Versuchsanlage) und A3 (Konzept) war
jeweils kein BHKW installiert.
Tabelle 3 Bilanzkennzahlen der zur Bewertung ausgewählten Anlagen
Bilanzkenngröße
Einheit
A1
A2
A3
A4
A5
Brennstoff
-
HHS
HHS
HHS
HPEL
HHS
Brennstoffleistung
kW
160,5
202
654
581
492,5
Feuerungswärmeleistung
kW
123,5
188
608
512
515,1
Bezugsleistung
kW
2,2
5
10
7,6
153
Nennwärmeleistung
kW
62,1
83
209
213
79,4
Intern genutzte Wärmeleistung
kW
9,4
9
53,5
0
101,1
kW
60,1
-
200
213
40
Wärmenutzungsgrad
%
97
0
96
100
50,4
elektrische Anlagenleistung
kW
27,9
38
180
169
93,4
Leistung der Nebenprodukte
kW
25,3
-
-
-
-
Gasleistung
kW
102,1
140
486
423
282,5
Leistung der Reststoffe
kW
2,2
4,4
23,5
64,2
n.b.
Kaltgaswirkungsgrad
%
83
74
80
78
54,8
elektrischer Wirkungsgrad BHKW
%
27,3
27,3
37,0
40,0
33,1
thermischer Wirkungsgrad BHKW
%
61,1
59,4
43,0
35,7
51,4
Gesamtwirkungsgrad BHKW
%
88,4
86,7
80
75,7
84,5
elektrischer Anlagenwirkungsgrad
(netto)
%
17,1
18,4
27,1
28,7
15,6
thermischer Anlagenwirkungsgrad
(netto)
%
38,2
40,1
31,5
36,2
18,4
chemischer Anlagenwirkungsgrad
(netto)
%
15,6
-
-
-
-
Gesamtanlagenwirkungsgrad
(netto)
%
70,9
58,6
58,6
64,9
34,0
Nutzwärmeleistung
3
4
4
Die Angabe beinhaltet auch den Energiebedarf zur Herstellung des Vermarktungsmaterials.
ohne Übertragungsverlust
- 107 -
90
80
chemischer Anlagenwirkungsgrad
elektrischer Anlagenwirkungsgrad (netto)
Kaltgaswirkungsgrad
Wirkungsgrad in %
70
60
50
40
30
20
10
0
A1
A2
A3
A4
Anlagen- /Konzeptbezeichnung
A5
Abbildung 2 Vergleich der ermittelten Anlagen- und Kaltgaswirkungsgrade der zur Bewertung
ausgewählten Anlagen
In Abbildung 2 sind die Anlagenwirkungsgrade (elektrisch, chemisch, thermisch) und
damit auch der Gesamtanlagenwirkungsgrad (auf Basis von Brennwert und
Brennstoffanlieferungszustand) im Vergleich zum Kaltgaswirkungsgrad (auf Basis des
Heizwertes) von der verschiedenen Anlagenkonzepte dargestellt. Lediglich bei
Anlage A1 konnte der chemische Anlagenwirkungsgrad bestimmt werden, da dort
Bioenergieträger die Anlage verlassen. Alle Anlagen stellen elektrische Energie und
Nutzwärme als Produkte zur Verfügung, woraus (mit Bezug auf die Brennstoffleistung)
die jeweiligen elektrischen und thermischen Anlagenwirkungsgrade resultieren. Vier
der fünf dargestellten Anlagen befinden sich mit einem Gesamtanlagenwirkungsgrad
zwischen 58 und 72% und mit einem Kaltgaswirkungsgrad von 74 bis 83% auf einem
ähnlichen Niveau. Lediglich Anlage A5 (Demoanlage) hat einen wesentlich geringeren
Gesamtanlagenund
Kaltgaswirkungsgrad.
Trotz
der
unterschiedlichen
Anlagenkonzepte,
-entwicklungsstände
und
-größen
sind
die
Gesamtanlagenwirkungsgrade und die Kaltgaswirkungsgrade der Anlagen A1 bis A4
vergleichbar. Unterschiede bei den elektrischen Anlagenwirkungsgraden ergeben sich
jedoch durch die Anlagengröße. Anlagen mit höheren Brennstoffleistungen (A3 und
A4) haben im Vergleich zu Anlagen mit kleineren Brennstoffleistungen (A1 und A2)
einen höheren elektrischen aber niedrigeren thermischen Anlagenwirkungsgrad.
Weiterhin zeigt sich, dass durch unterschiedliche Konzepte zum einen mit der
zusätzlichen Erzeugung von Bioenergieträgern (A1) und zum anderen mit der
ausschließlichen Erzeugung von elektrischer Leistung und Nutzwärme (A2, A3, A4)
hohe Anlagenwirkungsgrade auf einem nahezu gleichen Niveau realisiert werden
können. Auch die Nutzung unterschiedlicher Brennstoffformen, wie Hackschnitzel (A1,
A2, A3) oder Pellets (A4), führt bei der Realisierung eines guten Anlagenkonzeptes zu
hohen Anlagenwirkungsgraden. In diesen jeweiligen Anlagenkonzepten müssen dann
die unterschiedlichen Eigenschaften der Brennstoffform richtig genutzt werden.
- 108 -
600
90
500
80
Leistung
Nebenprodukte
400
70
elektr.
Anlagenleistung
300
60
200
50
100
40
Gesamtanlagenwirkungsgrad (netto)
30
Kaltgaswirkungsgrad
0
in
out
A1
in
out
in
out
in
out
A2
A3
A4
Anlagen- / Konzeptbezeichnung
in
Leistung Reststoffe
Wirkungsgrad in %
Leistung in kW
Nennwärmeleistung
Brennstoffleistung
Bezugsleistung
out
A5
Abbildung 3 Vergleich der ermittelten In- und Outputleistungen der zur Bewertung ausgewählten
Anlagen.
Abbildung 3 stellt die ein- und austretenden Leistungen der zur Bewertung
ausgewählten Anlagen gegenüber. Es zeigt sich, dass sich die Reststoffmengen und
damit deren Leistung an einigen Anlagen nicht vollständig oder überhaupt nicht
erfassen lassen. Beispiele dafür sind die Anlagen A2 und A5. Die in die Anlagen
eintretende Brennstoff- und Bezugsleistung wird bei allen Anlagen in
Nutzwärmeleistung, elektrische Anlagenleistung und die Leistung der Reststoffe
umgewandelt. Werden wie bei dem Anlagenkonzept A1 auch Bioenergieträger erzeugt,
verlässt zusätzlich die Leistung der Bioenergieträger die Anlage. Abgeleitet aus diesen
Größen wird der Gesamtanlagenwirkungsgrad bestimmt, der ebenfalls in Abbildung 3
dargestellt ist. Vergleicht man die Anlagen A3, A4 und A5, so zeigt sich, dass die
Anlagen A3 und A4 trotz der unterschiedlichen Anlagenkonzepte vergleichbar arbeiten
und dass Anlage A5 weniger als die Hälfte der Inputleistungen in Outputleistungen
umwandelt, wodurch sich der geringe Gesamtanlagenwirkungsgrad erklären lässt.
5
Erfahrungen
Die technische Bewertung der fünf ausgewählten Anlagen im Bundesmessprogramm
hat gezeigt, dass die kommerziell betriebenen Anlagen unabhängig von der
Brennstoffform und dem Anlagenkonzept hohe Wirkungsgrade bezogen auf den
Vergaser selbst und auf die Gesamtanlage haben. Gründe dafür sind ein
Anlagenkonzept, welches optimal auf die jeweils verschalteten Prozesse und den
verwendeten Brennstoff abgestimmt ist sowie ein auf die Situation vor Ort optimiertes
Wärmenutzungskonzept.
Weiterhin hat sich während des Bundesmessprogramms bei der Vorbereitung der
technischen Bewertung gezeigt, dass ein Monitoring der wichtigsten Anlagenparameter
zwingend erforderlich ist. Biomassevergasungsanlagen sollten daher zur Stabilisierung
des Anlagenbetriebes (Erhöhung der Anlagenverfügbarkeit) und zur Erhöhung der
Anlagensicherheit messtechnische Einrichtungen zur Erfassung der wichtigsten
Anlagenparameter besitzen. Durch das Monitoring der wichtigsten Parameter wird
darüber hinaus die technische Bewertung der Anlagen erheblich erleichtert. Im
- 109 -
Allgemeinen sollte eine Bestimmung von Messgrößen mit dem Ziel der Vor-OrtBilanzierung einer Vergasungsanlage auf die wichtigsten Messgrößen beschränkt und
diese mit der größten Sorgfalt bestimmt werden. Dabei spielt die Dokumentation der
Messbedingungen eine wichtige Rolle, da diese einen sehr großen Einfluss auf die
Vergleichbarkeit mit anderen Daten hat. Für eine technische Bewertung und
Bilanzierung von Vergasungsanlagen sind eine sichere Datenbasis, eine einheitliche
Definition der Bezugsgrößen sowie die Angabe der Parameter die
Grundvoraussetzung.
Darüber hinaus sind mit der Durchführung von Vor-Ort-Messkampagnen gewisse
Unsicherheiten hinsichtlich der Messgenauigkeit verbunden. Durch die zeitlich
begrenzte Aufnahme der Brenn- und Reststoffmassenströme während der
Messkampagnen (Punktbilanzierung) und deren Hochrechnung auf die
Anlagenlaufzeiten innerhalb des Projektmonitorings sind Ungenauigkeiten
festzustellen. Auch die punktuellen Probenahme von Brenn- und Reststoff zur Analyse
der entsprechenden Qualitäten (TS-Gehalt, Brennwert, Elementaranalyse) stellen nur
zeitlich begrenzte Werte dar. Hinsichtlich der Quantifizierung der Produktgasleistung
wurde während der Messkampagnen die Produktgaszusammensetzung analysiert.
Auch dies stellt nur einen zeitlich begrenzten Wert dar, der zudem von vielen
Parametern (z.B. Anlagenfahrweise) abhängig ist. Um im Verbundprojekt sowohl die
Demonstrationsanlagen ohne derzeitige motorische Gasnutzung als auch die Anlagen
mit unzureichenden Messwerten bewerten zu können, wurden theoretische BHKWWirkungsgrade für die Nutzung von Holzgas angenommen. Die detaillierte
Vorgehensweise zur Wirkungsgradbestimmung der Holzgas-BHKW kann dem
Endbericht des DBFZ5 entnommen werden.
Aufgrund dieser Umstände müssen die innerhalb der Messkampagnen ermittelten
Messwerte einer genauen Fehleranalyse unterzogen werden. Um die resultierenden
Messwertungenauigkeiten weiter zu minimieren, sollte zukünftig neben der
Optimierung im Handling der zur Verfügung stehenden Messtechnik auch weitere
mobile Messtechnik in die Vor-Ort-Messkampagnen integriert werden. Ziel sollte eine
Redundanz der Messungen sein, um eventuelle Unsicherheiten und Messfehler zu
erkennen und verringern zu können.
6
Ausblick und Handlungsempfehlungen
Als Ergebnis der Brennstoffanalysen konnte für die betrachteten Anlagen eine gute
Brennstoffqualität entsprechend den Herstellervorgaben bestätigt werden. Auch der
Nachweis einer guten stoffgebundenen Energieumsetzung im Vergaser durch die
Ermittlung der Kaltgaswirkungsgrade konnte gewährleistet werden. Im Rahmen von
Monitoring und Messkampagnen wurde außerdem nachgewiesen, dass die
betreffenden Anlagen eine hohe Verfügbarkeit und dabei Brennstoffnutzungsgrade von
bis zu 71 % besitzen. Bedeutsam sind die hohen Brennstoffausnutzungsgrade, die
oberhalb der z. B. von Biogasanlagen durchschnittlich erreichbaren Werte liegen. Die
nachgewiesene hohe Anlagenverfügbarkeit ist jedoch noch stark vom Können und
Engagement der Betreiber abhängig. Die elektrischen Nettowirkungsgrade der Anlagen
erreichen in Abhängigkeit der Leistungsgröße ca. 17 bis 29 %.
Die Ausstattung der Anlagen mit geeigneter Mess-, Steuerungs- und Regelungstechnik
ist gering, jedoch als Voraussetzung zur Kontrolle der Effizienz des
Konversionsprozesses, aber auch für Optimierungen (Automatisierung) und für den
sicheren Anlagenbetrieb zwingend erforderlich. Oft führt eine unzureichende
5
- 110 -
Sicherheits- und Messtechnik zu gefährlichen Anlagenzuständen, Beeinträchtigungen
der Umwelt und ungeplanten Stillständen. Des Weiteren lässt nur eine geeignete
Online-Messung und Datenerfassung der wichtigsten Betriebsparameter ein flexibles
Lastmanagement und eine Stabilisierung der Energienetze zu. Aus diesem
Zusammenhang heraus ist die Weiterentwicklung von Regelungs- und
Diagnosetechnik, wie sie vom dargestellten Projekt verfolgte wurde, von großer
Bedeutung und eine kontinuierliche Fortsetzung dieser Bemühungen wichtig.
Für die weitere Entwicklung gilt es auf den Erfahrungen der zunehmenden Anzahl
erfolgreich betriebener Anlagen aufzubauen. Dabei sind neben den Potenzialen der
Biomassevergasung mögliche Anlagenkonzepte hinsichtlich der zukünftigen
Anforderungen und deren Einfluss auf die Technik, Ökonomie und Ökologie zu
untersuchen.
Bei der technischen Bewertung von Biomassevergasungsanlagen werden durch die
unterschiedlichen
Institutionen
verschiedene
Bewertungskriterien
und
Anlagenkenngrößen sowie Bezugsgrößen verwendet. Damit ist eine Vergleichbarkeit
der Ergebnisse nicht gegeben und besonders fehlt für Betreiber, Hersteller und
Behörden die notwendige Transparenz, die eine sichere Beurteilung von Anlagen und
Konzepten möglich macht. Für die Zukunft sollten Anlagenkenngrößen klar definiert,
harmonisiert und bei zukünftigen Projekten möglichst mit einheitlichen Messverfahren
und Methoden bestimmt werden. Eine Weiterführung der im Rahmen des Vorhabens
begonnenen Harmonisierung der Mess- und Bilanzierungsmethoden an
Biomassevergasungsanlagen ist daher zwingend notwendig.
Danksagung
Das Projekt wurde unter den Förderkennzeichen 03KB0117 A-D vom
Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) aufgrund
eines Beschlusses des deutschen Bundestages aus Mitteln der Klimaschutzinitiative
gefördert. Das Programm wird technisch und administrativ vom Projektträger Jülich des
Forschungszentrum Jülich (PTJ) koordiniert. Wissenschaftliche Unterstützung und Hilfe
bei der Öffentlichkeitsarbeit gewährt das Deutsche Biomasseforschungszentrum
(DBFZ).
Literatur
[1]
Schüßler, I.; Bräkow, D.; Treppe, K.; Salomo, B.; Zschunke, T.:
Schwachstellenanalyse an BHKW-Vergaseranlagen. BMELV/FNR FKZ 22009106;
Dresden, 2009.
[2]
Thrän, D.; Pfeiffer, D. (Hrsg.) (2013): Methodenhandbuch - Stoffstromorientierte
Bilanzierung der Klimagaseffekte. 4. Auflage, Leipzig, 2012
.
- 111 -
Biomassevergasung: Ökonomische und Ökologische Bewertung
Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung der
kleintechnischen Biomassevergasung: Ökonomische und
ökologische Bewertung
(Martin Zeymer, DBFZ)
Abstract
Vor dem Hintergrund einer umweltverträglicheren Energiebereitstellung aus biogenen
Festbrennstoffen wird die thermochemische Vergasung als sehr vielversprechend eingeschätzt. Um die bestehenden technischen wie auch ökonomischen Hürden zu überwinden, wurden die Anlagen zur kleintechnischen Vergasung von Biomasse stetig
weiterentwickelt und haben heute einen deutlich verbesserten Entwicklungsstand
erreicht. Dabei werden von unterschiedlichen Herstellern verschiedene konzeptionell
erfolgsversprechende Ansätze verfolgt, deren Praxistauglichkeit gegenwärtig erprobt
wird. Um eine möglichst zügige und effiziente Markteinführung der kleintechnischen
Biomassevergasung zu unterstützen, erfolgte durch das „Bundesmessprogramm zur
Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasung“ eine wissenschaftliche
Begleitung relevanter, gegenwärtig realisierter Konzepte. D. h., es wurden praktische
Erfahrungen gesammelt, dokumentiert, ausgetauscht und wissenschaftlich bewertet. In
Ergänzung zur bereits erfolgten Förderung und wissenschaftlichen Begleitforschung
einzelner Anlagen konnte durch einen umfassenden Ansatz die technische,
ökonomische und auch ökologische Optimierung beschleunigt und gleichzeitig
kostenintensive Fehl- und Doppelentwicklungen reduziert werden. Zudem stellen die
Ergebnisse eine Entscheidungsgrundlage für potenzielle Investoren (sowohl privater
als auch öffentlicher Hand) dar. Mit Hilfe von systematischen Messungen und
harmonisierten Bewertungsmethoden erfolgte eine objektive Auswertung des
Anlagenbetriebs ausgewählter Anlagen. Die vorgestellten Ergebnisse können, wie
folgt, eingeordnet werden:

