FlexiTorr – Flexibilisierung der Energiebereitstellung ... · Auf der 5. Statuskonferenz des...
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FlexiTorr – Flexibilisierung der
Energiebereitstellung durch den
Einsatz torrefizierter Brennstoffe
Endbericht
Herrmann, André
Ziegler, David
Zeng, Thomas
Hartung, Sascha
Witt, Janet
Projektleiter: André Herrmann (DBFZ)
Projektmitarbeiter: Frank Döhling, Thomas Zeng, Janet Witt, David Ziegler (DBFZ)
Sascha Hartung (Burkhardt)
DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH
Torgauer Straße 116
04347 Leipzig
Tel.: +49 (0)341 2434-112
Fax: +49 (0)341 2434-133
www.dbfz.de
Datum: 06.10.2017
FlexiTorr – Flexibilisierung der Energiebereitstellung durch den Einsatz
torrefizierter Brennstoffe
II
Zuwendungsgeber: Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi)
Postfach 12 06 29
53107 Bonn
Ansprechpartner: DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemeinnützige GmbH
Torgauer Straße 116
04347 Leipzig
Tel.: +49 (0)341 2434-112
Fax: +49 (0)341 2434-133
E-Mail: [email protected]
Internet: www.dbfz.de
Dipl.-Ing. André Herrmann
Tel.: +49 (0)341 2434-573
E-Mail: [email protected]
Dr.-Ing. Janet Witt
Tel.: +49 (0)341 2434-436
E-Mail: [email protected]
Erstelldatum: 06.10.2017
Projektnummer DBFZ: P3330017
Förderkennziffer:: FKZ 03KB091A
Gesamtseitenzahl + Anlagen: 113
Inhaltsverzeichnis
III
Inhaltsverzeichnis
Inhaltsverzeichnis .....................................................................................................................................................................III
1 Kurze Darstellung ................................................................................................................................................ 1
1.1 Aufgabenstellung ....................................................................................................................................................... 1
1.2 Voraussetzungen, unter denen das Vorhaben durchgeführt wurde ................................................................... 1
1.3 Planung und Ablauf des Vorhabens ........................................................................................................................ 1
1.4 Stand von Wissenschaft und Technik, an den angeknüpft wurde ..................................................................... 4
1.5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen ................................................................................................................... 4
2 Eingehende Darstellung ...................................................................................................................................... 5
2.1 AP 1: Projektmanagement ....................................................................................................................................... 5
2.2 AP 2: Brennstoffbeschaffung und –charakterisierung ........................................................................................ 6
2.3 AP 3: Einsatz torrefizierter Biomasse in Kleinfeuerungsanlagen....................................................................... 9
2.3.1 Material und Methoden ........................................................................................................................... 9
2.3.2 Versuchsdurchführung .......................................................................................................................... 12
2.3.3 Ergebnisse der Voll- und Teillastversuche an Kessel 1 und 2 ......................................................... 15
2.3.4 Bilanzkenngrößen nach Methodenhandbuch .................................................................................... 29
2.3.5 Lastwechselversuch an Kessel 3 ......................................................................................................... 29
2.3.6 Zusammenfassung und Fazit ............................................................................................................... 32
2.4 AP 4: Einsatz torrefizierter Biomasse im Laborvergaser ................................................................................... 33
2.4.1 Messkonzept und Messgeräte ............................................................................................................. 33
2.4.2 Durchführung der Messungen und Messergebnisse ........................................................................ 34
2.4.3 Fazit .......................................................................................................................................................... 37
2.5 AP 5: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer Pilot-Vergasungsanlage .......................................................... 38
2.5.1 Messkonzept und Messgeräte ............................................................................................................. 38
2.5.2 Durchführung der Messungen und Messergebnisse ........................................................................ 41
2.5.3 Fazit .......................................................................................................................................................... 44
2.6 AP 6: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer kommerziellen Vergasungsanlage ....................................... 45
2.6.1 Messkonzept und Messgeräte ............................................................................................................. 46
2.6.2 Durchführung der Messungen und Messergebnisse ........................................................................ 46
2.6.3 Fazit .......................................................................................................................................................... 56
2.7 AP 7: Technische, ökologische und ökonomische Analyse............................................................................... 57
2.7.1 Determination verschiedener Konversionspfade .............................................................................. 57
2.7.2 Technische Analyse................................................................................................................................ 59
2.7.3 Ökologische Analyse .............................................................................................................................. 60
2.7.4 Ökonomische Analyse ........................................................................................................................... 68
2.7.5 Fazit .......................................................................................................................................................... 78
2.8 AP 8: Evaluierung der Ergebnisse ......................................................................................................................... 79
2.8.1 Vergleich der Brennstoffeigenschaften und Ermittlung der Eignungsfähigkeit der getesteten
Konversionsanlagen für den praktischen Einsatz ............................................................................. 79
Inhaltsverzeichnis
IV
2.8.2 Road-Map zur Markteinführung von torrefizierter Biomasse zum Einsatz in thermochemischen
Kleinanlagen ........................................................................................................................................... 82
2.9 Zusammenfassung .................................................................................................................................................. 85
2.10 Wichtigste Positionen des zahlenmäßigen Nachweises ................................................................................... 87
2.11 Notwendigkeit und Angemessenheit der geleisteten Arbeit ............................................................................ 87
2.12 Voraussichtlicher Nutzen, insbesondere die Verwertbarkeit des Ergebnisses im Sinne des
fortgeschriebenen Verwertungsplans ................................................................................................................... 87
2.13 Während der Durchführung des Vorhaben dem ZE bekannt gewordenen Fortschritt auf dem Gebiet des
Vorhaben bei anderen Stellen ............................................................................................................................... 87
2.14 Ergebnisverwertbarkeit und Veröffentlichungen ................................................................................................ 88
Abbildungsverzeichnis .................................................................................................................................................... 89
Tabellenverzeichnis ........................................................................................................................................................ 92
Literaturverzeichnis ........................................................................................................................................................ 94
A 1 Anlage Erfolgskontrollbericht .......................................................................................................................... 97
A 1.1 Erzielter Beitrag zu den förderpolitischen Zielen ................................................................................................ 97
A 1.2 Ergebniszusammenfassung ................................................................................................................................... 97
A 1.3 Verwertungsplanfortschreibung ............................................................................................................................ 97
A 1.4 Ungelöste Arbeiten .................................................................................................................................................. 97
A 1.5 Präsentationsmöglichkeiten für mögliche Nutzer .............................................................................................. 97
A 2 Anhang Endbericht ........................................................................................................................................... 98
A 2.1 Stand von Wissenschaft und Technik ................................................................................................................... 98
A 2.2 Abgasmessstrecke ................................................................................................................................................102
A 2.3 Daten Volllastversuche .........................................................................................................................................103
A 2.4 Daten Teillastversuche ..........................................................................................................................................104
A 2.5 Gesamt-C-Emissionen ...........................................................................................................................................105
A 2.6 Analysedaten Feuerraumasche aus Kessel 1 (Volllast) ...................................................................................106
A 2.7 Bilanzkenngrößen nach Methodenhandbuch ...................................................................................................107
1 Kurze Darstellung
1
1 Kurze Darstellung
1.1 Aufgabenstellung
Während der Fokus der internationalen Forschung und Entwicklung bzgl. der Herstellung und des
Einsatzes torrefizierter Biomasse überwiegend auf der Mitverbrennung in Kohle-Kraftwerken liegt, um
teilweise veraltete Anlagen mit begrenzten Wirkungsgraden sowie ohne große Flexibilitätsoptionen in
der Anlagenführung „klimafreundlicher“ zu betreiben, steigt gleichzeitig die Nachfrage an
Energiebereitstellungsanlagen, die effizient und flexibel auf Schwankungen im Stromnetz und beim
Wärmeangebot aufgrund fluktuierender Wind- und Solarenergie reagieren können. Zukünftig werden
das vorrangig kleinere KWK-Anlagen auf Vergaserbasis, die effizient Strom und Wärme produzieren,
sowie Kleinfeuerungsanlagen im Wärmebereich, welche in ihrer Umweltverträglichkeit und ihrer
Effizienz gesteigert werden müssen, sein. Die Zusammensetzung von unbehandelter Biomasse
erschwert dabei die komplexen chemischen Zersetzungsprozesse der Makro-Molekülein sowohl im
Vergasungsprozess als auch in der Verbrennung. Dabei können torrefizierte Brennstoffe, welche durch
das thermo-chemische Konversionsverfahren im Gegensatz zum Ausgangsmaterial veränderte
Eigenschaften aufweisen, unter Umständen zu vereinfachten Reaktionsabläufen, einer verbesserten
Regelfähigkeit und einer deutlichen Senkung der Emissionen beitragen.
Mit diesem Hintergrund untersucht das Projekt FlexiTorr die Vorteile des Einsatzes torrefizierter
Holzpellets für den Einsatz in Kleinvergasungs- und Kleinfeuerungsanlagen unter technischer,
ökologischer und ökonomischer Betrachtung. Hinsichtlich der Vergasertechnologie soll die Übertrag-
barkeit von Untersuchungsergebnissen von einer Laboranlage auf eine Pilotanlage bis hin zum
kommerziellen Anlagenbetrieb und dessen Beitrag zur bedarfsgerechten Energiebereitstellung
nachgewiesen werden. Zusätzlich wird eine Roadmap zur Markteinführung von torrefizierten
Brennstoffen in Deutschland mit den dafür notwendigen administrativen Rahmenbedingungen sowie
den ökonomischen und ökologischen Auswirkungen entwickelt.
1.2 Voraussetzungen, unter denen das Vorhaben durchgeführt wurde
Das Projekt „Flexibilisierung der Energiebereitstellung in Bioenergiekleinanlagen durch den Einsatz
torrefizierter Brennstoffe“ wurde von der DBFZ Deutsches Biomasseforschungszentrum gemein-
nützige GmbH (DBFZ) und der Burkhardt GmbH (Burkhardt) ausgeführt. Die Arbeitspakete zum Einsatz
torrefizierter Biomasse in der Pilot-Vergasungsanlage und in der kommerziellen Vergasungsanlage
wurden von der Burkhardt GmbH ausgeführt, wobei die anderen Arbeitspakete vom DBFZ und teils
gemeinsam von beiden Projektpartnern bearbeitet wurden.
1.3 Planung und Ablauf des Vorhabens
Die ursprünglich geplante Projektlaufzeit waren 24 Monate vom 01.09.2013 bis 31.08.2015. Das
Projekt wurde im Juni 2015 um drei Monate bis zum 31.12.2015 kostenneutral verlängert. Da sich
daraufhin wiederum unvorhersehbare Verzögerungen durch Lieferverzug der Herstellerfirma des
Laborvergasers ergaben und es im zu wiederholten Verzögerungen in der geplanten Inbetriebnahme
kam, wurde im Oktober 2015 eine erneute kostenneutrale Laufzeitverlängerung des Vorhabens um drei
Monate bis zum 31.03.2016 beantragt. Da der DBFZ-Laborvergaser zum Jahreswechsel 2015/2016
1 Kurze Darstellung
2
vom DBFZ übernommen und weiter in Betrieb genommen wurde, wurde das Projekt ein weiteres Mal
bis 31.12.2016. verlängert. Die lief somit vom 01.09.2013 bis zum 31.12.2016.
Aufgrund der entstandenen Schwierigkeiten in der Brennstoffbeschaffung mussten die
Brennstoffanalysen des „AP2 Brennstoffbeschaffung & Charakterisierung“ sowie das „AP3 Einsatz in
marktfreien KFA“ um wenige Monate verschoben werden. Die Versuche innerhalb des „AP4 Einsatz in
Laborvergaser“ fanden erst ab Anfang 2017 statt, da die Lieferung und der Aufbau der entsprechenden
Konversationstechnologie im DBFZ-Technikum sich herstellerbedingt verzögerte. Die Arbeitspakete der
Fa. Burkhardt konnten planmäßig beginnen.
Inhaltlich wurde das Projekt in acht Arbeitspakete eingeteilt. Im Folgenden werden die wesentlichen
Abläufe in den Arbeitspaketen wiedergegeben:
AP1: Projektmanagement
o Ein effektives Projektmanagement sorgte für die Sicherstellung des Informationsflusses
zwischen den Projektpartnern, dem Zuwendungsgeber sowie zur Programmleitung des
Service- und Begleitvorhabens zum Förderprogramm.
o Das Projekt wurde entsprechend der Gegebenheiten (bspw. Schwierigkeiten in der
Brennstoffbeschaffung) hinsichtlich der Erreichung der Forschungsziele, Meilensteine und
Abbruchkriterien im geplanten Zeitraum koordiniert.
o Verfügbare Projektressourcen wurden entsprechend des benötigten Arbeitsaufwands und
dessen zeitlichen Anfalls gemanagt, Projektergebnisse wurden auf Konferenzen und
Tagungen präsentiert und die Berichterstattung erfolgte entsprechend des Projektplans.
AP2: Brennstoffbeschaffung und –charakterisierung
o Es wurden die Versuchsbrennstoffe für die Arbeitspakete 3 –bis 6 bereitgestellt (torrefizierte
Holzpellets in drei verschiedenen Torrefizierungsgraden, produziert von Torr Coal sowie
nicht-torrefizierte ENplus A1 Referenzholzpellets).
o Die Brennstoffproduktion bei Torr Coal wurde vor Ort von Mitarbeitern des DBFZ begleitet.
o Anhand geltender europäischer Normen wurden für die Brennstoffe
energieträgerspezifische Eigenschaften, physikalisch-mechanische Eigenschaften und der
Hemicellulose-, Lignin- und Celluloseanteil ermittelt. Zudem wurden chemische Analysen
durchgeführt.
AP3: Einsatz torrefizierter Biomasse in Kleinfeuerungsanlagen
o Zur Beurteilung der Einsatzmöglichkeiten der in AP2 bereitgestellten Versuchsbrennstoffe
wurden Verbrennungsversuche an drei Feuerungsanlagen (< 100 kW) im Technikum des
DBFZ durchgeführt. Dabei handelte es sich bei Kessel 1 und 2 um Voll- sowie
Teillastversuche und bei Kessel 3 um Lastwechselversuche.
o Eine Bewertung der Verbrennungsversuche erfolgte anhand von Emissionsmessungen
sowie Feinstaub- und Ascheanalyse.
AP4: Einsatz in torrefizierter Biomasse im Laborvergaser
o Die vier Brennstoffe Holzpellets (HP) und torrefizierten Pellets (TP1, TP2, TP3) wurden
aufgrund der Verzögerungen bei der Inbetriebnahme des DBFZ-Laborvergasers an dem
Standard-Versuchspunkt jeweils zweimal untersucht.
1 Kurze Darstellung
3
o Bei den Versuchen wurden die Temperatur-/Druck-/Permanentgaskonzentrationsverläufe
aufgezeichnet und ausgewertet.
AP5: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer Pilot-Vergasungsanlage
o Nach Analyse der torrefizierten Holzpellets (Wasser- und Aschegehalt, mechanische
Festigkeit) erfolgte der Einsatz der torrefizierten Brennstoffe und ENplus Pellets in einer
Pilotanlage der Firma Burkhardt mit einer Feuerungswärmeleistung von 90 kW.
o Anschließend wurden vorrangig die Vergasungstemperaturen, die Zusammensetzung und
Menge des Brenngases sowie die Mengen an zugeführter torrefizierter Biomasse und
Reststoffen bestimmt.
o Darauf aufbauend erfolgte die Übertragung der Ergebnisse durch Definition von
Regelungsparametern zur Vorbereitung des AP6.
AP6: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer kommerziellen Vergasungsanlage
o Zur Beurteilung des Einsatzes der torrefizierten Holzepellets im Dauerbetrieb wurden
Versuche im kommerziellen Serienvergaser V3.90 in Kombination mit einem Gasmotor-
BHKW durchgeführt.
o Zu den jeweiligen Versuchen wurden Massen- und Energiebilanzen erstellt sowie unter-
schiedliche Prozessparameter (Brennstoff- und Luftmassenstrom, Temperaturen, Drücke
etc.) überwacht und analysiert.
AP7: Technische, ökologische und ökonomische Analyse
o Anhand der Arbeitspakete 3, 4, 5 und 6 wurden die Ergebnisse der Verbrennung- und
Vergasungsversuche im Rahmen der technischen Analyse zusammengefasst und
Tendenzen und Handlungsempfehlungen für die Praxisumsetzung aufgezeigt.
o Nach dem Prinzip der Ökobilanzierung wurden die Verbrennungs- und Vergasungsprozesse
hinsichtlich der Treibhausgasemissionen und versauernd wirkenden Emissionen analysiert.
o Basierend auf dem Methodenhandbuch zur stoffstromorientierten Bilanzierung der
Klimagaseffekte wurden die spezifischen Energiegestehungskosten und
Treibhausgasvermeidungskosten der Verbrennungsanlage (Kessel 1) sowie
Vergasungsanlage (kommerzielle Holzvergaser der Fa. Burkhardt) unter Einsatz der
torrefizierten sowie nicht-torrefizierten Brennstoffe berechnet. Anschließende
Sensitivitätsanalysen machen die Auswirkungen der am Markt auftretenden Schwankungen
der kapital- und verbrauchsgebundenen Kostenparameter sichtbar.
AP8: Evaluierung der Ergebnisse
o Anhand der vorherigen Arbeitspakete wurde dieEinsatzfähigkeit der torrefizierten Brenn-
stoffe an den getesteten Konversionsanlagen für den Praxiseinsatz untersucht.
o Eine Roadmap zur Markteinführung torrefizierter Holzpellets für kleintechnischen Anlagen
wurde erstellt
Für die Bearbeitung der inhaltlichen Aufgaben fanden insgesamt drei Projekttreffen sowie kontinuierlich
bilaterale Absprachen statt.
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1.4 Stand von Wissenschaft und Technik, an den angeknüpft wurde
Der Stand von Wissenschaft und Technik, an denen das Projekt anknüpfte, ist im Anhang dargestellt
(siehe Anhang A 2.1) und aus dem Zuwendungsantrag entnommen.
1.5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen
Bei dem Projekt handelte es sich um ein Verbundprojekt zwischen dem DBFZ und der Fa. Burkhardt.
Dabei übernahm das DBFZ die angedachten Aufgaben und Untersuchungen der Arbeitspakete 1, 2, 3,
4, 7 und 8. Die Arbeitspakete 5 und 6 wurden von der Burkhardt GmbH bearbeitet. Zudem begleitete
die Burkhardt GmbH die Arbeitspakete 1, 7 und 8.
2 Eingehende Darstellung
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2 Eingehende Darstellung
2.1 AP 1: Projektmanagement
Die Koordination der Projektaktivitäten wurde vom DBFZ übernommen und gewährleistete ein
effizientes Management zur Erreichung der Forschungsziele und Meilensteine im geplanten Zeit-
rahmen, die Koordination der Projektressourcen, das Controlling der Abbruchkriterien/Ergebnis-
präsentation/Vernetzung sowie der Berichterstattung.
Das Kick-off-Meeting fand am 13.11.2013 im Hause des DBFZ in Leipzig statt. Neben sechs
Mitarbeitern des DBFZ waren zwei Vertreter der Burkhardt GmbH anwesend. Administrative und
inhaltliche Punkte wurden besprochen und gemeinsame Absprachen zur Erreichung der Projektziele
getroffen sowie Rahmenbedingungen für die Versuche bzw. der Versuchs- und Analyseplan wurde durch
die beteiligten Mitarbeiter erstellt. Ein wichtiger Punkt war zudem die Brennstoffbeschaffung als Teil
des Arbeitspakets 2.
Weitere projektinterne Treffen fanden am 06.11.2014 bei der Fa. Burkhardt in Mühlhausen sowie am
11.05.2015 am DBFZ in Leipzig statt.
Auf der 5. Statuskonferenz des BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“ am 14./15.
November 2013 wurde das Projekt in den beiden Arbeitsgruppen „Thermochemische Vergasung“ und
„Technologien – Emissionsarme Kleinfeuerungsanlagen“ vorgestellt. Zudem wurde die Präsentation im
Tagungsband der Statuskonferenz veröffentlicht.
Am 19. Juni 2014 wurde das Projekt auf dem 8. Rostocker Bioenergieforum innerhalb eines Vortrags
mit dem Titel „Torrefizierte Bioenergieträger – Auch für Deutschland interessant?“ vorgestellt und im
Tagungsband der Veranstaltung veröffentlicht.
Erste Projektergebnisse wurden mit einem Posterbeitrag auf der Europäischen Pelletskonferenz am
25. - 26. Februar 2015 in Wels, Österreich, sowie auf der 23. European Biomass Conference &
Exhibition am 1. - 4. Juni 2015 in Wien Experten und interessierten Besuchern präsentiert.
Ein weiterer Posterbeitrag wurde auf der 6. Statuskonferenz „Bioenergie. Mehr als eine sichere
Reserve?!“ des BMWi-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“ am 11./12.11.2015 in
Leipzig präsentiert.
2 Eingehende Darstellung
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2.2 AP 2: Brennstoffbeschaffung und –charakterisierung
Aufgrund anfänglicher Schwierigkeiten in der Einholung von Richtpreisen kam es zu Verzögerungen in
der Bereitstellung der Brennstoffe. Einerseits war die Abstimmung mit potentiellen Produzenten auf
eine geeignete Rohstoffbasis schwierig und andererseits kam es bei bereits fortgeschrittenen Verhand-
lungen plötzlich zu einem internen Zuständigkeitswechsel beim deutschen Verhandlungspartner,
worauf sämtliche Torrefizierungsaktivitäten innerhalb des Unternehmens eingestellt wurden. Aus
diesem Grund mussten kurzfristig erneute Verhandlungen mit Unternehmen im europäischen Ausland
aufgenommen werden. Neben der Fa. Topell Energy und der Fa. Andritz stellte sich schließlich die Fa.
Torr-Coal aus den Niederlanden als geeigneter Brennstoffproduzent heraus.
Aufgrund der hohen Angebotspreise für die Bereitstellung der torrefizierten Pellets (günstigstes Angebot
der Fa. Torr-Coal mit 595 €/t (brutto), entspricht 35% Mehrkosten gegenüber Vorhabenplanung) wurde
der Versuchsplan angepasst und eine Bestellmenge von 30 t geordert. Die Produktion der 30 t
torrefizierter Holzpellets in drei unterschiedlichen Torrefizierungsgraden (275 °C, 290 °C und 305 °C)
erfolgte auf Basis von Mischungen aus Waldrestholz, Pappel, Weide, Tanne, Eiche oder Buche und
begann in der 21. Kalenderwoche 2014. Die Lieferung der ersten Big Bags erfolgte im Juni. Von den
insgesamt 45 Big Bags verblieben 12 Big Bags aufgrund knapper Lagerkapazitäten bei der
Burkhardt GmbH vorerst bei der Fa. Torr-Coal, die bei Bedarf geliefert wurden (die letzten in der
15. KW 2015). Für die Versuche im DBFZ wurden von jeder Charge jeweils 1 t just-in-time vom Lager
der Fa. Burkhardt bezogen. Es war nicht möglich das Ausgangsmaterial als untorrefizierte Charge für
Vergleichsversuche zu erhalten. Lediglich eine Materialprobe von 10 kg konnte für die Analyse
bereitgestellt werden. Deshalb wurden als Referenz handelsübliche ENplus A1 Holzpellets (HP1, HP2
und HP3) genutzt. Eine separate Bestellung untorrefizierter Holzpellets erfolgte zu einem Nettopreis von
273,85 €/t.
Die Brennstoffanalysen wurden anhand der geltenden Normen für biogene Festbrennstoffe
durchgeführt. Die Ergebnisse aus der Brennstoffanalyse sind in Tabelle 1 aufgelistet. Es wird deutlich,
dass sich mit steigendem Torrefizierungsgrad der Anteil bestimmter Elemente erhöhen oder
vermindern kann. Zu einer Erhöhung kam es beispielsweise bei dem Aschegehalt, dem Hu, C-, S-, Cl-,
Ca-, P-, K-, Cd- und Zn- Gehalt. Eine Senkung fand dagegen bei den flüchtigen Substanzen, dem H2O-
Gehalt, N-, H-, Na-, Cr- und Ni-Gehalt statt.
In diesem Zusammenhang sind jedoch auch abweichende Tendenzen zu beobachten, so steigt z.B. der
Wasser- und Aschegehalt von TP2 zu TP3. Dies kann u.a. auf eine mögliche Heterogenität des
Inputmaterials bei der Torrefizierung sowie auf schwankende Torrefizierungsbedingungen zurückgeführt
werden. Die Grenzwerte nach ISO 17225-2 A1 für naturbelassenes Holz werden von HP1, HP2 und HP3
eingehalten. Auffällig ist, dass das Ausgangsmaterial für die Torrefizierung einen deutlich höheren
Aschegehalt und Gehalte an z.B. Ca, Mg, K und Si im Vergleich zu den Referenzholzpellets aufweist. Die
kann auf einen erhöhten Rindenanteil zurückgeführt werden. Ebenso weisen die torrefizierten Chargen
teilweise Abweichungen bzw. Überschreitungen auf. Bei dem Cd-Gehalt liegen alle drei torrefizierten
Chargen über dem Grenzwert von 0,5 mg/kg wf, das Ausgangsmaterial hält den Grenzwert ein. Durch
die Torrefizierung kam es somit zu einer Verdopplung des Cd-Gehalts. Zu weiteren Überschreitungen
kam es bei TP2 bezüglich des Cu- und Pb- Gehalts, wobei das Ausgangsmaterial den Grenzwert für Pb
schon überschritt. Der Aschegehalt liegt nach der DIN EN ISO 17225-2 A1 bei < 0,7 Ma.-% wf, dieser
wird ebenfalls nur von den handelsüblichen Holzpellets eingehalten und von den torrefizierten Chargen
deutlich überschritten. Weiterhin weisen die Chargen TP2 und TP3 mit ca. 400 kg/m3 FM im Vergleich
zu den Anforderungen der DIN EN ISO 17225-1 A1 (> 600 kg/m³) deutlich niedrigere Schüttdichten auf.
2 Eingehende Darstellung
7
Dagegen werden die Anforderungen für die mechanische Festigkeit von allen Versuchsbrennstoffen
eingehalten.
Tabelle 1: Analyse der verwendeten Versuchsbrennstoffe im Vergleich zur DIN EN ISO 17225-2 A1 und dem Entwurf zur
ISO/TS 17225-8 TW1 Alakangas und Englisch 2014; o. A. 2014b
Parameter
Einheit
Ausgangs-
material
TP1
(275°C)
TP2
(290°C)
TP3
(305°C)
HP1
HP2
HP3
DIN EN ISO
17225- 2
A1
ISO/TS
17225-
8 TW1
Lignin Ma.-% wf - 68,3 70,2 66,5 - - - - -
Hemizellulose Ma.-% wf - 11,7 4,3 5,5 - - - - -
Zellulose Ma.-% wf - 10,1 12,6 15,4 - - - - -
mechanische
Festigkeit % FM - 99,1 98,9 98,9 98,9 98,9 - ≥ 97,5 ≥ 97,5
Schüttdichte kg/m3 FM - 716 408 392 630 647 - ≥ 600 ≥ 650
Wassergehalt Ma.-% FM 13,1 4,90 4,30 4,10 5,70 5,96 6,29 ≤ 10 ≤ 8
Hu MJ/kg wf 18,8 20,4 20,8 19,9 18,7 19,0 18,0 ≥ 16,5 ≥ 19
flüchtige
Substanzen Ma.-% wf 82,5 75,6 73,2 76,9 85,0 84,7 - - -
Asche
(550°C) Ma.-% wf 1,46 1,65 1,78 1,64 0,29 0,44 0,35 ≤ 0,7 ≤ 2,0
SST °C - 1060 1120 980 - - - - -
DT °C - 1200 1150 1190 - - - - -
C Ma.- % wf 50,6 54,5 55,6 53,7 52,4 50,9 - - -
H Ma.- % wf 5,95 5,84 5,67 5,79 6,40 6,24 - - -
N Ma.- % wf 0,670 0,580 0,430 0,520 0,310 0,090 - ≤ 0,3 ≤ 0,5
S Ma.- % wf 0,014 0,046 0,043 0,038 0,074 0,044 0,009 ≤ 0,04 ≤ 0,04
Cl Ma.- % wf 0,010 0,018 0,017 0,014 0,005 0,008 - ≤ 0,02 ≤ 0,03
Ca mg/kg wf 3080 3560 3540 3960 924 1350 823 - -
Mg mg/kg wf 366 456 468 495 194 165 162 - -
K mg/kg wf 1350 1790 1640 1710 681 349 478 - -
P mg/kg wf 209 321 277 320 120 68,1 72,9 - -
Na mg/kg wf 244 176 124 95,2 21,7 8,72 23,7 - -
Si mg/kg wf 4140 3030 4550 3660 1220 977 673 - -
As mg/kg wf - 0 0,456 0,325 0,025 0 - ≤ 1 ≤ 1
Cd mg/kg wf 0,390 0,619 0,604 0,664 0,210 0,221 0,184 ≤ 0,5 ≤ 1
Cr mg/kg wf 15,1 7,93 10,3 8,19 3,83 1,97 1,69 ≤ 10 ≤ 15
Cu mg/kg wf 9,61 6,48 10,2 6,76 1,08 0,858 0,929 ≤ 10 ≤ 20
Pb mg/kg wf 12,0 8,54 14,6 8,81 0 1,49 1,13 ≤ 10 ≤ 10
Hg mg/kg wf - 0 0 0 0,006 0 - ≤ 0,1 -
Ni mg/kg wf 6,49 1,40 2,07 1,72 1,83 0,792 0,823 ≤ 10 ≤ 10
Zn mg/kg wf 45,0 66,9 87,6 70,8 9,49 15,2 8,48 ≤ 100 ≤ 100
2 Eingehende Darstellung
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Des Weiteren ist auch die momentan diskutierte vorgeschlagene technische Spezifizierung ISO/TS
17225-8 TW1 in Tabelle 1 aufgelistet. Nach dieser TS für thermisch modifizierte Brennstoffe können
auch torrefizierte Materialien eingeordnet werden (Alakangas und Englisch 2014). In Bezug zu dieser
werden von allen drei torrefizierten Chargen fast alle Grenzwerte eingehalten. Lediglich die Schüttdichte
wird unterschritten (> 650 kg/m3) und von TP2 der Pb-Gehalt überschritten.
Anhand der in Tabelle 1 aufgelisteten Analysedaten wurden die Brennstoffindizes für die Versuchs-
brennstoffe berechnet, siehe Tabelle 2. Mithilfe dieser lassen sich Aussagen über das zu erwartende
Emissionsniveau und das potentielle Verschlackungsrisiko bei der Verbrennung ableiten. Der N-Gehalt
im torrefizierten Material wurde gegenüber dem Ausgangs-Material verringert, aber er ist im Gegensatz
zu HP1, HP2 und HP3 bei TP1, TP2 und TP3 höher. Entsprechend sind bei Brennstoffen mit höheren N-
Gehalten auch höhere Stickstoffoxidemissionen zu erwarten.
Tabelle 2: Darstellung der relevanten Brennstoffindizes für die verwendeten Brennstoffe
Brennstoffindiex
Einheit
Ausgangs-
material
TP1
(275°C)
TP2
(290°C)
TP3
(305°C)
HP1
HP2
N Ma.- % wf 0,670 0,580 0,430 0,520 0,310 0,090
(K+Na)/(2S+Cl) mol/mol 3,909 1,583 1,498 1,732 0,386 0,313
Si/(Ca+Mg) mol/mol 1,60 1,00 1,51 1,09 1,40 0,86
(Si+P+K)/(Ca+Mg) mol/mol 2,053 1,525 1,979 1,547 2,086 1,134
K+Na+Zn+Pb+S+Cl mg/kg wf 1891 2681 2466 2405 1502 894
Der Brennstoffindex (K+Na)/(2S+Cl) liegt bei allen Versuchsbrennstoffchargen, außer bei dem
Ausgangsmaterial, unter 2 mol/mol, was nach (Sommersacher u. a. 2011) für niedrige SO2 und HCl
Emissionen spricht. Durch die Torrefizierung ist dieser Indize noch niedriger als bei dem
Ausgangsmaterial, aber im Vergleich zu HP1 und HP2 um ein vielfaches höher.