Bestimmung des THG-Minderungspotenzials von Biomassevergasungsanlagen

Aufzeigen der Gestehungskosten und des ökonomischen Potenzials

Bewertung der ökonomischen Effizienz mittels THG-Minderungskosten
Der Inhalt dieses Tagungsbandbeitrags ist eine gekürzte Fassung des Beitrags
Zeymer, M.; Herrmann, A.; Oehmichen, K.: Bundesmessprogramm. In DBFZ (Hrsg.):
Effizient, umweltverträglich, dezentral - neue Konzepte für die Nutzung von biogenen
Festbrennstoffen.
Schriftenreihe
des
BMU-Förderprogramms
„Energetische
Biomassenutzung“, Band 12, 2013.
Hintergrund und Zielstellung
Vor dem Hintergrund einer umweltverträglicheren Energiebereitstellung aus biogenen
Festbrennstoffen wird die thermochemische Vergasung als sehr vielversprechend
eingeschätzt. Die Verschaltung kleintechnischer Biomassevergaser mit effizienten
Gasmotoren ermöglicht durch eine gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung (KraftWärme-Kopplung, KWK) eine hohe Ausnutzung der wertvollen Brennstoffe.
Insbesondere gegenüber der im kleinen Leistungsbereich etablierten Verbrennung zur
monovalenten Wärmeerzeugung besitzt die thermochemische Biomassevergasung
- 113 -
durch die gleichzeitige Bereitstellung von Wärme und elektrischer Energie deutliche
ökologische Vorzüge. Im Sinne einer optimalen energetischen Biomassenutzung sind
KWK-Pfade sowohl den reinen Strom- als auch den reinen Wärmenutzungspfaden
grundsätzlich vorzuziehen.
Trotz der prinzipiellen Vorteile und Förderung über das Erneuerbare Energien Gesetz
seit dem Jahr 2000 konnten sich in Deutschland kleintechnische Vergasungsanlagen
kommerziell bis zum Jahr 2008 noch nicht durchsetzen. Viele der mit hohen
Erwartungen erstellten und betriebenen Anlagen erreichen nicht die avisierten
Jahresbetriebsstunden und entsprachen nicht den Anforderungen, die an ein
marktreifes Produkt gestellt werden. Um die bestehenden technischen wie auch
ökonomischen Hürden zu überwinden, wurden die Anlagen zur kleintechnischen
Vergasung von Biomasse stetig weiterentwickelt und haben heute einen deutlich
verbesserten Entwicklungsstand erreicht. Dabei werden von unterschiedlichen
Herstellern verschiedene konzeptionell vielversprechende Ansätze verfolgt, deren
Praxistauglichkeit gegenwärtig erprobt wird. Der erfolgreichen Kommerzialisierung
kleintechnischer Biomassevergasungskonzepte stehen allerdings nach wie vor zwei
bedeutende Hemmnisse im Wege:

die Entwicklungsanstrengungen im Rahmen der kleintechnischen Biomassevergasung verlaufen zu großen Teilen unkoordiniert und sind lediglich auf die
spezifischen Probleme einzelner Anbieter zugeschnitten, und

möglichen Investoren fehlt eine einheitliche und objektive Begutachtung der
Marktreife, der akkumulierten fehlerfreien Betriebsstunden bzw. der
Fehleranfälligkeit potenzieller Biomassevergasungsanlagen.
Um eine möglichst problemlose, zügige und effiziente Markteinführung der
kleintechnischen Vergasung zu unterstützen und den oben genannten Problemen
entgegenzutreten, wurden relevante, gegenwärtig realisierte Konzepte in einem
„Bundesmessprogramm“ begleitet, d. h. praktische Erfahrungen gesammelt,
dokumentiert, ausgetauscht und wissenschaftlich bewertet. In Ergänzung zur bereits
erfolgten Förderung und wissenschaftlichen Begleitung einzelner Anlagen sollen
dadurch die technischen, ökonomischen und auch ökologischen Optimierungen
beschleunigt und gleichzeitig kostenintensive Fehl- und Doppelentwicklungen reduziert
werden.
Im
Rahmen
des
Bundesmessprogramms
arbeiteten
das
Deutsches
Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH (DBFZ), die Hochschule ZittauGörlitz (HSZG), das Fraunhofer Institut für Fabrikbetrieb und -automatisierung (IFF)
und das Bayerische Zentrum für angewandte Energieforschung e.V. (ZAE) zusammen,
um Biomassevergasungsanlagen deutschlandweit zu erfassen und zu bewerten.
Entwicklungen der kleintechnischen Biomassevergasung
Der Anlagenbestand
Der überwiegende Teil der bis zum Jahr 2005 in Betrieb gegangenen Anlagen waren
Versuchs- oder Einzelanlagen, die die für einen wirtschaftlichen Betrieb notwendigen
Verfügbarkeiten nicht erreicht haben. In den Jahren 2006/2007 wurden von mehreren
Herstellern erste Kleinserien mit elektrischen Leistungen zwischen 150 und 270 kW el
vermarktet, die ebenfalls technische Probleme aufwiesen. Mehrere Anbieter gingen in
die Insolvenz. Umfassende Angaben zur tatsächlichen Zahl von EEG-Anlagen und
deren Einspeiseleistungen in diesem Zeitraum sind aus den Daten der Übertragungsnetzbetreiber nicht verfügbar, so dass sich die folgenden Ausführungen auf die
- 114 -
Entwicklung seit 2008 beziehen. Abbildung 1 zeigt die Entwicklung des
Anlagenbestands von 2008 bis 2011. Die Jahre 2008 bis 2010 waren von einer
steigenden Anlagenanzahl bei einer annährend konstant bleibenden, kumulierten
elektrischen Leistung von rund 9,5 MW geprägt. Darin spiegelt sich die steigende
Anzahl in den Leistungsklassen ≤ 50 kW el und > 50 bis 200 kW el bei gleichzeitiger
Stilllegung von Anlagen höherer Leistung wider. Die Ursachen dieser Entwicklung
liegen vor allem in den technischen Problemen der in den Jahren 2005 bis 2007
installierten Biomassevergasungsanlagen im Leistungsbereich > 200 kW el. Die
Anlagen haben sich als technisch noch nicht ausgereift und sehr wartungsintensiv
erwiesen. Seit dem Jahr 2010 entwickelt sich eine neue Dynamik mit schnell
wachsendem Leistungszubau. In diesem Jahr gingen 28 EEG-Anlagen mit einer
elektrischen Kapazität von 2,5 MW ans Netz.
25
Anlagenbestand ≤ 0,5 MW
Anlagenbestand > 0,5 - 5 MW
Anlagenanzahl
200
installierte elektrische Anlagenleistung
20
150
15
100
10
50
5
0
0
2008
Abbildung 1
installierte elektrische Anlagenleistung in MW
250
2009
2010
2011
Entwicklung des Anlagenbestandes thermochemischen Vergasungsanlagen (DBFZ)
Prognose
Prognose
Regionale Verteilung
Im Jahr 2010 waren in allen Flächenländern, bis auf Mecklenburg-Vorpommern und
Sachsen-Anhalt, thermochemische EEG-Anlagen in Betrieb. Abbildung 2 zeigt die
regionale Verteilung der Anlagen. Sowohl in der installierten Leistung als auch in der
Anlagenzahl dominieren die südlichen Bundesländer. Allein in Bayern werden mehr als
die Hälfte aller Holzvergasungsanlagen betrieben. Diese Verteilung korrespondiert mit
der hohen Zahl holzverarbeitender Betriebe in diesen Bundesländern und der
Unternehmensstandorte der relevanten Hersteller von Holzvergasungsanlagen, die auf
Grund der räumlichen Nähe schnell auf Anlagenstörungen reagieren können. Den
Herstellerinformationen zum Leistungszubau für 2011 ist zu entnehmen, dass mit
Aufnahme der Serienproduktion zunehmend auch Kapazitäten in anderen
Bundesländern ans Netz gehen.
- 115 -
0
500
installierte elektrische Leistung in kW
1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000
Bayern
Nordrhein-Westfalen
Niedersachsen
Hessen
Anzahl 2010
Sachsen
Leistung 2010
Rheinland-Pfalz
Saarland
Baden Württemberg
Brandenburg
Thüringen
Schleswig-Holstein
0
Abbildung 2
5
10
15
20
25
30
Anlagenanzahl
35
40
45
50
Regionale Verteilung der im Jahr 2010 betriebenen Holzvergasungsanlagen (DBFZ)
Technologien und Verfahren
Das dominierende Holzvergasungsverfahren ist nach wie vor die absteigende FestbettGleichstromvergasung, wobei auch das Verfahren der aufsteigenden Gleichstrom- und
Wirbelschichtvergasung sowie vereinzelt auch weitere Verfahren eingesetzt werden.
Im Leistungsbereich bis 50 kW el sind mit einem Gas-Ottomotor gekoppelte,
absteigende Gleichstromvergaser stark verbreitet. Im elektrischen Leistungsbereich
> 50 bis 500 kW wird beispielsweise der Brennstoff Holzpellets in einem aufsteigenden
Bett pyrolysiert und in einer Wirbelschicht vergast und ausgetragen oder der Brennstoff
Hackschnitzel in absteigenden Gleichstromvergaser mit Gas-Ottomotor eingesetzt.
Verschiedene Anbieter mit unterschiedlichen Technologien bedienten in den Jahren
2005 bis 2008 den elektrischen Leistungsbereich > 500 kW bis 5 MW, darunter
aufsteigende Gleichstromvergaser, gestufte Vergaser und Doppelfeuerungsvergaser.
Die Anlagen erfordern allerdings einen hohen Wartungsaufwand. Alle derzeit in
Deutschland angebotenen Vergasungsanlagen sind für den Brennstoff Holz in Form
von Hackschnitzel oder Pellets konzipiert. Verschiedene Hersteller geben an, dass ihre
Anlagen auf dem internationalen Markt auch für alternative Brennstoffe nachgefragt
werden.
Ausgewählte Ergebnisse
Ein detaillierte Beschreibung der Methodik und die vollständigen Ergebnisse können im
Endbericht6 nachgelesen werden. Im Folgenden sind diese nur auszugsweise
dargestellt. Tabelle 1 zeigt Kenndaten der Anlagen, bei denen eine ökologischökonomische Bewertung durchgeführt wurde. Es ist zu beachten, dass die Anlage A2
6
- 116 -
nur eine Versuchsanlage und A3 eine skalierte Demoanlage ist. Die A1 und A4
hingegen sind kommerzielle Anlagen und A5 eine Demoanlage.
Tabelle 1
Berechnungen)
Bilanzkennzahlen ausgewählter Anlagen des Bundesmessprogramms (eigene
Bilanzkenngröße
Einheit
A1
A2
A3
A4
A5
A6
Feuerungswärmeleistung
kW
123,5
188,0
608,0
541,0
515,1
444,0
Nutzwärmeleistung
kW
62,1
83,0
209,0
213,0
79,4
204,0
Extern genutzte Wärmeleistung
kW
60,1
0
170,0
213,0
40,0
204,0
elektrische Anlagenleistung
kW
27,3
38,0
180,0
169,0
93,4
165,0
Leistung der Bioenergieträger
kW
25,3
0
0
0
0
-
Leistung der Reststoffe
kW
2,2
4,7
23,5
64,2
n.b.
-
elektrischer Anlagenwirkungsgrad
%
17,0
18,0
27,0
29,1
15,9
36,0
%
37
41
32
36,7
16,1
46,0
Ökologische Bewertung
Für die ökologische Bewertung der hier betrachteten Biomassevergasungsanlagen
kommt das Instrument der Ökobilanzierung (auch Life Cycle Analysis, LCA) zum
Einsatz. Für die Erstellung einer solchen Bilanz existieren die international gültigen
Normen ISO 14040 (ISO 14040) und ISO 14044 (ISO 14044). Zur Erstellung einer
Ökobilanz wird der Lebenszyklus des untersuchten Produktes von der
Rohstofferschließung und -gewinnung über die Produktion und Nutzung bis hin zur
Entsorgung analysiert, um alle mit diesem Produkt verbundenen Effekte zu erfassen.
Dabei werden auch alle entlang des Lebensweges verwendeten Hilfs- und
Betriebsstoffe betrachtet. Die mit der Produktion und Nutzung dieser Hilfs- und
Betriebsstoffe sowie der sonstigen Produkte und Dienstleistungen verbundenen
Aufwendungen und Emissionen werden in der THG-Bilanz des aus der Verbrennung
des Produktgases erzeugten Stroms berücksichtigt.
Spezifische Treibhausgasemissionen
Die Abbildung 3 gibt einen Überblick über die THG-Emissionen der betrachteten
Biomassevergasungskonzepte. Die unterstellten Annahmen entsprechen dem im
Endbericht des DBFZ vorgestellten Szenario 2 (wärmegeführte Betriebsweise7).
Deutlich erkennbar sind in der Abbildung die im Negativbereich der y-Achse
abgetragenen Emissionsgutschriften für extern genutzte Wärme. Hier folgt man der
Annahme, dass die für die externe Nutzung bereitgestellte Wärme des
Biomassevergasungskonzeptes
Nutzwärme
eines
Erdgas-Referenzsystems
substituiert und die mit deren Bereitstellung verbundenen Emissionen vermiedenen
werden. Bei dem Referenzsystem handelt es sich um einen Erdgasheizkessel
<100 kW th. Der Emissionsfaktor des Referenzsystems stammt aus der Ecoinvent
Datenbank.
7
Szenario 1: Stromgeführt bedeutet hier eine Betriebsweise mit 8 000 h/a und Wärmenutzung
von 60%. Für das wärmegeführten Szenario 2 gilt eine Betriebsweise mit 6 000 h/a und
Wärmenutzung von 100% abgebildet.
- 117 -
600
THG-Emissionen in g CO2-Äq./kWhel
400
Wärmegutschrift
BHKW (inkl. Zündöl)
200
Biomassekonversion
Biomassebereitstellung
Referenzsysteme
0
THG-Emissionen
-200
-400
-600
A1
A2
A3
A4
A5
Anlagen-/Konzeptbeschreibung
dt.
Erdgas
Strommix BHKW
Referenzsysteme
Abbildung 3
Spezifische THG-Emissionen der Biomassevergasungsanlagen in g CO2-Äq./kWh Strom
(eigene Berechnungen)
Die aus den Biomassevergasungsprozessen resultierenden spezifischen THGEmissionen sind in Abbildung 3 als grüne Säulen auf der Y-Achse abgetragen,
gestapelt von unten nach oben aus den Segmenten Biomassebereitstellung,
Biomassekonversion (hellgrün) und BHKW bestehend. Der aggregierte Wert für die
Biomassebereitstellung setzt sich aus den Emissionen der Hackschnitzel- bzw.
Pelletbereitstellung und den Transportprozessen zusammen. Die Emissionen aus der
Biomassebereitstellung sind auf die Weiterverarbeitung des Wald- und
Industrierestholzes beschränkt. Auffällig in der Gesamtbetrachtung sind die relativ
hohen Emissionen der Biomassebereitstellung des Konzeptes A4. Dieses Konzept
setzt im Gegensatz zu den anderen Konzepten anstelle der Holzhackschnitzel
Holzpellets ein. Das Pelletieren verursacht durch den höheren Bedarf und den Einsatz
von Netzstrom deutlich höhere THG-Emissionen als die Holzhackschnitzelproduktion.
Des Weiteren wurden für dieses Konzept längere Transportwege angenommen.
Weitere Treiber der Gesamtemissionen sind die Emissionen aus der
Biomassekonversion. Diese Emissionen sind über alle Konzepte zu mehr als 95% auf
den Strombedarf und die Verwendung des deutschen Netzstroms zurückzuführen,
wobei die Anlagen A2 und A5 durch einen höheren Strombedarf emissionsintensiver
sind. Dritte und letzte Stufe der betrachteten Prozesskette ist die Verbrennung des
Produktgases im BHKW. Die damit verbundenen Emissionen sind in der Grafik am
oberen Ende des Balkens dunkelgrün abgetragen. Biogene CO2-Emissionen gehen
nicht in die Berechnung mit ein, da man davon ausgeht, dass die Biomasse die gleiche
Menge an CO2 während des Wachstums aus der Luft aufgenommen hat.
Dementsprechend gering stellen sich die aus der Verbrennung resultierenden
Emissionen dar. Während die klimarelevanten Emissionen der Konzepte A1, A2, A3
und A5 in erster Linie auf nicht verbranntes Methan im Abgasstrom des BHKW
zurückzuführen sind, werden die deutlich höheren Emissionen des Konzeptes A4
durch den Einsatz von Rapsöl als Zündöl verursacht.
- 118 -
THG-Vermeidungspotential
1.200
1.000
800
600
Referenzsysteme
400
Biomassevergasung
200
THG-Minderung
0
THG-Minderung gegenüber
Referenzsystemen
-200
-400
Anlagen-/Konzeptbeschreibung
Abbildung 4
Erdgas BHKW
dt. Strommix
A5
A4
A3
A2
-600
A1
THG-Emissionen und Minderungen in g CO2-Äq./kWhel
Um die ermittelten THG-Bilanzen der Biomassevergasungsanlagen bewerten und einordnen zu können, ist es notwendig die Ergebnisse Referenzsystemen gegenüber zu
stellen. Bei den gewählten konventionellen Referenzsystemen handelt es sich zum
einen um den Erzeugungsmix des deutschen Netzstroms und zum anderen um ein
Erdgas BHKW. Wie in Abbildung 4 dargestellt, zeigen alle Anlagen/Konzepte sowohl
gegenüber dem Referenzsystem Strommix (als dunkelgrauer Balken dargestellt) als
auch gegenüber dem Vergleichssystem Erdgas BHKW (hellgrauer Balken) deutliche
THG-Minderungen (die Minderungen gegenüber Erdgas BHKW sind als hellgraue, die
gegenüber Strommix als dunkelgraue Punkte dargestellt). Die hohen Minderungen sind
der
Tatsache
geschuldet,
dass
die
Gesamtemissionen
der
Biomassevergasungsprozesse über alle Konzepte im negativen Wertebereich liegen
und zeigen den wesentlich Einfluss, den die Wärmenutzung und die
Wärmeberücksichtigung auf das Gesamtergebnis und den damit verbundenen THGMinderungen hat bzw. haben.
Referenzsysteme
Spezifische THG-Minderung gegenüber Referenzsystemen (eigene Berechnungen)
Ökonomische Bewertung
Einer der größten Vorteile der kleintechnischen Biomassevergasung ist deren nahezu
problemlose Integration in die derzeitige Energieinfrastruktur. Die Grundlastfähigkeit
und Regelbarkeit sind dabei besonders bei einer immer stärker fluktuierenden
Energiebereitstellung herausragende Eigenschaften. Jedoch muss für eine nachhaltige
Nutzung der limitierten biogenen Ressourcen der weitere Ausbau der kleintechnischen
Biomassevergasung besonders effizient, ökologisch und sozialverträglich erfolgen.
Wegen der großen Bandbreite biogener Rohstoffe und Verfahren ist es erforderlich
verschiedene KWK-Anlagen zu analysieren, sowie untereinander und mit einer
geeigneten fossilen Referenz zu vergleichen.
- 119 -
Stromgestehungskosten
In Abbildung 5 sind für die ausgewählten Anlagen(-konzepte) unter den
Randbedingungen
des
Szenarios
1
(stromgeführter
Betrieb)
die
Stromgestehungskosten dargestellt. Bei dem Vergleich der kleintechnischen
Biomassevergasungsanlagen untereinander, schneiden Anlage A3 und A4 mit einer
mittleren elektrischen Leistung von ca. 160 kW am besten ab, wobei sich das
Anlagenkonzept A3 unter den gewählten Annahmen als einziges betriebswirtschaftlich
erweist. Die durchschnittlichen Gestehungskosten während des Betrachtungszeitraums
sind mit 18 €ct/kWh geringer als die anlagenspezifische EEG-Vergütung in Höhe von
20 €ct/kWh, wodurch ein Überschuss über den Betrachtungszeitraum erwirtschaftet
werden kann.
Deutlich zu erkennen sind Skaleneffekte und der höhere elektrische
Anlagenwirkungsgrad des Konzeptes A3 und A4 gegenüber A1 und A2, da sowohl die
spezifischen kapitalgebunden Kosten, die verbrauchsgebundenen Kosten als auch die
Gutschrift für Koppelprodukte (hauptsächlich Wärme) von A3 und A4 deutlich geringer
sind. Besonders auffällig sind die ökonomischen Ergebnisse der Demoanlage A5. Da
bei der Bestimmung der Investitionssumme sämtliche Aufwendungen während der
Entwicklungszeit miteinflossen und kein Fokus auf der Optimierung des
Anlagenwirkungsgrads lag, sondern eher auf der Stabilisierung des Anlagenbetriebs,
fallen die Stromgestehungskosten deutlich höher als bei den kommerziellen Anlagen
und -konzepten aus. Folglich genügt bei Anlage A5 die EEG-Vergütung nur zur
Deckung der Rohstoffkosten sowie für einen Teil der Betriebskosten.
A1 und A4 sowie das Konzept A2 bewegen sich am Rande der Wirtschaftlichkeit,
werden aber während durch die unterstellte Rohstoffteuerung bei gleichbleibender
EEG-Vergütung unrentabel. Die fossile Referenz (Erdgas-BHKW) ist unter den
getroffenen Annahmen wirtschaftlich, d. h. die durchschnittlichen Stromgestehungskosten liegen unter der Vergütung. Die geringe Anlagenkomplexität sowie der fortgeschrittene
Entwicklungsstand
werden
im
Vergleich
zu
den
Biomassevergasungsanlagen
deutlich
durch
die
geringen
spezifischen
kapitalgebundenen und betriebsgebundenen Kosten widergespiegelt.
- 120 -
Stromgestehungskosten (stromgeführt) in €ct/kWh
50
50,0
Gutschrift
(Nebenprodukt)
40,0
sonstige Kosten
44
40
30
25
30,0
betriebsgebundene
Kosten
27
22
20
20,0
verbrauchsgebundene
Kosten
18
10
10
"durchschnittliche"
0,0Gestehungskosten
0
-10
-10,0
A1
Abbildung 5
kapitalgebundene
10,0
Kosten
A2
A3
A4
A5
Anlagen-/Konzeptbezeichnung
A6
Durchschnittliche Stromgestehungskosten (stromgeführt, eigene Berechnungen)
Treibhausgasvermeidungskosten
Die ermittelten THG-Vermeidungskosten und THG-Minderungen der untersuchten
kleintechnischen Biomassevergasungsanlagen sind für den stromgeführten Betrieb in
Tabelle 2 dargestellt. Dabei liegen die THG-Vermeidungskosten gegenüber dem
Erdgas-BHKW in einem Bereich von 116 bis 582 €/tCO2-Äq., wobei die THGMinderungen zwischen 530 und 780 gCO2-Äq./kWhel liegen.
Die Berechnung der Stromgestehungskosten fand im Gegensatz zur
Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ohne eine Einbeziehung möglicher Kosten- bzw.
Preissteigerung statt. Damit bewegt sich eine Kostendifferenz zwischen
Biomassevergasungsanlagen und dem Erdgas-BHKW (fossile Referenz) von 8 bis 15
€ct/kWhel bzw. 31 €ct/kWhel im Fall der Forschungsanlage. Diese ausgenommen, zeigt
sich hier vermeintlich eine konträre Zielstruktur zwischen ökologischer und
betriebswirtschaftlicher Vorteilhaftigkeit. Eine hohe Treibhausgasminderung scheint
nicht mit niedrigen Stromgestehungskosten bzw. mit einer geringen Kostendifferenz
zur fossilen Referenz zu korrelieren. Vielmehr besitzen Anlage A3 und A4 das
geringste THG-Vermeidungspotenzial unter den marktreifen Anlagen und gleichzeitig
weisen diese die niedrigsten Stromgestehungskosten auf.
- 121 -
Tabelle 2
THG-Vermeidungskosten ausgewählter Anlagen des Verbundprojekts – Szenario 1
(stromgeführt, ohne Preissteigerung, fossile Referenz: Erdgas-BHKW, eigene Berechnungen)
Szenario 1 – stromgeführt (fossile Referenz:
Erdgas-BHKW)
Einheit
A1
A2
A3
A4
A5
THG-Emission (Biomassevergaser-BHKW)
gCO2-Äq./kWhel
-229
-213
-114
-19
24
THG-Emission (Erdgas-BHKW)
gCO2-Äq./kWhel
551
551
551
551
551
THG-Minderung
gCO2-Äq./kWhel
780
764
665
570
527
Stromgestehungskosten (BiomassevergaserBHKW)
€ct/kWhel
21
23
15,3
18,3
38
Stromgestehungskosten (Erdgas-BHKW)
€ct/kWhel
8
8
8
8
8
Kostendifferenz
€ct/kWhel
13
15
8
11
31
THG-Vermeidungskosten
€/tCO2-Äq.
172
200
116
188
582
Zusammenfassung
Durch den Anspruch des Bundesmessprogramms zur Weiterentwicklung der
kleintechnischen Biomassevergasung die bisherigen Forschungsansätze zusammenzuführen und auszubauen, um somit einen übergreifenden Erkenntnisgewinn zu
generieren, weisen die Ergebnisse ein hohes Maß an Interdisziplinarität auf. Dabei
stehen folgende Themenbereiche im Zentrum:

Messtechnik, Messmethoden und Bilanzierung von Biomassevergasern

Technische Bewertung

Ökologische Bewertung (im Tagungsbeitrag enthalten)

Ökonomische Nachhaltigkeit (im Tagungsbeitrag enthalten)
Ökologische Bewertung
Das Gesamtergebnis der THG-Bilanzierung wird im Wesentlichen von folgenden
Faktoren beeinflusst: der für die externe Nutzung bereit gestellten Wärme sowie dem
methodischen Vorgehen zu deren Berücksichtigung, dem elektrischen Wirkungsgrad
des BHKW und dem für die Konversion benötigten Strom. Bei der gewählten
Bilanzierungsmethode sind neben den prozessbedingten Emissionen die
Substitutionsgutschriften extern genutzter Wärme ergebnisbestimmend. So erzielen
Anlagen mit einem hohen thermischen und vergleichsweise niedrigen elektrischen
Anlagenwirkungsgrad eine höhere spezifische THG-Minderung. Substitutionsbereinigte
Werte ohne Wärmenutzung zeigen den ökologischen Effekt eines hohen elektrischen
Wirkungsgrades deutlich und heben die Bedeutung einer bedarfsgerechten
Betriebsweise und damit verbundenen externen Wärmenutzung hervor.
Der Einsatz von Netzstrom und der damit verbundene Verbrauch fossiler Energieträger
ist innerhalb der Prozesskette der betrachteten Biomassevergasungsanlagen ein
wesentlicher Treiber klimarelevanter Emissionen. Ein höherer Anteil regenerativer
Energien im Erzeugungsmix oder die Eigennutzung bereitgestellten Stroms könnte zu
einer Minderung der THG-Emissionen führen.
- 122 -
Wirtschaftlichkeit und ökonomische Nachhaltigkeit
Die ökonomische Analyse der ausgewählten Anlagen zeigt, dass im Allgemeinen
größere Biomassevergasungsanlagen aufgrund von Skaleneffekten zu einem
geringeren spezifischen Kapitalbedarf sowie zu höheren elektrischen Wirkungsgraden
und somit zu geringeren Produktionskosten neigen. Dennoch ist auch für diese,
genauso wie für Anlagen kleinerer Leistungsklassen, eine ausreichend große
Wärmesenke für den Dauerbetrieb zwingend notwendig, um die dort anfallende Wärme
möglichst vollständig zu nutzen und einen wirtschaftlichen Betrieb sicherzustellen.
Zukünftige
Biomassevergasungsanlagen
sollten
ein
optimiertes
WärmeNutzungskonzept haben, um die anfallende Wärme nahezu vollständig nutzen zu
können. Dabei ist eine Versorgung einer qualitativ hochwertigen Wärmesenke, d. h. die
Substitution fossiler Energiebereitstellung und hochpreisige Vergütung, anzustreben,
da beide Faktoren eine hohe Relevanz für THG- Minderungen und THGVermeidungskosten aufweisen. Die bislang geltende These, niedrige spezifische
Investitionssumme gleich geringe Anlagenkomplexität und Rohstoffflexibilität, gilt zwar
noch immer, wird aber durch die Entwicklungsanstrengungen und neue
Anlagenkonzepte der Stadtwerke Rosenheim scheinbar entkräftet. So sind eine hohe
Rohstoffflexibilität und eine niedrige spezifische Investitionssumme mittelfristig
denkbar, aber auch bei gegebener Vergütung und Rohstoffpreisen zwingend
notwendig.
Jedoch wird ersichtlich, dass die KWK mittels Biomassevergasung bei derzeitigen
Rohstoffpreisen und ohne Internalisierung der externen Kosten fossiler Rohstoff nicht
mit der fossilen KWK konkurrieren kann und auch mittelfristig und ohne staatliche
Subventionen nicht wettbewerbsfähig sein wird. Ungewürdigt bei dieser Betrachtung
bleibt der preisdämpfende Effekt von Bioenergie. Durch den Einsatz biogener
Rohstoffe zur Energiebereitstellung wird die Nachfrage nach fossilen Energieträgern
weltweit verringert, was gleichzeitig zu einer Entlastung des fossilen Rohstoffmarkts
führt und Preise stabilisiert. Bezieht man die Treibhausgasemissionen in die
ökonomische Betrachtung mit ein, verstärkt sich der positive Eindruck von effizienten
KWK-Anlagen mit hohem Gesamtwirkungsgrad, da diese nicht nur besonders günstige
Gestehungskosten, sondern auch niedrige THG-Emissionen aufweisen und dadurch
die THG-Vermeidungskosten deutlich sinken. Mit der vom Gesetzgeber eingeführten
EEG-Vergütung und bei derzeitigen Rohstoffpreisen besitzt die kleintechnische
Biomassevergasung jedoch einen Wettbewerbsvorteil gegenüber fossiler KWK oder
Wärmebereitstellung.
Ausblick
Die Anzahl und Leistung der in 2011 erfolgten Inbetriebnahmen von Holzvergasungsanlagen beendet eine dreijährige Phase der Stagnation, in der sich Zubau und
Stilllegung von Kapazitäten fast die Waage hielt. Zudem soll nach Angaben der
Hersteller die Anzahl der sich in Betrieb befindenden Anlagen in 2012 weiterhin
deutlich ansteigen. Die Entwicklung unterscheidet sich signifikant von der Situation in
den Jahren 2005 bis 2007, in denen ebenfalls viele neue Anbieter in den Markt
eintraten. Mehrere Aspekte lassen erwarten, dass bei der derzeitigen Entwicklung ein
Marktdurchbruch für die thermochemische Vergasungstechnologie bevorstehen kann:

Der überwiegende Teil des Zubaus beruht auf Anlagen im kleintechnischen
Leistungsbereich, der vor allem von zwei Anbietern mit einer Serienproduktion
getragen wird.
- 123 -

Aus technischer Sicht erscheint eine Vielzahl der Anlagen robust. Probleme mit
schlechter Gasqualität sind beim Einsatz geeigneter MSR beherrschbar und
somit 7 000 jährliche Volllaststunden durchaus erreichbar. Im kleinen
Leistungsbereich erscheinen die absteigende Gleichstromvergasung bei
entsprechender Betreiberschulung und Systeme mit Vollwartungsvertrag
marktfähig.

Die Serienproduktion ermöglicht spezifische Anlagenkosten von 3 000 bis 3 500
€/kW el für mittelgroße Anlagen (> 150 kW el). Damit ist unter den derzeitigen
Rahmenbedingungen ein wirtschaftlicher Betrieb möglich. Kleinere Anlagen
benötigen
hingegen
aufgrund
des
geringeren
elektrischen
Gesamtwirkungsgrades tendenziell günstigere Rohstoffpreise und eine höhere
Wärmevergütung, um einen kostendeckenden Betrieb zu gewährleisten.