Das Verschlackungsrisiko der Feuerraumasche kann anhand des Indexes Si/(Ca+Mg) und des Indexes
(Si+P+K)/(Ca+Mg) abgeschätzt werden. Liegt der Wert für diese Indizes unter 1 mol/mol spricht dies für
hohe Aschesintertemperaturen (> 1200 °C) und ein geringes Verschlackungsrisiko (Sommersacher
u. a. 2011). Liegt er hingegen über 1 spricht das für tendenziell abnehmende Ascheerweichungs-
temperaturen/ Aschesintertemperaturen und ein erhöhtes Verschlackungsrisiko. Die Werte für den
Brennstoffindex Si/(Ca+Mg) liegen bei allen Versuchsbrennstoffchargen unter 1,6 mol/mol, wobei der
niedrigste Wert für HP2 ermittelt wurde. Bei dem Brennstoffindex (Si+P+K)/(Ca+Mg) liegen die Werte
nicht höher als 2 mol/mol. Die Torrefizierung resultiert bei TP1 und TP3 in einer Senkung der
Verschlackungsindex Si/(Ca+Mg) um 25 bis 30 %. Bei TP2 hingegen ist kaum eine Veränderung des
Verschlackungsindexes eingetreten. Nach Tabelle 1 liegt die Aschesintertemperatur bei TP1 und TP3
bei ca. 1000 °C und bei TP2 bei ca. 1150 °C. Anhand der Brennstoffindizes bestätigt sich, dass ab
einem Wert von über 1 mol/mol die Aschesintertertemperatur unter 1200 °C sinkt (Sommersacher
u. a. 2011). Dadurch dass die Werte nur knapp 1,6 mol/mol bzw. 2 mol/mol als Höchstwert erreichen,
ist das Risiko der Verschlackung in der Feuerraumasche jedoch als relativ gering einzuschätzen.
Der Summenparameter (K+Na+Zn+Pb+S+Cl) hat sich gegenüber dem Ausgangsmaterial durch die
Torrefizierung um fast 25% erhöht. Nach (Sommersacher u. a. 2011) wurde eine Korrelation dieses
Summenparameters und den Gesamtstaubemissionen beobachtet. Steigt dieser Wert so sollte auch
ein erhöhtes Niveau an Gesamtstaubemissionen zu erwarten sein. Entsprechend sind bei der
Verbrennung von HP1 und HP2 die geringsten und bei der Verbrennung von TP1 die höchsten
Gesamtstaubemissionen zu erwarten.
2 Eingehende Darstellung
9
2.3 AP 3: Einsatz torrefizierter Biomasse in Kleinfeuerungsanlagen
Zur Beurteilung der Einsatzmöglichkeit der in AP2 bereitgestellten Pelletchargen wurden Verbrennungs-
versuche an drei Feuerungsanlagen (< 100 kW) durchgeführt und anhand von Emissionsmessungen
und Feinstaub- sowie Ascheanalytik bewertet.
2.3.1 Material und Methoden
Kesselanlagen
Für die Durchführung der Verbrennungsversuche wurden im Rahmen des Projektes drei verschiedene
Kesselanlagen verwendet, die im Technikum des DBFZ für den Einsatz holz- und halmgutartiger sowie
anderer schwieriger biogener Brennstoffe zur Verfügung stehen.
Der für die Versuche verwendete Kessel 1 hat eine Nennwärmeleistung von 30 KW (beim Einsatz von
Holzpellets) und ist speziell für den Einsatz von Getreide und Holzpellets ausgelegt. Aufgrund der
anlagentechnischen Ausführung mit einem doppelmanteligen Edelstahl–Reaktionsrohr, des stehend
aufgestellten Edelstahl-Rohrbündelwärmeübertragers mit automatischem Reinigungssystem und den
regelungstechnischen Einrichtungen erscheint der Kessel auch für den Einsatz halmgutartiger und
anderer biogener Mischbrennstoffe als geeignet. Neben den oben genannten Vorteilen der
Kesselausführung verfügt der Kessel über einen automatischen Vorschubrost und eine Luftstufung in
Primär- und Sekundärluft. Die Primärluft wird der Brennkammer über den Rost zugeführt. Die
Sekundärluft wird dem Verbrennungsgas in der Ausbrandzone tangential zugeführt, um eine gute
Durchmischung und einen optimalen Gasausbrand in der Sekundärzone zu erreichen. Das Verhältnis
zwischen Primär- und Sekundärluft kann über eine Klappe manuell eingestellt werden. Aufgrund der
Luftstufung ist es möglich, eine im Vergleich zu anderen Kesselanlagen niedrige Temperatur auf dem
Rost zu gewährleisten und damit das Auftreten von Ascheverschlackungen zu minimieren.
Kessel 2 hat eine Nennwärmeleistung von 49 KW (beim Einsatz von Holzpellets), ist für den Einsatz von
Holzhackschnitzeln und Holzpellets ausgelegt und hat sich auch beim Einsatz nicht-holzartiger
Biomasse bewährt. Für die Verbrennung problematischer Brennstoffe sind hierbei die Ausstattung mit
einer wassergekühlten Brennmulde und die Verbrennungsluftführung vorteilhaft. Die Primär- und
Sekundärluft wird dabei über zwei voneinander unabhängig regelbaren Verbrennungsluftgebläsen in
den Feuerraum eingebracht. Außerdem verfügt der Kessel über einen automatischen Ascheschieber,
der leichte Ascheverschlackungen und -anbackungen lösen und in den Aschekasten transportieren
kann.
Im Unterschied zu Kessel 1 und 2 weist Kessel 3 eine Nennwärmeleistung von 15 kW auf und ist für
den Einsatz von Holzpellets ausgelegt. Der Brennstoff wurde manuell in den Pelletvorratsbehälter der
Anlage eingefüllt. Von dort wird der Brennstoff automatisch mittels einer Förderschnecke in den
Brennertopf der Feuerung (d.h. Fallschachtfeuerung) gefördert. Dort findet unter Zugabe von Primär-
und Sekundärluft der Verbrennungsprozess statt. Der Unterdruck, den das (Abgas-) Saugzuggebläse
erzeugt, sorgt dafür, dass Primär- und Sekundärluft über Öffnungen in der Brennertopfkonstruktion zum
Brennstoff gelangt. Der Verbrennungsprozess wird anhand der Feuerraumtemperatur, die direkt nach
dem Verlassen der Abgase aus der Brennkammer gemessen wird, geregelt. Die heißen Abgase werden
anschließend durch einen vertikal aufgestellten Wärmeübertrager geleitet, um die Wärme an das
Heizkreissytem abzugeben. Die Kesselanlage kann die Wärmeleistung zwischen 30 und 100 %
variieren, wobei die Ausbrandphase eingeleitet wird, wenn (i) die Wärmeabgabe unter die minimal
vorgegebene Wärmeabgabe fällt, (ii) keine Wärmeabnahme vorhanden ist oder (iii) die Wasser-
2 Eingehende Darstellung
10
temperatur im Kessel über der für den Kesselkörper sicherheitsrelevanten Temperatur liegt. Der
bewegliche Boden des Brennertopfes ist mit fächerförmig angeordneten Zwischenräumen versehen.
Diese werden im Betrieb über eine Regelungsmechanik automatisch geöffnet, um die angefallene
Asche zu entfernen. An diesem Kessel wurden die Lastwechselversuche durchgeführt.
Verwendete Messtechnik
Die Abbrandversuche erfolgten im Technikum des DBFZ, in dem die beschriebenen Kesselanlagen über
den Vor- und Rücklauf in das Heizungssystem des Gebäudes eingebunden sind und welches über ein
Rückkühlwerk verfügt. Eine installierte Rücklaufanhebung am Kessel und das Rückkühlwerk des
Heizungssystems gewährleisten hier eine Mindestrücklauftemperatur von 60 °C. Die Abgasführung
erfolgt über einen isolierten, vertikalen und standardisierten Abgaskanal (siehe ), in dem die
Messstellen für die Abgasanalyse und Staubmessungen integriert sind. Die dem Feinstaubabscheider
nachgeschaltete Abgasmessstrecke entspricht den Anforderungen der DIN EN 13284-1 o. A. 2002. Die
vom Kessel an das Heizungsnetz abgegebene Nutzwärme wird von einem Wärmemengenzähler (WMZ)
erfasst und dient der Kontrolle des Volllastbetriebs des Kessels. Im Einzelnen werden folgende
Feuerungs- und Emissionsmessgrößen erfasst, deren Messung im Folgenden kurz erläutert wird.
Abgasbestandteile: Stickstoffoxide (NO, NO2), Chlorwasserstoff (HCl), Schwefeldioxid (SO2), Kohlenstoff-
monoxid (CO), gasförmige organische Stoffe (als Gesamt-C), Staub- bzw. Partikelmasse, Sauerstoff (O2).
Betriebsparameter des Kessels: Wärmeleistung, Kessel-, Rücklauf- und Abgastemperatur, Stau- und
Differenzdruck im Abgaskanal, Kohlenstoffdioxidgehalt (CO2) im Abgas.
Einige der Betriebsparameter wurden nur als Hilfsgrößen für Umrechnungen oder zur Feststellung des
jeweiligen Betriebszustandes herangezogen und finden im weiteren Teil der Auswertung als
Bewertungsgröße keine Anwendung. Die Messgrößen können im Wesentlichen durch ihre
kontinuierliche und diskontinuierliche Erfassung unterschieden werden.
Kontinuierlich erfasste Abgasmessgrößen
Für die kontinuierliche Messung der Abgasmessgrößen wurden drei unterschiedliche Messgeräte
verwendet. Alle Geräte saugen das Abgas mittels beheizter Messsonden und Schläuche aus dem
Abgaskanal ab und analysieren die entnommenen Gase unverdünnt. Die Messgrößen werden
kontinuierlich über die gesamte Versuchsdauer in 10 Sekunden Abständen aufgezeichnet. Für die
Auswertung erfolgt die Berechnung von Gesamtmittelwerten aus Viertelstundenmittelwerten während
eines stationären Betriebszustandes.
Für die Versuche wurde die GASMET CEMS FTIR-Emissionsmessanlage eingesetzt. Diese stationäre
Emissionsmessanlage besteht aus einem FTIR-Gasanalysator vom Typ CX-4000 der Firma ANSYCO
GmbH, einem Sauerstoffanalysator vom Typ PMA 100-L der Firma M&C TechGroup Germany GmbH,
sowie einem beheizten Probennahmesystem und einem PC zur Steuerung und Erfassung der Daten.
Der integrierte Sauerstoffanalysator nutzt das physikalische Messprinzip des Paramagnetismus zur
Messung des Sauerstoffgehaltes und ist in seinen Messbereichen von 0 bis 25 und 0 bis 100 Vol.-% O2
frei parametrierbar. Die Probenahme des CEMS erfolgt mit einer beheizten Entnahmesonde, deren
auswechselbarer Filter zur Partikelabscheidung vor jedem Versuch ausgetauscht wird. Alle gasbe-
netzten Teile der stationären Emissionsmessanlage, von der Entnahmesonde bis zur Messzelle werden
mit 180 °C beheizt. Die Emissionsmessanlage GASMET CEMS ist durch den TÜV SÜD zertifiziert und
darf gemäß 13. und 17. BImSchV zur Analyse von Rauchgasen in Kraftwerken und Müllver-
brennungsanlagen eingesetzt werden. Tabelle 3 zeigt die für die Messungen relevanten Emissions-
komponenten mit dazugehörigen Messbereichen und Messgrößen.
2 Eingehende Darstellung
11
Tabelle 3: Messgrößen, -bereiche und -fehler des FTIR-Gasanalysators Typ CX-4000
Hersteller: ANSYCO GmbH
Messprinzip: Infrarotspektroskopie
Messgrößen und
–bereiche:
Messgröße Nachweisgrenze Messbereich Max. Messfehler
NO 3 ppm 0 - 2.000 ppm ± 10 ppm bzw. 4 % FS
NO2 4 ppm 0 - 1.500 ppm ± 5 ppm bzw. 4 % FS
SO2 3 ppm 0 - 2.000 ppm ± 5 ppm bzw. 4 % FS
HCl 1 ppm 0 - 1.000 ppm ± 2 ppm bzw. 4 % FS
CO 2 ppm 0 - 15.000 ppm ± 15 ppm bzw. 4 % FS
CO2 0,2 Vol.-% 0 – 25 Vol.-% ± 0,5 Vol.-% bzw. 4 % FS
H2O 0,2 Vol.-% 0 – 30 Vol.-% ± 0,5 Vol.-% bzw. 4 % FS
FS Messbereichsendwert
Die Messung der Gesamtkohlenwasserstoffemissionen (Gesamt-C) erfolgt mit einem Flammen-
ionisationsdetektor. Hierfür wird entweder das in der GASMET-Emissionsmessanlage integrierte Gerät
oder der FID-2010T der Fa. Testa verwendet.
Die Messung gasförmiger Abgasbestandteile (CO, O2, NOx) während der Versuche mit dem Referenzlast-
zyklus bzw. der Vorversuche zu den Volllast- und Teillastversuchen erfolgte mit Hilfe eines Visit 02 S
Gerätes der Firma Eheim.
Diskontinuierlich erfasste Abgasmessgrößen
Die Messung der partikelförmigen Emissionen erfolgt gravimetrisch in Anlehnung an die VDI Richtlinie
2066 Blatt 1: „Staubmessung in strömenden Gasen – gravimetrische Bestimmung der Staubbeladung“
(o. A. 2006). Für die Absaugung und Volumenstromermittlung des Teilabgasstromes wird die
automatische Isokinetikregelung ITES der Paul Gothe GmbH eingesetzt.
Der abgesaugte Teilgasstrom durchströmt die Entnahmesonde aus Titan und passiert dabei die
Filtereinheit, welche mit einem Planfilter versehen ist. Als Filtermaterial wird Quarzmikrofaserpapier mit
einem Durchmesser von 45 mm verwendet, auf dem sich die vom Abgasstrom mitgetragenen Partikel
ablagern. Die Entnahmesonde wird während der Probenahme durch eine Heizmanschette konstant auf
160 °C geheizt, um ein Auskondensieren von Abgasbestandteilen zu vermeiden. Bei den Messungen,
wurde die in der VDI Richtlinie 2066 Blatt 1 beschriebene Out-Stack-Filtration angewendet. Für jeden
Versuch wurden mindesten drei Staubmessungen nach VDI 2066 durchgeführt.
Bestimmung des Wirkungsgrades
Der Wirkungsgrad wurde bei beiden Kesseln über die direkte Methode bestimmt (Good u. a. 2006).
Dabei wurden die Brennstoffmasse am Kessel 1 anhand der Restbrennstoffmenge nach Beendigung
des Versuches bestimmt. Dadurch sind die verbrauchte Brennstoffmenge während des Anfahr- und
Abfahrvorganges enthalten und der Versuch über den gesamten Versuchszeitraum bilanziert. Bei
Kessel 2 konnte die Brennstoffmenge durch die Kesselwaage online im 30 min Takt aufgezeichnet
werden, so dass Anfahr- und Abfahrvorgänge bei der Bilanzierung nicht mit berücksichtigt werden. Die
direkte Berechnung des Wirkungsgrads erfolgt über die Bildung des Mittelwertes des Wärmemengen-
zählers (abgegebene Wärme an den Heizkreislauf) im stationären Zustand, und der Bestimmung des
Brennstoffmassenstroms. Mithilfe des Brennstoffmassenstroms und des Heizwertes wurde dann die
2 Eingehende Darstellung
12
zugeführte Brennstoffwärme berechnet. Die Verluste durch unverbranntes Material in der Feuer-
raumasche konnten bei der Ermittlung der Wirkungsgrade nicht mit berücksichtigt werden.
2.3.2 Versuchsdurchführung
Voll- und Teillastversuche an Kessel 1 und 2
Für die Versuche mit HP1 und HP2 konnte am Kessel eine werksseitige Kesseleinstellung verwendet
werden. Hingegen konnten für TP1, TP2 und TP3 keine werksseitig vorgegebenen Kesseleinstellungen
gewählt werden. Somit musste durch Vorversuche eine individuelle Einstellung für die torrefizierten
Chargen gefunden werden. Das Ziel bestand darin, ein möglichst gutes Abbrand- und Emissions-
verhalten zu gewährleisten, das durch geringe CO-Emissionen und niedrige Verschlackungsgrade in der
Feuerraumasche gekennzeichnet ist. Zunächst wurde die Laufzeit der Stokerschnecke an den
Energiegehalt des jeweiligen Brennstoffes angepasst, um die gewünschte Kesselnennleistung zu
erreichen. Weiterhin wurde die primär- und sekundärseitige Verbrennungsluftzufuhr variiert um eine
optimale Verbrennung zu erreichen. Diese Einstellung erfolgte durch manuelles Variieren der
Luftklappenstellung am Kessel 1. Am Kessel 2 erfolgte sie hingegen durch die Drehzahlregelung des
Primär- und Sekundärluftgebläses, über die Steuerung. Mit jeder Brennstoffcharge wurden zwei
Verbrennungsversuche durchgeführt, zum einen ein Teillastversuch und zum anderen ein Volllast-
versuch. Teillastbetrieb fand bei den Versuchen bei 50% statt. Um diesen zu erreichen wurde der
Kessel erst auf Volllast betrieben und nach Erreichen des stationären Zustands, über das Steuerungs-
menü, auf 50% herruntergeregelt. Die Versuche dauerten meist zwischen 4 und 8 h. Je nachdem ob die
Einstellung nochmals angepasst werden mussten, variierte die Dauer. Bei der Vorbereitung jedes
Versuches wurden die einzelnen Messgeräte in Betrieb genommen und deren Messwertaufzeichnung
über entsprechende Programme gestartet. Diesbezüglich wurden die Stokerschneckenlaufzeit,
Temperaturdaten, Druckdaten, Kesseldaten, FID- Daten, FTIR- Daten sowie die Parameter des ITES
Messgerätes und des Wärmemengenzählers registriert. Die Zündung am Kessel erfolgt automatisch.
Nach Erfolgen dieser stellte sich ein Regelungsbetrieb ein. Nach Abschluss des Zündvorgangs wurden
die Sonden für das FID und FTIR in den Abgaskanal eingebracht, um die Messgeräte nicht mit hohen
Emissionswerten zu belasten. Anschließend wurde die Staubsonde durch einen Lecktest auf ihre
Dichtigkeit geprüft. Wenn dieser erfolgreich war, wurde der Partikelfilter eingebaut und die Sonde
ebenfalls am Abgaskanal eingebracht. Wenn der Kessel dann, je nach Versuch, einen konstanten
stationären Volllast- bzw. Teillastbetrieb erreicht hatte, wurde die erste Staubmessung gestartet.
Nacheinander wurden die Staubmessungen durchgeführt, wobei Volllast- und Teillastversuche an
verschiedenen Tagen getrennt voneinander durchgeführt wurden. Um ein Bild des Verbrennungs-
prozesses zu bekommen, wurde am Kessel 1 pro Versuch einmal die Brennraumtür geöffnet um Fotos
des Glutbettes zu machen. Dies geschah aber nicht während einer Staubmessung, sondern in
Pausenzeiten zwischen den Messungen. Nach Beendigung der Staubmessungen wurden die Sonden
aus dem Abgaskanal entnommen und der Kessel ausgeschaltet, wobei der Kessel selbstständig in
einen Nachlauf schaltet. Nach Abkühlen des Kessels und der Sonden fand am nächsten Tag die
Nachbereitung statt. Die Nachbereitung umfasste die fotografische Dokumentation der Feuerraum-
asche und eventueller Verschlackungen, Spülen der verwendeten Staubsonden und Sammeln der
Daten von den einzelnen Messgeräten. Ascheproben wurden entnommen und zur Analyse ins Labor
gegeben. Zudem wurden ebenfalls die Sondenspülungen und die beladenen Partikelfilter zur Analyse
ins Labor gegeben. Danach erfolgte eine Reinigung des Brennraums und die Restbrennstoffmenge
wurde mithilfe der Förderschnecke in den Rost befördert, abgesaugt und anschließend gewogen. In
2 Eingehende Darstellung
13
Tabelle 4 sind die durchgeführten Versuche am Kessel 1 und Kessel 2 aufgelistet und durch ein „x“
gekennzeichnet.
Tabelle 4: Versuchsmatrix für die Voll- (VL) und Teillastversuche (TL) an Kessel 1 und 2
HP1 HP2 TP1 TP2 TP3
Kessel 1 VL X - X X X
TL X - X X X
Kessel 2 VL - X X X X
TL - X X X X
Alle Emissionswerte sind auf mg/m3 i.N., tr., bez. 13 Vol..-% O2 umgerechnet, deshalb wird im weiteren
auf die ausführliche Einheitenbezeichnung verzichtet.
Versuch mit dem Jahresreferenzlastzyklus am Kessel C
Der Ablauf für die Durchführung des Versuchs mit dem Jahresreferenzlastzyklus ist schematisch in
Abbildung 1 dargestellt und in Tabelle 5 zusammengefasst. Der 8-stündige Referenzlastzyklus wurde
mit den Brennstoffen HP3 und TP1 durchgeführt und dann gestartet, wenn die Vorlauftemperatur die
Rücklauftemperatur von 55 °C überstieg (t1). Der mittlere Jahresnormnutzungsgrad ist gleich dem
gemessenen Wert für den Wirkungsgrad über den Testzyklus, die gemessenen Emissionen entsprechen
den mittleren Emissionen während eines Jahres für den Kessel (bei Betrieb entsprechend den bei der
Ermittlung des Jahresnormzyklus getroffenen Annahmen). Jahresnormnutzungsgrad und Emissionen
werden auf die Summe von mit dem Brennstoff zugeführter Energie und elektrischer Hilfsenergie
bezogen. Der Betrieb des Kessels beginnend bei einer Kesseltemperatur von 45 °C entspricht dem
Profil in Abbildung 1 und den zugehörigen Daten in Tabelle 5. 100% Kesselauslastung entsprechen
dabei der vom Hersteller angegebenen Nennleistung des Kessels. Die Herleitung und Auswertung
dieses Jahresreferenzlastzyklus ist in (Heckmann 2010) (Heckmann u. a. 2010) ausführlich dargestellt.
Tabelle 5: Definition der Zeitpunkte, Bedingungen und nächsten Prozessschritte für den Versuchsablauf mit dem
Referenzlastzyklus Heckmann 2010
Zeitpunkt Bedingung Nächster Prozessschritt
t0 Kesseltemperatur = 45 °C Start Kessel und Messungen
t1 Vorlauftemp.=Rücklauftemp. = 55 °C Start Referenzlastzyklus
t2 Ende Lastzyklus, Start Abkühlphase Abfuhr Nutzwärme bei Abnahme von 20% der Nennlast
t3 Vorlauftemp.=Rücklauftemp. = 55 °C Stopp Wärmeabnahme, Bestimmung der Verluste
t4 Ende 8-stündeige Abkühlphase Aktivierung der Wärmeabnahme zum Temperaturausgleich
t5 Vorlauftemp.=Rücklauftemp. Abfuhr der restlichen Wärme
t6 Kesseltemperatur = 45 °C Versuchsende
2 Eingehende Darstellung
14
Abbildung 1: Ablaufschema für den Versuchsablauf bei Anwendung des Referenzlastzyklus (Heckmann 2010)
2 Eingehende Darstellung
15
2.3.3 Ergebnisse der Voll- und Teillastversuche an Kessel 1 und 2
Im Folgenden werden die Eigenschaften der untersuchten Versuchsbrennstoffe bewertet und das
Emissionsverhalten während der Verbrennung in drei unterschiedlichen Kesselanlagen dargestellt.
Abschließend wird die Eignung der dabei anfallenden Feuerraumaschen als Dünger beurteilt.
2.3.3.1 Abbrandverhalten
Zur Beurteilung der Verschlackungsneigung der Feuerraumaschen sind in Abbildung 2 beispielhaft
Verbrennungsraumbilder von den unterschiedlichen Versuchschargen während der Verbrennung in
Kessel 1 dargestellt. Diese wurden ca. 4 h nach Einschalten des Kessels gemacht.
HP1 TP1
TP2 TP3
Abbildung 2: Unterschied des Glutbettaufbaus der vier Brennstoffchargen beim Einsatz in Kessel 1 (Volllastbetrieb)
Aus der Abbildung ist ersichtlich, dass es einen Unterschied zwischen den Holzpellets (HP1) und den
torrefizierten Holzpellets (TP1, TP2, TP3) gibt, die allerdings nur gering sind. Beim Verbrennen bilden
sich bei den torrefizierten Materialien teilweise Agglomerate, die durch die Rostvorschubbewegung
nicht mehr fortwährend erfasst und schwerer abtransportiert werden können. Diese Agglomerate sind
in den Versuchen aber sehr gering geblieben und haben zu keinerlei weiteren Betriebsproblemen
geführt. Nach dem Abschalten des Kessels wurde die Feuerraumasche entnommen und fotografisch
dokumentiert. Die Agglomerate wiesen eine sehr poröse Struktur auf und brachen leicht auseinander.
Bei der Verbrennung von Holzpellets wurden keine Verschlackungen in der Feuerraumasche
beobachtet. Weiterhin wird aus Abbildung 3 deutlich, dass die Verschlackungen in den Feuerraum-
aschen der Pellets mit geringem Torrefizierungsgrad (TP1, TP2) ausgeprägter sind als bei der Charge
TP3, die bei höheren Temperaturen torrefiziert wurde. Der Verschlackungsgrad scheint bei TP2 am
größten zu sein, was u.a. auch auf die niedrigere Ascheerweichungstemperatur zurückgeführt werden
kann (siehe auch Tabelle 1). Am Kessel 2 wurden keine Verschlackungen in der Feuerraumasche
festgestellt.
2 Eingehende Darstellung
16
TP1 TP2 TP3
Abbildung 3: Unterschiedliche Verschlackungsgrade der torrefizierten Chargen beim Einsatz in Kessel 1 (Volllastbetrieb)
2.3.3.2 Glutbetttemperaturen
Am Kessel 1 wurden auch die Glutbetttemperaturen beim Betrieb erfasst. Die dafür notwendigen
Thermoelemente wurden entlang des Stufenrostes im Glutbett angebracht. Insgesamt waren drei
Thermoelemente angebracht mit einem Abstand von ca. 10 cm. Die Abbildung 4 stellt die Glutbett-
temperaturen der Einzelversuche für Volllast und Teillast dar. Verwendet wurden die Daten des ersten
Thermoelements, welches mittig im oberen Teil am Rost angebracht wurde und die höchsten
Temperaturen aufzeichnete. Die Mittelwerte und die Schwankungsbreite dieser aufgezeichneten
Temperaturen sind ebenfalls in Abbildung 4 dargestellt. Diese bewegen sich im Mittel auf einem
ähnlichen Niveau von 900 bis 1000 °C (Volllast) bzw. 850 bis 950 °C (Teillast). Für TP1 können mit der
gemessenen Glutbetttemperatur gut die beobachteten Verschlackungen in der Feuerraumasche erklärt
werden, da die Maximaltemperaturen in der Größenordnung der Ascheerweichungstemperatur
beobachtet wurden. Bei der Verbrennung von TP2 und TP3 liegen die Maximaltemperaturen im Glutbett
jedoch unterhalb der Ascheerweichungstemperatur, was für TP3 die beobachtete geringe Agglomerat-
bildung erklären würde, die beobachtete Agglomeratbildung bei TP2 jedoch nicht. Insgesamt scheint
sich hier die schon in Kapitel 4.1 diskutierte Heterogenität des Ausgangsmaterials und damit der torre-
fizierten Chargen zu bestätigen. Es ergibt sich eher ein uneinheitliches Bild und muss v.a. durch weiter-
führende Ascheanalysen und begleitende Laboruntersuchungen zum Ascheschmelzverhalten vertieft
werden. Eine genauere Darstellung der einzelnen Temperaturverläufe während der Verbrennungs-
versuche ist in Abbildung 5 grafisch dargestellt. Anhand dieser ist festzustellen, dass der Betrieb mit
marktüblichen Holzpellets im Vergleich zum Einsatz der torrefizierten Brennstoffchargen größere
Temperaturschwankungen aufweist und tendenziell ein weniger kontinuierliches Abbrandverhalten
zeigt.
2 Eingehende Darstellung
17
Abbildung 4: Mittelwerte der Glutbetttemperatur für jeweils einen Verbrennungsversuch pro Charge in Kessel 1 sowie
Schwankungsbreite der bei den versuchen gemessenen Glutbetttemperatur (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)
Abbildung 5: Darstellung der vier Temperaturverläufe in Kessel 1 im Volllastbetrieb über den gesamten Versuchszeitraum
(Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)
2 Eingehende Darstellung
18
2.3.3.3 Emissionsverhalten
Im Folgenden werden die Emissionen, die während der Verbrennungsversuche ermittelt wurden,
dargestellt. Bewertet werden dabei die CO-, Gesamt-C-, NOX-, Gesamtstaub-, SO2- und HCl-Emissionen
und deren Vergleich mit den gültigen Emissionsgrenzwerten der 1. BImSchV. Eine Tabelle mit allen
Emissionsdaten für die Volllast- und Teillastversuche, ist in Anhang A 2.3 und A 2.4 zu finden.
CO- und org.-C-Emissionen
Die Abbildung 6 zeigt die CO Emissionen, die beim Betrieb von Kessel 1 und Kessel 2 unter Volllast und
Teillast entstanden sind. Der zulässige Emissionsgrenzwert der 1. BlmSchV von 400 mg/m3 wird in
allen Versuchen - außer bei Kessel 2 bei TP3 unter Teillast - eingehalten. Die Nichteinhaltung kann
anlagenseitig auf eine schlechte Abstimmung des Brennstoff-Luftverhältnisses zurückgeführt werden,
da keine optimalen Steuerungsparameter gefunden werden konnten, die ein stabiles Abbrandverhalten
ermöglichten. Am Kessel 1 lagen die CO-Emissionen bei Teillastbetrieb mit HP1 bei ca. 100 mg/m3.
Durch die Torrefizierung wurden die CO-Emissionen aber um ca. 75% gesenkt, denn bei TP3 liegen die
Emissionen nur noch bei ca. 25 mg/m3. Was für eine im Vergleich zu handelsüblichen Holzpellets
vollständigere Verbrennung spricht. Unter Volllast ist ebenfalls ersichtlich, dass die Emissionen stufen-
weise sinken und zwar in der Reihenfolge HP1 > TP1 > TP3 > TP2.
Abbildung 6: Mittelwerte der CO Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1 und Kessel 2 sowie der
Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen Emissionen, rote Linie entspricht dem Grenzwert der
1. BImSchV für wiederkehrende Messungen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)
2 Eingehende Darstellung
19
Am Kessel 2 bietet sich ein etwas anderes Bild, denn dort steigen unter Volllast bei TP1 zunächst die
CO Emissionen im Vergleich zu HP2, sinken dann aber wieder deutlich, wobei bei TP3 nur noch
ca. 10 mg/m3. Bei den Teillastversuchen tritt ebenfalls wie bei Kessel 1 eine stufenweise Senkung auf,
außer bei TP3, dort steigen die Emissionen stark an. Die gegenläufigen Ergebnisse spiegeln auch
verfügbare Erkenntnisse aus der Literatur zur Verbrennung von torrefizierter Biomasse wieder, da das
CO-Emissionsniveau wesentlich durch die Wahl des Biomasserohstoffes vor der Torrefizierung sowie
dem Design und der Steuerung der Feuerungsanlage abhängt (Biedermann u. a. 2014) (Khalil u. a.
2013) (Michel u. a. o. J).
In der Abbildung 7 sind die zeitlichen Verläufe der CO-Emissionen und des O2-Gehaltes während der
Verbrennung in Kessel 1 und Kessel 2 dargestellt. Am Kessel 1 werden durch eine Torrefizierung
niedrigere CO-Emissionen mit deutlich geringeren Emissionsspitzen erzielt als z.B. bei der Verbrennung
von HP1 mit Spitzen von über 1000 mg/m3. Für Kessel 2 bietet sich ein anderes Bild, dort werden bei
HP2 die niedrigsten und bei TP1 höchsten CO-Emissionen erzielt. Aber vergleichend zu Kessel 1 sind
die Spitzen nicht ansatzweise so hoch. Ausgenommen der Abfahrzeiten liegen die Spitzen mit ihrem
Höchstwert bei TP1 bei knapp 800 mg/m3. Anhand der Werte lässt sich schlussfolgern, dass die
Kesselkonstruktion von Kessel 1 besser für torrefiziertes Material geeignet ist als die von Kessel 2,
denn dieser gewährt eine bessere Abstimmung des Brennstoff-Luftverhältnisses, um ein stabiles
Abbrandverhalten zu realisieren.
Die Gesamt-C-Emissionen weisen ein sehr niedriges Niveau von < 2 mg/m3 auf (siehe ).
2 Eingehende Darstellung
20
Abbildung 7: CO-Emissionsverlauf bei der Verbrennung von HP1, TP1, TP2 und TP3 in Kessel 1 (oben) und Kessel 2 (unten)
unter Volllastbedingungen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)
2 Eingehende Darstellung
21
NOx-Emissionen
Zudem wurden in Kapitel 2.2 Prognosen abgeben, welche NOx-Emissionen zu erwarten wären. Im
Vergleich zu Kessel 2 wurden am Kessel 1 geringere NOx-Emissionen erzielt, wobei bei allen Versuchen,
sowohl bei Volllast als auch bei Teillast, der NOx-Emissionsgrenzwert der 1. BImSchV für die
Typprüfungen von 500 mg/m3 eingehalten wurde. Zudem bietet sich bei beiden Kesseln dasselbe Bild,
denn mit steigendem Torrefizierungsgrad sinken die NOx-Emissionen. Diese liegen bei TP1, unter
Volllast bei knapp 300 mg/m3 und bei TP3 bei ca. 225 mg/m3. Die marktüblichen Holzpellets HP1 und
HP2 weisen mit 140 bzw. 180 mg/m3 die niedrigsten NOx-Emissionen bei der Verbrennung auf.
Laut dem Brennstoffindex N wären bei TP2 die geringsten NOx-Emissionen zu erwarten. Wie in
Abbildung 8 dargestellt bewahrheitet sich diese Prognose nicht, denn bei den Versuchen wurden bei
den torrefizierten Chargen, bei beiden Kesseln, bei TP3 die niedrigsten Emissionen erreicht.
Abbildung 8: Mittelwerte der NOx-Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1 und Kessel 2, sowie der
Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen Emissionen, rote Linie entspricht dem Grenzwert der
1. BImSchV für die Typprüfung (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)
Ein eindeutiger Zusammenhang zwischen dem Brennstoffstickstoffgehalt und den NOx-Emissionen
konnte nicht abgeleitet werden, da nur ein kleines Spektrum des N-Gehalts mit den untersuchten
Versuchsbrennstoffchargen abgedeckt wird. Es zeigt sich jedoch, dass mit steigendem N-Gehalt im
Brennstoff auch höhere NOx-Emissionen zu erwarten sind. Insgesamt betrachtet weist der Kessel 2
höhere NOx-Emissionen auf als Kessel 1, da die Verbrennungsführung und die Konstruktion unter-
schiedlich sind.
2 Eingehende Darstellung
22
Gesamtstaubemissionen
Die Ergebnisse der nach der VDI 2066 durchgeführten Gesamtstaubmessungen werden in Abbildung 9
dargestellt. Von der 1. BImSchV wird eine Begrenzung der Feinstaubemissionen von 20 mg/m3
vorgegeben. Dieser wird nur bei Kessel 1 in dem Teillastversuch bei TP3 eingehalten. Am Kessel 2 wird
der Grenzwert unter Volllast bei HP1 und TP3 eingehalten. Bei allen anderen Versuchen wurde der
Emissionsgrenzwert überschritten, wobei diese Überschreitungen relativ gering sind. Der gemssene
Höchstwert liegt bei 35 mg/m3.
Abbildung 9: Mittelwerte der Gesamtstaubemissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1 und Kessel 2 (vor
Elektrofilter), sowie der Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen Emissionen, rote Linie
entspricht dem Grenzwert der 1. BImSchV (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)
Mithilfe des Summenparameters Gesamtstaub (K+Na+S+Cl+Pb+Zn) lässt sich auf das zu erwartende
Niveau an Gesamtstaubemissionen schließen. Entsprechend sollte das Emissionsniveau an Gesamt-
staub bei der Verbrennung von torrefizierten Pellets deutlich höher ausfallen als bei den marktüblichen
Holzpellets (siehe Tabelle 2). Überraschenderweise scheint dies aber nicht der Fall zu sein, obwohl
insbesondere der K- und Cl-Gehalt bei den torrefizierten Brennstoffen deutlich höher ist. Abbildung 10
zeigt den Zusammenhang des Summenparameters Gesamtstaub und der gemessenen
Gesamtstaubemissionen. Nach Sommersacher u. a. 2011 ist zu erwarten, dass mit steigendem
Summenparameter die Feinstaubemissionen ansteigen. Dieser Zusammenhang spiegelt sich bei den
hier untersuchten torrefiziereten Chargen nicht wieder, wobei bei Kessel 1 und Kessel 2 Unterschiede
deutlich werden. Unter Volllast bei Kessel 2 lässt sich der Summenparameter anwenden, denn wie in
der Literatur beschrieben nehmen mit zunehmendem Summenparameter die Feinstaubemissionen zu.
Bei Kessel 1 aber trifft dies nicht zu, da die Feinstaubemissionen bei den marktüblichen Holzpellets
2 Eingehende Darstellung
23
und den torrefizierten Holzpellets auf einem ähnlichen Niveau liegen bzw. sinken teilweise sogar etwas
obwohl die Glutbetttemperaturen bei der Verbrennung der torrefizierten Pellets höher sind (vgl.
Abbildung 4). Die gegenläufigen Ergebnisse spiegeln auch verfügbare Erkenntnisse aus der Literatur zur
Verbrennung von torrefizierter Biomasse wieder, da neben den erreichbaren Glutbetttemperaturen
auch der Torrefizierungsgrad in Verbindung mit dem Lastzustand der Feuerungsanlage einen Einfluss
auf das Emissionsniveau an Gesamtstaub zu haben scheint (Biedermann u. a. 2014) (Khalil u. a. 2013)
(Michel u. a. o. J). Vermutlich kann bei den untersuchten torrefizierten Versuchsbrennstoffchargen die
Freisetzung von K (z.B. in Form von KCl) deutlich reduziert werden. Möglicherweise muss der
Summenparameter Gesamtstaub (K+Na+S+Cl+Pb+Zn) angepasst bzw. modifiziert werden. Eine
Verifizierung dieses Sachverhaltes anhand weiterer Verbrennungsversuche wird empfohlen, da die
Anzahl der Versuche vergleichsweise gering und die Variation des Summenparameters ebenfalls zu
gering ist.
Abbildung 10: Abhängigkeit der Gesamtstaubemissionen zum Brennstoffindex (K+Na+S+Cl+Pb+Zn) in den Volllast-
versuchen
SO2-Emissionen
In der Abbildung 11 werden die SO2-Emissionen für die Versuchschargen dargestellt. Die Höchstwerte
wurden bei Kessel 1 bei TP2 mit 18 mg/m3 erreicht und bei Kessel 2 bei TP1 mit 8,5 mg/m3. Da die
torrefizierten Brennstoffe einen ähnlichen S-Gehalt im Brennstoff aufweisen, aber der Brennstoffindex
(K+Na)/(2S+Cl) deutlich > 1 mol/mol ist, sollten die SO2-Emissionen entsprechend niedriger als bei
Holzpellets sein. Eine deutliche Korrelation steigender SO2-Emissionen mit einem sinkenden Wert für
den Brennstoffindex (K+Na)/(2S+Cl) ist bei beiden Kesseln nicht zu erkennen, was auf verschiedene
Einbindungsmechanismen des Schwefels in die Asche zurückgeführt werden könnte (Boström u. a.
2 Eingehende Darstellung
24
2012) (Glarborg 2007), vgl Kapitel 2.3.3.4. Nach der TA Luft liegt der Grenzwert für die SO2-Emissionen
bei 280 mg/m3 (bezogen auf 13 Vol.-% O2) dieser wird in allen Versuchen eingehalten.
Abbildung 11: Mittelwerte der SO2-Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1 und Kessel 2, sowie der
Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen Emissionen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)
HCl-Emissionen
Die für die untersuchten Brennstoffe gemessenen HCl-Emissionen sind in Abbildung 12 dargestellt. Hier
werden starke Unterschiede zwischen Kessel 1 und Kessel 2 deutlich. Am Kessel 1 wurden unter Teil-
last Emissionen von unter 0,5 mg/m3 erreicht. Bei den Volllastversuchen ist zu erkennen, dass diese
mit erhöhter Torrefizierungstemperatur sinken. So wurden bei TP1 knapp 3 mg/m3 und bei TP3 nur
noch 0,25 mg/m3 gemessen, was für eine Torrefizierung spricht. Im Gegensatz dazu wurden bei HP1
über 7 mg/m3 HCl-Emissionen gemessen.
Am Kessel 2 sehen die Emissionswerte vergleichend zu Kessel 1 stark gegenteilig aus, sowohl bei Voll-
last als auch bei Teillast. Hier weist TP3 unter Volllast mit über 16 mg/m3 den höchsten Wert auf und
TP2 mit über 5 mg/m3 den niedrigsten. Bei den Teillastversuchen sind die Emissionen deutlich
geringer. Diese erreichen bei TP3 den Höchstwert von knapp 6 mg/m3 und bei TP3 den niedrigsten
Wert mit 0,25 mg/m3.
Dabei ist keine eindeutige Tendenz hinsichtlich des Einflusses der Torrefizierung auf die HCl-
Emissionen erkennbar. In Kessel 1 bestätigt sich die Korrelation von sinkenden HCl-Emissionen mit
einem steigenden Wert für den Brennstoffindex (K+Na)/(2S+Cl). Dies konnte beim Einsatz der
Versuchschargen im Kessel 2 nicht bestätigt werden. Zudem kann die Heterogenität der Brennstoff-
chargen sowie die Probenahme- und Analyseunsicherheiten bei der Chlorbestimmung einen Einfluss
2 Eingehende Darstellung
25
auf das vorliegende Ergebnis haben. In der 1. BImSchV ist kein Grenzwert für die HCl-Emissionen
gegeben, deshalb soll der Grenzwert der TA Luft für die HCl-Emissionen bei 24 mg/m3 (bezogen auf
13 Vol.-% O2), welcher selbst mit den Schwankungsbreiten von den ermittelten Emissionen eingehalten
wurde, als Anhaltpunkt dienen.
Abbildung 12: Mittelwerte der HCl Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1 und Kessel 2, sowie der
Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen Emissionen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)
2.3.3.4 Untersuchung der Feuerraumaschen und Feinstäube
Die Bewertung der Feinstaub- und Feuerraumaschezusammensetzung erfolgte beispielhaft am
Kessel 1 beim Einsatz der Brennstoffchargen HP1 und TP3 unter Volllastbedingungen. Abbildung 13
zeigt die elementare Zusammensetzung der analysierten Feinstaubproben (100% entsprechen der
Summe der bestimmten Elemente). Wie zu erkennen ist, sind generell die Elemente Schwefel, Chlor
und Kalium dominierend. Daher ist zu vermuten, dass der emittierte Feinstaub hauptsächlich in Form
von KCl und K2SO4 vorliegt. Im Vergleich zu HP1 weisen die Feinstäube aus der Verbrennung von TP3
niedrigere Anteile an Kalium und Chlor auf. Dagegen ist der Anteil an Zink und Na deutlich erhöht,
wodurch vergleichsweise höhere Emission von Zink und Na (z.B. in Form von ZnO oder ZnCl2 bzw. NaCl)
zu verzeichnen sind (Obernberger u. a. 2006).
Nach jedem Verbrennungsversuch wurde eine repräsentative Probe der Feuerraumasche genommen
und die elementare Zusammensetzung anhand der geltenden europäischen Richtlinien für biogene
Festbrennstoffe bestimmt. Tabelle A 4 (im Anhang A 2.6) zeigt, dass aufgrund der hohen Anteile von Si
im Brennstoff auch der Anteil des Siliziums in der Feuerraumasche von TP3 mehr als doppelt so hoch
ist wie in der Feuerraumasche von HP1. Beim Vergleich der Feuerraumaschen auf Si-, O-, C-freier Basis
zeigt sich, dass beide untersuchten Feuerraumaschen trotz Unterschiede im Brennstoff ähnliche Anteile
2 Eingehende Darstellung
26
an Ca, K, Fe, Mg, S und Cl aufweisen. Es lassen sich mit den vorhandenen Daten aber keine sicheren
Rückschlüsse auf die verschiedenen Bildungsmechanismen insbesondere von SO2-, HCl- und
Feinstaub-Emissionen ableiten.
Abbildung 13: Feuerraumasche und Feinstaubzusammensetzung Kessel 1, Volllast (Tor3=TP3)
2.3.3.5 Wirkungsgrad
In Tabelle 6 wird der Wirkungsgrad ƞ von Kessel 1 und 2 für die Volllast- und Teillastversuche
dargestellt. Bei dem Volllastversuch mit HP1 in Kessel 1 wurde der höchste Wirkungsgrad ƞ mit 89,2%
erzielt, obwohl bei der Ermittlung des Brennstoffverbrauchs für die Wirkungsgradbestimmung die An-
und Abfahrvorgänge einfliessen. Dies deutet auf eine gute Eignung von Kessel 1 für einen effizienten
Betrieb. Beim Einsatz von TP1 und TP2 in Kessel 1 wurde ein niedrigerer Wirkungsgrad von etwa 82%
erzielt. Bei den Teillastversuchen an Kessel 1 zeigte sich jedoch ein gegenläufiges Bild. Hier wurde
durch den Einsatz der torrefizierten Brennstoffe eine Steigerung des Wirkungsgrades im Vergleich zur
Verbrennung der handelsüblichen Holzpellets erzielt. Entsprechend liegt der Wirkungsgrad beim Einsatz
von HP1 bei 65% und bei TP3 bei 70%. Sowohl in Teillast als auch in Volllast wurde am Kessel 1 von
allen torrefizierten Chargen bei TP3 der höchste Wirkungsgrad erzielt. Die sehr niedrigen Wirkungsgrade
können vor allem auf die Bestimmung der eingesetzten Brennstoffmenge zurückgeführt werden, da der
Anteil der Anfahr- und Abfahrvorgänge sich im Teillastbetrieb deutlich stärker auswirkt als beim
Volllastbetrieb. Am Kessel 2 wurde als höchster Wirkungsgrad unter Volllastbedingungen ein Wert von
87% bei TP1 erreicht. Im Gegensatz zu den handelsüblichen Holzpellets HP2 ist das eine Steigerung
von 10%. Bei den Teillastversuchen ist bei TP1 und TP3 ebenfalls eine Steigerung des Wirkungsgrades
im Gegensatz zu HP2 ersichtlich, der zwischen 2 bis 4% liegt. Bei TP2 hingegen ist der Wirkungsgrad im
Teillastbetrieb im Vergleich zu HP2 um 5% gesunken. Um genauere Aussagen zum Einfluss der
2 Eingehende Darstellung
27
torrefizierten Brennstoffe auf die Kesseleffizienz zu bekommen, müssen weitere Versuche mit
homogeneren torrefizierten Brennstoffen im Vergleich zur gleichen, untorrefizierten Rohmaterialcharge
durchgeführt und mit entsprechender Messgenauigkeit bestimmt werden.
Tabelle 6: Wirkungsgrad von Kessel 1 und 2 für die Volllast- und Teillastversuche
Nennleistung [kW] m [kg/h] Brennstoffwärme [kW] Wirkungsgrad [%]
Volllast
Kessel 1 HP1 33,1 7,61 37,2 89,2
TP1 30,2 6,80 36,6 82,5
TP2 30,2 6,65 36,8 82,0
TP3 30,9 6,76 35,9 86,0
Kessel 2 HP2 50,3 13,16 65,2 77,0
TP1 47,1 10,07 54,2 87,0
TP2 49,1 10,45 57,8 84,9
TP3 51,5 11,26 59,8 86,1
Teillast
Kessel 1 HP1 15,6 4,88 23,9 65,5
TP1 15,5 4,26 22,9 67,7
TP2 15,1 4,10 22,7 66,6
TP3 14,2 3,80 20,2 70,3
Kessel 2 HP2 26,6 6,23 30,9 86,1
TP1 27,3 5,75 30,9 88,1
TP2 30,2 6,67 36,9 81,8
TP3 27,6 5,75 30,5 90,2
2.3.3.6 Verwertung der Feuerraumaschen als Düngemittel
In Zusammenarbeit mit der EUROFINS Umwelt Ost GmbH erfolgte die Analyse und Deklaration der
Feuerraumaschen nach DüMV aus der Verbrennung von TP3 in Kessel 2 unter Volllastbedingungen
(o. A. 2012). Die Ergebnisse sind in Tabelle 7 zusammengefasst.
2 Eingehende Darstellung
28
Tabelle 7: Analyse der Feuerraumasche aus der Verbrennung von TP3 in Kessel 2 unter Volllastbedingungen nach DüMV o. A.
2012
Parameter
Maßeinheit
Verbrennungsasche TP3,
Kessel 2 (VL)
Grenzwert gemäß
DüMV, Anlage 2,
Tab. 1, 1.4
Mindestgehalt/
Kennzeichnungs-
schwelle
Trockensubstanz Ma.-% FM 97,2 - -
pH-Wert - 10,8 - -
Glühverlust Ma.-% TS 69,7
Reaktivität % FM 100 - -
Hauptbestandteile, Nährstoffe/lösliche Gehalte
Chlorid, wasserlöslich Ma.-% FM - -
Calcium, wasserlöslich Ma.-% FM 0,03126 - -
Schwefel, wasserlöslich Ma.-% FM 0,1285 - -
Pflanzennährstoffe
Stickstoff, gesamt Ma.-% FM 0,3 - -
Ammonium-Stickstoff Ma.-% FM < 0,01 - -
Calcium als CaO Ma.-% FM 12,5 - -
Magnesium als MgO Ma.-% FM 2,74 - -
Kalium als K2O Ma.-% FM 5,45 - -
Phosphor als P2O5 Ma.-% FM 2,1 - -
Basisch wirksame Stoffe %CaO FM 11 - -
Spurennährstoffe
Natrium Ma.-% FM 5600 - -
Bor Ma.-% FM 250 - -
Cobalt Ma.-% FM < 0,50 - -
Schwefel Ma.-% FM 5200 - -
Selen Ma.-% FM <0,50 - -
Kupfer Ma.-% FM 340 - -
Zink Ma.-% FM 230 - -
Schadstoffe
Arsen mg/kg TS 92 40 20
Blei mg/kg TS 140 150 100
Cadmium mg/kg TS < 0,2 1,5 1
Chrom, gesamt mg/kg TS 130 - 300
Chrom (VI) mg/kg TS 8,7 2 1
Nickel mg/kg TS 51 80 40
Quecksilber mg/kg TS < 0,010 1 0,5
Thallium mg/kg TS < 0,10 1 0,5
Summe PFOA/PFOS mg/kg TS 0 100 50
PCDD/PCDF NATO/CCMS-TE ng/kg FM 0,012 - -
PCDD/PCDF WHO-TE 2005 ng/kg FM 0,012 - -
2 Eingehende Darstellung
29
Die untersuchte Feuerraumasche aus der Verbrennung von TP3 in Kessel 2 erfüllt nicht die
Anforderungen eines Kalkdüngers (nach DüMV Anlage 1, Tabelle 6, Punkt 6.4.11) aus der Verbrennung
pflanzlicher Stoffe, Brennraumaschen von naturbelassenen pflanzlichen Ausgangsstoffen
(Tabelle 7.3.16 Aschen aus [Stoff nach Tabelle 7.1, 7.2 oder Tabelle 7.4]) und kann aufgrund der
Reaktivität von 100% als leicht umsetzbarer Dünger eingestuft werden. Gemäß DüMV muss für diese
Kalkdünger der Anteil von basisch wirksamen Bestandteilen (BWB) sowie der CaO-Gehalt mindestens
15% in der Trockensubstanz betragen. Bei der vorliegenden Probe beträgt der Anteil der BWB 11,3%
und der CaO-Gehalt 12,9% in der Trockenmasse. Zudem werden die Schadstoffgehalte für Arsen und
Chrom(VI) überschritten. Daher ist die untersuchte Feuerraumasche in der vorliegenden Form nicht als
Düngemittel verkehrsfähig.
2.3.4 Bilanzkenngrößen nach Methodenhandbuch
In den nachfolgenden beiden Tabellen sind sämtliche Bilanzkenngrößen, die im Rahmen der Volllast-
Versuche gemessen bzw. berechnet wurden, zusammengefasst. Brennstoffleistung entspricht
Feuerungswärmeleistung, da der gelieferte Brennstoff ohne weitere Vorbehandlungsmaßnahmen in
beiden Feuerungsanlagen eingesetzt wurde. Dem entsprechend ist im vorliegenden Fall der thermische
Anlagenwirkungsgrad gleich dem Kesselwirkungsgrad. Der Bezug elektrischer Energie wurde im
Rahmen der Volllastversuche nicht aufgenommen. Weitere Details siehe Kapitel 2.3.3.5.
Tabelle 8: Bilanzkenngrößen für Kessel 1 nach Methodenhandbuch
Bilanzkenngröße Einheit HP1 TP1 TP2 TP3
Brennstoffleistung kW 37,2 36,6 36,8 35,9
Nennwärmeleistung kW 33,1 30,2 30,2 30,9
Kesselwirkungsgrad % 89,2 82,5 82,0 86,0
Tabelle 9: Bilanzkenngrößen für Kessel 2 nach Methodenhandbuch
Bilanzkenngröße Einheit HP2 TP1 TP2 TP3
Brennstoffleistung kW 65,2 54,2 57,8 59,8
Nennwärmeleistung kW 50,3 47,1 49,1 51,5
Kesselwirkungsgrad % 77,0 87,0 84,9 86,1
2.3.5 Lastwechselversuch an Kessel 3
Der Versuchslauf nach dem Referenzlastzyklus bildet den Verlauf eines Kessels ohne Pufferspeicher
ab. Der Lastzyklus wird von der Steuerung der Wärmeabnahme automatisch gestartet, wenn die
Vorlauftemperatur über 55 °C steigt, d.h. sobald der Kessel nutzbare Wärme produziert.
2 Eingehende Darstellung
30
Abbildung 14: Vergleich der Kesselauslastung (Oben), Kesselvorlauftemperaturen (Mitte) und Emissionen (Unten) (Tor1=TP1)
2 Eingehende Darstellung
31
Die Abbildung 14 zeigt die abgenommene Ist-, Soll- und Kesselleistung sowie die Vorlauftemperaturen
und die gemessenen Abgasemissionen während des Testlaufes. Die Abweichung der Kesselwärme-
leistung von der Sollwärmeleistung entspricht dem typischen Regelverhalten der Feuerung beim Betrieb
unter wechselnder Last. Der durchgehende Verlauf der Kurve zeigt das stufenlose, weite Modulations-
spektrum dieser Feuerungsanlage. Dabei zeigt sich, dass beim Betrieb von Kessel 3 mit TP1 weniger
Taktungen erforderlich sind als beim Betrieb mit HP3. Aufgrund des höheren Heizwertes von TP1 im
Vergleich zu HP3 muss jedoch die Kesselleistung brennstoffseitig verringert werden, um niedrigere
Wärmeanforderungen vom Heizkreis zu realisieren. Entsprechend muss die für den Betrieb mit
marktüblichen Holzpellets ausgelegte Stokerschnecke für den Betrieb mit torrefizierten Holzpellets
angepasst werden. Ein schnelleres Erreichen der geforderten Betriebszustände, z.B. durch ein besseres
Zünden bzw. Gluterhaltung, ist beim Einsatz von TP1 nicht erkennbar. Der im Betrieb mit dem Last-
zyklus ermittelte Jahresnormnutzungsgrad in Kessel 3 liegt beim Einsatz von TP1 knapp unter den von
HP3, siehe Tabelle 10. Der Unterschied ist unter anderem deshalb so gering, da die elektrische
Energieaufnahme zwar beim Einsatz von Tor1 geringer ist, aber im Mittel fast 20 °C höhere Abgas-
temperaturen gemessen wurden. Im Unterschied dazu wurden von (Biedermann u. a. 2014) ein
ähnliches Niveau für den Jahresnormnutzungsgrad beim Einsatz von torrefizierten und untorrefiziertem
Material ermittelt. Hier scheint die Verwendung von unterschiedlichem Ausgangsmaterial sowie die
Auslegung und Steuerung der Kesselanlage einen wesentlichen Einfluss auf das vorliegende Ergebnis
zu haben. Alle Emissionen, mit Ausnahme jener der Stickoxide, liegen signifikant über jenen des Tests
bei Volllast für Kessel 1 und 2. Der Verlauf der Abgaszusammensetzung zeigt ein sehr differentes Bild
zu jenem des Volllastversuches. Wie in Tabelle 10 zu sehen ist, steigt der Restsauerstoffgehalt im
Abgas bei Betrieb mit reduzierter Leistung an, wobei die Emissionen an Kohlenmonoxid weitgehend
konstant sind. Mit Beginn der schwächsten Laststufe geht der Kessel in Taktbetrieb über. In den kurzen
Betriebsphasen des intermittierenden Betriebes weist die Anlage hohe Emissionen auf, wobei keine
signifikanten Unterschiede bzgl. des CO- und O2-Verlaufs zu erkennen sind.
Tabelle 10: Ergebnisse aus den Lastwechselversuchen mit HP3 und TP1 in Kessel 3
Parameter Einheit HP3 TP1
Abgastemperatur °C 68,6 85,5
CO ppm, tr 197 117
O2 Vol.-%, tr 16,3 14,8
NOx ppm, tr 28,6 122
Gesamtstaub mg/m³, i.N., tr, 13 Vol.-% O2 17,1 38,1
Istleistung % 33,4 33,6
Sollleistung % 33,0 32,9
Kesselauslastung % 36,0 29,7
Energieoutput kWh 40,6 40,5
Brennstoffenergie kWh 49,7 50,0
spez. Stromverbrauch % 1,6 1,2
Nutzungsgrad % 82 81
2 Eingehende Darstellung
32
2.3.6 Zusammenfassung und Fazit
Zielstellung war es, Unterschiede im Abbrand- und Emissionsverhalten von Holzpellets und torrefizierten
Holzpellets in Kleinfeuerungsanlagen festzustellen. Dabei wurden insbesondere die unterschiedliche
Brennstoffzusammensetzung und der Einfluss der Torrefizierungstemperatur betrachtet. Für die
Verbrennungsversuche standen insgesamt sechs Chargen zur Verfügung. Diese wurden in drei
Kleinfeuerungsanlagen verbrannt. Die Verbrennungsversuche wurden bei Volllast und Teillast sowie im
Lastzyklus durchgeführt und parallel dazu erfolgten Messungen der gas- und partikelförmigen
Emissionen.
Die torrefizierten Materialien zeigten dabei ein geringfügig erhöhtes Verschlackungsrisiko. Dies ist
wahrscheinlich auf den hohen Aschegehalt und die niedrigeren Ascheerweichungstemperaturen der
torrefizierten Chargen zurückzuführen. Deutlichere Unterschiede unter den Chargen traten bei den gas-
und partikelförmigen Emissionen auf. Die Chargen HP1 und HP2 wiesen im Durchschnitt höhere CO-
Emissionen auf als die torrefizierten Chargen, wobei sich Kessel 1 als geeigneter zeigte, was auf die
Kesselkonstruktion und die Abstimmung des Brennstoff-/Luftverhältnisses zurückzuführen ist. Die
Grenzwerte der 1. BImSchV wurden bei allen Versuchen eingehalten. Entsprechend der Brennstoff-
zusammensetzung ergaben sich für TP1, TP2 und TP3 höhere NOx-Emissionen als für marktübliche
Holzpellets, wobei diese mit erhöhtem Torrefizierungsgrad sanken. Die SO2- und HCl-Emissionen liegen
bei allen Chargen unter 20 mg/m3, was ein sehr niedriges Emissionsniveau darstellt. Bei den SO2-
Emissionen weist Kessel 2 niedrigere Emissionswerte auf und zeigt sich somit als geeigneter. Bei den
HCl-Emissionen hingegen weist der Kessel 1 eindeutig bessere Ergebnisse auf, bis hin dazu dass bei
TP3 kaum noch HCl Emissionen festzustellen sind. In Bezug auf die Feinstaubemissionen konnte der
aktuelle Grenzwert von 20 mg/m3 der 1. BImSchV von Kessel 1 und von Kessel 2 nur von HP2 und TP3
unter Volllast eingehalten werden. Ein direkter Zusammenhang der Menge an emittierten Feinstaub
und der Summe aerosolbildender Elemente konnte nur bei Kessel 2 festgestellt werden. Die Ergebnisse
aus den Feinstaub- und Feuerraumascheanalysen lassen sich daher mit den vorhandenen Daten keine
sicheren Rückschlüsse auf verschiedenen Bildungsmechanismen von SO2, HCl oder Feinstaub zu. Die
untersuchte Feuerraumasche aus der Verbrennung von TP3 in Kessel 2 erfüllt nicht die Anforderungen
eines Kalkdüngers nach DüMV Anlage 1. Der Versuchslauf nach dem Referenzlastzyklus zeigte beim
Betrieb mit TP1 ein vom Betrieb mit Holzpellets abweichendes Regelverhalten der Feuerung beim
Betrieb unter wechselnder Last. Die ermittelten Wirkungsgrade zeigten – abhängig von der
Bestimmungsmethode unterschiedliche Ergebnisse, wohingegen der durch die Lastzyklusversuche
ermittelte Jahresnormnutzungsgrad für TP1 nur knapp unter dem beim Einsatz von Holzpellets liegt.
Davon ausgehend konnte für den Einsatz in marktüblichen Kesselanlagen kein eindeutiger Einfluss des
Torrefizierungsgrades auf das Abbrand- und Emissionsverhalten abgeleitet werden. Es muss die für den
Betrieb mit marktüblichen Holzpellets ausgelegte Anlagen- und Regelungstechnik für den Betrieb mit
torrefizierten Holzpellets angepasst werden, um einen effizienten, störungsfreien und emissionsarmen
Betrieb zu gewährleisten. Diesbezüglich sollte eine Anpassung der Feuerraumgeometrie und der
Kesselsteuerung stattfinden. Zudem kann eine Anpassung der Verbrennungsluftführung und Brenn-
stoffbeschickung der Kessel stattfinden, um ein besseres Emissions- und Abbrandverhalten zu erzielen
und die torrefizierten Materialien nutzbar zu machen. Zur Einhaltung der Feinstaubgrenzwerte könnte
ein Staubabscheider installiert werden. Zudem sollte eine gleichmäßige Torrefizierung der Brennstoff-
chargen gewährleistet werden, um eine gleichbleibend hohe Produktqualität zu erzielen. Hierfür ist eine
Norm erforderlich, welche exakte Grenzwerte für die Brennstoffparameter torrefizierter Materialien
festlegt, wie z.B. die aktuell diskutierte vorgeschlagene Norm DIN EN ISO 17225-8.