Bei einer optimierten Anlagenauslegung und einem hohen Wärmenutzungsgrad
können die THG-Vermeidungskosten mittelfristig unter 100 gCO2-Äqu./kWhel
sinken.
- 124 -
Nachhaltigkeitsfragen der Verstromung fester Biomasse: Was wird auf EU-Ebene
diskutiert?
Nachhaltigkeitsfragen der Verstromung fester Biomasse: Was
wird auf EU-Ebene diskutiert?
(Uwe R. Fritsche, IINAS GmbH)
- 125 -
diskutiert?
- 126 -
diskutiert?
- 127 -
diskutiert?
- 128 -
diskutiert?
- 129 -
diskutiert?
- 130 -
diskutiert?
- 131 -
diskutiert?
Feldnahe Konversion von Ernteresten mittels ablativer FlashPyrolyse
(Tim Schulzke, Fraunhofer UMSICHT Oberhausen)
Tim Schulzke
Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT
Bereich Prozesse, Abteilung Bioraffinerie/-kraftstoffe, Gruppenleiter
Thermochemische Konversion
Osterfelder Straße 3
46047 Oberhausen
Tel.: 0208 / 8598 – 1155
Fax: 0208 / 8598 – 221155
E-Mail: [email protected]
Einleitung
Trotz steigender Anteile an erneuerbaren Energien und der Abschaltung einiger
Kernkraftwerke nach der Reaktorkatastrophe in Fukushima beruht das deutsche
Energiesystem noch immer hauptsächlich auf fossilen und nuklearen Energieträgern.
Einerseits sinken sowohl Akzeptanz als auch Verfügbarkeit dieser Energieträger
(Stichworte „Atomausstieg“ und „Peak Oil“), andererseits steigt jedoch der
Energiebedarf trotz proklamierter Effizienzsteigerungen weltweit weiter an [1-3]. Selbst
in den optimistischsten Szenarien zu den Anteilen von erneuerbaren Energien aus
Wind-, Sonnen- und Wasserkraft an den Energiemärkten reichen diese nicht aus, um
die Lücke zwischen dem Bedarf und dem Angebot aus fossilen Energieträgern zu
decken [4], so dass der Verwendung von Biomasse sowohl im Energiesektor als auch
als Rohstoff für die chemische Produktion eine zunehmend wichtige Rolle zufällt.
Abb. 1: Weltweite
Landnutzung [5]
Abb. 1 zeigt die weltweite Nutzung der insgesamt zur Verfügung stehenden
Landmasse. Aufgrund der steigenden Weltbevölkerung und der daraus resultierenden
Priorität zur Erzeugung von Nahrungs- und Futtermitteln kann der Anteil der
landwirtschaftlich nutzbaren Fläche zum Anbau von Energiepflanzen in Zukunft nicht
nennenswert vergrößert werden. Daher müssen die biomassestämmigen Ressourcen,
die zur Deckung des Energie- und Rohstoffbedarfs benötigt werden, aus dem Bereich
biogener Reststoffe stammen, entweder als direkte Nebenprodukte der
landwirtschaftlichen Produktion oder als Abfallstoffe aus der Nahrungs- und
Futtermittelherstellung. Zur Entwicklung von thermochemischen Konversionsprozessen
- 133 -
diskutiert?
solcher Restbiomassen zu lagerstabilen und transportwürdigen Zwischenprodukten hat
Fraunhofer UMSICHT zusammen mit Unternehmen aus den Bereichen Landwirtschaft,
landwirtschaftlicher Maschinenbau, Nahrungsmittelindustrie, chemischer Industrie,
Verfahrenstechnik und kommunaler Abfallentsorgung sowie der Ruhruniversität
Bochum und dem Thünen-Institut für Holzforschung in Hamburg den Fraunhofer
Innovationscluster »Bioenergy« gegründet.
Fraunhofer Innovationscluster »Bioenergy«
Fraunhofer
Innovationscluster
sind
umfangreiche,
prestigeträchtige
Kooperationsprojekte der Fraunhofer Gesellschaft mit jeweils lokalen Unternehmen
und weiteren Forschungseinrichtungen mit hoher Strahlkraft, die die beschleunigte
Umsetzung von wissenschaftlichen Grundlagenerkenntnissen in wirtschaftlich tragbare
Anwendungen durch verstärkte Vernetzung zum Ziel haben. Derzeit gibt es
deutschlandweit 20 dieser Innovationscluster, die jeweils an einem anderen Thema
arbeiten. Bei den neueren Innovationsclustern wird der Projektaufwand des
Fraunhofer-Instituts zu einem Viertel von der Zentralverwaltung der Fraunhofer
Gesellschaft getragen; ein weiteres Viertel steuert das jeweilige Sitzland des Instituts
bei, im Falle des Innovationsclusters »Bioenergy« somit das Land NordrheinWestfalen. Die restliche Hälfte des Budgets wird von den industriellen Partnern im
Cluster durch direkte Entwicklungsaufträge getragen. Die Ergebnisse und Erkenntnisse
aus der öffentlich finanzierten Vorlaufforschung werden veröffentlicht und stehen jedem
(nicht nur den Partnern im Innovationscluster) anschließend zur Verfügung,
wohingegen die Ergebnisse der industriellen Entwicklungsaufträge ausschließlich dem
beauftragenden Industrieunternehmen zur Verfügung stehen.
Der Fraunhofer Innovationscluster »Bioenergy« hat Anfang 2012 seine Arbeit
begonnen und hat eine Projektlaufzeit von 3 ½ Jahren. Derzeit beteiligen sich neben
den bereits erwähnten Forschungseinrichtungen 11 Unternehmen aus der
gewerblichen Wirtschaft; der Cluster ist jederzeit offen für weitere Partner.
Abb. 2:Thematische
Gliederung des
Fraunhofer
Innovationsclusters
»Bioenergy«
Thematisch befasst sich der Fraunhofer Innovationscluster »Bioenergy« mit der
Nutzung von biogenen Reststoffen und Nebenprodukten der Nahrungs- und
Futtermittelherstellung. Diese Biomassen zeichnen sich durch einen geringen
volumetrischen Energiegehalt aus, der es unwirtschaftlich macht, diese Reststoffe über
- 134 -
diskutiert?
längere Strecken zu zentralen thermochemischen Konversionsanlagen zu
transportieren. Außerdem sind sie aufgrund ihres biologischen Ursprungs häufig nur
begrenzt lagerbar und unterliegen dem biologischen Abbau, der mit einem Verlust an
nutzbarem Energiegehalt einhergeht. Die Arbeiten gliedern sich in 4 sogenannte
Leuchtturmprojekte, die in Abb. 2 dargestellt sind. Die Leuchtturmprojekte L1 bis L3
umfassen dabei jeweils die Arbeiten in den 3 grundlegenden Innovationsfeldern der
eigentlichen
technologischen
Entwicklung
von
Konversionsprozessen
der
ausgewählten Rohstoffe zu lagerstabilen und transportwürdigen Zwischenprodukten im
Rahmen des Clusteransatzes und das Leuchtturmprojekt L4 beinhaltet alle Arbeiten
zur weiteren Aufbereitung und Verwertung der erzeugten Zwischenprodukte.
Das Leuchtturmprojekt L1 »Vorbehandlung nasser Biomasse« befasst sich mit der
weitestgehend mechanischen Trocknung von nasser Biomasse. Diese Biomassen
können verteilt anfallende Erntebiomassen sein, wie z. Bsp. Zwischenfrüchte, aber
auch Abfall- und Restströme aus der Lebensmittelindustrie wie z. Bsp.
Rübenabschnitte aus einer Zuckerfabrik oder auch kommunaler Klärschlamm. Diese
Biomassen werden zunächst durch Pressen soweit wie möglich mechanisch
entwässert und anschließend durch Niedertemperatur(-ab-)wärme auf den für die
nachfolgenden thermischen Prozesse erforderlichen Trockensubstanzgehalt
eingestellt.
Im Leuchtturmprojekt L2 »Mobile Pyrolyse« wird eine möglichst dezentrale
Konversionseinheit entwickelt, die trockene, halmgutartige Biomasse wie
verschiedenste Stroharten, die über große Flächen verteilt anfallen, so nah wie möglich
am Anfallort in transportwürdige Zwischenprodukte wie Pyrolyseöl und –koks
umwandelt.
Biogene Reststoffe, die konzentriert an einem Ort anfallen, z. Bsp. Verarbeitungsreste
aus der Lebensmittel- und Futtermittelherstellung, aber auch Bioabfälle aus der
kommunalen Sammlung, werden im Rahmen des Leuchtturmprojekts L3
»Hydrothermale Carbonisierung« behandelt. Dabei kann in kleinen, dezentralen
Anlagen auf eine Trocknung vor dem thermischen Prozess verzichtet und als Produkt
ein kohleähnlicher Feststoff erhalten werden.
Leuchtturmprojekt L2 »Mobile Pyrolyse«
Reststoffe aus der Landwirtschaft wie z. Bsp. Stroh (Getreide, Sonnenblume, Raps,
Mais, etc.) fallen über große Flächen verteilt an, nachdem die Primärfrucht geerntet
wurde. Abb. 3 zeigt den konventionellen Weg, um Stroh in einer zentralen
Konversionsanlage zu nutzen. Dabei wird das Stroh in personalintensiven
Arbeitsgängen mehrfach umgeschlagen, die den Preis für dieses Nebenprodukt
maßgeblich steigern, jedoch keine Qualitäts- oder Wertsteigerung bewirken.
- 135 -
diskutiert?
Abb. 3:
Konventioneller
Ansatz zur
Strohnutzung [6]
Wenn das Stroh nach der Ernte nicht auf dem Feld verbleibt, muss der damit
verbundene Nährstoffentzug im Folgejahr durch zusätzliche Düngergabe ersetzt
werden. Der Düngewert begründet den materiellen Wert des Strohs lose auf dem Feld.
Dieser entspricht 19,80 €/t. Durch die anschließende Bergung, das Pressen zu Ballen
und das Transportieren in ein Zwischenlager (entweder in eine Miete am Feldrand
unter Abdeckung oder in eine Scheune) entstehen weitere Kosten in Höhe von
43,52 €/t. Vor dem Weitertransport in die zentrale Konversionsanlage wird das Stroh
dann in diesem Zwischenlager durchschnittlich ein halbes Jahr gelagert, was mit
weiteren Kosten in Höhe von 25,87 €/t verbunden ist [6]. Abb. 4 zeigt die
Kostenstruktur der Strohbereitstellung bis zur Abgabe an den Endnutzer (aus dem
Zwischenlager, Punkt 7 in Abb. 3). Der Großabnehmerpreis frei Konversionsanlage
beinhaltet dann den weiteren Transport und einen Gewinnzuschlag. Er liegt derzeit bei
rund 140 €/t.
Abb. 4:
Kostenstruktur des
konventionellen
Nutzungsansatzes [6]
- 136 -
diskutiert?
Aber bereits die Strohbereitstellungskosten ab Zwischenlager enthalten über drei
Viertel (78 %) Logistikkosten. Basierend auf dieser Analyse der Bereitstellungskosten
wurde der Ansatz einer möglichst anfallnahen Konversion in transportwürdige
Zwischenprodukte nach Abb. 5 entwickelt. Als technologischer Ansatz wurde die
ablative Flash-Pyrolyse ausgewählt. Die Pyrolyse wurde als Umwandlungsprozess
gewählt, weil sie eine weit über das mechanische Verdichten durch Pressen von Ballen
hinausgehende Erhöhung der volumetrischen Energiedichte in den primären
Umwandlungsprodukten Pyrolyseöl und –koks erlaubt. Aus den vielfältigen
Pyrolysetechnologien wurde schließlich die ablative Flash-Pyrolyse ausgewählt, da sie
als einzige das Potenzial hat, auf einer mobilen Plattform über landwirtschaftliche
Flächen bewegt zu werden, dabei die Konversion durchzuführen und so die
größtmögliche Einsparung an Logistikkosten zu erzielen.
Zur weiteren wissenschaftlichen Untersuchung der ablativen Flash-Pyrolyse und zur
Entwicklung einer mobilisierbaren technologischen Umsetzung hat Fraunhofer
UMSICHT zwei Versuchsanlagen aufgebaut. Eine Anlage im Labormaßstab mit einer
maximalen Kapazität von 15 kg/h Biomasseinput wurde von der Pytrade GmbH in
Hamburg geliefert. Die heiße Oberfläche, auf die die Biomasse mit Hilfe hydraulischer
Stempel gepresst wird, besteht aus einer rotierenden, flachen Scheibe, die von der
Rückseite durch elektrische Widerstandsheizungen auf die gewünschte
Pyrolysetemperatur erwärmt wird. Da die Scheibe senkrecht ausgerichtet ist, fällt der
entstehende Pyrolysekoks einfach nach unten in einen Sammelbehälter. Die Dämpfe,
die an der Oberfläche durch die Pyrolysevorgänge entstehen, werden mit einem
Gebläse aus dem Reaktorgehäuse abgesaugt. Die Dämpfe werden zunächst in einem
Zyklon entstaubt und anschließend schnell abgekühlt, um Sekundärreaktionen zu
unterbinden. Dabei werden die kondensierbaren Bestandteile (größere organische
Moleküle und Wasser) in eine Flüssigkeit umgewandelt und aus dem Strom nicht
kondensierbarer Gase (im Wesentlichen CO, CO2, CH4, H2 und N2) abgeschieden und
in einem Sammeltank aufgefangen. Die Permanentgase werden in einer thermischen
Nachverbrennung vollständig in CO2 und Wasserdampf umgewandelt und dann über
einen Kamin über Dach entsorgt. Da das Zufuhrsystem für die Biomasse keine
Kompression durchführt, muss die Biomasse entweder aus massiven Stücken
bestehen (z. Bsp. Latten aus Holz) oder vorher durch eine Brikettieranlage zu
massiven Strängen verpresst werden. Mit dieser Laboranlage werden die Einflüsse der
für
die
Pyrolyse
wesentlichen
Parameter
wie
Oberflächentemperatur,
Rotationsgeschwindigkeit der Oberfläche, Pyrolysetemperatur, Biomasseart etc.
wissenschaftlich untersucht. (Abb. 6, links)
Abb. 5:
Clusteransatz
mit mobiler
Pyrolyse [6]
- 137 -
diskutiert?
Abb. 6:
Versuchsanlagen in
Labor- und
Technikumsmaßstab
Die Technikumsanlage wurde von MBB Fertigungstechnik GmbH (früher Claas
Fertigungstechnik GmbH) geliefert und stellt den ersten Schritt hin zu einem Design für
eine mobile Konversionsanlage dar. Da die Straßenverkehrszulassungsordnung enge
Grenzen für die Abmessungen von Fahrzeugen (auch von Landmaschinen) vorgibt,
stößt die Kapazitätserweiterung bei Verwendung einer ebenen Scheibe schnell an ihre
Grenzen. Daher wird für die zukünftige kommerzielle Anlage eine um die waagerechte
Achse rotierende Trommel als bessere geometrische Ausführung des Ablationsprinzips
angesehen, da hier die Maßstabsvergrößerung durch Zubau in der Längenachse
erfolgt. Auch ist eine Beheizung mit Strom für eine feldgängige Maschine nicht sinnvoll.
Daher erfolgt bei der Technikumsanlage die Beheizung mit Rauchgasen aus einem
Propanbrenner. Die spätere Umsetzung des Ansatzes beruht auf der Idee, den
Energiegehalt der nicht-kondensierbaren Permanentgase für die Beheizung der
Pyrolyse-Oberfläche zu nutzen. Um aber bei diesem ersten Designentwurf
Rückkopplungen durch einen geschlossenen Wirkungskreis zu vermeiden, werden
auch hier die Permanentgase in einer Nachbrennkammer verbrannt und über Dach
entsorgt. Allerdings werden Menge und Zusammensetzung des Gases gemessen, um
zu untersuchen, ob das Konzept umsetzbar ist. Bei dieser Anlage wurde erstmals ein
Konzept zum gleichzeitigen Kompaktieren und Anpressen des Strohs auf die heiße
Oberfläche durch Kompressionsschnecken umgesetzt, so dass das Stroh für die
Untersuchungen lose in den Vorlagebehälter eingefüllt werden kann. (Abb. 6, rechts)
Nutzungspfade der Pyrolyseprodukte
Die Abb. 7 zeigt die Bandbreite der physikalischen und brenntechnischen
Eigenschaften der Rohstoffe (holzartige Biomasse und Stroh) sowie der
Konversionsprodukte (Pyrolyseöl und –koks) im Vergleich zu denen von Rohöl und
Holzkohle. Besonders deutlich fällt der Unterschied zwischen Pyrolyseöl und Rohöl in
Bezug auf Kohlenstoff- und Sauerstoffgehalt auf. Daraus wird ersichtlich, dass das
Pyrolyseöl nicht ohne weiteres Rohöl ersetzen kann, auch wenn das in weiten
Bereichen grundsätzlich möglich ist (s. Abb. 8). Selbst für eine direkte Verbrennung
des Pyrolyseöls in einem bisher mit Heizöl befeuerten Kessel müsste dieser modifiziert
werden. Für qualitativ höherwertige Anwendungen, wie die Nutzung als Brennstoff in
stationären Motoren oder Gasturbinen zur kombinierten Strom- und Wärmeerzeugung
muss das zunächst anfallende Pyrolyseöl einem chemischen Upgrade-Prozess
unterzogen werden. Dafür gibt es vielfältige Ansätze [7, 8], jedoch kommerziell etabliert
ist bisher keiner dieser Prozesse. Auch die Weiterverarbeitung des Pyrolyseöls zu
Kraftstoffen ist in der Entwicklung. Dabei wird entweder wie z. Bsp. im Rahmen des
Bioliq®- Verfahrens vom KIT die Vergasung des Öls mit nachfolgender
thermochemischer Synthese untersucht [9] oder aber eine Umsetzung mit
- 138 -
diskutiert?
zusätzlichem Wasserstoff zur Entfernung des Sauerstoffs und anschließender
Mitverarbeitung in klassischen Raffinerieprozessen [10] oder direkter Auftrennung in
Benzin-, Jetfuel- und Dieselfraktion.
Abb. 7:
Eigenschaften der
Rohstoffe und
Produkte
Abb. 8:
Nutzungspfade für
Pyrolyseöl
Pyrolyseöl
Direkt e
Separat ion
Vergasung/
Upgrading
Raff inieren
Chemikalien
(Aldehyde, Phenole,
Levoglucosan )
Treibst off e
Chemikalien
Thermische
Nut zung
Kessel
Gast urbine
M ot or
M it verbren.
Wärme
St rom
Zusammenfassung
Der Fraunhofer Innovationscluster »Bioenergy« befasst sich mit der energetischen und
stofflichen Nutzung vornehmlich von Rest- und Abfallstoffen aus der Landwirtschaft
und der Produktion von Lebens- und Futtermitteln. Der Systemansatz, den Fraunhofer
UMSICHT zusammen mit seinen Partner dabei verfolgt, zielt auf die weitestgehende
Konversion der Rohstoffe direkt am Anfallort der Biomasseströme, um einen möglichst
großen Teil der durch das Handling und den Transport dieser Reststoffströme zu
zentralen Umwandlungsanlagen verursachten Logistikkosten einzusparen. Für die auf
großen Flächen verteilt anfallenden Strohsorten wird die Methode der ablativen FlashPyrolyse untersucht. Dass Stroh prinzipiell pyrolysierbar ist und dabei grundsätzlich
wertvolle Zwischenprodukte entstehen, ist bereits anderweitig nachgewiesen. Die
Herausforderung für die weiteren Arbeiten in der verbleibenden Projektlaufzeit im
- 139 -
diskutiert?
Rahmen des Leuchtturmprojekts L2 »Mobile Pyrolyse« besteht darin, den Nachweis zu
führen,
dass
das
Verfahrensprinzip
in
den
Grenzen
der
Straßenverkehrszulassungsordnung (StVZO) soweit skalierbar ist, dass ein Durchsatz
von mehreren Tonnen Stroh pro Stunde erreicht werden kann und das möglichst auf
einer mobilen Geräteplattform. Außerdem ist noch zu zeigen, dass die Herstellkosten
des Pyrolyseöls aus einer derart dezentralen Konversionsanlage konkurrenzfähig sind
mit denen von Öl aus zentralen (dann das ganze Jahr durchlaufenden) Anlagen.
Danksagung
Der Fraunhofer Innovationscluster »Bioenergy« wird gefördert vom Ministerium für
Innovation, Wissenschaft und Forschung des Landes Nordrhein-Westfalen (MIWF) mit