2 Eingehende Darstellung
33
2.4 AP 4: Einsatz torrefizierter Biomasse im Laborvergaser
2.4.1 Messkonzept und Messgeräte
Zur Durchführung des Arbeitspaketes 4 wurde der DBFZ-Laborvergaser (Festbett mit Anströmung von
unten) eingesetzt. Der für den Batchbetrieb konzipierte und in Abbildung 15 dargestellte Versuchsstand
kann mit maximal 6 Liter Brennstoff befüllt werden.
Abbildung 15: Links: hintere Ansicht der Laborvergasers mit Gasdosierung und Abgasstrecke, rechts: vordere Ansicht des
Laborvergasers mit Vorwärmung und Reaktor
Dabei können in den Reaktor mit 10 cm Durchmesser Pellets, Hackschnitzel, Späne und feiner
Brennstoffe eingesetzt werden. Das Vergasungsmittel kann zwischen N2, O2, Luft, Wasserdampf und
CO2 und deren Mischungen frei eingestellt werden. Vor dem Vergasungsreaktor erfolgt eine Aufheizung
des Vergasungsmittels auf max. 950 °C. Im Vergasungsreaktor befindet sich ein beheizbarer Boden,
der für die Simulation eines Glutbettes genutzt werden kann. Weiterhin kann der Reaktor zusätzlich von
außen auf 950 °C ebenso wie der Reaktorboden beheizt werden. Die Massenabnahme des Brennstoffs
wird kontinuierlich von vier Wägezellen bestimmt. Das Abgas des Vergasungsreaktors wird auf 450 °C
abgekühlt, um Kohlenwasserstoffe, die sich während der Biomasseumsetzung bilden gasförmig zu
halten. Die Probenahme dieser Gase zur Analyse ist im Reaktorbett in drei unterschiedlichen Höhen
und am Reaktorausgang möglich. Die Probenahmetemperatur liegt dabei jeweils bei ca. 450 °C. Das
erzeugte Produktgas wird nach dem Vergasungsreaktor und der Probenahme auf ca. 20 °C abgekühlt.
Die Temperaturbestimmung im Reaktor erfolgt mit 20 Thermoelementen, um sowohl entlang des
Reaktordurchmessers als auch der Reaktorhöhe das Temperaturfeld bestimmen zu können.
Wandernde Wärmefronten können dadurch sichtbar gemacht werden.
2 Eingehende Darstellung
34
2.4.2 Durchführung der Messungen und Messergebnisse
Für die Versuche im Projekt wurden die folgenden Versuchsparameter festgelegt:
Vergasungsmittel Luft mit konstant 400 L/m³ (i.N.),
Brennstoffmasse 1500 g,
Betriebstemperatur Reaktor 800 °C,
Gasanalytik am Reaktoraustritt mit µGC für Permanentgas
Aufgrund verschiedener Inbetriebnahme-Schwierigkeiten der Herstellerfirma des DBFZ-Laborvergasers
konnten die Versuche zum Vergasungsverhalten erst in 2017 in einem eingeschränkten Umfang
(geringere Anzahl an Versuchen mit weniger Messtechnik/Probensammlung) stattfinden. Auch die
ursprünglich geplante Reihenfolge der Versuche vor Arbeitspaket 5 und 6 konnte aufgrund der
Inbetriebnahme-Schwierigkeiten nicht eingehalten werden. Somit wurde das Arbeitspaket 4 erst am
Ende des Projektes bearbeitet.
Im Rahmen des Projektes konnten für die vier Brennstoffe (HP, TP1, TP2, TP3) jeweils zwei Versuche
mit den oben genannten Standard-Versuchseinstellungen durchgeführt werden. Dabei wurde der
Temperatur-/Druckverlauf im Reaktor und die Permanentgaszusammensetzung kontinuierlich über die
Versuchsdauer hinweg gemessen und aufgezeichnet. Die zur Aufstellung der Stoff- und Energiebilanz
notwendigen Materialproben (Teerkondensat, Partikelbeladung im Gas) und deren Analyse konnten,
aufgrund der Inbetriebnahme-Schwierigkeiten und der daraus resultierenden kurzen Zeit zur
Versuchsdurchführung, im Projektrahmen nicht gesammelt bzw. durchgeführt werden.
Bei den durchgeführten Versuchen wurde das Vergasungsmittel auf die Betriebstemperatur von 800 °C
über den Bypass aufgewärmt. Nach Erreichen dieser Betriebstemperatur wurde durch Umschalten von
zwei Ventilen der Bypass geschlossen und der Reaktor geöffnet, so dass das Vergasungsmittel
schlagartig mit Betriebstemperatur auf den Brennstoff mit Raumtemperatur traf. Mit diesem
Umschalten wurden weiterhin die beiden Reaktorheizungen (Boden und Wand) auf 100% Heizleistung
gestellt. Diese schnellstmögliche Aufheizung der Brennstoffschüttung wurde jeweils (Boden/Wand) so
lange aufrechterhalten bis am Rand oder im Inneren der Brennstoffschüttung 800 °C erreicht waren.
Danach wurde die Beheizung der Reaktorwand auf kontante 10% Heizleistung gesetzt (Ausgleich der
Wärmeverluste) und die Bodenbeheizung ausgeschalten. In der ersten Phase nach der Umschaltung
auf den Festbettreaktor stellt sich die Trocknung und Pyrolyse des Brennstoffs ein, was durch die
Erhöhung des Produktgasvolumenstroms gut zu erkennen ist (siehe Abbildung 16). Anschließend läuft
die zweite Phase die Vergaserkoks-Umsetzung (Oxidation/Reduktion) zum Produktgas ab, bei der sich
das charakteristische Temperaturprofil des Reaktors einstellt (siehe Abbildung 17). In der dritten Phase
geht die Vergasung aufgrund des geänderten Verhältnisses von Vergasungsmittel Luft (konstant
400 L/m³ (i.N.) über die Versuchsdauer) und Brennstoff in die Verbrennung über. Dadurch erhöht sich
im Produktgas der Anteil an Kohlendioxid und die Reaktortemperatur steigt an. Diese Phase hält an bis
der Brennstoff vollständig umgesetzt ist und nur noch der Ascheanteil vorhanden ist. Ist dieser Zustand
erreicht sinken die Reaktortemperaturen und die Gaszusammensetzung entspricht der von Luft. Die in
Abbildung 16 dargestellte Kurve für die Gewichtsabnahme des Reaktormoduls (Brennstoffschüttung
mit Reaktor) zeigt einen abnehmenden Verlauf in den unterschiedlichen Phasen der Brennstoff-
umsetzung ist in ihren absoluten Werten aber noch nicht korrekt. Hier muss noch entsprechende
Kalibriearbeit durchgeführt werden, was im Rahmen des Projektes nicht möglich war.
2 Eingehende Darstellung
35
Abbildung 16: Verlauf der Reaktormodul-Waage, des Produktgas- und Vergasungsmittelvolumenstroms beim Versuch mit
Holzpellets
Abbildung 17: Temperaturprofil im Reaktor beim Versuch mit torrefizierten Holzpellets (275 °C)
2 Eingehende Darstellung
36
Die Auswertung der durchgeführten Versuche zeigt, dass die im Rahmen der Arbeitspakete 5 und 6
festgestellte hohe Koksbildung auch am DBFZ-Laborvergaser festgestellt werden konnte. Dies zeigt sich
deutlich in der Phase zwei der Vergaserkoks-Umsetzung, welche bei den torrefizierten Brennstoffen
(> 5 h) länger dauert im Vergleich zum Brennstoff Holz (< 4 h). Ein weiteres Indiz für die hohe
Vergaserkoksmenge im Reaktor bei den torrefizierten Brennstoffen ist die deutlich unterschiedliche
Gaszusammensetzung in Phase zwei im Vergleich zum Brennstoff Holz. Das CO/CO2-Verhältnis bei Holz
ist ca. 0,6 bis 0,7 während es bei den torrefizierten Brennstoffen eher 1 bis 1,2 ist (siehe Abbildung 18
und Abbildung 19). Einen Unterschied zwischen den verschiedenen torrefizierten Brennstoffen
entsprechend dem Torrefizierungsgrad lässt sich anhand der wenigen Versuche nicht erkennen.
Abbildung 18: Permanentgaszusammensetzung Reaktorabgas beim Versuch mit torrefizierten Holzpellets (275 °C)
Weiterhin kann festgestellt werden, dass das Anzündverhalten der torrefizierten Brennstoffe schlechter
ist bzw. die torrefizierten Brennstoffe nach dem Umschalten auf den Reaktor länger brauchen um die
Brennstoffschüttung vollständig durchzuwärmen. Dies zeigt sich in der kürzeren Zeit der Reaktor-
beheizung (Boden) beim Brennstoff Holz (dunkelrote Kurve in Abbildung 17). Bei gleicher Brennstoff-
masse brauchten die torrefizierten Brennstoffe ca. 5% (ca. 5 min) mehr Zeit bei 100% Leistung der
Reaktorbodenbeheizung zur Durchwärmung der Brennstoffschüttung.
Alle vier untersuchten Brennstoffe (HP, TP1, TP2, TP3) zeigen im DBFZ-Laborvergaser ein stabiles und
reproduzierbares Vergasungsverhalten, was sich an den gleichmäßigen Temperatur-/Druckverläufen im
Reaktor und den Konzentrationsverlauf im Produktgas erkennen lässt. Störungen der Kurvenverläufe
sind durch das Nachrutschen der Brennstoffschüttung infolge der Vergaserkoks-Umsetzung verursacht.
Weiterhin konnte keine Agglomeratbildung in der Vergaserasche nach dem Versuch festgestellt werden.
Die maximal im Brennstoffbett gemessenen Temperaturen lagen bei den durchgeführten Versuchen bei
den unterschiedlichen Brennstoffen jeweils unter 900 °C.
2 Eingehende Darstellung
37
Abbildung 19: Permanentgaszusammensetzung im Reaktorabgas beim Versuch mit ENplus- Holzpellets
Aufgrund der nicht vollständigen Datensätze zu den Versuchen der vier Brennstoffe kann die
Berechnung der Kennzahlen nach Methodenhandbuch Stoffstromorientierte Bilanzierung der Klimagas-
effekte (Methoden zur Bestimmung von Technologiekennwerten, Gestehungskosten und Klimagas-
effekten von Vorhaben im Rahmen des BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“) nicht
durchgeführt werden. Diese Berechnungen müssen in weitergehenden Untersuchungen durchgeführt
und im Vergleich zu den berechneten Kennzahlen des Arbeitspaketes 6 (Tabelle 14) betrachtet werden.
2.4.3 Fazit
Die in Arbeitspaket 4 durchgeführten Versuche haben die Tendenzen der Arbeitspakete 5 und 6 zu
erhöhter Koksbildung im Vergasungsreaktor bestätigt. Weiterhin zeigen alle vier untersuchten
Brennstoffe (HP, TP1, TP2, TP3) ein stabiles und reproduzierbares Vergasungsverhalten. Die
torrefizierten Brennstoffe benötigen im Vergleich zum Brennstoff Holz eine längere Phase zum Zünden
und zur Vergaserkoks-Umsetzung. Bis auf das CO/CO2-Verhältnis sind sich die Gaszusammensetzungen
für torrefiziertes Holz (1 bis 1,2) und Holz (0,6 bis 0,7) sehr ähnlich. Der Einfluss des Torrefizierungs-
grades auf Anzündverhalten, Vergaserkoks-Umsetzung und Gaszusammensetzung (Bildung von teer-
artigen Produkten) konnte aufgrund der geringen Anzahl an Versuchen mit den vier Brennstoffen nicht
eindeutig geklärt werden. Hier sind weitergehende Untersuchungen notwendig. Weiterhin konnte
aufgrund der Inbetriebnahmeprobleme des DBFZ-Laborvergasers im Projektrahmen die Schließung der
Stoff-/Energiebilanzen nicht stattfinden. Die dafür notwendigen Materialproben und deren Analysen
konnten nicht gesammelt bzw. durchgeführt werden. Auch hier sind weitergehende Untersuchungen
notwendig, um die vergasungsspezifischen Kennzahlen (Reaktionsgeschwindigkeit, Raumbelastung,
erreichbare Qualität und Schadstoffbelastung (insbesondere Teere)) der jeweiligen Brennstoffe
bestimmen und die Stoff-/Energiebilanzen schließen zu können. Erst mit diesen Kennzahlen ist
Übertragbarkeit der Ergebnisse vom Labormaßstab in die Praxis möglich.
2 Eingehende Darstellung
38
2.5 AP 5: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer Pilot-Vergasungsanlage
Zur Vorbereitung des Arbeitspakets 6 „Einsatz torrefizierter Biomasse in einer kommerziellen
Vergasungsanlage“ und zur Validierung der Ergebnisse aus dem Arbeitspaket 4 „Einsatz torrefizierter
Biomasse im Laborvergaser“ wurden die drei torrefizierten Brennstoffe in einer Pilot-Anlage der Firma
Burkhardt eingesetzt. Die Pilotanlage Typ V2.30 befindet sich am Firmenstandort in Mühlhausen und
weist eine Feuerungswärmeleistung von 90 kW auf. Eine detaillierte Beschreibung der Pilotanlage folgt
in anschließendem Kapitel.
Nach Anlieferung und Einlagerung der drei torrefizierten Brennstoffsorten, erfolgten im firmeneigenen
Labor Analysen des Wasser- und Aschegehalts sowie der mechanischen Festigkeit. Parallel wurden
erforderliche Umbaumaßnahmen an der Pilotanlage im September 2014 abgeschlossen, wodurch die
ersten Versuche Anfang Oktober 2014 durchgeführt werden konnten.
Hierbei wurden vorrangig die Vergasungstemperaturen, die Zusammensetzung des generierten
Brenngases sowie die Mengen an zugeführter torrefizierter Biomasse, Reststoffen und die Menge an
erzeugtem Brenngas bestimmt.
Eine Validierung mit den Ergebnissen aus dem AP4 konnte aufgrund von Lieferschwierigkeiten des
Laborvergasers nicht stattfinden.
Abschließend wurde die Übertragbarkeit der Ergebnisse zur Vorbereitung des Arbeitspakets 6 „Einsatz
torrefizierter Biomasse in einer kommerziellen Vergasungsanlage“ geprüft und Regelungsparameter
definiert.
2.5.1 Messkonzept und Messgeräte
Die Pilotanlage V2.30 arbeitet, wie auch die kommerzielle Serienanlage V3.90, nach dem Prinzip der
aufsteigenden Gleichstromvergasung mit stationärer Wirbelschicht. Das bedeutet, dass sowohl der
Brennstoff als auch die Vergasungsluft im unteren Bereich des Vergasers eingebracht werden und im
Laufe des Prozesses nach oben strömen. Dabei durchläuft der Brennstoff die üblichen Vergasungs-
prozesse in der Reihenfolge Trocknung, Pyrolyse, Oxidation und Reduktion. Im oberen Bereich des
Reaktors bildet sich strömungsbedingt eine stationäre Wirbelschicht, in der das erzeugte Gas austritt.
Die nachfolgende Abbildung 20 zeigt den Prozess- und Temperaturverlauf innerhalb des Reaktors.
2 Eingehende Darstellung
39
Abbildung 20: Prozess- und Temperaturverlauf Burkhardt-Vergasungssystem
Die Pilotanlage ist mit einem Brennstoffspeicher sowie einer Brennstoff- und Luftzuführung
ausgestattet. Beide Massenströme werden kontinuierlich ermittelt und können während des Prozesses
angepasst werden.
Zur Beurteilung der Prozessstabilität sind Temperaturmessstellen an definierten Reaktorhöhen sowie
am Gasaustritt positioniert.
Mit Hilfe einer online-Gasanalyse kann die Zusammensetzung des Produktgases über den gesamten
Versuchsbetrieb durchgehend ermittelt sowie der Prozess daraufhin angepasst werden.
Das erzeugte noch staubhaltige Produktgas wird über einen Zyklon geleitet, in dem der mitgeführte
Koksstaub abgeschieden wird, was die Bestimmung des Reststoffmasse Koks ermöglicht.
Im Anschluss wird das Produktgas in einer Fackel abgebrannt. Die nachfolgende Abbildung 21 zeigt die
Pilotanlage und deren Kernkomponenten.
Freeboard
(Gasaustritt)
Reduktion
Oxidation
Pyrolyse
Trocknung
Brennstoff- und
Luftzuführung
2 Eingehende Darstellung
40
Abbildung 21: Aufbau Pilotanlage V2.30
Die Pilotanlage ist mit entsprechender Messtechnik ausgestattet, die eine Beurteilung von Test-
Brennstoffe ermöglicht. Die wichtigsten Parameter und deren Sensorik ist in der nachfolgenden
Tabelle 11 aufgelistet.
Tabelle 11: Messtechnik der Pilotanlage V2.30
Parameter Hersteller / Typ
Brennstoffmasse Zilmet
Luftmasse i2s LMS
Reaktortemperaturen Mantelthermoelemente Typ-K
Methan-Gehalt Edinburgh Instruments Gascard NG-CH4
Wasserstoff-Gehalt Messkonzept FTC110
Kohlenmonoxid-Gehalt Edinburgh Instruments Gascard NG-CO
Kohlendioxid-Gehalt Edinburgh Instruments Gascard NG-CO2
2 Eingehende Darstellung
41
2.5.2 Durchführung der Messungen und Messergebnisse
Ein Vergleich der torrefizierten Pellets mit ENplus-Pellets zeigt einen annähernd doppelt so hohen
Aschegehalt, wodurch ein höherer Verschlackungsgrad bei den nachfolgenden Versuchen zu erwarten
war. Der Wassergehalt der torrefizierten Pellets befindet sich innerhalb der Norm, liegt aber deutlich
unterhalb der durchschnittlichen 6% der ENplus-Pellets, wodurch mit einer verringerten Reduktionsrate
des Kokses zu rechnen ist. Die mechanische Beständigkeit lag bei allen drei Brennstoffsorten innerhalb
der normierten Werte. Der Heizwert der torrefizierten Pellets ist um 17 – 27% höher im Vergleich zu
ENplus-Pellets, wodurch bei gleichbleibender Gasleistung mit einem geringeren Brennstoffverbrauch zu
rechnen ist. Die Brennstoff-Analyseberichte aus dem Labor TLR bestätigten die Analysewerte. Die
nachfolgende Tabelle 12 zeigt den Brennstoffvergleich.
Tabelle 12: Vergleich Brennstoffparameter
Brennstoff Zusammensetzung
feucht Einheit Fichte (mit Rinde) TP1 TP2 TP3
Wasser H2O Ma.-% 6,00 3,39 4,31 4,15
Kohlenstoff C Ma.-% 46,81 53,67 54,27 57,39
Wasserstoff H Ma.-% 5,92 5,80 5,67 5,69
Sauerstoff O Ma.-% 40,61 35,17 33,55 30,83
Stickstoff N Ma.-% 0,12 0,58 0,58 0,59
Schwefel S Ma.-% 0,01 0,02 0,02 0,02
Asche Ash Ma.-% 0,52 1,37 1,60 1,33
Prüfsumme ∑ Ma.-% 100 100 100 100
Heizwert Hu
MJ/kg 17,32 20,28 20,52 21,92
kWh/kg 4,81 5,63 5,70 6,09
% 100 117 118 127
Die torrefizierten Pellets weisen mit steigender Torrefizierungstemperatur eine Steigerung des
Kohlenstoffgehalts sowie eine Verringerung des Sauerstoffgehalts auf. Das bedeutet, dass der
Mindestluftbedarf sich entsprechend ändert und der fehlende Sauerstoff durch eine erhöhte
Zuluftmenge ausgeglichen werden muss. Die nachfolgende Tabelle 13 zeigt einen Vergleich des
Mindestluftbedarfs.
Tabelle 13: Vergleich Mindestluftbedarf
Einheit
Fichte (mit Rinde) TP1 TP2 TP3
Mindestluftbedarf Lmin
[kmolL/kgBr] 0,20 0,23 0,23 0,25
[Nm³L/kgBr] 4,39 5,15 5,22 5,59
[kgL/kgBr] 5,26 6,17 6,26 6,71
Im Rahmen der Vorversuche in der Pilotanlage, wurde das grundsätzliche Vergasungsverhalten sowie
Regelparameter ermittelt, die einen späteren Vergleich der Brennstoffsorten ermöglichen sollen. Die
Versuche wurden im Tagesbetrieb in einem Zeitraum von 6 - 8 Stunden durchgeführt. Dabei konnte
grundsätzlich ein erhöhter Koksaufbau nachgewiesen werden, was auf folgende Brennstoff-
eigenschaften zurückzuführen ist:
2 Eingehende Darstellung
42
geringerer Wassergehalt
höherer Kohlenstoffgehalt
Des Weiteren ließ sich auch ein höherer Verschlackungsgrad, aufgrund des höheren Aschegehalts
erkennen. Die folgende Abbildung 22 zeigt das Innere des Reaktors beim Ausräumen. Deutlich zu
erkennen ist die ringförmige Verschlackung in der Oxidationszone.
Abbildung 22: Verschlackung im Reaktor
Bei den Vergasungstemperaturen (gemessen an der Reaktorwandung) konnten keine nennenswerten
Unterschiede gegenüber handelsüblichen Holzpellets ermittelt werden. In Abbildung 23 ist der Verlauf
der Vergasungstemperaturen über den Versuchszeitraum dargestellt. Die Temperaturen verlaufen
relativ gleichmäßig und gut geschichtet.
Die Massenbilanz ergab einen um ca. 10 bis 12% geringeren Brennstoffbedarf bei gleichbleibender
Gasleistung gegenüber herkömmlichen Holzpellets. Zudem war ein höherer Luftbedarf zur
Kompensation des niedrigeren Brennstoff-Sauerstoffgehalts erforderlich.
2 Eingehende Darstellung
43
Abbildung 23: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte 305A (TP3)
Die Gaszusammensetzung weist, im Vergleich zu ENplus-A1-Pellets, einen geringeren Methan- und
Kohlendioxidgehalt auf, wobei der höhere Kohlenmonoxidgehalt das Defizit im Gasheizwert ausgleicht,
sodass dieser annähernd vergleichbar mit dem Einsatz von ENplus-A1-Pellets ist. Abbildung 24 zeigt
den Verlauf der Gaszusammensetzung über einen gesamten Versuchszeitraum.
Abbildung 24: Verlauf der Gaszusammensetzung
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
7:30
8:30
9:30
10:3
0
11:3
0
12:3
0
13:3
0
14:3
1
15:3
1
16:3
1
Tem
pera
tur [
°C]
Temperaturverlauf - Gaserzeugung (2015_01_20_1Min_Log.txt)
T17
T10.056
T10.049
T10.042
T10.035
T10.028
T10.021
T12.10
T10.014
T2 Zuluft
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
30
7:30
8:30
9:30
10:3
0
11:3
0
12:3
0
13:3
0
14:3
1
15:3
1
16:3
1
Vol
umen
-%
Gaszusammensetzung (2015_01_20_1Min_Log.txt)
CO
H2
CO2
CH4
2 Eingehende Darstellung
44
Eine Validierung der Ergebnisse aus dem Arbeitspaket 4 konnte aufgrund von Verzögerungen bei der
Lieferzeit des Laborvergasers nicht stattfinden. Es sollten nachträglich der Koksaufbau sowie die
Schlackebildung im Laborvergaser am DBFZ untersucht werden.
Es kam im Arbeitspaket 5 zu keinen technischen Problemen deren Lösung im Rahmen des
Forschungsprojektes nicht realisierbar war.
2.5.3 Fazit
Die Versuche haben gezeigt, dass der Einsatz der torrefizierten Pellets im Burkhardt-Vergaser V2.30
grundsätzlich möglich ist. Das Regelungsverhalten war während der Versuche gut bis befriedigend.
Trotz des erhöhten Koksaufbaus konnte durch eine Erhöhung der Luftmenge die Reduktionsrate erhöht
werden und somit ein Gleichgewicht zwischen Koksaufbau und Koksabbau sichergestellt werden.
Die Gaszusammensetzung ist ähnlich wie bei ENplus-A1-Pellets, allerdings wurde mehr Kohlenmonoxid
und weniger Wasserstoff und Methan erzeugt. Der niedrigere Wasserstoffgehalt lässt sich auf den
geringeren Wassergehalt der torrefizierten Pellets zurückschließen. Der niedrige Methangehalt weist
darauf hin, dass auch weniger Teere erzeugt wurden.
Es wurde zum damaligen Zeitpunkt davon ausgegangen, dass beim Einsatz torrefizierter Pellets bei
gleichbleibender Brennstoffmenge die Gasleistung gesteigert werden kann, was auf die erhöhte
Luftmasse und resultierend daraus die erhöhte Produktgasmenge zurückzuführen ist.
Bei gleichbleibender Gasleistung lag der Brennstoffverbrauch beim Einsatz torrefizerter Pellets um
ca. 10 – 12% niedriger als bei ENplus-A1-Pellets.
Problematisch war der erhöhte Verschlackungsgrad aufgrund des höheren Brennstoff-Aschegehalts.
Dies deutet darauf hin, dass ein kürzeres Wartungsintervall beim Einsatz torrefizierter Pellets
erforderlich ist.
Eine Übertragung der Ergebnisse auf den Serienvergaser V3.90 ist nur unter Vorbehalt möglich, da die
Dimensionen beider Vergaser sehr unterschiedlich sind. Der Pilotvergaser hat einen
Reaktordurchmesser von 30 cm, der Serienvergaser 90 cm.
2 Eingehende Darstellung
45
2.6 AP 6: Einsatz torrefizierter Biomasse in einer kommerziellen
Vergasungsanlage
Die Versuche zur Beurteilung der torrefizierten Brennstoffe im Dauerbetrieb fanden im hauseigenen
Serienvergaser V3.90 in Kombination mit dem Gasmotor-BHKW ECO165HG statt. Abbildung 25 zeigt
den schematischen Aufbau beider Anlagen. Die elektrische Nennleistung des BHKW beträgt 165 kW
und kann bis auf 190 kW erhöht werden.
Die für die Versuche im Serienvergaser übrigen Brennstoffmengen lagen zwischen 7 bis 8 Tonnen je
Sorte. Bei einem angenommenen verringerten Verbrauch von ca. 100 kg/h stand Brennstoff für einen
Zeitraum für je ca. 3 Tage Betrieb zur Verfügung.
Abbildung 25: Schematische Darstellung vom Vergaser V3.90 (Oben) und BHKW ECO165HG (Unten)
2 Eingehende Darstellung
46
2.6.1 Messkonzept und Messgeräte
Zur Erstellung von Massen- und Energiebilanzen wurde die Anlage mit den erforderlichen Messgeräten
ausgestattet. Zu erwähnen ist hierbei das Heizwertanalysegerät, Typ Union Instruments CWD 2005,
welches im Rahmen des Förderprojekts angeschafft und installiert wurde. Es ermöglicht die
Bestimmung von Heiz- und Brennwert sowie die Dichte im realen Zustand. Des Weiteren wird zur
Bestimmung des Gasvolumenstroms ein Durchflussmessgerät (Typ ABB Triowirl VT41) eingesetzt. Der
Brennstoff- sowie Luftmassenstrom und weitere Messwerte, wie Temperaturen, Drücke und
Gaszusammensetzungen wurden über prozessinterne Messgeräte erfasst, die im vorherigen Kapitel
bereits aufgelistet wurden.
2.6.2 Durchführung der Messungen und Messergebnisse
Versuchsablauf TP1
Die Versuche wurden im Zeitraum vom Mai bis August 2015 durchgeführt. Gestartet wurde mit der
Brennstoffsorte mit dem geringsten Torrefizierungsgrad TP1 (275 °C), anschließend folgte TP2
(290 °C) und TP3 (305 °C). Während der Versuchsphase mussten bestimmte Umbaumaßnahmen
durchgeführt werden, auf die im weiteren Verlauf des Berichts noch näher eingegangen wird.
Vor jedem Versuchslauf wurde der Reaktor ausgeräumt und geprüft sowie die Gasanalyse kalibriert.
Angefahren wurde der Vergaser jedes Mal mit ENplus-A1-Pellets und bei Erreichen der Betriebs-
temperaturen auf das entsprechende Brennstoffsilo umgestellt. Der Ablauf des Startvorgangs wurde so
festgelegt damit dieser reproduzierbar bleibt und die torrefizierten Pellets keinen Einfluss darauf haben.
Des Weiteren konnte so ein unnötiger Verbrauch der begrenzten Brennstoffmengen durch Startfehler
vermieden werden.
Messergebnisse TP1
Bereits nach kurzer Betriebszeit mit den torrefizierten Pellets TP1, konnte ein beachtlicher Koksaufbau
beobachtet werden. Als Folge musste die Pyrolyserate kontinuierlich bis zur regelungstechnischen
Grenze reduziert werden1. Trotz des Regelungseingriffs konnte kein Gleichgewicht zwischen Pyrolyse-
und Reduktionsrate erreicht werden. Dies hatte zur Folge, dass nach ca. 29,5 Stunden der Versuch
abgebrochen werden musste, da der Reaktor überfüllt war. Im Betriebszeitraum konnten allerdings alle
erforderlichen Messwerte zur Erstellung der Energie- und Massenbilanz aufgenommen werden.
Aufgrund der verfahrenstechnischen Begrenzung der Pyrolyserate und dem daraus resultierenden
schlechten Regelverhalten, fällt der Brennstoffmassenstrom geringfügig höher aus, als zu erwarten war.
Wie die Ergebnisse aus den Vorversuchen aus dem Arbeitspaket 5 zeigen, musste auch im
Serienvergaser der reduzierte Sauerstoffgehalt im Brennstoff mit Vergasungsluft ausgeglichen werden,
sodass der Prozess mit einem vergasungsüblichem Lambda-Wert von 0,3 betrieben werden konnte. Der
Ausgleich der Luftmenge ist zur weiteren Reduzierung der Pyrolyserate erforderlich, wobei anstatt der
1 Im Vergaser muss ein Gleichgewicht zwischen Pyrolyse- und Reduktionsrate vorliegen.
- Überwiegt die Pyrolyserate kann der produzierte Koks nicht ausreichend reduziert werden, was ein Überfüllen des Reaktors zur
Folge hat.
- Im gegensätzlichen Fall, kann keine Reduktionszone (Koksschicht) gebildet werden, wodurch ein qualitativ minderwertiges Gas
erzeugt wird.
2 Eingehende Darstellung
47
üblichen Luftmenge von 180 kg/h bei Holzpellets nun 210 kg/h erforderlich waren. Aufgrund des
erhöhten Luftmassenstroms wurde auch etwas mehr Koks als beim Betrieb mit Holzpellets aus dem
Reaktor ausgetragen.
Das nachfolgende Diagramm zeigt den Temperaturverlauf im Reaktor. Deutlich zu erkennen sind die
eng zusammenliegenden Kurven über die komplette Reaktorhöhe sowie hohe Temperaturen im
unteren Bereich des Reaktors, in der sich die Pyrolysezone ausbildet. Die Fläche der Pyrolysezone und
damit die Pyrolyserate konnte dabei nicht weiter gesenkt werden. Trotz der geringen Pyrolyserate
konnte sich daher kein Gleichgewicht zwischen Koksauf- und -abbau einstellen, da zum einen die
Brennstoffmenge nicht weiter reduziert werden konnte (Gefahr des Durchbrennens des Reaktors) und
zum anderen die Reduktions-Reaktionen des Kokses aufgrund des hohen Kohlenstoffgehalts und
niedrigen Wassergehalts in zu geringem Maße stattfanden.
Abbildung 26: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte TP1
Das Produktgas zeigte eine ähnliche Zusammensetzung wie auch in den Vorversuchen und unterschied
sich hinsichtlich des Kohlenmonoxid und Kohlendioxidgehalts nur geringfügig. Der Methangehalt ist
allerdings ca. 30% niedriger. Es wurde ein Produktgas mit einem erhöhten Heizwert von durch-
schnittlich 5290 kJ/kg erzeugt.
In der nachfolgenden Abbildung 27 ist der Verlauf der Gaszusammensetzung über den gesamten
Versuchszeitraum dargestellt.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
10:1
5
11:1
7
12:1
9
13:2
0
14:2
2
15:2
4
16:2
6
17:2
8
18:2
9
19:3
1
20:3
3
21:3
5
22:3
6
23:3
8
0:40
1:42
2:43
3:45
4:47
5:49
6:51
7:52
8:54
9:56
10:5
8
11:5
9
13:0
1
14:0
3
15:0
5
Tem
pera
tur [
°C]
Temperaturverlauf - Gaserzeugung (Typ C)
T17
T10.121
T10.107
T10.093
T10.079
T10.072
T10.065
T10.058
T10.044
T10.030
2 Eingehende Darstellung
48
Abbildung 27: Verlauf der Gaszusammensetzung bei Sorte TP1
Die elektrische Leistung während des Betriebs mit TP1 ist mit durchschnittlich 179 kW ca. 8,5% höher
als die Nennleistung des BHKW mit Holzpellets. Dies ist primär auf den höheren Gasmassenstrom und
der daraus resultierenden höheren Gasleistung zurückzuführen. Die erzeugte Gasmenge betrug
durchschnittlich 332 kg/h und liegt im Vergleich zu ENplus-Pellets ca. 12% höher. Die vom Holzvergaser
erzeugte Gasleistung betrug rechnerisch 484 kW.
Das nachfolgende Diagramm zeigt den Verlauf der elektrischen Leistung, der Zuluftmenge, der
Brennstoffmenge sowie den Differenzdruck des Reaktors. Deutlich zu erkennen sind die anfänglich
steigende Zuluftmenge sowie direkt gekoppelt die elektrische Leistung des BHKW. Im letzten Drittel der
Versuchsphase ist das Bett innerhalb des Reaktors zusammengebrochen, wodurch Gase, vor allem
Kohlendioxid, aus der Oxidationszone direkt und ohne durchströmen der Reduktionszone den Reaktor
verließen und so zu einem Leistungseinbruch führten. Das Zusammenbrechen des Betts ist einerseits
auf die gestörte Brennstoffregelung zurückzuführen, im Diagramm blau dargestellt, andererseits auf
eine erhöhte Schlackebildung, welche im nächsten Absatz näher betrachtet wird.
Deutlich zu erkennen ist, dass sich die Brennstoffzuführung nicht in einem Regelbetrieb befand
sondern zwischen dem oberen und unteren Grenzwert hin und her schaltete. Der Minwert der
Brennstoffmenge wurde zur Vermeidung der Reaktorüberfüllung und der Maxwert zur Vermeidung des
Durchbrands von der Vergaser-Software angesteuert.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
3010
:15
11:1
7
12:1
9
13:2
0
14:2
2
15:2
4
16:2
6
17:2
8
18:2
9
19:3
1
20:3
3
21:3
5
22:3
6
23:3
8
0:40
1:42
2:43
3:45
4:47
5:49
6:51
7:52
8:54
9:56
10:5
8
11:5
9
13:0
1
14:0
3
15:0
5
Volu
men
-%
Gaszusammensetzung (Typ C)
CO
H2
CO2
CH4
2 Eingehende Darstellung
49
Abbildung 28: Verlauf von Leistung-Massen-Druck bei Sorte TP1
Schlackeverhalten TP1
Nach dem Versuch mit der Brennstoffsorte 275-C (TP1) wurde der Reaktor schichtweise ausgeräumt.
Im Betriebszeitraum von 29,5 h haben sich ca. 11 kg Schlacke gebildet. Wie bereits im Arbeitspaket 5
ermittelt, neigt der torrefizierte Brennstoff aufgrund seines erhöhten Aschegehalts (1,37%) verstärkt
zum Verschlacken. Neben dem höheren Aschegehalt im Brennstoff ist auch die erhöhte Zuluftmenge
Ursache für die schnelle Verschlackung.
Beim Betrieb mit Holzpellets sind die erwähnten Schlackemengen erst nach 200 bis 600 Stunden zu
erwarten. Die folgende Abbildung 29 zeigt die Ansicht in den Reaktoreinsatz während des Ausräum-
vorgangs. Deutlich zu erkennen sind die mittig liegenden Schlackebrocken. Die Konsistenz der
Schlacke ist sehr fest (geschmolzen).
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
10:1
5
11:1
7
12:1
9
13:2
0
14:2
2
15:2
4
16:2
6
17:2
8
18:2
9
19:3
1
20:3
3
21:3
5
22:3
6
23:3
8
0:40
1:42
2:43
3:45
4:47
5:49
6:51
7:52
8:54
9:56
Diffe
renz
druc
k [m
bar]
Leist
ung
[kW
el] /
Mas
sens
trom
[kg/
h]
Massenströme, Leistung, dpV, (Typ C)
Zuluft kg/h
BHKWLeistung kW
BrennstoffSoll
dP Vergaser
2 Eingehende Darstellung
50
Abbildung 29: Ansicht in den Reaktor beim Ausräumen (mittig liegende Schlackebrocken) TP1
Optimierung der Reaktorgeometrie
Die Pyrolyserate ist bedeutsam für die Koksproduktion und somit ausschlaggebend für eine
Füllstandsregelung im Reaktor. Steigt der Füllstand über den Sollwert wird regelungstechnisch die
Pyrolyserate reduziert. Wenn die Reduzierung ihren maximalen Punkt erreicht hat und der Prozess es
nicht schafft die produzierte Koksmenge zu reduzieren, erfolgt ein Überfüllen und somit eine
Sicherheitsabschaltung.
Damit es bei den nachfolgenden Versuchen nicht wieder zu einem Überfüllen des Reaktors kommt,
wurde das Reaktordesign entsprechend den Anforderungen überarbeitet.
Schwerpunkt hierbei war die konstruktive Flächenverkleinerung zur Reduzierung der Pyrolyserate unter
Aufrechterhaltung der strömungstechnischen Geometrie.
Die Pyrolysefläche konnte mit der Maßnahme um ca. 20% reduziert werden. Diese Reduzierung sollte
ausreichend sein, um einen stabilen Betrieb bei den nachfolgenden Versuchen zu ermöglichen.
Nach Konstruktion und Fertigstellung des neuen Reaktoreinsatzes, wurde dieser zunächst mit
Holzpellets getestet und ausgewertet. Das Ergebnis war erfolgsversprechend, sodass anschließend die
Brennstoffsorte TP2 für den Dauerbetrieb vorgesehen wurde.
Messergebnisse TP2
Nach Einbau des neuen Reaktoreinsatzes wurde die Anlage nach dem gleichen Ablauf angefahren wie
bereits im vorherigen Kapitel beschrieben. Nach Erreichen der Betriebstemperaturen wurde die
Brennstoffsorte TP2 dem Reaktor zugeführt.
2 Eingehende Darstellung
51
Es stellte sich relativ schnell das gleiche Bild wie bei der Sorte TP1 ein. Die Temperaturen im Reaktor
wanderten an ihre regelungstechnischen Grenzen, wie die nachfolgende Abbildung zeigt.
Abbildung 30: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte TP2
Die Gaszusammensetzung zeigte einen etwas höheren Kohlenmonoxidanteil wodurch der Gasheizwert
auf durchschnittlich 5319 kJ/kg stieg.
Abbildung 31: Verlauf der Gaszusammensetzung bei Sorte TP2
Einerseits konnte durch das neue Reaktor-Design die Pyrolyserate weiter verringert werden,
andererseits weist die Brennstoffsorte TP2 einen noch höheren Kohlenstoff-Gehalt auf als die Sorte
TP1. Zudem kommt noch der geringere Wassergehalt, der die Reduktionsrate im oberen Bereich des
Reaktors verringert und somit auch den Koksabbau vermindert. Aufgrund dieser Bedingungen neigte
der Brennstoff im Reaktor auch bei diesem Versuch zum Überfüllen. Nach ca. 23 Stunden Betrieb
musste der Versuch aufgrund Reaktorüberfüllung abgebrochen werden.
0
100
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Tem
pera
tur [
°C]
Temperaturverlauf - Gaserzeugung (Typ B)
T17
T10.121
T10.107
T10.093
T10.079
T10.072
T10.065
T10.058
T10.044
T10.030
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0
Volu
men
-%
Gaszusammensetzung (Typ B)
CO
H2
CO2
CH4
2 Eingehende Darstellung
52
Das nachfolgende Diagramm zeigt den Versuchsablauf mit der Brennstoffsorte TP2. Die Zuluftmenge
wurde entsprechend der Mindestluftmenge angepasst. Durchschnittlich wurden 218 kg/h dem Prozess
hinzugefügt wodurch die elektrische Leistung am BHKW einen Durchschnittswert von 176 kW erreichte.
Die Brennstoffmengenregelung ging nach ca. 4 Stunden Betrieb in eine Min/Max-Steuerung über,
wodurch dieselben Auswirkungen wie im vorherigen Versuch zu erwarten waren.
Abbildung 32: Verlauf von Leistung-Massen-Druck bei Sorte TP2
Schlackeverhalten TP2
Auch bei der Brennstoffsorte TP2 war die bereits zu erwartende Verschlackung des Reaktors stark
ausgeprägt (siehe Abbildung 33). Die Schlackemenge betrug nach 23 Stunden Betrieb ca. 13 kg. Die
Schlackeform war auch hierbei geschmolzen. Die Ursachen sind auch hierbei auf den erhöhten
Aschegehalt im Brennstoff und die erhöhte Zuluftmenge zurückzuführen.
Abbildung 33: Ansicht in den Reaktor beim Ausräumen (mittig liegende Schlackebrocken) TP2
5,00
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45,00
50,00
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20,00
40,00
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120,00
140,00
160,00
180,00
200,00
220,00
240,00
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10:2
0
Diffe
renz
druc
k [m
bar]
Leist
ung [
kWel
] / M
asse
nstro
m [k
g/h]
Massenströme, Leistung, dpV, (Typ B)
Zuluft kg/h
BHKWLeistung kW
BrennstoffSoll
dP Vergaser
2 Eingehende Darstellung
53
Messergebnisse TP3
Abschließend wurde der Brennstoff TP3 im Reaktor getestet. Auch hier war das Bild ähnlich den Vor-
versuchen. Um Wiederholungen zu vermeiden wird im nachfolgenden Text nur auf Einzelheiten näher
eingegangen.
Der Temperaturverlauf ist in der nächsten Abbildung zu sehen. Die Regelungsgrenze wurde auch
hierbei erreicht, sodass es im späteren Verlauf des Versuchs zum Überfüllen des Reaktors kam.
Abbildung 34: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte TP3
Die Gaszuammensetzung ist ähnlich wie bei den vorherigen Versuchen. Der Kohlenmonoxid-Anteil stieg
allerdings weiter auf über 30 Vol.-%, wodurch ein Gasheizwert von durchschnittlich 5514 kJ/kg erreicht
wurde. Auffällig ist der sehr geringe Kohlendioxid-Anteil, der auf die hohe Reduktionsschicht
zurückzuführen ist.
Abbildung 35: Verlauf der Gaszusammensetzung bei Sorte TP3
0
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Tem
pera
tur [
°C]
Temperaturverlauf - Gaserzeugung (Typ A)
T17
T10.121
T10.107
T10.093
T10.079
T10.072
T10.065
T10.058
T10.044
T10.030
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men
-%
Gaszusammensetzung (Typ A)
CO
H2
CO2
CH4
2 Eingehende Darstellung
54
Wie bereits angesprochen ist die Brennstoffregelung in den Min/Max-Steuerbetrieb übergegangen,
deutlich zu erkennen an der blauen Kurve im nächsten Diagramm. Die Luftzufuhr wurde auch dieses
Mal entsprechend dem Mindestluftbedarf angepasst, musste allerdings aus motortechnischen Gründen
reduziert werden. Die Klopfregelung des Motors wurde aktiviert und korrigierte den Zündzeitpunkt,
wodurch eine Leistungsreduzierung erfolgte. Der Versuch musste nach 37 Stunden aufgrund des
Überfüllens des Reaktors abgebrochen werden.
Abbildung 36: Verlauf von Leistung-Massen-Druck bei Sorte TP3
In den nachfolgenden Tabellen sind sämtliche Kenngrößen (Methodenhandbuch), die im Rahmen der
Versuche gemessen bzw. berechnet wurden, zusammengefasst.
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
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50,00
0,00
20,00
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200,00
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0
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1:00
2:00
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5:00
6:00
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9:00
10:0
0
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0
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0
Diffe
renz
druc
k [m
bar]
Leist
ung [
kWel
] / M
asse
nstro
m [k
g/h]
Massenströme, Leistung, dpV, (Typ A)
Zuluft kg/h
BHKWLeistung kW
BrennstoffSoll
dP Vergaser
2 Eingehende Darstellung
55
Tabelle 14: Energiebilanz Holzvergasung nach Methodenhandbuch
Input Holzvergaser Einheit Holzpellets TP1 TP2 TP3
mBr Brennstoffmassenstrom kg/h 113 114 110 107
Hi,Br Brennstoffheizwert kJ/kg 17.320 20.280 20.520 21.920
PFW Brennstoffleistung / FWL kW 544 642 625 652
PBez, HV Bezugsleistung kW 5,2 5,2 5,2 5,2
Summe Input kW 549 647 630 657
Output Holzvergaser Einheit Holzpellets TP1 TP2 TP3
mGas Gasmassenstrom kg/h 297 332 328 322
Hi,Gas Gasheizwert kJ/kg 5.090 5.259 5.319 5.514
PGas Gasleistung kW 420 484 485 493
Pchem, Np chem. Leistung Bioenergieträger
(Koks) kW 25,6 30,5 25,9 43,0
QN, HVW Wärmeleistung Heizwasser kW 82,0 84,1 81,6 80,7
QN, HVL Wärmeleistung Warmluft kW 11,0 11,2 10,9 10,3
PV, HV Verlustleistung kW 10,3 36,7 26,5 29,5
Summe Output kW 549 647 630 657
Input BHKW Einheit Holzpellets TP1 TP2 TP3
PGas Gasleistung kW 420 484 485 493
PBez, KM Bezugsleistung kW 2,4 2,4 2,4 2,4
Summe Input kW 422 487 487 496
Output BHKW Einheit Holzpellets TP1 TP2 TP3
Pel,KM Elektr. Nennleistung kW 165 179 176 182
QN, KM Wärmeleistung Heizwasser kW 190 206 202 209
PV, KM Verlustleistung kW 67 103 110 104
Summe Output kW 422 487 487 496
Prozessspezifische Kenngrößen Einheit Holzpellets TP1 TP2 TP3
ƞKg Kaltgaswirkungsgrad % 77,2 75,5 77,6 75,7
ƞel,KM elektr. Wirkungsgrad KM % 39,1 36,7 36,0 36,7
ƞth,KM therm. Wirkungsgrad KM % 45,0 42,2 41,5 42,3
ƞges, KM Gesamtwirkungsgrad KM % 84,1 78,9 77,5 79,0
Tabelle 15: Wirkungsgrade Holzvergasung nach Methodenhandbuch
Allgemeine Kenngrößen Einheit HP TP1 TP2 TP3
ƞel,netto elektr. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 29,9 27,5 27,8 27,6
ƞchem,netto chem. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 4,6 4,7 4,1 6,5
ƞth,netto therm. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 51,3 46,4 46,6 45,6
ƞges,netto Gesamtanlagenwirkungsgrad (netto) % 85,9 78,6 78,5 79,7
2 Eingehende Darstellung
56
Tabelle 16: Massenbilanz Holzvergasung nach Methodenhandbuch
Massenbilanz Holzvergaser Einheit HP TP1 TP2 TP3
mBr Brennstoffmassenstrom kg/h 113 114 110 107
mLu Luftmassenstrom kg/h 185 210 215 207
mi,ges Summe Input kg/h 298 324 325 314
mGas Gasmassenstrom kg/h 297 332 328 322
mLuKok Koksmassenstrom kg/h 3,2 3,4 2,4 4,2
mo,ges Summe Output kg/h 300 335 331 326
- Differenz Input/Output kg/h -2,2 -11,1 -6,1 -12,2
- Differenz Input/Output i.B.z. Input % -0,74 -3,42 -1,89 -3,89
2.6.3 Fazit
Die Versuche konnten im angedachten Zeitraum durchgeführt und sämtliche Kenngrößen zur Energie-
und Massenbilanz ermittelt werden.
Ein stabiler Dauerbetrieb konnte trotz Änderung der Reaktorgeometrie allerdings nicht gewährleistet
werden. Alle drei Versuchsläufe wurden aufgrund von Überfüllen des Reaktors abgebrochen.
Die Ursache des Überfüllens liegt im Gleichgewicht zwischen Koksaufbau und Koksabbau innerhalb des
Reaktors. Zum einen neigen die torrefizierten Pellets zu einem erhöhten Koksaufbau, zum anderen
kann der produzierte Koks aufgrund zu gering ausgebildeter Reduktionsprozesse nicht schnell genug
abgebaut werden. Die Folge ist daher ein Überfüllen. Als Handlungsempfehlung kann hier eine
Änderung der Reaktorgeometrie genannt werden. Dies umfasst zum einen eine Reduzierung des
Durchmessers im Pyrolysebereich und zum anderen eine höhere Bauform zur Verlängerung der
Verweilzeit des Kokses in der Reduktionszone.
Ferner weisen die torrefizierten Pellets aufgrund ihres Aschegehalts zum schnellen Verschlacken, was
durch die erhöhte benötigte Zuluftmenge noch verstärkt wird und einen erhöhten Wartungsaufwand
erfordert. Diese Problematik könnte durch eine Reduzierung des Aschegehalts im Brennstoff behoben
werden.
Zur Steigerung der Reduktionsrate des Kokses wäre eine Erhöhung des Wassergehalts im Brennstoff
erforderlich. Dies könnte sowohl die Verschlackungsproblematik verringern als auch die Reduktionsrate
erhöhen, wobei der Einsatz von Dampf als Reduktionsmittel auch denkbar wäre.
Ein Problem bezüglich des Teergehalts im Produktgas konnte nicht festgestellt werden und wurde
daher auch nicht weiter verfolgt.
Abschließend kann gesagt werden, dass beim Einsatz torrefizierter Pellets ein geringerer Brennstoff-
einsatz, bei gleichbleibender elektrischer Nennleistung, als bei ENplus-Pellets erforderlich ist.
2 Eingehende Darstellung
57
2.7 AP 7: Technische, ökologische und ökonomische Analyse
In diesem Kapitel werden ausgewählte Biomassebereitstellungsketten auf Basis torrefizierter Biomasse
hinsichtlich ihrer technischen, ökologischen und ökonomischen Effekte bewertet und gegenüber
Referenzsystemen, die auf der Nutzung nicht-torrefizierter Holzpellets fundieren, eingeordnet. Nach der
Ermittlung verschiedener Konversionspfade werden diese mit Bezug auf des Methodenhandbuch des
BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“ und in Abstimmung mit dem Zuwendungs-
geber technisch, ökologisch und ökonomisch analysiert.
Die Bereitstellung von Energie aus Biomasse ist äußerst vielseitig und lässt sich in die Produktion der
Biomasse sowie deren Bereitstellung, in die Umwandlung in einen Sekundär- und/oder Primär-
energieträger und in die Nutzung der Energie einteilen. Einen guten Überblick über die verschiedenen
Möglichkeiten der Energiebereitstellung aus Biomasse gibt die folgende Abbildung.
Abbildung 37: Möglichkeiten einer Energiebereitstellung aus Biomasse (Quelle: Eltrop u. a. 2014: S. 16)
2.7.1 Determination verschiedener Konversionspfade
Die Konversion von Primärenergieträgern in Nutzenergie kann auf verschiedenartige Wege erfolgen.
Betrachtet man die Bereitstellung von Bioenergie aus Biomasse, so kann ein Primärenergieträger
entweder direkt oder indirekt, d.h. über die Umwandlung in einen Sekundärenergieträger und dessen
anschließenden Konversion, in Endenergie umgewandelt werden. Bei der Herstellung eines
2 Eingehende Darstellung
58
Sekundärenergieträgers fallen neben zusätzlichen Kosten Energieverluste während des Konversions-
prozesses an, welche idealerweise durch spezifische Eigenschaften des Sekundärenergieträgers
aufgewogen werden.
Für die Herstellung von torrefizierten Holzpellets findet im Gegensatz zur Produktion von nicht-
torrefizierten Holzpellets zusätzlich der Prozess der Torrefizierung statt, was letztendlich einen
energetischen Mehraufwand bedeutet. Durch diese zusätzliche Veredelung des Brennstoffs sollen
letztendlich technische, ökologische und ökonomische Vorteile gegenüber dem unveredelten Brennstoff
generiert werden.
Die folgende Abbildung stellt die zu analysierenden Konversionen zur Erzeugung von Energie aus
torrefizierten und nicht-torrefizierten Holzpellets dar.
Abbildung 38: Konversionspfade zur Erzeugung von Energie aus torrefizierten und nicht-torrefzierten Holzpellets
Grundlage für eine technische, ökologische und ökonomische Analyse verschiedener Konversionspfade
unter Nutzung unterschiedlicher Bioenergieträger ist die Festlegung geeigneter Systemelemente- und
grenzen um eine Vergleichbarkeit untereinander gewährleisten zu können. Abbildung 39 zeigt
schematisch die Prozesskette des Gesamtsystems „Torrefizierte Holzpellets“ mit den drei Prozessen
Torrefizierung, Pelletierung und der Bioenergieanlage bzw. Konversion des Bioenergieträgers in
Endenergie. Dabei wird angenommen, dass das eingehende Waldrestholz bereits zerkleinert und somit
für die Torrefizierung bzw. Pelletierung geeignet ist.
Feste Biomasse
Vergasung
Torrefizierte Holzpellets
Nicht-torrefizierte Holzpellets
Torrefizierte Holzpellets
Nicht-torrefizierte Holzpellets
Verbrennung
1
2
3
4
2 Eingehende Darstellung
59
Abbildung 39: Prozesskette des Gesamtsystems „Torrefizierte Holzpellets“
Abbildung 40: Prozesskette des Gesamtsystems "Holzpellets"
In Verbindung mit den Konversionsverfahren Verbrennung und Vergasung erhält man somit vier
Prozessketten bzw. Konversionspfade, die es im Folgenden zu untersuchen gilt.
2.7.2 Technische Analyse
Verbrennung
In kleintechnischen Verbrennungsanlagen sind torrefizierte Holzpellets einsatzfähig, jedoch ergeben
sich mit Blick auf das Verschlackungsverhalten (geringfügig höher im Vergleich zu Holzpellets) und die
erzeugten Emissionen (anhand geltender Richtlinie/Verordnungen) noch zu bewältigende Heraus-
forderungen für die Dauerbetriebsfähigkeit. Insbesondere bei den Emissionen ist die Auswahl des
richtigen Kessel für die Verbrennung der torrefizierten Holzpellets wichtig, da die Feuerraumgeometrie
hier maßgeblichen Einfluss hat. Der Einfluss des Torrefizierungsgrades auf Verschlackungsverhalten
und Emissionen konnten im Rahmen des Projektes nicht zweifelsfrei geklärt werden. Für die eindeutige
Erkenntnisse/Handlungsempfehlungen für richtige Auswahl des Verbrennungskessels (richtige Brenn-
raumgeometrie) für sind noch weitergehende Untersuchungen notwendig.
Vergasung
Durch die in den Arbeitspaketen 4, 5 und insbesondere AP6 gesammelten Ergebnissen kann die
Einsatzfähigkeit von torrefizierten Holzpellets in thermochemischen Vergasungsanlagen bestätigt
werden. Jedoch ergibt sich durch den Einsatz torrefizierter Holzpellets im Vergleich zu DIN-/ENplus
Holzpellets ein erhöhtes Vergaserkoks-Aufkommen im Vergasungsreaktor, dem durch Anpassung der
Reaktorgeometrie im Bereich der Trocknungs-/Pyrolysezone entgegen gewirkt werden kann. Dies ist
2 Eingehende Darstellung
60
zum Teil im Projekt erprobt worden, konnte jedoch nicht zu 100% optimiert werden. Durch die Erhöhung
der Leistungsdichte in den torrefizierten Holzpellets kann durch den Vergasungsprozess mehr Produkt-
gas (ca. 12%) generiert werden, was zu höheren elektrischen und thermischen Leistungen des
Gasnutzers (BHKW) führt. Weiterhin konnte in der Praxisanlage ein erhöhtes Verschlackungsverhalten
festgestellt werden. Dem kann durch Anpassung der Betriebsführung (Betriebstemperatur),
Modifikation des Brennstoffs und Anpassung der Wartungsintervalle entgegen gewirkt werden. Hier
müssen durch weitere Untersuchungen noch zusätzliche Erkenntnisse gewonnen werden.
2.7.3 Ökologische Analyse
Die Ergebnisse der Emissionsmessungen gehen in eine angepasste Berechnung der Treibhausgas-
emissionen ein. Für die THG-Bilanz kommt das Instrument der Ökobilanzierung zum Einsatz. Die
Ökobilanzierung erfolgt entsprechend den internationalen Normen DIN ISO 14040 (ISO 14040 o. J.)
und 14044 (ISO 14044 o. J)..
2.7.3.1 Methodik für die Ökobilanzierung nach DIN ISO 14040/14044
Für die ökologische Bewertung der hier betrachteten Verbrennungs- und Vergasungsprozesse kommt
das Instrument der Ökobilanzierung (auch Life Cycle Analysis, LCA) zum Einsatz. Zur Erstellung einer
Ökobilanz wird der Lebenszyklus des untersuchten Produktes von der Rohstofferschließung über die
Produktion und Nutzung bis hin zur Entsorgung analysiert, um die mit diesem Produkt verbundenen
potenziellen Umwelteffekte möglichst vollständig 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 berücksichtigt.
Die Methodik der Ökobilanz kann grob in vier Phasen unterteilt werden (Abbildung 41). Phase 1
beinhaltet Festlegungen zu Ziel und Untersuchungsrahmen. Hier werden der Untersuchungsrahmen
einschließlich der Bilanzgrenzen und der Untersuchungstiefe festgelegt. In der 2. Phase, der Erstellung
der Sachbilanz, werden bezüglich der in Phase 1 festgelegten Systemgrenzen und des
Detailierungsgrades Input- und Outputdaten gesammelt. Die Wirkungsabschätzung stellt die 3. Phase
einer Ökobilanz dar. Hier werden die Sachbilanzdaten sortiert, verdichtet und im Hinblick auf mögliche
Umweltwirkungen ausgewertet. Die Phase der Auswertung (Phase 4) dient der Interpretation der
Resultate aus Sachbilanz und Wirkungsabschätzung.
Abbildung 41 Methodischer Ansatz nach DIN ISO 14044 ISO 14044 o. J.
Ziel und Unter-
Suchungsrahmen
Sachbilanz
Wirkungsab-
schätzung
Auswertung
2 Eingehende Darstellung
61
2.7.3.2 Festlegung von Ziel und Untersuchungsrahmen
Ziel dieses Vorhabens ist es für die vergasungs- bzw. verbrennungsbasierte Bereitstellung von Wärme
und/oder Strom aus konventionellen und torrefizierten Pellets THG-Bilanzen zu erstellen und diese
vergleichend gegenüber zu stellen.
Systemgrenzen
Der Bilanzierungsrahmen umfasst die gesamte Prozesskette von der Rohstoffbereitstellung, über die
Pelletierung/Torrefizierung, die Verbrennungs- und Vergasungsprozesse bis zur Bereitstellung von
Strom bzw. Wärme.
Abbildung 42 Bilanzgrenzen der Verbrennungsprozesse
Abbildung 43 Bilanzgrenzen der Vergasungsprozesse
Funktionelle Einheit
Die funktionelle Einheit ist eine Vergleichseinheit, die den Nutzen des Systems beschreibt. Im
vorliegenden Fall ist der Nutzen die Bereitstellung von Wärme bzw. Strom. Als Bezugsgröße wurden
1 MJ Wärme für die Verbrennungsprozesse und 1 kWh Strom für die Vergasungsprozesse gewählt. Auf
die jeweilige Bezugsgröße werden alle Inputs und Outputs sowie deren Wirkungen bezogen.
Berücksichtigung von Nebenprodukten
Ein zentraler Aspekt der Ökobilanzierung ist die Berücksichtigung von Nebenprodukten. Im Fall der
Biomassevergasung wird die extern genutzte Prozesswärme mittels Substitutionsmethode
berücksichtigt. Hierbei wird der Annahme gefolgt, dass die durch die Biomassevergasungsanlage
bereitgestellte und extern genutzte Wärme die entsprechende Menge Nutzwärme des deutschen
VorbehandlungTransportWaldrestholz Torrefizierung
Torrgas
Verbrennung
Pelletierung Verbrennung
Bilanzierungsrahmen
Wärme
VorbehandlungTransportWaldrestholz Torrefizierung
Torrgas
Verbrennung
Pelletierung Vergasung
Bilanzierungsrahmen
Strom
Wärme
BHKW
2 Eingehende Darstellung
62
Wärmemix ersetzt. Die mit der Bereitstellung dieser Wärme verbundenen Emissionen werden als
vermiedene Emissionen dem System gutgeschrieben.
Infrastrukturelle Aufwendungen sind in den Betrachtungen nicht enthalten
2.7.3.3 Annahmen zur Erstellung der Sachbilanz
Die Sachbilanz dient dazu, alle relevanten Daten zu sammeln. Diese enthalten Energie- und
Rohstoffinputs, den Einsatz von Hilfs- und Betriebsstoffen, Produkte und Nebenprodukte, Abfälle,
Emissionen in die Luft, Wasser und in den Boden und können auf Messungen, Berechnungen oder
auch Schätzungen basieren. Anhand der gesammelten Daten können die Input- und Outputflüsse des
betrachteten Produktsystems quantifiziert werden. Im Folgenden werden die Grundlagen der
Sachbilanzierung der einzelnen Prozessschritte bezüglich der Datenbasis detailliert beschrieben.
Substratbereitstellung
Die Wärmeproduktion der Anlagen basiert im Wesentlichen auf der Verbrennung/Vergasung
torrefizierter und nicht torrefizierter Pellets. Die Sachbilanzdaten zur Bereitstellung der Rohstoffe
Waldrestholzhackschnitzel für die betrachteten Anlagenkonzepte entstammen Biograce II. (Institut für
Energie- und Umweltforschung Heidelberg (IFEU) o. J).
Transport der Substrate
Die Inventardaten für die Transportprozesse basieren auf der Ecoinvent Datenbank 2.1 (Ecoinvent v2.1
2009).
Torrefizierung/ Pelletieren
Der Prozess der Pelletbereitstellung umfasst folgende Prozessschritte: (i) Mahlen, (ii) Trocknung, (iii)
Pressen und (iv) Kühlen. Die Sachbilanzdaten zum Energiebedarf und zum Einsatz der Hilfsstoffe
entstammen (Sector Deliverable No 9.6) und sind in nachfolgender Tabelle 17 dargestellt.