Mitteln des Europäischen Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) und von der
Fraunhofer Gesellschaft zur Förderung der angewandten Forschung e.V.
Literatur
[1] Shell International B.V.: Shell energy scenarios to 2050, The Hague, The
Netherlands, 2008
[2] US DoE: International Energy Outlook 2011, www.eia.gov/ieo/pdf/0484(2011).pdf
(01.06.2013)
[3] IEA: World Energy Outlook 2011, www.worldenergyoutlook.org/publications/weo2011 (01.06.2013)
[4] WBGU: Weltim Wandel – Energiewende zur Nachhaltigkeit, Berlin, 2003,
www.wbgu.de/hauptgutachten/hg-2003-energiewende/ (01.06.2013)
[5] Nova-Institut
GmbH,
Hürth,
11_flaechennutzung.jpg (01.06.2013)
www.nova-institut.de/bio/data/images/10-
[6] Jan Westermeyer: Wirtschaftlichkeitsbetrachtung
Masterarbeit, Ruhr-Universität Bochum, 2013
einer
mobile
Pyrolyse,
[7] A. V. Bridgwater: Review of fast pyrolysis and product upgrading, Biomass &
Bioenergy 38 (2012), pp. 68-94
[8] E. Butler, G. Devlin, D. Meier, K. McDonnell: A review of recent laboratory
research and commercial developments in fast pyrolysis and upgrading,
Renewable and Sustainable Energy Reviews 15 (2011), pp. 4171-4186
[9] D. Meier, B. van de Beld, A. V. Bridgwater, D. Elliott, A. Oasmaa, F. Preto: Stateof-the-art of fast pyrolysis in IEA bioenergy member countries, Renewable and
Sustainable Energy Reviews 20 (2013), pp. 619-641
[10] A. Kingston: Pyrolysis Oil Premium Markets, CanBio Conference 05.09.2012,
Quebec, Kanada
- 140 -
Hinweise zur Optimierung von Biomassevergasern
(Tim Schulzke, Fraunhofer UMSICHT Oberhausen)
Tim Schulzke
Fraunhofer-Institut für Umwelt-, Sicherheits- und Energietechnik UMSICHT
Bereich Prozesse, Abteilung Bioraffinerie/-kraftstoffe, Gruppenleiter
Thermochemische Konversion
Osterfelder Straße 3
46047 Oberhausen
Tel.: 0208 / 8598 – 1155
Fax: 0208 / 8598 – 221155
E-Mail: [email protected]
Einleitung
Trotz vielfältiger Bemühungen und einiger Erfolgsgeschichten kann die gekoppelte
Erzeugung von Strom und Wärme aus fester Biomasse (vornehmlich Holz und
holzartiger Biomasse) über den Weg der thermochemischen Vergasung mit
anschließender motorischer Nutzung des Synthesegases noch immer nicht als Stand
der Technik bezeichnet werden. Bis auf wenige Ausnahmen sind die Hersteller von
Biomassevergasungskraftwerken
nicht
über
die
Errichtung
einzelner
Demonstrationsanlagen hinausgekommen. Das liegt u.a. darin begründet, dass sich
die Randbedingungen für einen wirtschaftlichen Kraftwerksbetrieb insbesondere für
Anlagen mit einer elektrischen Leistung von über 500 kW durch die letzte Novelle des
Erneuerbare-Energien-Gesetzes [1] verschlechtert haben. Um trotzdem zukünftig
einen wirtschaftlichen Betrieb von Biomassevergasungskraftwerken zu ermöglichen
bzw. den von bestehenden Anlagen trotz steigender Biomassepreise zu erhalten, ist
die ständige Optimierung der jeweiligen Anlagenkonzepte erforderlich, auch im Hinblick
auf einen möglichst Ressourcen schonenden Umgang mit den Einsatzstoffen.
Die Kernkomponente aller Vergasungskraftwerke ist der Biomassevergaser zur
Erzeugung des brennbaren Synthesegases, welches nach einer Reinigung in einem
Verbrennungsmotor mit Generator zur Strom- und Wärmeerzeugung umgesetzt wird.
Aufgrund seiner einfachen Konstruktion und Anlagentechnik ist für Biomasse-BHKW
der autotherme, luftgeblasene Vergasungsreaktor eine häufig gewählte Variante. Auch
wenn die Zusammensetzung des Synthesegases, das die verschiedenen bekannten
Reaktorbauarten verlässt, deutlich von der Zusammensetzung im thermodynamischen
Gleichgewicht abweicht [2], können aus der Betrachtung des thermodynamischen
Gleichgewichts bei unterschiedlichen Betriebsbedingungen dennoch Hinweise
abgeleitet werden, die es erlauben, reale Reaktoren hinsichtlich ihres Wirkungsgrades
und der Brennstoffausnutzung zu optimieren. Daher hat Fraunhofer UMSICHT
umfassende thermodynamische Berechnungen zur Vergasung von Holz mit Luft unter
adiabaten Bedingungen durchgeführt.
Thermodynamische Berechnungen
Die Berechnungen wurden im Zuge der Entwicklung des Kraftwerkskonzepts [3] von
Fraunhofer UMSICHT durchgeführt, dessen erste kommerzielle Anlage mit eine
Leistung von ca. 5 MW Brennstoffinput geplant ist. Daher beziehen sich alle Angaben
auf einen Wirbelschichtreaktor mit einem Eintrag von 1 t/h auf wasserfreier Basis, was
bei der angenommenen, mittleren Zusammensetzung von 50 % Kohlenstoff, 6 %
- 141 -
Wasserstoff und 44 % Sauerstoff einen unteren Heizwert von 18,2 MJ/kg ergibt und
somit insgesamt einer Brennstoffleistung von 5 200 kW entspricht. Da in die
Berechnungen allerdings keine konstruktiven Merkmale des konzipierten
Wirbelschichtreaktors eingehen, sondern der Reaktor als sogenannte Black-Box
betrachtet wird, sind die Ergebnisse prinzipiell auf andere Reaktorbauarten
übertragbar, wenn sie den genannten Randbedingungen genügen. Eine genau
Beschreibung der Berechnungen ist [4, 5] zu entnehmen.
Methangehalt
Der entscheidende Parameter zur Beschreibung der Vorgänge im Vergasungsreaktor
ist die Luftzahl . Diese beschreibt das Verhältnis aus eingesetztem Luftmassenstrom
zum Luftmassenstrom, der zur stöchiometrischen Umsetzung des Brennstoffs zu
Kohlendioxid und Wasser erforderlich wäre. Der stöchiometrische Luftbedarf für die
vollständige Verbrennung der o.g. Brennstoffmenge von 1 t/h Trockenmasse beträgt
5 914 kg/h, unabhängig vom angesetzten Wassergehalt. Nachfolgend werden alle
Ergebnisse über der Luftzahl aufgetragen. Dabei entspricht einer Luftzahl =0 die
Pyrolyse (thermische Umwandlung der Biomasse unter Luftabschluss; unter adiabaten
Bedingungen, also ohne Wärmezufuhr von außen, nicht möglich) und einer Luftzahl
=1 die stöchiometrische Verbrennung. Der Bereich dazwischen beschreibt die
thermochemische Vergasung mit unterstöchiometrischer Luftzugabe. Abb. 1 zeigt den
Verlauf der Synthesegaszusammensetzung für einen Wassergehalt von 10 % und
einer Eintrittstemperatur von 25 °C für Luft und Brennstoff in Abhängigkeit von der
Luftzahl. Teil a zeigt den Stoffmengenstrom der einzelnen Komponenten, Teil b den
prozentualen Anteil. Teil c und d zeigen dieselben Werte, jedoch diesmal in gestapelter
Anzeige. Der dicke Strich markiert die Grenze zwischen den brennbaren (unterhalb)
und nicht brennbaren (oberhalb) Bestandteilen.
Abb. 1:
Zusammensetzung
des Synthesegases
bei einem
Wassergehalt von
10 %
Die brennbaren Bestandteile setzen sich zusammen aus Wasserstoff mit einem
unteren Heizwert von Hi = 10,78 MJ/Nm3, Kohlenmonoxid mit einem unteren Heizwert
von Hi = 12,63 MJ/NM3 und Methan mit einem unteren Heizwert von
Hi = 35,88 MJ/Nm3. Die Heizwerte dieser 3 wesentlichen brennbaren Bestandteile des
- 142 -
Synthesegases scheinen eine Optimierung hin zu möglichst hohen Methangehalten
nahezulegen, da Methan den mit Abstand größten Heizwert hat. Aus Abb. 1 würde das
die Verwendung einer möglichst niedrigen Luftzahl implizieren.
Abb. 2: Verlauf von
Kaltgaswirkungsgrad,
unterem Heizwert,
chemischer Leistung,
Gasbildungsrate,
Gasvolumenstrom und
adiabater Temperatur
über der Luftzahl bei
einem Wassergehalt
von 10 %
Abb. 2 zeigt den Verlauf weiterer Kennwerte über der Luftzahl für die gleichen
Randbedingungen. Aus Teil b wird ersichtlich, dass tatsächlich der untere Heizwert des
entstehenden Synthesegases bei niedrigster Luftzahl am größten ist und mit
steigender Luftzahl stetig abnimmt. Im Verbrennungsmotor wird jedoch die im Gas
vorhandene chemische Leistung (Teil c) in mechanische und nachfolgend elektrische
Energie umgewandelt. Die chemische Leistung ergibt sich aus dem Produkt von
unterem Heizwert (Teil b) und Gasvolumenstrom (Teil e). Deutlich zu erkennen ist,
dass sie ein ausgeprägtes Maximum durchläuft, dass bei einer Luftzahl von =0,29
liegt und damit deutlich nicht im Bereich höchster Methangehalte.
- 143 -
Abb. 3: Anteile der
brennbaren
Bestandteile an
der chemischen
Leistung
Abb. 3 zeigt noch einmal vergrößert den Verlauf der chemischen Leistung über der
Luftzahl und welchen Anteil die brennbaren Bestandteile gemäß ihrem unteren
Heizwert daran haben. Zusätzlich eingetragen ist der Anteil des im
thermodynamischen Gleichgewicht gebildeten festen Kohlenstoffs, der aber nicht im
Synthesegas aus dem Reaktor ausgetragen wird, sondern mit der Asche abgezogen
wird und dessen Energiegehalt so nicht für die weitere motorische Nutzung verfügbar
ist. Das Maximum der chemischen Gasleistung wird dort erreicht, wo gerade kein
fester Kohlenstoff mehr gebildet wird. Diese Betriebsbedingung wird solid carbon
boundary genannt [6]. An dieser Stelle trägt der Methangehalt schon kaum noch zur
chemischen Gasleistung bei und bei einer geringfügig höheren Luftzahl verschwindet
Methan vollständig aus der Gaszusammensetzung im Gleichgewicht. Aus
thermodynamischer Sicht kann daher eine Optimierung der Betriebsbedingungen zur
Maximierung des Methangehalts nicht befürwortet werden. Vielmehr würde bei
derartigen Betriebsbedingungen mehr fester Kohlenstoff gebildet, der zur weiteren
Verstromung nicht zur Verfügung steht. Darüber hinaus kommt noch hinzu, dass ein
grundlegender Zusammenhang zwischen Methangehalt und Teergehalt im
Synthesegas beobachtet werden kann. Mit steigendem Methangehalt steigt auch der
Teergehalt des Synthesegases [7], der verantwortlich ist für die wesentlichen
technischen
Probleme
bei
der
kommerziellen
Einführung
von
Biomassevergasungskraftwerken. Daher kann insgesamt bzgl. des Methangehalts
gefolgert werden, dass keine Maßnahmen zu dessen Maximierung getroffen werden
sollten. Stattdessen sollte der Methangehalt online gemessen und protokolliert werden
und ein Ansteigen dieses Wertes als Hinweis gedeutet werden auf einen
unerwünschten Zustand des Vergasers, den es möglichst schnell auszuregeln gilt.
Luftvorwärmung
Eine Möglichkeit zur Optimierung des Vergaserbetriebs ist die Vorwärmung der Luft,
die dem Vergaser als Vergasungsmittel zugeführt wird. Bei der Berechnung des
- 144 -
Kaltgaswirkungsgrades (Quotient aus chemischer Leistung des Synthesegases bei
25 °C und der Summe der zugeführten Energieströme) ist dabei zu beachten, woher
die zur Luftvorwärmung benutzte Wärme kommt. Abb. 4 zeigt die beiden grundsätzlich
möglichen Konfigurationen: in Teil (a) wird die Wärme von außen zugeführt, in Teil (b)
die fühlbare Wärme des den Vergaser verlassenden Synthesegases. Für den Fall (a)
muss die zugeführte Wärme bei der Berechnung des Kaltgaswirkungsgrades
zusätzlich zur chemischen Energie des Brennstoffs in den Nenner geschrieben
werden, was den Wirkungsgrad negativ beeinflusst und daher grundsätzlich zu
vermeiden ist, wohingegen im Fall (b) die Wärme lediglich innerhalb der Bilanzgrenzen
im Kreis geführt wird und daher bei der Berechnung des Kaltgaswirkungsgrades außer
Betracht gelassen werden darf. Diese Variante liegt den nachfolgenden Ergebnissen
zugrunde.
Abb. 4: Bilanzrahmen
für die Berechnung des
Kaltgaswirkungsgrades
mit (a) externer und (b)
interner
Wärmebereitstellung
zur Luftvorwärmung
Abb. 5:
Kaltgaswirkungsgrad
in Abhängigkeit von
Wassergehalt und
Luftvorwärmung
Abb. 5 zeigt links den Verlauf des Kaltgaswirkungsgrades über der Luftzahl für 3
verschiedene Wassergehalte des Brennstoffs und rechts eine Ausschnittvergrößerung
um das ausgeprägte Maximum mit zusätzlichen Kurven für vorgewärmte Luft.
Zunächst ist zu erkennen, dass der Kaltgaswirkungsgrad ohne Luftvorwärmung
zumindest für Luftzahlen oberhalb der solid carbon boundary nur unwesentlich vom
Wassergehalt des eingesetzten Brennstoffs abhängt. Tabelle 1 zeigt aber, dass die mit
dem Brennstoff eingebrachte Energiemenge trotz konstantem Trockenmassestrom mit
steigendem Wassergehalt deutlich sinkt und damit der Nenner bei der Berechnung des
Kaltgaswirkungsgrades kleiner wird. Demzufolge ist der Zähler ebenfalls mit
steigendem Brennstoffwassergehalt gesunken, was eine geringere chemische Leistung
im Synthesegas bedeutet und damit die in der Realität beobachtete Leistungsabnahme
der Vergaser bei erhöhtem Wassergehalt somit ebenfalls wiederspiegelt. Lediglich der
theoretische Wirkungsgrad ist nahezu unverändert.
- 145 -
Tabelle 1: Brennstoffeigenschaften in Abhängigkeit vom Brennstoffwassergehalt
Wassergehalt
Brennstoffleistung
Brennstoffmassestrom
unterer Brennstoffheizwert
[%]
0
20
40
[kW]
5200
5027
4742
[kg/h]
1000
1253
1673
[kWh/kg]
5,20
4,01
2,83
In Bild 5 ist deutlich zu erkennen, dass mit einer Luftvorwärmung auf 600 °C mit der
fühlbaren Wärme des den Vergaser verlassenden Synthesegases eine Steigerung des
thermodynamisch möglichen Kaltgaswirkungsgrades von rund 85 % bei Verwendung
kalter Luft auf etwa 92 % erreicht wird. Anzumerken ist weiterhin, dass durch den
erhöhten Wärmebedarf zur Verdampfung des mit dem Brennstoff eingetragenen
Wassers eine Luftvorwärmung auf 600 °C bei einem Wassergehalt von 40 % nicht
mehr möglich ist (die im Synthesegas zur Verfügung stehende Wärme reicht nicht
mehr aus). Hier ist nur noch eine Vorwärmung auf 400 °C möglich, die jedoch immer
noch eine Steigerung des Kaltgaswirkungsgrades auf ca. 88 % erlaubt. Neben diesem
theoretischen Effekt kommen bei einem realen Vergaser 2 zusätzliche Nutzeffekte
hinzu: durch die Luftvorwärmung steigt die Betriebstemperatur im Vergaser, wodurch
einerseits die Reaktionsgeschwindigkeit aller Reaktionen steigt und damit auch der
Grad
der
Gleichgewichtserreichung
(wodurch
sich
der
tatsächliche
Kaltgaswirkungsgrad dem thermodynamisch möglichen annähert) und anderseits der
Teergehalt im Synthesegas sinkt.
Brennstofftrockung
Eine Alternative zur Luftvorwärmung stellt die Brennstofftrocknung mit interner
Wärmenutzung als Maßnahme zur Wirkungsgradsteigerung dar. Auch hier wirkt sich
der Wärmeeinsatz nur dann positiv aus, wenn die Wärme innerhalb der Bilanzgrenzen
genutzt wird und nicht von außen zugeführt wird. Die erforderliche Verschaltung der
Wärmerückgewinnung ist in Abb. 6 dargestellt. Als Ergebnis einer solchen
Wärmenutzung ergibt sich aus dem Vergaser im Vergleich zum nicht getrockneten
Brennstoff eine größere chemische Leistung im Synthesegas (Zähler der
Wirkungsgradberechnung) bei entsprechend niedrigem Leistungseintrag in das System
gemäß Tabelle 1 (Nenner der Wirkungsgradberechnung). Außerdem führt der
geringere Wassergehalt des Brennstoffs bei derselben Luftmenge zu einer höheren
Betriebstemperatur im Vergaser sowie zu einer bei konstanter Leistung größeren
Gasverweilzeit und dadurch zu einer größeren Annäherung an das chemische
Gleichgewicht und einer geringeren Teerbeladung des Synthesegases. Diese Effekte
verbessen den real messbaren Kaltgaswirkungsgrad des Systems zusätzlich zur
theoretischen thermodynamischen Verbesserung.
- 146 -
Abb. 6: Bilanzrahmen
für die Berechnung des
Kaltgaswirkungsgrades
mit interner
Wärmebereitstellung
zur
Brennstofftrocknung
Die meisten kleineren Holzvergasungsanlagen sind luftgeblasene Anlagen und haben
in der Regel eine Genehmigung, die den Anfall flüssiger Kondensate untersagt, oder
es entstehen hohe Entsorgungskosten für die hoch belasteten Kondensate. Da das
Synthesegas vor dem Eintritt in den Motor auf Temperaturen unter 50 °C abgekühlt
werden muss, darf der Taupunkt des Gases nicht höher liegen. Entsprechend niedrig
muss der Wassergehalt des Synthesegases sein, der letztlich vom Wassergehalt des
eingesetzten Brennstoffs abhängt. In Abb. 7 ist der Wassergehalt des Synthesegases
über der Luftzahl in Abhängigkeit vom Brennstoffwassergehalt dargestellt.
Abb. 7:
Wassergehalt im
Synthesegas in
Abhängigkeit vom
Brennstoffwasserge
halt
Zusätzlich sind als waagerechte Linien die Sättigungswassergehalte bei 30, 40 und
50 °C dargestellt. Ein Punkt oberhalb einer waagerechten Linie bedeutet, dass beim
Abkühlen des Gases auf die zugehörige Temperatur Kondensat ausfällt, während ein
Gas, das unterhalb der waagerechten Linie liegt, kondensatfrei abgekühlt werden
kann. Deutlich zu erkenn ist, dass schon bei einem Wassergehalt von nur 10 % eine
- 147 -
Abkühlung auf 30 °C ohne Kondensatanfall nicht mehr möglich ist. Für einen
kondensatfreien Betrieb bei einer üblichen Motoreintrittstemperatur von 40 °C verbleibt
nur ein kleiner Bereich der Luftzahl. Bei Holz mit einem Wassergehalt von 20 % ist
wieder über den gesamten Bereich der Luftzahl kein kondensatfreier Betrieb möglich.
Dies verdeutlicht, wie wichtig die Trocknung des Brennstoffs für einen ordentlichen
Betrieb der Vergasungskraftwerke mit motorischer Nutzung ist. Die Problematik
verschärft sich in der Regel noch bei Nichterreichen des thermodynamischen
Gleichgewichtes, da dann der Wassergehalt im Synthesegas größer ist.
Zusammenfassung
Aus den Berechnungen zum thermodynamischen Gleichgewicht in luftgeblasenen
Biomassevergasungsreaktoren lassen sich einfache Regeln zur Optimierung der
Betriebsbedingungen ableiten, obwohl die Berechnungsergebnisse zum Gleichgewicht
nicht direkt die realen Verhältnisse abbilden. Diese Handlungsempfehlungen lassen
sich wie folgt zusammenfassen:

Der Methangehalt des Synthesegases sollte gemessen und ein steigender Wert
als Indiz für einen unerwünschten Betriebszustand gewertet werden, da mit
steigendem Methangehalt i.A. ein steigender Teergehalt und eine erhöhte
Koksbildung verbunden sind.

Sowohl eine Vorwärmung der Vergasungsluft als auch die Trocknung des
Brennstoffs führen zu einer Steigerung des Kaltgaswirkungsgrads des Systems,
wenn mit interner Wärmeintegration gearbeitet wird, d.h. die fühlbare Wärme
des Synthesegases, dass den Reaktor verlässt, für diese Zwecke genutzt wird.
Eine alleinige Abkühlung des Synthesegases mit Quenschen und die damit
verbundene Verringerung des Wärmepotenzials ist daher zu vermeiden.

Alle Maßnahmen, die aus thermodynamischer Sicht eine Verbesserung der
Vergaserperformance bedeuten, helfen auch im realen Betrieb durch
Nebeneffekte wie z. Bsp. einer erhöhten Betriebstemperatur bei der
gewünschten Annäherung der realen Synthesegaszusammensetzung an das
thermodynamische Gleichgewicht.

Ein abwasserfreier Betrieb der Vergaser-Gasmotor-Einheit ist in der Regel nur
mit trockenem Holz möglich. Der Brennstoff ist daher soweit wie möglich zu
trocken. Anzustreben ist ein Wassergehalt von unter 15 %.
Literatur
[1]
EEG: Gesetz über den Vorrang erneuerbarer Energien (Erneuerbare-EnergienGesetz EEG), Bundesgesetzblatt Teil 1, Nr. 42, S. 1634 ff, 2011
[2]
M. Ising: Zur katalytischen Spaltung teerartiger Kohlenwasserstoffe bei der
Wirbelschichtvergasung von Biomasse, Dissertation, Universität Dortmund, 2002,
Fraunhofer IRB Verlag, Stuttgart, ISBN 3-8167-6092-9
[3]
T. Schulzke: Schließung regionaler Stoffkreisläufe bei der dezentralen Stromund Wärmeerzeugung in einer stationären Wirbelschicht – RegioSWS,
Abschlussbericht für das BMU, FKZ 03KB014, 2012
[4]
N. Mevissen, T. Schulzke, C. Unger, S. Mac an Bhaird: ‚Thermodynamics of
autothermal wood gasification, Environmental Progress & Sustainable Energy, Vol. 28,
Nr. 3 (2009), pp. 347-354
- 148 -
[5]
T. Schulzke, C. Unger: Thermodynamics of Wood Gasification – Adiabatic
Gasification with Air at Atmospheric Pressure, in: M. J. Acosta (Ed.): Advances in
Energy Research, Volume 6, Nova Science Publishers Inc., New York, USA, 2011,
ISBN 978-1-61122-075-9, pp.179-198
[6]
J. Double, A. Bridgwater: Sensitivity of theoretical gasifier performance to
system parameters, in: H. Coombs, D. Hall, W. Palz (Eds.): Energy from the biomass,
Elsevier Applied Science Publishers, London, 1985, pp. 915-919
[7]
N. Jand, P. Foscolo, A. Germanà: Reduction of Tar Content by thermal
Cracking in the Fuel Gas Produced by Biomass Steam-Gasification, Proceedings of
12th European Conference on Biomass for Energy, Industry and Climate Protection,
17th-21st June 2002, Amsterdam, The Netherlands, pp. 648-650
- 149 -
Entwicklung der thermochemischen
„Holzverstromung Nidwalden“
Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
Entwicklung der thermochemischen Festbettvergasung im
Wärmeverbund „Holzverstromung Nidwalden“
(Bernhard Böcker-Riese, BR-Engineering GmbH Luzern)
- 151 -
Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Festbettvergasung
im
Wärmeverbund
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Praxiserfahrungen mit URBAS-Holzgas-KWK-Anlagen in Modulbauweise
Praxiserfahrungen mit URBAS-Holzgas-KWK-Anlagen in
Modulbauweise
(Wolfgang Felsberger, urbas Energietechnik Völkermarkt)
- 167 -
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Thermochemisches Versuchsfeld im Rahmen des Zittauer Kraftwerkslabors
Thermochemisches Versuchsfeld im Rahmen des Zittauer
Kraftwerkslabors
(Prof. Tobias Zschunke, Bert Salomo, Roman Schneider, Philipp Schwarzbach,
Mareike Weidner; Hochschule Zittau/Görlitz)
1
Der Projektverbund „Zittauer Kraftwerkslabor“
Im
Rahmen
des
„Zittauer
Kraftwerkslabors“
werden
moderne
Energieumwandlungsprozesse untersucht, die vor der Herausforderung wachsender
Ansprüche in Hinblick auf Energieeffizienz, Verfügbarkeit und Ressourcenschonung
stehen. Die Arbeiten orientieren sich auf die Optimierung verschiedener Teilschritte in
der Prozesskette der Energieumwandlung.
Das „Zittauer Kraftwerkslabor“ wird durch Förderung des Europäischen Fonds für
regionale Entwicklung (EFRE) und des Freistaates Sachsen im Rahmen des Energieund Klimaschutz (EuK)-Programms ermöglicht. Die Projekte laufen bis August 2014
und umfassen ein Gesamtvolumen von 6,38 Mio. Euro.
Die Aufgaben sind in drei laufende Projekte gegliedert. Diese können mit den
jeweiligen Forschungsvolumen und Projektleitern der Tabelle 1 entnommen werden.
Durch die Kooperation mit der Stadtwerke Zittau GmbH kann für den Aufbau der
Versuchsstände ein Hallenkomplex auf dem Gelände der Stadtwerke genutzt werden.
Tabelle 1 Laufende Projekte im „Zittauer Kraftwerkslabor“
Projekt
Projektvolumen in Euro
Projektleiter
Energieeffizienz von
Turbomaschinen (MFLP2)
2,45 Mio.
Prof. Frank Worlitz
Energieeffizienzsteigerung in
thermischen Energieanlagen
(THERESA)
2,13 Mio.
Prof. Alexander Kratzsch
Prof. Wolfgang Kästner
Thermochemisches
Versuchsfeld (TCV)
1,80 Mio.
Prof. Tobias Zschunke
Innerhalb des Projektes „Energieeffizienz von Turbomaschinen“ sollen die spezifischen
Eigenschaften einer magnetgelagerten Dampfturbine näher untersucht werden. Die
Untersuchung zur Speicherung von thermischer Energie in Form von Prozessdampf
wird im Projekt „Energieeffizienzsteigerung in thermischen Energieanlagen“ bearbeitet.
Das „Thermochemische Versuchsfeld“ (TCV) stellt den Schwerpunkt des hier
vorgelegten Berichtes dar. Das Projekt umfasst Untersuchungen zur Umwandlung von
fester Biomasse in Strom und Wärme auf der Basis eines Vergasungsprozesses.
Dabei liegt der Fokus auf der Realisierung der kleintechnischen Anwendung und der
Entkopplung von Strom-, Wärme- und Kälteversorgung durch thermische Speicherung.
- 187 -
2
Das Thermochemische Versuchsfeld
Grundprinzip des zu untersuchenden Vergasungsprozesses ist, dass aus
Holzhackschnitzeln (HHS) mit einer definierten Brennstoffqualität ein brennbares Gas
erzeugt wird. Dafür ist es notwendig, dass die HHS in einem Reformer, der nach dem
Prinzip der Festbettvergasung funktioniert, eingebracht und thermochemisch
umgesetzt werden. Bei einem unterstöchiometrischen Luftverhältnis wird dabei ein
Produktgas erzeugt,
dessen
chemisch gebundene
Energie
in
einem
Verbrennungsmotor-BHKW in mechanische und weiter in elektrische und thermische
Energie umgewandelt wird. Dadurch ist es möglich Wärme auszukoppeln, die für
Prozesse bei Temperaturen unter 100 °C und für Nah- und Fernwärme genutzt werden
kann.
Der Prozess mit den vor- und nachgelagerten Prozessschritten soll durch
systematische Langzeituntersuchungen an einer kompletten, messtechnisch speziell
ausgestatteten Anlage untersucht werden. Bei der Untersuchung des Systems
Holzvergaser werden auch die einzelnen Prozessschritte betrachtet. Das
Nachvollziehen
des
Prozessschrittes
Vergasung
stellt
eine
besondere
Herausforderung dar, da sich der Stoff- und Wärmetransfer in der Schüttung und die
vielfältigen chemischen Reaktionen überlagern.
Damit grundlegende Zusammenhänge verstanden werden können, muss in einem
ersten Schritt eine mathematische Modellbildung erfolgen. Um eine Analyse und
möglichst rechnergestützte Weiterentwicklung der Festbettvergasung zu ermöglichen,
muss das Modell durch Experimente validiert werden.
Eine daraus hervorgehende Nachbildung der komplex gekoppelten Detailvorgänge im
Modell ermöglicht, dass der gesamte Prozess numerischen Experimenten unterzogen
und optimiert werden kann. Durch diese Optimierung können später wiederum
inkrementelle Innovationen im Bereich der Konstruktion und der Betriebsführung
abgeleitet werden.
So ist zum einen der Ablauf der chemischen Reaktionen von der Größe und Güte
(Heizwert, Rindenanteil, Feuchte) der HHS abhängig. In [1] konnte eine Lösung
entwickelt werden, die eine Nachbildung des Reaktionsprozesses erlaubt. Durch die
vorgelagerten Prozessschritte wie der Trocknung wird die Nachbildung erschwert, da
diese direkt auf den Stoffeigenschaften der HHS Einfluss nimmt. Gleichzeitig existieren
zur Trocknung von Holzhackschnitzeln nur wenige theoretische Modelle, die eine
gezielte Prognose des Wassergehalts ermöglichen. Die besondere Herausforderung
resultiert daraus, dass die Vorgänge normalerweise bis in den Millimeterbereich
aufgelöst werden müssen, damit sie hinreichend genau sind, was wiederum zu
numerischen Stabilitätsproblemen und zu einem sehr hohen Rechenaufwand führt.
Unabhängig davon, ob fossile oder regenerative Energierohstoffe verwendet werden,
stellt die Übertragung und Zwischenspeicherung von thermischer Energie ein wichtiges
Potenzial zur effizienten Prozessführung dar. Deshalb ist ein zweites Arbeitsfeld
innerhalb des TCV-Projektes auf die thermische Speicherung in sensiblen und latenten
Wärmespeichern fokussiert.
Sensible Wärmespeicher basieren auf der Zunahme der inneren Energie in
Abhängigkeit von der Temperatur. Wenn Wasser beispielsweise von 60 °C auf 90 °C
erwärmt wird, ergibt sich dabei eine volumenbezogene Speicherkapazität von
0,03 kWh/l. Für technische Anwendungen sind höhere Speicherdichten und ein
konstantes Temperaturniveau wünschenswert. Ein Ansatzpunkt hierfür sind
Latentwärmespeicher, die eine wesentlich höhere Speicherkapazität aufweisen [2]. Für
die Gestaltung von Latentwärmespeichern sind mehrere Zielkonflikte relevant, die
- 188 -
durch entgegengesetzte Eigenschaften zwischen Ein- und Ausspeicherung
hervorgerufen werden. So besteht ein direkter Konflikt zwischen guter Durchströmung
bei minimalem Druckverlust für eine schnelle Verfügbarkeit der eingespeicherten
Energie und einer möglichst großen inneren Oberfläche, um die Wärmeübertragung zu
maximieren. Durch eine große Ausdehnung wächst der Druckverlust durch eine größer
werdende Oberflächenreibung. Falls der Druckverlust durch das Erreichen von kleinen
Strömungsgeschwindigkeiten vermindert werden soll, ergibt sich wiederum ein Konflikt
zu den erforderlichen Volumenströmen. Für eine hohe Leistung bei Ein- und
Ausspeicherung muss dann ein größerer Speicherquerschnitt realisiert werden,
welcher wiederum konstruktive Anforderungen mit sich bringt. Für die Erstellung eines
Speicherkonzeptes muss ebenfalls berücksichtigt werden, dass sich durch den
Phasenwechsel die Wärmeleitfähigkeit und das Verhältnis von Konvektion und
Wärmeleitung des Speichermediums ändern. Aus diesen Konflikten wurden
verschiedene praktische Konzepte abgeleitet, die sich zurzeit noch in der
Entwicklungsphase befinden. Deshalb sollen in diesem Arbeitsfeld gezielt am Markt
verfügbare Produkte untersucht werden.
Zusammengefasst können die wissenschaftlich-technischen Arbeitsziele des TCV wie
folgt formuliert werden:




3
An einer funktionstüchtigen kompletten KWK-Anlage sollen der Gesamtprozess
mit seinen starken Querwirkungen, Rückkopplungen und instationären Effekten
in seinem dynamischen Verhalten bei Anfahr-, Abfahr-, Lastwechsel- und
Brennstoffwechselsituationen ausgemessen und analysiert werden. Die dabei
untersuchten Prozessschritte sind:
a) Brennstoffaufbereitung
b) Brennstofftrocknung
c) Vergasung
d) Gaskühlung und -trocknung
e) Motornutzung des Brenngases
Ziel ist es, das Verständnis der gekoppelten Prozesse zu erhöhen, um die
Prozesse automatisch beherrschbar zu machen und wissenschaftliche
Grundlagen für die Optimierung der Prozesse zu schaffen.
Solche Kenntnisse existieren nur allgemein-qualitativ, wobei widersprüchliche
Auffassungen in der Literatur eine systematische versuchstechnische
Eingrenzung verlangen.
Die effektive Nutzung der entstehenden Abwärme zur instationären
Energiespeicherung durch Wärme- und Stoffübergangsvorgänge bei einem
Phasenwechsel steht ebenfalls im Fokus der Untersuchungen.
Methodik
Für gezielte Untersuchungen an praktischen Anlagen wurden bereits in
vorangegangen Projekten weitestgehend die Möglichkeiten von Vor-OrtUntersuchungen genutzt. Um jedoch eine große Freiheit bei Versuchsaufbau,
Versuchsdauer und für Versuchsmodifikationen zu haben, ist eine hochschuleigene
Anlage notwendig. Dabei besteht theoretisch die Wahl zwischen einer
Eigenentwicklung (Vorbild z.B. Stadtwerke Rosenheim [3]) oder der Aufstellung einer
hinreichend praktisch bewährten Anlage, deren Komponenten gezielt untersucht und
gegebenenfalls modifiziert werden können. Diese zweite Variante ermöglicht eine
größtmögliche Praxisnähe. Ergebnisse aus einem Vorläuferprojekt [4] sprechen dafür,
dass ein Holzvergaser mit bewegtem Festbett nach dem Joos-Prinzip sehr gut
- 189 -
geeignet ist. Eine entsprechende Anlage wurde deshalb am Hochschulstandort Zittau
als Untersuchungsobjekt errichtet (Abbildung 2).
Abbildung 1 Isometrische Ansicht „Thermochemisches Versuchsfeld“, Holzvergaser- BHKW mit
Trocknungsversuchsstand (Copyright: Ingenieurbüro GENOM)
Der Versuchsaufbau muss es ermöglichen, dass die Zustandseigenschaften sowie
Stoff- und Energieströme aller Komponenten und Leitungen erfasst werden. In
Abbildung 2 ist ein vereinfachtes Anordnungsschema der Messtechnik des
Versuchsstandes zu erkennen. Dabei werden durch den Bilanzkreis „Trocknung“ der
HHS-Vorratsbehälter und der Trocknungsversuchsstand zusammengefasst. Der
Bilanzkreis „Vergasung“ enthält die Apparaturen des Holzvergasers (Reformer,
Wärmeübertrager, Filter, Rohrleitungen). Im Bilanzkreis „Motor“ sind weitere
Wärmeübertrager sowie die Komponenten des BHKW „Motor“ zusammengefasst.
Außerdem ist im Bilanzkreis „Speicher“ ein sensibler Warmwasserspeicher ausgeführt,
der die notwendige thermische Prozessenergie für die Brennstofftrocknung zur
Verfügung stellt und außerdem für die Pufferung der Wärmeabgabe in das
Fernwärmenetz notwendig ist.
- 190 -
Abbildung 2 Anordnung der Messstellen am TCV-Versuchsstand mit Bilanzgrenzen
Da Auswahl und Einrichtung der benötigten Messtechnik für die Komplettbilanzierung
der Anlage zum ersten Mal durchgeführt werden, ist die Umsetzung des konzipierten
Aufbaus der Anlage (Arbeitsstand siehe Abbildung 3) ein bedeutender Teilschritt in der
systematischen Bearbeitung des Projektes.
Die angestrebten Untersuchungsschwerpunkte sind teilweise voneinander abhängig
und beeinflussen sich gegenseitig, somit wird die Bearbeitung des Projektes sehr
komplex, da jeder Teilaspekt auf seine Auswirkung auf den Gesamtprozess geprüft
werden muss.
Die Versuchsanlage zur Energiespeicherung befindet sich noch im Aufbau und ist
daher nicht abgebildet. Als Untersuchungsschwerpunkte sind die Speicherleistung und
-kapazität, die Erfassung des Lastzustandes, das dynamische Verhalten bei Teil- und
Vollladung sowie die sich daraus ergebenden Lastprofile und die Entwicklung von
Regelstrategien an unterschiedlichen Speichermodellen festgelegt. Ausgehend von
diesen Untersuchungen an drei verschiedenen Speicherprinzipien kann eine
Technologiebewertung der Speicherung von Warmwasser und Klimakälte erfolgen. Der
Begriff Klimakälte beschreibt Temperaturen des Speichermediums, die unterhalb der
Umgebungstemperatur liegen und zum Kühlen von Räumen dienen.
- 191 -
Abbildung 3 Aufbau vom TCV-Versuchsstand „Holzvergaser-BHKW“, Stand: 07/2013
4
Erwartete Ergebnisse
Durch die vorgestellte Projektbearbeitung wird eine zielgerichtete und systematische
Untersuchung einer bestehenden Holzvergasungsanlage ermöglicht. Die Beiträge zur
Optimierung der Holzvergasung im kleintechnischen Bereich tragen damit auch zu
einer vorwettbewerblichen Untersuchung bei.
Durch die wissenschaftliche Arbeit werden Aufgabenfelder betrachtet, die derzeit bei
der praktischen Anlagenkonzeption eine untergeordnete Rolle spielen, wie optimale
Netzeinbindung, Prozessfernüberwachung und -automatisierung sowie Fahrweise und
Anlagenskalierung. Auch energiewirtschaftliche Anforderungen wie Verfügbarkeit,
Regelbarkeit und Umweltverträglichkeit, die für die weitere Entwicklung der
Holzvergasung im kleintechnischen Bereich entscheidend sind, werden im Rahmen der
Projektbearbeitung untersucht.
Neben der Darstellung der auftretenden Energieflüsse stehen die Effizienzkennzahlen
und die damit mögliche Technologiebewertung von der Holzvergasungsanlage und
dem räumlichen getrennten Speicherversuchsstand im Fokus. Durch die umfangreiche
Erfassung und Auswertung von Messwerten wird eine umfassende Bilanzierung der
Stoff- und Energieströme und damit verbunden die Erstellung von mathematischen
Modellen zur Simulation möglich.
Die Bewertung wird wiederum zur Optimierung des Gesamtprozesses genutzt und
sollte die Identifikation, Entwicklung und Auswahl von optimaler Sensorik und Aktorik
umfassen. Dadurch wird die Technologie der Holzvergasung näher an einen Betrieb
ohne manuelle Beaufsichtigung herangeführt.
- 192 -
Da es durch die Komplexität von mehrphasigen nicht-isothermen Wärme- und Stoffübertragungsvorgängen in Schüttungen [1] keine praxistauglichen mathematischen
Modelle gibt, wurden die Ansätze zur Nachbildung der Festbettvergasung lange Zeit
offenbar nicht weiter verfolgt. Entscheidender Punkt ist für die nun folgende
Arbeitsetappe, ob im Zusammenspiel von experimenteller Untersuchung und
theoretischer Nachbildung für das Modell Vereinfachungen gefunden werden, welche
die Qualität der Ergebnisse gewährleisten und zu wirtschaftlichen Anwendungskosten
im Hinblick auf Rechenzeiten und Personalbedarf bei der Inanspruchnahme führen.
Durch die gezielten Analysen und den möglichen Weiterbildungseffekt, der sich aus
den Untersuchungen ergibt, kann durch eine Einbindung kleiner und mittelständischer
Unternehmen eine positive regionale Wirtschaftsentwicklung hervorgerufen werden.
Danksagung
Die Zuwendung für das „Zittauer Kraftwerkslabor“ wird aus Mitteln des Europäischen
Fonds für regionale Entwicklung (EFRE) der Europäischen Union und des Freistaates
Sachsen finanziert.
Quellen
[1]
Schneider, M.: Experimentelle und mathematische Modellierung der
Festbettvergasung am Beispiel der Gleichstromvergasung von Holzhackschnitzeln. TU
Dresden, Dresden. 2003.
[2]
Mehling, H.; Cabeza, L.: Heat and cold storage with PCM. Springer-Verlag,
Heidelberg. 2008.
[3]
Zeymer,
M.;
Herrmann,
A.;
Oehmichen,
K.;
Schmersahl,
R.:
Bundesmessprogramm
zur
Weiterentwicklung
der
kleintechnischen
Biomassevergasung. Deutsches Biomasseforschungszentrum, Leipzig. 2012.
[4]
Schüßler, I; Bräkow, D.; Treppe, K.; Salomo, B.; Zschunke,
Schwachstellenanalyse an BHKW-Vergaseranlagen. TU Dresden, Dresden. 2009.
- 193 -
T.:

tagungsband - Energetische Biomassenutzung

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