Tabelle 17 Annahmen für den Prozess des Pelletieren der konventionellen Pellets (HP)
Einheit Wert
Strombedarf kWh/MJ Pellets HP 0,01375
Erdgas in Feuerung MJ/MJ Pellets HP 0.07540
Diesel MJ/MJ Pellets HP 0,00198
Die Bereitstellung der torrefizierten Pellets umfasst im Wesentlichen die gleichen Prozessschritte wie
die Bereitstellung der konventionellen Pellets, nur dass diesen einen Torrefizierung vorgeschaltet ist.
Das bei der Torrefizierung entstehende Torrgas wird prozessintern genutzt und ersetzt das
üblicherweise für den Pelletierungsprozess eingesetzte Erdgas. Der Strombedarf für die Bereitstellung
torrefizierter Pellets ist in nachfolgender Tabelle 18 dargestellt.
Tabelle 18 Annahmen für den Prozess des Pelletieren/Torrefizieren der torrefizierten Pellets (TP)
Einheit Wert
Strombedarf kWh/MJ Pellets TP 0,0058
2 Eingehende Darstellung
63
Zur Quantifizierung der Emissionen aus dem Einsatz von Hilfsenergieträgern, Hilfs- und Betriebsstoffen
wird auf die Ecoinvent Datenbank zurückgegriffen Ecoinvent v2.1 2009. Für die Strombereitstellung
wird der Erzeugungsmix des deutschen Kraftwerkparks angesetzt (Icha 2015). Die Zusammensetzung
des Erzeugungsmix für das Jahr 2010 nach Energieträger ist nachfolgend in Tabelle 19 dargestellt.
Tabelle 19 Erzeugungsmix des öffentlichen Kraftwerksparks nach Energieträger 2013 (Thrän u. a. 2013a)
Energieträger Anteil in %
Braun- und Steinkohle 45,3
Erdgas inkl. Sonstige Gase 11
Öl 1,3
AKW 15,7
Erneuerbare 23
Sonstige 3,7
Die Emissionsfaktoren für den Erzeugungsmix entstammen der Datenbank Gemis Öko-Institut 2011
Verbrennungsprozesse
Die Stoff- und Energieflüsse für den Einsatz der untersuchten Biomasse in Kleinfeuerungsanlagen
basieren zum großen Teil auf den Angaben in Kapitel 2.3. Zur Quantifizierung der Emissionen aus dem
Einsatz von Hilfsenergieträgern, Hilfs- und Betriebsstoffen wird wiederum auf die Ecoinvent Datenbank
zurückgegriffen.
Vergasungsprozesse und BHKW
Die Stoff- und Energieflüsse für die Vergasungsprozesse basieren auf Betreiberangaben. Zur
Quantifizierung der Emissionen aus dem Einsatz von Hilfsenergieträgern, Hilfs- und Betriebsstoffen
(dazu zählt z.B. Aktivkohle) wird wiederum auf die Ecoinvent Datenbank zurückgegriffen. Für die
Strombereitstellung wird der Erzeugungsmix des deutschen Kraftwerkparks (Tabelle 19).
Direkte Emissionen aus Verbrennung und Vergasung
Die Messergebnisse gehen als aggregierte Mittelwerte (vgl. 2.3.3 und 2.5.2) der jeweiligen Anlage als
direkte Emissionen in die Bilanzierung ein.
Gutschriften für Nutzung der BHKW-Abwärme
Wie bereits beschrieben, wird die Nutzung der BHKW-Abwärme der vergasungsbasierten Prozesse über
eine Gutschrift berücksichtigt. Nach Thrän u. a. 2013b ersetzt Wärme aus dem BHKW zu 70% Wärme
aus Erdgas und zu 30% Wärme aus Heizöl. Für 1 MJ therm genutzte Wärme errechnet sich damit eine
Gutschrift von 86,7 gCO2-Äq (Tabelle 20).
Tabelle 20 Berechnung der Gutschrift für die Nutzung der BHKW-Abwärme (Thrän u. a. 2013b)
Wärme aus Erdgas Wärme aus Heizöl Gutschrift für 1MJ
genutzte BHKW-
Abwärme
Einheit
70% 30%
THG-Emissionen 79,3 85 86,7 gCO2-Äq
2 Eingehende Darstellung
64
2.7.3.4 Wirkungsabschätzung
In der Phase der Wirkungsabschätzung werden die Sachbilanzergebnisse hinsichtlich der potentiellen
Umweltwirkungen ausgewertet. Dazu werden die Sachbilanzergebnisse spezifischen Wirkungs-
kategorien zugeordnet, mit Hilfe von Charakterisierungsfaktoren aggregiert und bezüglich eines
Wirkungsindikators beschrieben. Für die Bewertung der Wärmebereitstellung werden die nachfolgend
aufgeführten Wirkungskategorien betrachtet.
Treibhausgasemissionen: Die THG-Emissionen für die betrachteten Prozesse werden nach der
IPCC-Methode IPCC 2001 berechnet und mit Hilfe von Charakterisierungsfaktoren als
Kohlenstoffdioxid-Äquivalent (CO2-Äquivalent) dargestellt (CH4:25, N2O:298). Entsprechend der
IPCC Methode werden prozessbedingte biogene CO2-Emissionen bei der Bilanzierung auf null
gesetzt, da man davon ausgeht, dass die Biomasse die gleiche Menge an CO2 während des
Wachstums aus der Luft aufgenommen hat.
Versauerung: Zur Berechnung der versauernden Wirkung kommt CML2001-Methode Guinee
2001 zum Einsatz. Die Darstellung erfolgt als SO2-Äqivalente.
Spezifische Treibhausgasemissionen
Verbrennungsprozesse
Die klimawirksamen Emissionen für den Einsatz von konventionellen (HP) und torrefizierten Pellets (TP)
in Kleinfeuerungsanlagen im Voll- und Teillastbetrieb sind in Abbildung 44 dargestellt.
Die THG-Emissionen liegen in einer Bandbreite von 28 gCO2-Äq./MJ Wärme auf Basis der
konventionellen Pellets (HP) und 11-13 gCO2-Äq./MJ Wärme für die Konzepte auf Basis torrefizierter
Pellets (TP). Die signifikanten Unterschiede zwischen dem HP-basierten Konzept und den TP-basierten
Konzepten ergeben sich in erster Linie aus den unterschiedlichen Aufwendungen der
Pelletierung/Torrefizierung, zum einen ergeben sich diese aus dem höheren Strombedarf der
Pelletierung der konventionellen Pellets. Ursächlich für die klimarelevanten Emissionen ist
diesbezüglich die Verbrennung fossiler Energieträger, die einen relativ hohen Anteil am Erzeugungsmix
des deutschen Kraftwerkparks ausmacht (vgl. Tabelle 19). Zum anderen wird für die Bereitstellung der
konventionellen Pellets Erdgas (u.a. für die Trocknung) eingesetzt, während bei der Bereitstellung der
torrefizierten Pellets biomassebasiertes Torrgas Anwendung findet. Zwischen den Werten der Volllast
und Teillast Konzepte gibt es keine signifikanten Unterschiede, mit Ausnahme der Konzepte auf Basis
konventioneller Pellets. Die geringeren Werte im Teillastbetrieb sind in diesem Fall auf einen erhöhten
Wirkungsgrad und dem damit verbundenen geringeren Brennstoffbedarf zurück zu führen.
2 Eingehende Darstellung
65
Abbildung 44: Spezifische THG-Emissionen der Biomasseverbrennungsanlage (Kessel 2) in gCO2-Äq. je MJ Wärme
Vergasungsprozesse und BHKW
Die Abbildung 45 gibt einen Überblick über die THG-Emissionen der betrachteten Vergasungskonzepte.
Die unterstellten Annahmen entsprechen dem im Kapitel 2.5 vorgestellten Vergasungskonzept.
Deutlich stellen sich in der Abbildung 45 die im Negativbereich der y-Achse abgetragenen
Emissionsgutschriften für extern genutzte Wärme dar. Hier folgt man der Annahme, dass die für die
externe Nutzung bereitgestellte Wärme des Biomassevergasungskonzeptes Nutzwärme eines
Wärmemix-Referenzsystems (vgl. Tabelle 20) substituiert und die mit deren Bereitstellung verbundenen
Emissionen vermiedenen werden.
Die aus den Biomassevergasungsprozessen resultierenden spezifischen THG-Emissionen sind als
Säulen auf der Y-Achse abgetragen, gestapelt von unten nach oben aus den Segmenten
Pelletbereitstellung, Vergasung, BHKW und direkte Verbrennungsemissionen. Der aggregierte Wert für
die Pelletbereitstellung setzt sich aus den Emissionen der Waldrestholzbereitstellung, den
Torrefizierungs- und Pelletierungsprozessen und den Biomassetransportprozessen zusammen. Die
Emissionen aus der Biomassebereitstellung sind auf die Weiterverarbeitung des Waldrestholzes
beschränkt und fallen hauptsächlich bei der Verbrennung fossilen Diesels in forstwirtschaftlichen
Maschinen an. Analog zu den Verbrennungsprozessen (Kessel 2) liegen die signifikanten Unterschiede
zwischen dem HP-basierten Konzept und den TP-basierten Konzepten. Die Unterschiede ergeben sich
in erster Linie aus den unterschiedlichen Aufwendungen der Pelletierung/Torrefizierung, insbesondere
0
5
10
15
20
25
30
HP2 TP1 TP2 TP3 HP2 TP1 TP2 TP3
Vollast Teillast
THG
-Em
issi
on
en in
gC
O2-Ä
q./
MJ
Wä
rme
direkte Emissonen Verbrennung
Transport Pellets
Pelletierung/Torrefizierung
Transport WRH
Bereitstellung WRH
2 Eingehende Darstellung
66
aus dem höheren Strombedarf und dem Einsatz von Erdgas der Pelletierung der konventionellen
Pellets. Ursächlich für die klimarelevanten Emissionen ist diesbezüglich die Verbrennung fossiler
Energieträger, die einen relativ hohen Anteil am Erzeugungsmix des deutschen Kraftwerkparks
ausmacht (vgl. Tabelle 19).
Weitere Treiber der Gesamtemissionen sind die Emissionen aus der motorischen Verbrennung des
Produktgases im BHKW (als zweites Segment dargestellt). Diese Emissionen sind über alle Konzepte im
Wesentlichen auf den Eigenstrombedarf des BHKW zurückzuführen. Biogene CO2-Emissionen werden
nicht in die Berechnung mit einbezogen, 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.
Abbildung 45 spezifische THG-Emissionen der Biomassevergasungsanlagen in gCO2-Äq. je kWh Strom
Bilanzierung der versauernd wirkenden Emissionen
In den folgenden Kapiteln, wird die Bilanzierung der versauernd wirkenden Emissionen beschrieben.
Die versauernd wirkenden Emissionen werden in SO2-Äquivalenten dargestellt.
Verbrennung
Die versauernd wirkenden Emissionen für den Einsatz von konventionellen (HP) und torrefizierten
Pellets (TP) in Kleinfeuerungsanlagen im Voll- und Teillastbetrieb sind in Abbildung 46 dargestellt. Die
Höhe der Emissionen wird im Wesentlichen von drei Prozessschritten bestimmt: (i) der
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
HP TP1 TP2 TP3
THG
Em
issi
on
en in
gC
O2-Ä
q./
kWh
Str
om
Wärmegutschrift BHKW
direkte Emissionen BHKW
BHKW
Vergasung
Pelletbereitststellung
Summe
2 Eingehende Darstellung
67
Waldrestholzbereitstellung, (ii) der Pelletierung/Torrefizierung und (iii) den direkten Verbrennungs-
emissionen.
Die versauernd wirkenden Emissionen aus der Waldrestholzbereitstellung für die betrachteten
Konzepte fallen maßgeblich bei der Verbrennung fossilen Diesels in forstwirtschaftlichen Maschinen an,
größtenteils handelt es sich bei den Emissionen um versauernd wirkende Stickoxidemissionen. Die
Versauerungswerte der Waldrestholzbereitstellung bewegen sich über alle Konzepte in ähnlicher Höhe.
Deutlichere Unterschiede sind jedoch im Bereich der Pelletierung und Torrefizierung erkennbar. Die
erhöhten Werte der HP-Konzepte sind analog zur Bewertung der THG-Emissionen auf den höheren
Strombedarf und Einsatz von Erdgas zurück zu führen. Die aus der Verbrennung fossiler Energieträger
(Stein- und Braunkohle zur Bereitstellung des Strommix) resultierende Stickstoffoxid- und
Schwefeldioxidemission tragen maßgeblich zum Versauerungspotenzial bei.
Ebenfalls signifikant sind die Unterschiede zwischen dem Einsatz der HP und der TP im Bereich der
direkten Verbrennungsemissionen. Hier wurden durch den Einsatz der konventionellen Pellets deutlich
weniger NOx und SO2 Emissionen verursacht als durch den Einsatz der torrefizierten Pellets.
Zwischen den Werten der Volllast und Teillast Konzepte gibt es kaum signifikante Unterschiede, mit
Ausnahme der Konzepte auf Basis konventioneller Pellets. Die geringeren Werte im Teillastbetrieb sind
auf einen erhöhten Wirkungsgrad und dem damit verbundenen geringeren Brennstoffbedarf zurück zu
führen.
Abbildung 46: spezifische versauernd wirkende Emissionen der Verbrennungsprozesse in Kessel 2 unter Teil- und Volllast in
gSO2-Äq./MJ Wärme
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
0,1
0,1
HP2 TP1 TP2 TP3 HP2 TP1 TP2 TP3
Vollast Teillast
vers
auer
nd
e E
mis
sio
nen
in g
SO2-Ä
q./
MJ
Wä
rme
direkte Emissonen Verbrennung
Transport Pellets
Pelletierung/Torrefizierung
Transport WRH
Bereitstellung WRH
2 Eingehende Darstellung
68
Vergasungsprozesse und BHKW
Wie aus Abbildung 47 ersichtlich unterscheiden sich die Versauerungspotenziale der betrachteteten
Konzepte in ihrer Höhe deutlich voneinander. Ein wesentlicher Teil der Emissionen entstammt der
motorischen Verbrennung des Produktgases im BHKW. Die signifikanten Unterschiede zwischen dem
Einsatz konventioneller Pellets (HP) zum Einsatz torrefizierter Pellets (TP) resultieren aus den deutlich
höheren NOx-Emissionen der TP-Konzepte.
Abbildung 47 spezifische versauernd wirkende Emissionen der Vergasungsprozesse in gSO2-Äq./kWh Strom
2.7.4 Ökonomische Analyse
Hinsichtlich der ökonomischen Analyse von verschiedenen Energieerzeugungsanlagen gibt es
unterschiedliche Berechnungsmethoden wie die Barwertmethode, Ermittlung des internen Zinsfußes
oder die Annuitätenmethode. Als Kriterium für den Vergleich verschiedener Konversionsanlagen bietet
sich die Ermittlung der Energiegestehungskosten (frei Anlage) an, wodurch verschiedenartige Biomasse-
nutzungspfade u.a. trotz unterschiedlicher Technologien, Nutzungsdauern und verwendeten Brenn-
stoffen miteinander verglichen werden können. Thrän u. a. 2013b: S. 72 ff.
Methodik
Um die betriebswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit einer geplanten Anlage zu ermitteln, werden auf
Grundlage der VDI 6025 die mittleren Strom- und/oder Wärmegestehungskosten je Anlage berechnet
und anschließend untereinander verglichen. Die ökonomische Analyse basiert auf der Anwendung der
Annuitätenmethode wie im Methodenhandbuch zur stoffstromorientierten Bilanzierung der
-0,5
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
HP TP1 TP2 TP3
vers
auer
nd
e E
mis
sio
nen
in g
SO2-Ä
q./
kWh
Str
om Wärmegutschrift BHKW
direkte Emissionen BHKW
BHKW
Vergasung
Pelletbereitststellung
Summe
2 Eingehende Darstellung
69
Klimagaseffekte beschrieben (Thrän u. a. 2013b: S. 72 ff).. Abbildung 48 verdeutlicht schematisch die
Vorgehensweise sowie die Aufteilung der einfließenden Kosten. Mit Hilfe einer anschließenden
Sensitivitätsanalyse werden letztendlich die am Markt auftretenden Schwankungen der kapital- und
verbrauchsgebundenen Kostenparameter dargestellt und deren Auswirkungen sichtbar gemacht.
Abbildung 48: Berechnung der mittleren Kraftstoff-, Strom- und Wärmegestehungskosten (LCOE) Zeymer u. a. 2013
Verbrennung
Für die Berechnung der Wärmegestehungskosten des Verbrennungsprozesses wurde der Guntamatic
Powercorn 30 mit einer thermischen Kesselleistung von 30 kW bei einem Betrachtungszeitraum von
18 Jahren gewählt. Die Wärmegestehungskosten dieses Kessels wurden schließlich unter Nutzung der
vier verschiedenen Brennstoffe (HP, TP1, TP2, TP3) und deren Analysewerte (siehe Tabelle 1) mittels
der Annuitätenmethode berechnet. Die folgende Tabelle zeigt wichtige Kennzahlen, wie sie in die
Wirtschaftlichkeitsrechnung eingegangen sind.
Tabelle 21: Kennzahlen für die Verbrennung
Einheit HP TP1 TP2 TP3
Jahresnutzungsgrad % 80 80 80 80
Wartung in % von I0 % 2,0 3,0 3,0 3,0
Instandsetzung in % von I0 % 2,0 2,5 2,5 2,5
El. Energie in % der Nutzwärme % 2,5 2,0 2,0 2,0
2 Eingehende Darstellung
70
Einheit HP TP1 TP2 TP3
Ascheanteil % 0,29 1,65 1,78 1,64
Heizwert kWh/kg wf 5,19 5,67 5,78 6,09
Brennstoffpreis (netto)2 €/t 274 556 556 556
Nutzungsdauer Jahre 18 18 18 18
Kapitalzinssatz % 3,0 3,0 3,0 3,0
Ersatzbeschaffung 1 1 1 1
Anzahl Kehrungen 1 2 2 2
Tabelle 22 verdeutlicht die Zusammensetzung der Investitionskosten. Um die brennstoffabhängige
Variation der Wärmegestehungskosten darstellen zu können, wurden für die vier Konzepte identische
Anlagenkomponenten zu identischen Kosten herangezogen. Die Investitionskosten belaufen sich
letztendlich auf ca. 19.000 € (netto).
Tabelle 22: Investitionskosten der Anlagenkonzepte
Konzept HP TP1 TP2 TP3
Auslegungsparameter
Kesselleistung Feuerung 30 kW 30 kW 30 kW 30 kW
Jahreswärmebedarf 50 MWh/a 50 MWh/a 50 MWh/a 50 MWh/a
Investitionen (netto)
Wärmeerzeuger 12.735 € 12.735 € 12.735 € 12.735 €
Peripherie 2.610 € 2.610 € 2.610 € 2.610 €
Lager / Heizzentrale 3.150 € 3.150 € 3.150 € 3.150 €
Sonstiges 462 € 462 € 462 € 462 €
Summe (netto) 18.957 € 18.957 € 18.957 € 18.957 €
Umsatzsteuer (z.Zt. 19 %) 3.602 € 3.602 € 3.602 € 3.602 €
Summe (brutto) 22.559 € 22.559 € 22.559 € 22.559 €
Förderung
Förderung Bund Biomasseheizung -3.500 € -3.500 € -3.500 € -3.500 €
Verbleibende Investitionen (Brutto) 19.059 € 19.059 € 19.059 € 19.059 €
Tabelle 23 und Tabelle 24 schlüsseln die jährlichen Kosten netto bzw. brutto3 in deren
Kostenkomponenten auf. Bezogen auf den Jahreswärmebedarf von 50 MWh/a lassen sich letztendlich
die Wärmegestehungskosten ermitteln.
Tabelle 23: Wärmegestehungskosten (netto)
2 Die Nettobrennstoffpreise entsprechen dem Bruttobrennstoffpreis abzgl. 7% Mehrwertsteuer, gerundet auf die ganze Zahl
3 Nettoangaben zzgl. der Umsatzsteuer
2 Eingehende Darstellung
71
HP TP1 TP2 TP3
Konstante Kosten
Kapitalgebundene Kosten 179 € 179 € 179 € 179 €
Instandsetzung 372 € 448 € 448 € 448 €
Summe 551 € 627 € 627 € 627 €
Variable Kosten
Wartung 372 € 524 € 524 € 524 €
Brennstoffbezug 3.932 € 7.302 € 7.164 € 6.799 €
elektrische Hilfsenergie 298 € 238 € 238 € 238 €
Sonstiges 119 € 179 € 179 € 179 €
Summe 5.271 € 8.870 € 8.104 € 7.740 €
Jährliche Kosten (netto) 5.271 € 8.870 € 8.731 € 8.366 €
Wärmegestehungskosten (netto) 10,5 Ct/kWh 17,7 Ct/kWh 17,5 Ct/kWh 16,7 Ct/kWh
Tabelle 24: Wärmegestehungskosten (brutto)
HP TP1 TP2 TP3
Konstante Kosten
Kapitalgebundene Kosten 213 € 213 € 213 € 213 €
Instandsetzung 443 € 533 € 533 € 533 €
Summe 655 € 746 € 746 € 746 €
Variable Kosten
Wartung 443 € 623 € 623 € 623 €
Brennstoffbezug 4.207 € 7.814 € 7.665 € 7.275 €
elektrische Hilfsenergie 354 € 284 € 284 € 284 €
Sonstiges 142 € 213 € 213 € 213 €
Summe 5.438 € 9.481 € 9.322 € 8.905 €
Jährliche Kosten (brutto) 5.801 € 9.679 € 9.530 € 9.140 €
Wärmegestehungskosten (brutto) 11,6 Ct/kWh 19,4 Ct/kWh 19,1 Ct/kWh 18,3 Ct/kWh
Wie in den Tabellen Tabelle 23 und Tabelle 24 zu sehen, differieren die Wärmegestehungskosten des
Guntamatik Powercorn 30 unter Nutzung von untorrefizierten und torrefizierten Holzpellets deutlich. So
kostet eine Kilowattstunde, erzeugt mit untorrefizierten Holzpellets, 10,5 €ct (netto), während die
Wärmegestehungskosten durch die torrefizierten Holzpellets bei ca. 17 €ct/kWh (netto) liegen
(Tabelle 23). Die Kosten für Instandsetzung, Wartung und Sonstiges, welches die Schornsteinfeger-
kosten und Ascheentsorgung umfasst, liegen bei TP1, TP2 und TP3 leicht über denen für die
untorrefizierten Holzpellets. Dies ist auf die brennstoffspezifischen Eigenschaften (siehe Arbeitspaket 3)
und deren Auswirkungen auf den Verbrennungsprozess zurückzuführen. Hingegen ist ein etwas
niedrigerer Bedarf an elektrischer Hilfsenergie zu erwarten. Den jedoch größten Einfluss auf die
Wärmegestehungskosten stellen die Brennstoffkosten dar. Diese führen dazu, dass die
Nettowärmegestehungskosten der unter 275 °C torrefizierten Holzpellets mit 17,7 €ct/kWh die der
untorrefizierten Holzpellets mit mehr als 7 ct/kWh übersteigen. Mit steigendem Torrefizierungsgrad
nehmen aufgrund der damit verbundenen Zunahme des Heizwerts die Wärmegestehungskosten leicht
ab und sinken auf 16,7 €ct/kWh bei TP3.
2 Eingehende Darstellung
72
Sensitivitätsanalyse
In Abbildung 49 sind die Bruttowärmegestehungskosten des Guntamatic Powercorn 30 unter
Verwendung der vier verschiedenen Brennstoffe bei variierenden Brennstoffkosten sowie bei
variierendem Jahresnutzungsgrad dargestellt. Im Vergleich zu den untorrefizierten Holzpellets haben
Schwankungen des Brennstoffpreises und des Jahresnutzungsgrades deutlich größere Auswirkungen
auf die torrefizierten Holzpellets.
Abbildung 49: Sensitivitätsanalyse Wärmegestehungskosten Verbrennung
2 Eingehende Darstellung
73
Nimmt man den durchschnittlichen Pelletpreis von 20154 mit 228,40 €/t und belässt alle anderen
Parameter unverändert, betragen die Nettowärmegestehungskosten bei Verwendung der nicht-
torrefizierten Holzpellets 9,23 €ct/kWh. Unter der Annahme dass torrefizierte Holzpellets in einem
etablierten Markt 10% Mehrkosten als nicht-torrefizierte Holzpellets aufwiesen, würden die 305 °C
torrefizierten Holzpellets mit einem Preis von 251,24 €/t unter gleichen Rahmenbedingungen
Wärmegestehungskosten von 9,28 €ct/kWh (brutto) generieren.
Der Break Even Point für die Wärmegestehungskosten von 9,23 €ct/kWh liegt bei 228,40 €/t für die
untorrefizierten Holzpellets und 249,19 €/t5 für die bei 305 °C torrefizierten Holzpellets, was wiederum
einen Preisunterschied von ca. 9,1% bedeutet.
Treibhausgasvermeidungskosten
Im Folgenden werden die Treibhausgasvermeidungskosten der zuvor betrachteten vier
Konversionspfade bezogen auf die Wärmeerzeugung aus dem Mix Erdgas/Öl-Heizung berechnet. Sie
geben an, wie viel die Vermeidung einer definierten Menge Treibhausgase gegenüber dem fossilen
Referenzsystem kostet.
Wie bereits in der ökologischen Analyse erläutert (Tabelle 20), ersetzt nach (Thrän u. a. 2013a) Wärme
aus der Verbrennungsanlage zu 70% Wärme aus Erdgas und zu 30% Wärme aus Heizöl. Für 1 MJth
genutzte Wärme errechnen sich damit THG-Emissionen von 86,7 gCO2-Äq und Erzeugerkosten in Höhe
von 36,1 €2010/GJth. Zu beachten ist, dass für diese Berechnung keine Preissteigerungen bei der
Berechnung der Gestehungskosten angenommen werden um Prognosefehler zu vermeiden. Die THG-
Emissionen der betrachteten Verbrennungsanlage lassen sich näherungsweise über die
Wirkungsgradunterschiede von Kessel 2 und Kessel 1 (Guntamatic Powercorn 30) ableiten
(Tabelle 25).
Tabelle 25: Ableitung der THG-Emissionen von Kessel 1 (Guntamatic Powercorn 30)
THG in gCO2-Äq./MJth Volllast Teillast
HP2 TP1 TP2 TP3 HP2 TP1 TP2 TP3
Faktor 0,84 1,05 1,03 1 1,33 1,28 1,22 1,27
Bereitstellung WRH 3,87 4,40 3,64 4,28 4,45 5,28 5,27 5,18
Transport WRH 2,46 2,79 2,31 2,72 2,82 3,35 3,35 3,29
Pelletierung/Torrefizierung 16,29 5,41 4,48 5,26 18,73 6,48 6,48 6,36
Transport Pellets 0,96 0,96 0,79 0,93 1,11 1,15 1,15 1,13
Summe 23,58 13,56 11,23 13,18 27,11 16,26 16,25 15,95
4 Arithmetisches Mittel exkl. MwSt. der monatlichen Pelletpreise von C.A.R.M.E.N. (Lieferung von 5 t im Umkreis von 50 km
inkl. MwSt; alles inklusive) und DEPV (Abnahme von 6t, Umkreis 50 km, inkl. aller Nebenkosten (Einblaspauschale, Wiegen
etc.), Inkl. MwSt)
5 Die Ermittlung der Kosten der unter 305 °C torrefizierten Holzpellets erfolgte nach folgender Berechnung:
p = [(9,23 − 9,28) ∗556−251,24
(16,7−9,28)] + 251,24
2 Eingehende Darstellung
74
Die spezifischen Treibhausvermeidungskosten (in €/tCO2-Äq.) werden anhand des Quotienten aus den
spezifischen Differenzkosten und den spezifischen THG-Minderungen errechnet. Die folgende Tabelle
zeigt die Berechnung der spezifischen THG-Vermeidungskosten. Auf eine Berücksichtigung der THG-
Emissionen hinsichtlich einer Teilllastfahrweise wird dabei verzichtet.
Tabelle 26: Berechnung der spezifischen CO2-Vermeidungskosten (Verbrennung, Wärme)
Einheit Mix Erdgas/Öl-Heizung (Referenz) HP TP1 TP2 TP3
Spezifische THG-
Emissionen gCO2-Äq/MJth 86,7 23,6 13,6 11,2 13,2
THG-Minderung gCO2-Äq/MJth - 63,1 73,1 75,5 73,5
Gestehungskosten €/MJth 0,0361 0,0292 0,0492 0,0486 0,0464
Kostendifferenz €/MJth - -0,0069 0,0131 0,0125 0,0103
THG-
Vermeidungskosten €/tCO2-Äq - -110 266 257 222
Unter den untersuchten biogenen Festbrennstoffen bieten die nicht-torrefizierten Holzpellets das
geringste Treibhausgasminderungspotenzial. Wie bereits bei der ökologischen Analyse beschrieben, ist
dessen Hauptursache die primäre Nutzung von Erdgas zur Herstellung konventioneller Holzpellets,
wohingegen zur Produktion torrefizierter Holzpellets prozessinternes Torrgas genutzt wird.
Bei einer Verschneidung der ökologischen und ökonomischen Betrachtung schneiden die nicht-
torrefizierten Holzpellets jedoch deutlich besser ab als die torrefizierten Holzpellets. Dies ist auf die
deutlich geringeren Wärmeerzeugungskosten zurückzuführen, sodass im Vergleich zum fossilen
Referenzsystem sogar negative THG-Minderungskosten entstehen und daher dem fossilen Brennstoff-
Mix eindeutig zu bevorzugen sind. Die THG-Vermeidungskosten der torrefizierten Holzpellets liegen
deutlich darüber.
Vergasung
Die Berechnung der Strom- und Wärmegestehungskosten der kommerziellen Vergasungsanlage mit
Einsatz der Referenzholzpellets sowie der torrefizierten Holzpellets wird unter der Annahme des
Dauerbetriebs, d.h. Jahresvolllaststunden von 7.500 h/a, durchgeführt. Die folgende Tabelle zeigt einen
Auszug der für die Wirtschaftlichkeitsberechnungen verwendeten Bilanzkennzahlen, welche anhand der
durchgeführten Vergasungsversuche mit dem kommerziellen Holzvergaser der Fa. Burkhardt im AP6
und den vier verschiedenen Brennstoffen ermittelt wurden. Eine vollständige Übersicht der
Bilanzkenngrößen ist in Tabelle A 5 (siehe Anhang A 2.7) dargestellt.
Tabelle 27: Brennstoffbezogene Vergasungsparameter (HP – Enplus A1 Holzpellets, TP1 – torr. Holzpellets 275 °C, TP2 – torr.
Holzpellets 290 °C, TP3 – torr. Holzpellets 305 °C)
Parameter Einheit HP TP1 TP2 TP3
Brennstoffmassenstrom kg/h 113 113,9 109,6 107
Feuerungswärmeleistung kW 550 641,7 624,7 651,5
Elektr. Leistung (brutto) kW 165 176,2 175,4 181,9
Therm. Leistung (netto, max. auskoppelbar) kW 260 205,7 202,2 209,5
Pyrolyskoks kg/h 3 3,4 2,4 4,2
Elektr. Wirkungsgrad % 29,9 27,5 27,8 27,6
Therm. Wirkungsgrad % 51,3 46,4 46,6 45,6
Brennstoffkosten (netto) €/t 274 556 556 556
2 Eingehende Darstellung
75
Die kapitalgebundenen Kosten für die Gesamtanlage, welche sich insgesamt auf 597.900 € (netto)
belaufen, wurden anhand eines Angebots der Fa. Burkhardt in deren komponentenbezogenen Kosten-
bestandteile (Vergasungsanlage, BHKW, Systemgebäude, Becherelevator, Zubehör für Holzvergaser
und Zubehör für BHKW) aufgeschlüsselt. Als Brennstoffkosten wurden die Bezugskosten der projekt-
intern angeschafften Brennstoffe genutzt. Hinsichtlich der Inanspruchnahme einer EEG-Vergütung wird
eine Inbetriebnahme der Anlage im Januar 2016 angenommen, damit ergibt sich aufgrund der
gegebenen installierten elektr. Leistung unter dem EEG 2014 eine Vergütung von 13,39 €ct/kWh.
In Tabelle 28 sind die Energiegestehungskosten unter den oben genannten Parametern der
verschiedenen Brennstoffe und Randbedingungen dargestellt. Eine Vergütung nach dem EEG 2014 ist
in der Darstellung nicht integriert. Beim Vergleich dieser Kosten fällt auf, dass der Einsatz der
torrefizierten Holzpellets zu signifikant höheren Energiegestehungskosten im Vergleich zu den
nicht-torrefizierten Holzpellets führt. Betrachtet man die einzelnen Kostenarten (Abbildung 50), so ist
erkennbar dass insbesondere die verbrauchsgebundenen Kosten zu diesem signifikanten Unterschied
beitragen.
Abbildung 50: Durchschnittliche Energiegestehungskosten (eigene Berechnungen)
-20,0
-10,0
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
Strom Wärme Strom Wärme Strom Wärme Strom Wärme
Str
om
ge
ste
hu
ngsk
oste
n in
€ct/
kW
h
sonstige Kosten
betriebsgebundene Kosten
verbrauchsgebundene Kosten
kapitalgebundene Kosten
Gutschrift (Strom bzw. Wärme)
"durchschnittliche"Gestehungskosten
HP
TP1
TP2
TP3
2 Eingehende Darstellung
76
Tabelle 28: Durchschnittliche Energiegestehungskosten (eigene Berechnungen)
Einheit HP TP1 TP2 TP3
Strom Wärme Strom Wärme Strom Wärme Strom Wärme
kapitalgebundene
Kosten ct/kWh 7,2 9,3 6,8 8,6 6,8 8,7 6,6 8,4
Verbrauchsgebundene
Kosten ct/kWh 22,3 28,7 42,2 53,5 40,7 52,4 38,4 49,4
betriebsgebundene
Kosten ct/kWh 3,7 4,8 3,5 4,4 3,5 4,5 3,4 4,3
sonstige
Kosten ct/kWh 0,9 1,1 0,8 1,0 0,8 1,0 0,8 1,0
Gutschrift
(Strom bzw. Wärme) ct/kWh -4,5 -17,2 -4,6 -17,0 -4,5 -17,2 -17,1 -17,1
"durchschnittliche"
Gestehungskosten ct/kWh 29,6 26,7 48,6 50,5 47,3 49,4 44,5 46,0
Auffällig ist, dass unter den torrefizierten Holzpellets die Strom- und Wärmegestehungskosten mit
Zunahme des Torrefizierungsgrades leicht abnehmen. Dies ist darauf zurückzuführen, dass mit
steigendem Torrefizierungsgrad der Brennstoffheizwert der Pellets zunimmt (siehe Anlage A 6), welche
sich schließlich positiv auf die massenstrombezogene Energieerzeugung auswirkt. D.h. bei konstantem
Massenstrom kann eine höhere elektrische sowie thermische Leistung generiert werden. Dennoch ist
die mit den torrefizierten Brennstoffen geführte Vergasungsanlage mit Strom- und Wärmegestehungs-
kosten von mehr als 44 €ct/kWh deutlich von einer wirtschaftlichen Betriebsweise entfernt.
Im Folgenden werden anhand einer Sensitivitätsanalyse die Haupteinflussfaktoren der Strom-
gestehungskostenrechnung verdeutlicht.
Sensitivitätsanalyse
Abbildung 51 zeigt die Haupteinflussfaktoren auf die mittleren Stromgestehungskosten unter Nutzung
der vier verschiedenen Brennstoffe. Zu den Parametern zählen der Brennstoffpreis, die
Jahresvolllaststunden, der Wärmepreis, die Investitionssumme und der Kalkulationszinssatz. Mit
Ausnahme der Jahresvolllaststunden, da sich dieser Parameter exponentiell auf die
Stromgestehungskosten auswirkt, stellt der Brennstoffpreis bei allen vier Brennstoffen den
elastischsten Parameter dar, d.h. eine Veränderung dieses Parameters hat verglichen mit den anderen
Parametern den größten Einfluss auf die mittleren Stromgestehungskosten.
Nimmt man den durchschnittlichen Pelletpreis von 20156 mit 228,40 €/t und belässt alle anderen
Parameter unverändert, betragen die Stromgestehungskosten bei Verwendung der nicht-torrefizierten
Holzpellets 25,98 €ct/kWh. Unter der Annahme dass torrefizierte Holzpellets in einem etablierten
Markt 10% Mehrkosten als nicht-torrefizierte Holzpellets aufwiesen, würden die 305 °C torrefizierten
Holzpellets mit einem Preis von 251,24 €/t unter gleichen Rahmenbedingungen Stromgestehungs-
kosten von 23,82 €ct/kWh generieren.
6 Arithmetisches Mittel exkl. MwSt. der monatlichen Pelletpreise von C.A.R.M.E.N. (Lieferung von 5t im Umkreis von 50km inkl.
MwSt; alles inklusive) und DEPV (Abnahme von 6t, Umkreis 50 km, inkl. aller Nebenkosten (Einblaspauschale, Wiegen etc.),
Inkl. MwSt)
2 Eingehende Darstellung
77
Der Break Even Point für die Stromgestehungskosten von 25,98 €ct/kWh liegt bei 228,40 €/t für die
untorrefizierten Holzpellets und 283,07 €/t7 für die bei 305 °C torrefizierten Holzpellets, was wiederum
einen Preisunterschied von ca. 23,9% bedeutet.
Abbildung 51: Sensitivitätsanalyse Stromgestehungskosten Holzvergasung
7 Die Ermittlung der Kosten der unter 305 °C torrefizierten Holzpellets erfolgte nach folgender Berechnung:
p = [(25,98 − 23,82) ∗556−251,24
(44,5−23,82)] + 251,24
HP TP1
TP2 TP3
2 Eingehende Darstellung
78
Treibhausgasvermeidungskosten
Im Folgenden werden die Treibhausgasvermeidungskosten der zuvor betrachteten vier
Konversionspfade bezogen auf die Stromerzeugung aus dem Erzeugungsmix des öffentlichen
Kraftwerkparks berechnet (Thrän u. a. 2013a).
Für 1 MJth genutzten Stroms errechnen sich damit THG-Emissionen von 163,9 gCO2-Äq und Erzeuger-
kosten in Höhe von 20,4 €2010/GJel. Zu beachten ist, dass für diese Berechnung keine Preis-
steigerungen bei der Berechnung der Gestehungskosten angenommen werden um Prognosefehler zu
vermeiden.
Die folgende Tabelle zeigt die Berechnung der spezifischen THG-Vermeidungskosten.
Tabelle 29: Berechnung der spezifischen CO2-Vermeidungskosten (Vergasung, Strom)
Einheit
Mix öffentlicher
Kraftwerkspark (Referenz)
HP
TP1
TP2
TP3
Spezifische THG-
Emissionen
gCO2-
Äq/MJelMJthkWhel
163,9 111,7 5,8 4,1 -9,0
THG-Minderung gCO2-
Äq/kWhelMJel
- 52,2 158,1 159,8 172,9
Gestehungskosten €/MJel 0,0204 0,0822 0,1350 0,1314 0,1236
Kostendifferenz €/MJel - 0,0062 0,1146 0,111 0,1032
THG-
Vermeidungskosten
€/tCO2-Äq - 1184 848 844 835
Unter den untersuchten biogenen Festbrennstoffen bieten die nicht-torrefizierten Holzpellets ähnlich
wie bei der Verbrennung das geringste Treibhausgasminderungspotenzial aufgrund der Nutzung von
fossilen Brennstoffen zur Pelletproduktion.
Bei einer Verschneidung der ökologischen und ökonomischen Betrachtung schneiden sie zudem
deutlich schlechter ab als die torrefizierten Holzpellets. Das Treibhausgasminderungs-Kosten-Verhältnis
begünstigt in diesem Fall die torrefizierten Holzpellets im Vergleich zu den nicht-torrefizierten
Holzpellets.
2.7.5 Fazit
Die ökonomische Analyse der ausgewählten Verbrennungs- und Vergasungsanlage zeigt, dass die
Brennstoffkosten den ausschlaggebenden Faktor für die Höhe der durchschnittlichen Energie-
gestehungskosten darstellen. Zu den gegebenen projektinternen Brennstoffkosten lässt sich weder ein
wirtschaftlicher Betrieb der betrachteten Verbrennungs- noch der betrachteten Vergasungsanlage mit
Einsatz der torrefizierten Holzpellets realisieren.
Um mit dem Guntamatic Powercorn 30 und dem Einsatz der bei 305 °C torrefizierten Holzpellets
dieselben oder geringere Wärmegestehungskosten wie unter Verwendung der nicht-torrifizierten Holz-
pellets zum durchschnittlichen Pelletpreis 2015 generieren zu können, darf der tonnenbezogene Preis
der torrefizierten Holzpellets 9,1% des durchschnittlichen Pelletpreises 2015 nicht überschreiten. Der
projektinterne Einkaufspreis lag jedoch mit 556 €/t (netto) ca. 143% über dem durchschnittlichen
Pelletpreis von 228 €/t.
Bei der Vergasungsanlage darf der Brennstoffpreis der TP3-Pellets hingegen 123,9% des durch-
schnittlichen Pelletpreises 2015 nicht übersteigen, um keine höheren Stromgestehungskosten, als mit
den nicht-torrefizierten Holzpellets zu diesem Durchschnittspreis generiert werden, zu erzeugen.
2 Eingehende Darstellung
79
Rein ökonomisch betrachtet, ist somit eine wirtschaftlich sinnvolle Nutzung torrefizierter Holzpellets in
Zukunft vermutlich bei der Verwendung als Brennstoff in Vergasungsanlagen als in reinen
Wärmeerzeugern zu erwarten. Nichts desto trotz müssen die Produktionskosten torrefizierter
Holzpellets drastisch gesenkt werden, um diesen Brennstoff konkurrenzfähig im Markt etablieren zu
können
2.8 AP 8: Evaluierung der Ergebnisse
Im Arbeitspaket 8 erfolgt die Einordnung der Erkenntnisse aus AP2 bis AP7 als Beitrag zur Optimierung
einer effizienten und bedarfsgerechten Energiebereitstellung in Biomassekleinanlagen. Daraus
abgeleitet wird schließlich das Marktpotenzial der betrachteten Bioenergiepfade und der damit
verbundenen sozioökonomischen Effekte dargestellt und eine Roadmap zur Markteinführung erstellt.
2.8.1 Vergleich der Brennstoffeigenschaften und Ermittlung der Eignungs-
fähigkeit der getesteten Konversionsanlagen für den praktischen
Einsatz
Tabelle 30 zeigt den Vergleich der in AP2 ermittelten Brennstoffeigenschaften der torrefizierten
Holzpellets mit den Parametermittelwerten von HP1 und HP2 (siehe Tabelle 1), wobei grün markierte
Felder auf bessere Eigenschaften der torrefizierten Pellets und rot markierte auf schlechtere
Eigenschaften hinweisen. Die Nichteinhaltung der Anforderungen der DIN EN ISO 17225-2 A1 bzw. der
ISO/TS 17225-8 TW1 ist jeweils durch rote Schrift gekennzeichnet. Es ist zu erkennen, dass sich das
Gesamtanalysebild der torrefizierten Holzpellets weder eindeutig negativ noch eindeutig positiv
bewerten lässt. Wohingegen der Mittelwert von HP1 und HP2 lediglich den Mindestwert der ISO/TS
17225-8 TW1 knapp unterschreitet und die Grenzwerte des Schwefelgehalts überschreitet, werden die
vorgegebenen Normwerte von den torrefizierten Holzpellets teilweise bei der Schüttdichte, dem Asche-
sowie N-, Cl-, As-, Cd-, Cr-, Cu-, Pb-, Ni und Zn-Gehalt nicht eingehalten. Ein eindeutiger Einfluss des
Torrefizierungsgrades auf das Abbrand- und Emissionsverhalten ist, wie bereits in AP2 dargestellt, nicht
identifizierbar.
Tabelle 30: Gegenüberstellung der Eigenschaften der Versuchsbrennstoffe zur DIN EN ISO 17335-2 und dem Entwurf zur DIN
EN ISO 17225-8 TW1
Parameter
Einheit
TP1 (275°C)
TP2 (290°C)
TP3 (305°C)
Mittelwert von
HP1 und HP2
DIN EN ISO
17225-2 A1
ISO/TS
17225-8 TW1
mechanische
Festigkeit % FM 99,1 98,9 98,9 98,9 ≥ 97,5 ≥ 97,5
Schüttdichte kg/m3 FM 716 408 392 638,5 ≥ 600 ≥ 650
Wassergehalt Ma.-% FM 4,9 4,3 4,1 5,83 ≤ 10 ≤ 8
Hu MJ/kg wf 20,4 20,8 19,9 18,85 ≥ 16,5 ≥ 19
flüchtige
Substanzen Ma.-% wf 75,6 73,2 76,9 84,85 - -
Asche
(550°C) Ma.-% wf 1,65 1,78 1,64 0,37 ≤ 0,7 ≤ 2,0
C Ma.- % wf 54,5 55,6 53,7 51,7 - -
2 Eingehende Darstellung
80
Parameter
Einheit
TP1 (275°C)
TP2 (290°C)
TP3 (305°C)
Mittelwert von
HP1 und HP2
DIN EN ISO
17225-2 A1
ISO/TS
17225-8 TW1
H Ma.- % wf 5,84 5,67 5,79 6,32 - -
N Ma.- % wf 0,58 0,43 0,52 0,2 ≤ 0,3 ≤ 0,5
S Ma.- % wf 0,046 0,043 0,038 0,059 ≤ 0,04 ≤ 0,04
Cl Ma.- % wf 0,018 0,017 0,014 0,007 ≤ 0,02 ≤ 0,03
Ca mg/kg wf 3560 3540 3960 1137 - -
Mg mg/kg wf 456 468 495 180 - -
K mg/kg wf 1790 1640 1710 515 - -
P mg/kg wf 321 277 320 94 - -
Na mg/kg wf 176 124 95,2 15,21 - -
Si mg/kg wf 3030 4550 3660 1099 - -
As mg/kg wf 0 0,456 0,325 0,013 ≤ 1 ≤ 1
Cd mg/kg wf 0,619 0,604 0,664 0,216 ≤ 0,5 ≤ 1
Cr mg/kg wf 7,93 10,3 8,19 2,9 ≤ 10 ≤ 15
Cu mg/kg wf 6,48 10,2 6,76 0,969 ≤ 10 ≤ 20
Pb mg/kg wf 8,54 14,6 8,81 0,75 ≤ 10 ≤ 10
Hg mg/kg wf 0 0 0 0,003 ≤ 0,1 -
Ni mg/kg wf 1,4 2,07 1,72 1,311 ≤ 10 ≤ 10
Zn mg/kg wf 66,9 87,6 70,8 12,35 ≤ 100 ≤ 100
Tabelle 31 gibt einen Überblick über die in AP3 ermittelten Emissionswerte und Wirkungsgrade der
Feuerungsanlagen unter Voll- und Teillast, wobei die rot markierten Felder ein Überschreiten der
jeweiligen Grenzwerte anzeigen. Lediglich bei den Feinstaubemissionen kann generell von erhöhten
Werten gesprochen werden. Die CO-, NOx, CO2- und HCl-Emissionen wurden bis auf einen über-
schrittenen CO-Wert beim Kessel 2 unter Einsatz von TP3 und Teilllastfahrweise eingehalten. Die
Wirkungsgrade zeigen kein eindeutiges Bild der Auswirkungen des Torrefizierungsprozesses.
Tabelle 31: Emissionsverhalten und Wirkungsgrade unter Voll- und Teillast bei Einsatz der Brennstoffe in Feuerungsanlagen
Feuerungsanlage Kessel 1 Feuerungsanlage Kessel 2
Einheit Grenzwert Volllast Teilllast Volllast Teilllast
CO
HP1
mg/m³, i.N.,
tr., 13 Vol.- O2
400 mg/m³
(1. BImSchV)
57 101 - -
HP2 - - 22 156
TP 1 15 28 46 137
TP 2 11 19 16 82
TP 3 14 23 6 471
NOx
HP1
mg/m³, i.N.,
tr., 13 Vol.- O2
500 mg/m³
(1. BImSchV)
57 129
HP2 22 207
TP 1 290 333 46 412
TP 2 11 294 16 335
TP 3 14 223 6 246
2 Eingehende Darstellung
81
Feuerungsanlage Kessel 1 Feuerungsanlage Kessel 2
Einheit Grenzwert Volllast Teilllast Volllast Teilllast
SO2
HP1
mg/m³, i.N.,
tr., 13 Vol.- O2
280 mg/m³
(TA Luft)
0 2
HP2 4 3
TP 1 15 15 6 8
TP 2 17 11 7 4
TP 3 2 7 6 1
HCl
HP1
mg/m³, i.N.,
tr., 13 Vol.- O2
24 mg/m³
(TA Luft)
7 1
HP2 10 4
TP 1 3 0 10 3
TP 2 1 0 5 0
TP 3 0 0 17 5
Feinstaub
HP1
mg/m³, i.N.,
tr., 13 Vol.- O2
20 mg/m³
(1. BImSchV)
27 34
HP2 11 21
TP 1 26 31 33 24
TP 2 22 27 23 25
TP 3 29 20 19 32
Wirkungs-
grad
HP1
%
89,2 65,5
HP2 77,0 86,1
TP 1 82,5 67,7 87,0 88,1
TP 2 82,0 66,6 84,9 81,8
TP 3 86,0 70,3 86,1 90,2
Die folgende Tabelle verdeutlicht die unterschiedlichen CO- und NOx-Emissionen beim Einsatz der
verschiedenen Brennstoffe in dem kommerziellen Holzvergaser der Fa. Burkhardt. Bei den Werten
handelt es sich um Mittelwerte von Versuchen unter Verwendung zwei verschiedener Zündkerzen.
Zudem ist anzumerken dass die Abgasmessung vor dem Katalysator erfolgte. Als Referenzbrennstoff
wurden bei diesen Versuchen handelsübliche ENplus A1 Holzpellets verwendet. Ähnlich wie bei der
Verbrennung lässt sich aus den Analyseergebnissen erkennen, dass die CO-Emissionen der
torrefizierten Holzpellets geringer und die NOx-Emissionen höher ausfallen als die der untorrefizierten
Holzpellets.
Tabelle 32: CO- und NOx-Emissionen beim kommerziellen Holzvergaser (Abgasmessung vor Katalysator)
Einheit Kommerzieller Vergaser
CO
HP
mg/m³
2161
TP 1 1334
TP 2 749
TP 3 1318
NOx
HP
mg/m³
268
TP 1 1057
TP 2 883
TP 3 808
Die folgende Tabelle zeigt die in den bisherigen Arbeitspaketen gesammelten allgemeinen
Charakteristika der Verbrennungs- und Vergasungsprozesse durch Einsatz der torrefizierten Brennstoffe
im Vergleich zu den nicht-torrefizierten Brennstoffen. Zur Vereinfachung wird im Folgenden nicht
zwischen den unterschiedlichen Torrefizierungsgraden unterschieden.
2 Eingehende Darstellung
82
Tabelle 33: Prozesscharakteristika der eingesetzten Brennstoffe an den verschiedenen Anlagen
Verbrennung Vergasung
Kessel
1
Kessel
2
Pilot-vergaser
Kommerzieller
Vergaser
Prozesscharakteristika TP TP TP TP Ursache (Vergleich TP gegenüber HP)
Verschlackung - - - -
höherer Aschegehalt, niedriger
Ascheerweichungstemperaturen
Koksaufbau - -
geringerer Wassergehalt, höherer
Kohlenstoffgehalt
Prozesstemperatur 0 0 -
Brennstoffbedarf + + + + höherer Heizwert
Sauerstoffbedarf - - - - geringeres O/C-Verhältnis
- schlechter im Vergleich zu den nicht-torrefizierten Holzpellets
+ besser im Vergleich zu den nicht-torrefizierten Holzpellets
0 keine signifikanten bzw. eindeutigen Unterschiede feststellbar
Die torrefizierten Holzpellets neigen sowohl bei der Verbrennung als auch bei der Vergasung zu einer
stärkeren Verschlackung. Die ist einerseits in dem höheren Aschegehalt als auch der niedrigeren
Ascheerweichungstemperatur zu begründen. Zusätzlich verursacht der geringere Wassergehalt und
höhere Kohlenstoffgehalt einen stärkeren Koksaufbau beim Vergasungsprozess. Während bei der
Verbrennung8 und dem Pilotvergaser9 keine prozesskritischen Temperaturen erreicht wurden, stieg die
Reaktortemperatur beim kommerziellen Holzvergaser auf im Laufe der Vergasungsversuche an die
regelungstechnische Grenze. Der höhere Heizwert wirkt sich positiv auf den Brennstoffbedarf aus, d.h.
verglichen mit den nicht-torrefizierten Holzpellets ist geringerer Brennstoffeinsatz der torrefizierten
Holzpellets notwendig, um die gleiche Leistung zu erreichen. Ein vermindertes O/C-Verhältnis des
Brennstoffs bedingt eine höhere Sauerstoffzufuhr während der Verbrennungs- und Vergasungs-
prozesse.
Aus den gewonnen Erkenntnissen lässt sich somit zwar eine generelle Nutzbarkeit der torrefizierten
Holzpellets in den betrachteten Bioenergiekleinanlagen erkennen, wobei jedoch zu einer Eignungs-
fähigkeit für den praktischen Einsatz differenziert werden muss
2.8.2 Road-Map zur Markteinführung von torrefizierter Biomasse zum
Einsatz in thermochemischen Kleinanlagen
Die folgenden beiden Abbildungen zeigen die Roadmaps für Kleinfeuerungs- und Kleinvergasungs-
anlagen zur Nutzung torrefizierter Holzpellets. Bisherige Versuche zur Evaluierung der Einsetzbarkeit
torrefizierter Holzpellets in solchen Anlagen fanden bisher in für Holzhackschnitzel und/oder Holzpellets
ausgelegte Anlagen statt. Eine klare Abgrenzung zwischen den Entwicklungsständen Prototyp und
Technische Demonstration ist jedoch schwierig. Es kann aber davon ausgegangen werden, dass die bis
Ende 2016 generierten Kenntnisse sowohl bei Kleinfeuerungsanlagen als auch bei
Kleinvergasungsanlagen ausreichen, um speziell auf den Einsatz torrefizierter Holzpellets ausgelegte
Anlagen zu konzipieren und anhand von Demonstrationsanlagen die kommerzielle Eignung dieses
neuartigen Brennstoffs aufzuzeigen.
8 Glutbetttemperatur
9 Reaktortemperatur
2 Eingehende Darstellung
83
Abbildung 52: Roadmap Kleinfeuerungsanlagen für den Einsatz torrefizierter Holzpellets
Abbildung 53: Roadmap Kleinvergasungsanlagen für den Einsatz torrefizierter Holzpellets
Wie sich im Vorhaben FlexiTorr herausstellte, sind inbesondere Holzvergaseranlagen relativ empfindlich
was die Brennstoffqualität (Aschegehalt) angeht. Hier werden aktuelle und zukünftige F&E-Vorhaben zur
weiteren Anpassung der Anlagentechnik sowie der Steuer- und Regelungskomponenten zur
Optimierung des Ausbrand-/vergasungsverhaltens zeigen, welche zusätzlichen Effizienzsteigerungen
mit dem Einsatz von torrefizierten Brennstoffen möglich sind, um die Asche und Emissionen zu
minimieren. Daher wird mit der kommerziellen Markteinführung von torrefizierten Brennstoffen in
Kleinvergasungsanlagen etwas später als in Kleinfeuerungsanlagen gerechnet.
Unabhängig von den technischen Anpassungen, ist in Deutschland die zukünftige Entwicklung der hier
untersuchten Brennstoffalternative als auch der Biomasse-Klein-KWK-Anlagen generell teils von
erheblichen Unsicherheiten behaftet, die im folgenden kurz skizziert werden:
Mehrwert für den Endkunden
Die Verwendung torrefizierter Holzpellets muss dem Endkunden einen Mehrwert bieten. Dies
können z.B. im Vergleich zu den durch torrefizierte Holzpellets ersetzten Brennstoffe niedrigere
Energieerzeugungskosten, geringere Treibhausgasvermeidungskosten, eine sichere und
konstante Anlagenführung und/oder ein Imagegewinn sein. Der durch diesen neuartigen
Brennstoff generierte Mehrwert muss dem Endkunden durch intensive und vor allem
rechtzeitige Öffentlichkeitsarbeit vermittelt werden, denn nur so ist eine beschleunigte und
breite Marktdurchdringung zu erreichen.
Politische Rahmenbedingungen, Standards und Zertifikate
Aufgrund der aktuell noch relativ hohen Energieerzeugungskosten (weil noch keine
standardisierten Produktionsanlagen im Markt verfügbar; existierende Anlagen stellen techn.
Einzelkonzepte dar mit unterschiedlichen Prozessschritten und Torrefizierungsparametern) ist
der Bioenergiesektor stark von den politischen Rahmenbedingungen abhängig. Deshalb sollten
in Deutschland die Anstrengungen zur Schaffung klarer gesetzlicher Rahmenbedingen zur
Einsatzfähigkeit von thermo-chemisch modifizierten Brennstoffen verstärkt werden, damit
daraus normative Brennstoffeigenschaften abgeleitet werden können. Wenn Brennstoff-
produzenten daraufhin marktfähige Produkte anbieten können, würden attraktive Förder-
instrumente für sowohl den Anlagenhersteller als auch den Endkunden teils erhebliche
Auswirkungen auf eine schnelle und umfangreiche Marktimplementierung haben. So
beeinflussen bspw. Vergütungssätze für erzeugte Energie und monetäre Kaufanreize Angebot
2018 2020
Kleinfeuerungs-
anlagen
Zeitraum
Prototyp
(Pilotmaßstab)
)
Kommerzielle Markteinführung
2016
Technische
Demonstration
2022
2018 2020
Kleinvergasungs-
anlagen
Zeitraum
Prototyp
(Pilotmaßstab)
)
Kommerzielle Markteinführung
2016
Technische
Demonstration
2022
2 Eingehende Darstellung
84
und Nachfrage im Kleinanlagensektor. Zudem spielen Standards und Produktzertifikate/-labels
eine wichtige Rolle. Einerseits verlangt der Endkunde eine gleichbleibend hohe Qualität zu
marktfähigen Preisen und andererseits kann nur so der Hersteller eine sichere und konstante
Anlagenführung garantieren. Deshalb sollte die zeitnahe Weiterentwicklung der
ISO/TS 17225 8 (mit der Einordnung von unterschiedlichen Brennstoffsortimenten in Qualitäts-
klassen) zu einer ISO-Norm unterstützt werden, um eine anerkannte Richtlinie zu haben, auf die
sich weitere Gesetzesanpassungen beziehen können. Sollte diese Entwicklung im
internationalen Gremium zu langsam voranschreiten oder verzögert werden, könnte eine davon
unabhängige nationale Produktnormentwicklung (z.B. für den spezifischen Einsatz von
torrefizierten Holzpellets in Kleinvergasern) zur Überbrückung Abhilfe schaffen.
Preise fossiler Brennstoffe
Die Preise fossiler Brennstoffe (bzw. von CO2, äq-Zertifikaten zur Vermeidung von klima-
wirksamen Treibhausgasemissionen) stellen einen erheblichen Einflussfaktor bezüglich der
Weiterentwicklung und Nutzung torrefizierter Holzpellets dar. Im Kleinanlagensektor stehen
insbesondere Öl und Gas dem Endnutzer für die Wärme- und Strombereitstellung zur Verfügung.
Trotz der weitläufig bekannten klimarelevanten Auswirkungen der Verbrennung von fossilen
Brennstoffen, nimmt die Nachfrage nach alternativen Energiequellen bei sinkenden fossilen
Energiegestehungskosten ab. Den fossilen Brennstoffpreisen liegen jedoch nicht nur
internationale Marktmechanismen, sondern auch wirtschaftspolitische Steuerungsinstrumente,
zugrunde. So wird beispielsweise in Deutschland bis heute über das Markteinführungs-
programm der BAFA die Installation von fossilen Neuanlagen im kleinen Leistungsbereich
unterstützt, während Kleinvergaseranlagen mit Biomasseeinsatz über das EEG 2017 keine
attraktiven Vergütungssätze mehr für die Stromeinspeisung garantiert werden.
Abbildung 54 stellt eine Zusammenfassung da, welche Akteursgruppen an der Umsetzung der
Roadmap für die Markteinführung und –durchdringung von Kleinfeuerungs- sowie Kleinvergasungs-
anlagen für den Einsatz torrefizierter Holzpellets beteiligt sind.
Abbildung 54: Akteure für die Umsetzung der Roadmaps Torrefizierte Holzpellets in Kleinfeuerungs- und
Kleinvergasungsanlagen
Zur Erfüllung der Roadmaps müssen die beteiligten Akteure intensiv zusammenarbeiten, um ihren
Aufgaben in benötigter Qualität gerecht zu werden.
Torrefizierte
Holzpellets in
Kleinfeuerungs-
und
Kleinvergasungs-
anlagen
Anlagenhersteller
Adaptierung von Bioenergiekleinanlagen
an die Brennstoffalternative unter Aus-
schöpfung neuer Effizienzsteigerungs-
optionen (u.a. im Bereich der Steuer-
und Regelungstechnik)
Forschung
Optimierung & Weiterentwicklung
thermo-chemisch modifizierter Brenn-
stoffe (auch aus nicht-holzartigen Rest-
und Abfallstoffen) als eine nachhaltige und
standardiserte Alternative zum Einsatz in
adaptierten Feuerungsanlagen
Politik
Anpassung geltender rechtlicher
Rahmenbedingungen und Förder-
instrumente zum Einsatz standar-
disierter thermisch modifizierter
Qualitätsbrennstoffe unter Einbezug
politischer Zielstellungen
Brennstoffproduzenten
Bereitstellung hochqualitativer
homogener torrefizierter Holzpellets
für Kleinfeuerungs-
/vergasungsanlagen unter
Ausschöpfung vorhandener biogener
Rest- und Abfallpotenziale
2 Eingehende Darstellung
85
2.9 Zusammenfassung
Im Rahmen des Projektes Flexitorr wurden vier Brennstoffe für die parktischen Untersuchungen im
Bereich der Verbrennung und Vergasung ausgewählt und beschafft. Neben ENplus-Holzpellets kamen
torrefizierte Holzpellets (Hersteller Fa. Torr-Coal), welche bei den Temperaturen 275 °C, 290 °C,
305 °C torrefiziert wurden, zum Einsatz. ENplus-Holzpellets als Referenz wurde ausgwählt, da es nicht
möglich war das untorrefizierte Ausgangsmaterial der torrefizierten Brennstoff in ausreichender Menge
zu bekommen. Nach der Beschaffung wurden die vier Brennstoffe umfangreich am DBFZ analysiert, um
die parktischen Versuch zur Verbrennung und Vergasung vorbereiten zu können.
Die im Rahmen des Projektes durchgeführten praktischen Versuche mit ENplus-Holzpelltes und drei
torrefizierten Holzpellets an zwei kleintechnischen Verbrennung-, einer Laborvergasung-, einer Pilot-
vergasungs- und einer kommerziellen Vergasungsanlage zeigen, dass torrefizierte Holzpellets im last-
flexiblen Anlagenbetrieb einsetzbar sind. Jedoch ergeben sich sowohl bei der Verbrennung als auch der
Vergasung im Vergleich zu ENplus-Holzpellets Herausforderungen, um einen störungsfreien Dauer-
betrieb der Anlagen gewährleisten können. Im Bereich der kleintechnischen Verbrennung spielt die
Auswahl der richtigen Kessels (Brennraumgeometrie) eine wichtige Rolle für die entstehenden
Emissionen. Eine belastbare Aussage zur Kesselauswahl und den damit verbundenen Emissionen
sowie dem Einfluss des Torrefizierungsgrades auf den Verbrennungsprozess konnten im Rahmen des
Projektes nicht getroffen werden. Hier sind weitergehenden Untersuchungen notwendig, um Handlungs-
empfehlungen auf der Grundlage einer sicheren Datenbasis abgeben zu können. Weiterhin ist die
Verschlackungsneigung im Verbrennungsprozess nur geringfügig größer im Vergleich zu ENplus-
Holzpellets.
Anhand der durchgeführten Vergasungsversuche am DBFZ (Laborvergaser) und der Fa. Burkhardt (Pilot-
/kommerzieller Vergaser) konnte auch ein stabiler Betrieb in allen getesteten Anlagen gezeigt werden.
Jedoch konnte bei der Vergasung ein erhöhtes Vergaserkoks-Aufkommen im Vergasungsreaktor und
beim Überschreiten von 900 °C Betriebstemperatur eine erhöhte Verschlackungsneigung festgestellt
werden. Der im Vergleich zu ENplus-Holzpellets erhöhten Vergaserkoks-Bildung konnte im Rahmen des
Projektes durch Anpassung der Reaktorgeometrie im Bereich der Pyrolyse entgegengewirkt werden.
Jedoch konnte für dieses Phänomen keine abschließende Lösung gefunden werden, so dass die
Versuche am kommerziellen Vergaser durch die Überfüllung des Vergasungsreaktors abgebrochen
werden mussten. In diesem Bereich Vergaserkoks-Bildung beim Einsatz von torrefizierten Holzpellets
müssen noch weitergehende Untersuchungen erfolgen, um einen störungsfreien Dauerbetreib zu
gewährleisten. Durch die Optimierung der Betriebsbedingungen (Betriebstemperatur im Vergasungs-
reaktor) und der Wartungsintervalle von kommerziellen Vergasungsanlagen kann der Verschlackung im
Reaktor entgegen gewirkt werden. Aufgrund der Inbetriebnahmeschwierigkeiten des DBFZ-Festlabor-
vergasers konnten im Rahmen des Projektes zur weiteren Untersuchung der Vergaserkoksbildung und
der Verschlackungsneigung keine weitergehenden Untersuchungen durchgeführt werden. Hinsichtlich
des Einfluss des Torrefizierungsgrades auf die Bildung von teerartigen Produkten konnten im Rahmen
des Projektes auch keine belastbaren Erkenntnisse gewonnen werden. Die Untersuchungen am
Festbettlaborvergaser des DBFZ haben die erhöhte Vergaserkoks-Bildung der Versuche der Fa. Burk-
hardt bestätigt und weiterhin gezeigt, dass die torrefizierten Holzpellets im Vergleich zu ENplus-
Holzpellets ein schlechteres Anzündverhalten aufweisen. Durch die erhöhte Energiedichte der
torrefizierten Holzpellets kann im Vergleich zu ENplus-Holzpellets mehr Produktgas und somit mehr
thermische und elektrische Energie bereitgestellt werden.
Nach den praktischen Untersuchungen konnten die generierten Ergebnisse in der technischen, ökono-
mischen und ökologischen Analyse weiter verwendet werden. Die technische Analyse zeigt, dass
torrefizierte Holzpellets im kleintechnischen Verbrennungs- und Vergasungsanlagen lastflexibel und
2 Eingehende Darstellung
86
dauerbetriebsfähig eingesetzt werden können wenn im Bereich der Verbrennung richtige
Kesselauswahl bzw. -anpassung (Feueraumgeometrie) realisiert wird und im Bereich der Vergasung das
Problem der Verschlackung und erhöhten Vergaserkoks-Bildung durch Anpassung der Reaktor-
geometire (im Bereich der Pyrolyse) bzw. der Betriebsführung (Bertriestemperatur) gelöst werden.
Hierzu konnten im Rahmen des Projektes nicht ausreichend Versuche durchgeführt werden, um eine
belastbares Basis zur Ableitung von Handlungsempfehlungen generieren zu können. Die ökonomische
Analyse der Verbrennungs- und Vergasungsexperimente hat gezeigt, dass ein wirtschaftlicher Betrieb
mit torrefizierten Holzpellets derzeit nicht möglich ist. Ausschlaggeben ist hierbei der hohe Preis des
Brennstoffs. Als Ergebnis der ökologischen Analyse kann festgehalten werden, dass die torrefizierten
Brennstoffe (835 bis 848 €/tCO2-Äq) weniger Treibhausgasvermeidungskosten generieren im Vergleich zu
untorrefizierten Holzpelltes (1184 €/tCO2-Äq).
Zum Abschluss des Projektes wurde eine Roadmap zur Markteinführung torrefizierter Holzpellets
erstellt. Wesentlicher Ergebnis hier ist, dass die gesetzlichen Rahmenbedingen mit politischen
Zielstellungen (Treibhausemissionsminderungsziele) abgestimmt werden müssen, damit thermo-
chemisch veränderte Brennstoffe bessere Chancen zur Markteinführung erhalten.
2 Eingehende Darstellung
87
2.10 Wichtigste Positionen des zahlenmäßigen Nachweises
Die wichtigsten Positionen des zahlenmäßigen Nachweises (zur Verwendung der Zuwendung) sind dem
separaten Dokument zahlenmäßiger Nachweis zu entnehmen.
2.11 Notwendigkeit und Angemessenheit der geleisteten Arbeit
Die Förderung zur Durchführung des Projektes Flexitorr war notwendig, da so in einer großen Breite
(Labormaßstab bis kommerzielle Anlage, Verbrennung bis Vergasung, technische/ökonomisch/
ökologische Betrachtungen) der kleintechnischen Anwendung von thermo-chemisch behandelten bzw.
torrefizierten Brennstoffen eine Datenbasis gelegt werden konnten. Diese ist notwendig, um im Bereich
der Brennstoffnutzung den Umstieg von unbehandeltem Holz zu anderen vorteilhaften Brennstoffen
z.B. torrefizierten Brennstoffen zu schaffen und so auch Anlagentechnik weiter zu entwickeln. Aufgrund
verschiedener Probleme bei der Projektdurchführung konnten die gewünschte Breite der Datenbasis
nicht erreicht werden, was Arbeiten über den Projektrahmen hinaus notwendig macht.
Im Rahmen des Projektes wurde versucht die maximalen Ergebnisse aus den praktischen Versuchen
am DBFZ und bei der Fa. Burkhardt und den anschließenden Analysen (technisch, ökonomisch,
ökologisch) zu generieren. Dafür wurden im Bereich der praktischen Untersuchungen die untersuchten
Versuchsbedingungen weitestgehend ausgeweitet, um eine breite Datenbasis schaffen zu können und
mögliche Übertragungen vom Labor- in den Praxismaßstab mit berücksichtigen zu können. Somit waren
die im Projekt geleisteten Arbeiten den Zielen und der Förderung angemessen.
2.12 Voraussichtlicher Nutzen, insbesondere die Verwertbarkeit des
Ergebnisses im Sinne des fortgeschriebenen Verwertungsplans
Die generierten Ergebnisse insbesondere der praktischen Untersuchungen werden am DBFZ und der
Fa. Burkhardt für die weiteren Forschungsarbeiten mit torrefizierten aber auch anderen Brennstoffen
intensiv genutzt. Durch die im Projekt erzeugte Datenbasis kann im Bereich der torrefizierten Brenn-
stoffe im Anwendungsbereich der kleintechnischen Verbrennung und Vergasung als Grundlage für die
weitergehenden Untersuchungen zur Verschlackungsneigung, der Vergaserkoks-Bildung im Reaktor, der
Emissionsbildung in Abhängigkeit der Kesselgeometrie und der Betriebsparameteroptimierung genutzt
werden. Durch die im Projekt festgestellte schwierige wirtschaftliche Anwendung von torrefizierten
Brennstoffen ist eine direkte Nutzung der Ergebnisse nur bei einer Markteinführung/-durchdringung der
torrefizierten Brennstoffe mit entsprechender Anwendung möglich.
2.13 Während der Durchführung des Vorhaben dem ZE bekannt
gewordenen Fortschritt auf dem Gebiet des Vorhaben bei anderen
Stellen
Im Bereich der torrefizierten bzw. thermo-chemisch behandelten Brennstoff konnte im Zeitraum der
Projektdurchführung kein signifikanter Fortschritt festgestellt werden. Die Herstellungsverfahren sind
soweit, dass bei der Realisierung möglicher Anwendungen ausreichend torrefizierter Brennstoff
hergestellt werden kann. Die gleichbleibende Qualität dabei kann derzeit für holzartige Biomassen
gewährleistet werden, jedoch im Bereich der nicht-holzartigen Biomasse besteht hier noch
Optimierungsbedarf.
2 Eingehende Darstellung
88
Aufgrund der wirtschaftlichen und politischen Situation (insbesondere EEG und andere Förder-
instrumente) der kleintechnischen Vergasung haben diese Anlagen stark mit der Wirtschaftlichkeit zu
kämpfen Hier hat sich im Zeitraum der Projektdurchführung auch keine Veränderung eingestellt.
Hinsichtlich der genutzten Brennstoffe hingegen werden seit ca. 1 – 2 Jahren vemehrt (biogene)
Reststoffe anstelle von Holz eingesetzt. Ein Beispiel hierfür ist die Fa. ENTRADE Energiesysteme AG, die
in England „Flugabfall“ energetisch nutzt. In diesem Bereich der Reststoffnutzung forschen alle großen
Hersteller kleintechnischer Biomassevergasungsanlage, jedoch kommt es aufgrund der wirtschaftlichen
Situation kaum zu Anwendungen.
2.14 Ergebnisverwertbarkeit und Veröffentlichungen
Die während der Projektlaufzeit realisierten Veröffentlichungen sind in Kapitel 2.1 AP 1:
Projektmanagement auf Seite 5 dargestellt.
Durch das Projekt erzielte Ergebnisse können bei der Optimierung der Anlagentechnik und den
Betriebsbedingung von Herstellern kleintechnischer Biomassevergasungsanlagen genutzt werden, um
torrefizierte Holzpellets an ihren Anlagen einsetzen zu können. Weiterhin dient die generierte
Datenbasis des Projektes als Grundlage für weitere Forschungsaktivität des DBFZ, der Fa. Burkhardt
und anderen Forschungseinrichtungen bzw. Industriepartnern.
Abbildungsverzeichnis
89
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Ablaufschema für den Versuchsablauf bei Anwendung des Referenzlastzyklus
(Heckmann 2010) ................................................................................................................... 14
Abbildung 2: Unterschied des Glutbettaufbaus der vier Brennstoffchargen beim Einsatz in
Kessel 1 (Volllastbetrieb) ........................................................................................................ 15
Abbildung 3: Unterschiedliche Verschlackungsgrade der torrefizierten Chargen beim Einsatz in
Kessel 1 (Volllastbetrieb) ........................................................................................................ 16
Abbildung 4: Mittelwerte der Glutbetttemperatur für jeweils einen Verbrennungsversuch pro
Charge in Kessel 1 sowie Schwankungsbreite der bei den versuchen gemessenen
Glutbetttemperatur (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3) ................................................................ 17
Abbildung 5: Darstellung der vier Temperaturverläufe in Kessel 1 im Volllastbetrieb über den
gesamten Versuchszeitraum (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3) ................................................. 17
Abbildung 6: Mittelwerte der CO Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1
und Kessel 2 sowie der Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen
Emissionen, rote Linie entspricht dem Grenzwert der 1. BImSchV für
wiederkehrende Messungen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3) ................................................. 18
Abbildung 7: CO-Emissionsverlauf bei der Verbrennung von HP1, TP1, TP2 und TP3 in
Kessel 1 (oben) und Kessel 2 (unten) unter Volllastbedingungen (Tor1 bis Tor3 =
TP1 bis TP3) ............................................................................................................................. 20
Abbildung 8: Mittelwerte der NOx-Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in Kessel 1
und Kessel 2, sowie der Schwankungsbreiten der bei den Versuchen gemessenen
Emissionen, rote Linie entspricht dem Grenzwert der 1. BImSchV für die Typprüfung
(Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3) ................................................................................................. 21
Abbildung 9: Mittelwerte der Gesamtstaubemissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in
Kessel 1 und Kessel 2 (vor Elektrofilter), sowie der Schwankungsbreiten der bei den
Versuchen gemessenen Emissionen, rote Linie entspricht dem Grenzwert der
1. BImSchV (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3) ............................................................................. 22
Abbildung 10: Abhängigkeit der Gesamtstaubemissionen zum
Brennstoffindex (K+Na+S+Cl+Pb+Zn) in den Volllastversuchen ......................................... 23
Abbildung 11: Mittelwerte der SO2-Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in
Kessel 1 und Kessel 2, sowie der Schwankungsbreiten der bei den Versuchen
gemessenen Emissionen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)....................................................... 24
Abbildung 12: Mittelwerte der HCl Emissionen für jeweils einen Verbrennungsversuch in
Kessel 1 und Kessel 2, sowie der Schwankungsbreiten der bei den Versuchen
gemessenen Emissionen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)....................................................... 25
Abbildung 13: Feuerraumasche und Feinstaubzusammensetzung Kessel 1, Volllast (Tor3=TP3) ...... 26
Abbildung 14: Vergleich der Kesselauslastung (Oben), Kesselvorlauftemperaturen (Mitte) und
Emissionen (Unten) (Tor1=TP1) .............................................................................................. 30
Abbildung 15: Links: hintere Ansicht der Laborvergasers mit Gasdosierung und Abgasstrecke,
rechts: vordere Ansicht des Laborvergasers mit Vorwärmung und Reaktor ....................... 33
Abbildungsverzeichnis
90
Abbildung 16: Verlauf der Reaktormodul-Waage, des Produktgas- und
Vergasungsmittelvolumenstroms beim Versuch mit Holzpellets ......................................... 35
Abbildung 17: Temperaturprofil im Reaktor beim Versuch mit torrefizierten Holzpellets (275 °C) ......... 35
Abbildung 18: Permanentgaszusammensetzung Reaktorabgas beim Versuch mit torrefizierten
Holzpellets (275 °C) ................................................................................................................ 36
Abbildung 19: Permanentgaszusammensetzung im Reaktorabgas beim Versuch mit ENplus-
Holzpellets ................................................................................................................................ 37
Abbildung 20: Prozess- und Temperaturverlauf Burkhardt-Vergasungssystem......................................... 39
Abbildung 21: Aufbau Pilotanlage V2.30 ...................................................................................................... 40
Abbildung 22: Verschlackung im Reaktor ..................................................................................................... 42
Abbildung 23: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte 305A (TP3) ..................................................... 43
Abbildung 24: Verlauf der Gaszusammensetzung ....................................................................................... 43
Abbildung 25: Schematische Darstellung vom Vergaser V3.90 (Oben) und BHKW ECO165HG
(Unten) ...................................................................................................................................... 45
Abbildung 27: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte TP1 ................................................................. 47
Abbildung 28: Verlauf der Gaszusammensetzung bei Sorte TP1 ............................................................... 48
Abbildung 29: Verlauf von Leistung-Massen-Druck bei Sorte TP1.............................................................. 49
Abbildung 30: Ansicht in den Reaktor beim Ausräumen (mittig liegende Schlackebrocken) TP1............ 50
Abbildung 31: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte TP2 ................................................................. 51
Abbildung 32: Verlauf der Gaszusammensetzung bei Sorte TP2 ............................................................... 51
Abbildung 33: Verlauf von Leistung-Massen-Druck bei Sorte TP2.............................................................. 52
Abbildung 34: Ansicht in den Reaktor beim Ausräumen (mittig liegende Schlackebrocken) TP2............ 52
Abbildung 35: Verlauf der Reaktortemperaturen bei Sorte TP3 ................................................................. 53
Abbildung 36: Verlauf der Gaszusammensetzung bei Sorte TP3 ............................................................... 53
Abbildung 37: Verlauf von Leistung-Massen-Druck bei Sorte TP3.............................................................. 54
Abbildung 38: Möglichkeiten einer Energiebereitstellung aus Biomasse (Quelle: Eltrop u. a. 2014:
S. 16) ........................................................................................................................................ 57
Abbildung 39: Konversionspfade zur Erzeugung von Energie aus torrefizierten und nicht-
torrefzierten Holzpellets .......................................................................................................... 58
Abbildung 40: Prozesskette des Gesamtsystems „Torrefizierte Holzpellets“ ............................................ 59
Abbildung 41: Prozesskette des Gesamtsystems "Holzpellets" .................................................................. 59
Abbildung 42 Methodischer Ansatz nach DIN ISO 14044 ISO 14044 o. J. ............................................... 60
Abbildung 43 Bilanzgrenzen der Verbrennungsprozesse............................................................................. 61
Abbildung 44 Bilanzgrenzen der Vergasungsprozesse ................................................................................ 61
Abbildung 45: Spezifische THG-Emissionen der Biomasseverbrennungsanlage (Kessel 2) in gCO2-
Äq. je MJ Wärme ...................................................................................................................... 65
Abbildung 46 spezifische THG-Emissionen der Biomassevergasungsanlagen in gCO2-Äq. je kWh
Strom ........................................................................................................................................ 66
Abbildung 47: spezifische versauernd wirkende Emissionen der Verbrennungsprozesse in
Kessel 2 unter Teil- und Volllast in gSO2-Äq./MJ Wärme ...................................................... 67
Abbildung 48 spezifische versauernd wirkende Emissionen der Vergasungsprozesse in gSO2-
Äq./kWh Strom ......................................................................................................................... 68
Abbildungsverzeichnis
91
Abbildung 49: Berechnung der mittleren Kraftstoff-, Strom- und Wärmegestehungskosten (LCOE)
Zeymer u. a. 2013 ................................................................................................................... 69
Abbildung 50: Sensitivitätsanalyse Wärmegestehungskosten Verbrennung ............................................. 72
Abbildung 51: Durchschnittliche Energiegestehungskosten (eigene Berechnungen) .............................. 75
Abbildung 52: Sensitivitätsanalyse Stromgestehungskosten Holzvergasung ............................................ 77
Abbildung 53: Roadmap Kleinfeuerungsanlagen für den Einsatz torrefizierter Holzpellets ..................... 83
Abbildung 54: Roadmap Kleinvergasungsanlagen für den Einsatz torrefizierter Holzpellets ................... 83
Abbildung 55: Akteure für die Umsetzung der Roadmaps Torrefizierte Holzpellets in
Kleinfeuerungs- und Kleinvergasungsanlagen ...................................................................... 84
Abbildung 56: Vergleich der Eigenschaften unterschiedlicher Holzbrennstoffe (Quelle: SECTOR) .......... 98
Tabellenverzeichnis
92
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Analyse der verwendeten Versuchsbrennstoffe im Vergleich zur DIN EN ISO 17225-2
A1 und dem Entwurf zur ISO/TS 17225-8 TW1 Alakangas und Englisch 2014; o. A.
2014b ......................................................................................................................................... 7
Tabelle 2: Darstellung der relevanten Brennstoffindizes für die verwendeten Brennstoffe .................. 8
Tabelle 3: Messgrößen, -bereiche und -fehler des FTIR-Gasanalysators Typ CX-4000 ........................ 11
Tabelle 4: Versuchsmatrix für die Voll- (VL) und Teillastversuche (TL) an Kessel 1 und 2 .................. 13
Tabelle 5: Definition der Zeitpunkte, Bedingungen und nächsten Prozessschritte für den
Versuchsablauf mit dem Referenzlastzyklus Heckmann 2010 ........................................... 13
Tabelle 6: Wirkungsgrad von Kessel 1 und 2 für die Volllast- und Teillastversuche ............................ 27
Tabelle 7: Analyse der Feuerraumasche aus der Verbrennung von TP3 in Kessel 2 unter
Volllastbedingungen nach DüMV o. A. 2012 ......................................................................... 28
Tabelle 8: Bilanzkenngrößen für Kessel 1 nach Methodenhandbuch .................................................. 29
Tabelle 9: Bilanzkenngrößen für Kessel 2 nach Methodenhandbuch .................................................. 29
Tabelle 10: Ergebnisse aus den Lastwechselversuchen mit HP3 und TP1 in Kessel 3 ......................... 31
Tabelle 11: Messtechnik der Pilotanlage V2.30 .......................................................................................... 40
Tabelle 12: Vergleich Brennstoffparameter ................................................................................................. 41
Tabelle 13: Vergleich Mindestluftbedarf....................................................................................................... 41
Tabelle 14: Energiebilanz Holzvergasung nach Methodenhandbuch ........................................................ 55
Tabelle 15: Wirkungsgrade Holzvergasung nach Methodenhandbuch ...................................................... 55
Tabelle 16: Massenbilanz Holzvergasung nach Methodenhandbuch ........................................................ 56
Tabelle 17 Annahmen für den Prozess des Pelletieren der konventionellen Pellets (HP) ........................ 62
Tabelle 18 Annahmen für den Prozess des Pelletieren/Torrefizieren der torrefizierten Pellets (TP) ....... 62
Tabelle 19 Erzeugungsmix des öffentlichen Kraftwerksparks nach Energieträger 2013 (Thrän u. a.
2013a) ...................................................................................................................................... 63
Tabelle 20 Berechnung der Gutschrift für die Nutzung der BHKW-Abwärme (Thrän u. a. 2013b) .......... 63
Tabelle 21: Kennzahlen für die Verbrennung ............................................................................................... 69
Tabelle 22: Investitionskosten der Anlagenkonzepte .................................................................................. 70
Tabelle 23: Wärmegestehungskosten (netto) .............................................................................................. 70
Tabelle 24: Wärmegestehungskosten (brutto) ............................................................................................. 71
Tabelle 25: Ableitung der THG-Emissionen von Kessel 1 (Guntamatic Powercorn 30) ............................ 73
Tabelle 26: Berechnung der spezifischen CO2-Vermeidungskosten (Verbrennung, Wärme) .................... 74
Tabelle 27: Brennstoffbezogene Vergasungsparameter (HP – Enplus A1 Holzpellets, TP1 –
torr. Holzpellets 275 °C, TP2 – torr. Holzpellets 290 °C, TP3 –
torr. Holzpellets 305 °C) ........................................................................................................ 74
Tabelle 28: Durchschnittliche Energiegestehungskosten (eigene Berechnungen) ................................... 76
Tabelle 29: Berechnung der spezifischen CO2-Vermeidungskosten (Vergasung, Strom) ......................... 78
Tabelle 30: Gegenüberstellung der Eigenschaften der Versuchsbrennstoffe zur
DIN EN ISO 17335-2 und dem Entwurf zur DIN EN ISO 17225-8 TW1 ............................... 79
Tabellenverzeichnis
93
Tabelle 31: Emissionsverhalten und Wirkungsgrade unter Voll- und Teillast bei Einsatz der
Brennstoffe in Feuerungsanlagen .......................................................................................... 80
Tabelle 32: CO- und NOx-Emissionen beim kommerziellen Holzvergaser (Abgasmessung vor
Katalysator) .............................................................................................................................. 81
Tabelle 33: Prozesscharakteristika der eingesetzten Brennstoffe an den verschiedenen Anlagen ........ 82
Tabelle 34: Ausgewählte Anlagen zur Biomassetorrefizierung in Anrainerstaaten (Anlagen
arbeiten i.d.R. nicht im kontinuierlichem Betrieb, teilweise ist die Bau- oder die
Inbetriebnahmephase noch nicht abgeschlossen; viele werden als Pilot- bzw.
Demonstrationsanlage installiert) .......................................................................................... 99
Literaturverzeichnis
94
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Anlagen/Anhang
97
A 1 Anlage Erfolgskontrollbericht
A 1.1 Erzielter Beitrag zu den förderpolitischen Zielen
A 1.2 Ergebniszusammenfassung
Im Bereich der Verbrennung von torrefizierten Holzpellets ist eine geringfügig erhöhte Verschlackungs-
neigung zu beobachten. Das Emissionsverhalten bei der Verbrennung ist stark abhängig vom Kessel
(insbesondere der Feuerraumgeometrie) in dem die Verbrennung abläuft.
Bei der Vergasung von torrefizierten Holzpellets stellt sich im Reaktor ein erhöhter Vergaserkoks-Aufbau
im Reaktor ein, der zur Betriebsstörungen führen kann. Weiterhin konnte ein schlechteres Anzünd-
verhalten und ein höhere Verschlackungsneigung im Vergleich zu ENplus-Pellets festgestellt werden.
Die Bildung von Verschlackungsagglomeraten kann zu Betriebsstörungen führen.
Die technische Analyse im Projekt zeigt, dass ein lastflexibler Betrieb mit torrefizierten Holzpellets in der
kleintechnischen Verbrennung und Vergasung möglich ist, aber auch aufgrund der schlechten
Wirtschaftlichkeit (ökonomische Analyse) nicht realisiert wird. In Bezug auf die Treibhausgas-
vermeidungskosten schneiden die torrefizierten Holzpellets (835 bis 848 €/tCO2-Äq) im Vergleich zu den
ENplus-Holzpellets (1184 €/tCO2-Äq) etwas besser ab.
Das wesentliche Ergebnis der generierten Roadmap zur Markteinführung thermo-chemisch behandelter
Brennstoffe ist, dass die gesetzlichen und politischen Rahmenbedingungen besser auf einander
abgestimmt werden müssen, um die Chancen für einen Markteintritt dieser Brennstoffe zu erhöhen.
A 1.3 Verwertungsplanfortschreibung
A 1.4 Ungelöste Arbeiten
Im Rahmen des Projektes konnten im Bereich der Verbrennung von torrefizierten Brennstoffen keine
Zusammenhänge zwischen Torrefizierungsgrad und Emissionsverhalten festgestellt werden, hier sind
weitergehenden Untersuchungen notwendig. Dabei zu beachten ist die Kesselgeometrie. Weiterhin
konnte im Bereich der Vergasung von torrefizierten Brennstoffen die erhöhte Bildung von Vergaserkoks
im Reaktor, die Verschlackungsneigung und Zusammenhänge zwischen Torrefizierungsgrad und
Betriebsbedingungen bzw. Bildung teerartiger Produkte nicht abschließend geklärt werden. Hier sind
noch weitergehende Arbeiten zur Optimierung von Betriebsbedingungen (insbesondere der
Betriebstemperatur) und der Reaktorgeometrie im Bereich der Pyrolyse der Vergasungsanlagen
notwendig.
A 1.5 Präsentationsmöglichkeiten für mögliche Nutzer
Anlagen/Anhang
98
A 2 Anhang Endbericht
A 2.1 Stand von Wissenschaft und Technik
Herstellung und Marktsituation torrefizierter Pellets
Unter Torrefizierung versteht man die Erhitzung von Biomasse unter Luftabschluss auf eine Temperatur
zwischen 200 bis 320°C über einen begrenzten Zeitraum, der je nach Verfahren variiert. Unter der
Voraussetzung, dass der Torrefizierungsprozess mit Wärmerückgewinnung und Wiedereinbringung der
Wärme in den Prozess durchgeführt wird, kann maximal 90 % der in den Prozess eingebrachten
Bioenergie (bezogen auf den Heizwert des Energieträgers) in Form von torrefizierten Pellets zur
Verfügung gestellt werden. Auf diese Weise kann die Energieeffizienz der gesamten
Wertschöpfungskette durch die Torrefizierung der Biomasse erhöht werden. Parallel dazu werden der
CO2-Ausstoß und die Kosten der Brennstoffbereitstellung gegenüber Referenzsystemen vermindert.
Abbildung 55: Vergleich der Eigenschaften unterschiedlicher Holzbrennstoffe (Quelle: SECTOR)
Weltweit werden unterschiedliche Ansätze der Technologieentwicklung verfolgt, die auch die
Brennstoffeigenschaften der torrefizierten Biomasse bestimmen. Welches Verfahren und welche
Prozessbedingungen im Torrefizierungsreaktor (u.a. Zerkleinerungsgrad des Rohmaterials, Druck,
Temperatur, Verweilzeit etc.) die bestmöglichen Voraussetzungen für eine effektive
Brennstoffbereitstellung bieten, wird derzeit untersucht. Dabei werden auch die Flexibilität des
Rohstoffeinsatzes und der Aufwand zur Kompaktierung der torrefizierten Biomasse (Pellets, Briketts)
darüber mitentscheiden, welche Prozesstechnologie sich am Markt mittelfristig durchsetzen wird. Es ist
derzeit durchaus vorstellbar, dass hier unterschiedliche Brennstofftypen für verschiedene
Konversionspfade (vom Einsatz in Kohlekraftwerken bis zum Einsatz in Kleinfeuerungsanlagen)
optimale Voraussetzungen bieten.
Holzhack-
schnitzel
Holzpellets Torrefizierte
Holzpellets
Holzkohle Kohle
Wassergehalt (Gew.-%) 30 - 55 7 - 10 1 - 5 1 – 5 10 - 15
Heizwert (MJ/kg) 7 - 12 15 - 17 18 - 24 30 – 32 23 - 28
Flüchtige Bestandteile
(Gew.-% TM)
75 - 84 70 - 75 55 - 65 10 – 12 15 - 30
C-Gehalt (Gew.-% TM) 16 - 25 20 - 25 22 - 35 85 – 87 50 - 55
Schüttdichte (kg/l) 0,20 – 0,25 0,55 – 0,65 0,65 – 0,80 0.18 – 0,24 0,80 – 0,85
Energiedichte (GJ/m3) 4,5 – 6,0 8 - 11 15 - 19 6,0 – 6,4 18 - 24
Hygroskopische
Eigenschaften
hydrophil hydrophil moderat
hydrophob
hydrophob hydrophob
Biologische
Abbaubarkeit
schnell verzögert langsam keine keine
Mahleigenschaften Spezial, hoher
Energieaufwand
Spezial, hoher
Energieaufwand
Standard Standard Standard
Produkthomogenität limitiert hoch hoch moderat hoch
Transportkosten hoch medium niedrig medium niedrig
Anlagen/Anhang
99
Die größte Herausforderung liegt derzeit jedoch in der Produktion nennenswerter Mengen torrefizierter
Pellets mit homogenen Brennstoffeigenschaften, mit denen längere Testreihen in verschiedenen
Konversionsanlagen, über längere Zeiträume und unterschiedlichen saisonalen Rahmenbedingungen
gefahren werden können. Einige der derzeit in Europa und Nordamerika in der Entwicklung befindlichen
Verfahren stehen kurz vor der Markteinführung. Aufgrund der bestehenden Rahmenbedingungen ist in
Deutschland das Interesse an der Technologieentwicklung mitzuwirken bisher gering, weshalb es
derzeit auch keinen deutschen Produzenten torrefizierter Pellets gibt. Die folgende Standortlistung
bekannter Produktionsstätten bezieht sich deshalb auf Anrainerstaaten Deutschlands (Tabelle 34).
Tabelle 34: Ausgewählte Anlagen zur Biomassetorrefizierung in Anrainerstaaten (Anlagen arbeiten i.d.R. nicht im
kontinuierlichem Betrieb, teilweise ist die Bau- oder die Inbetriebnahmephase noch nicht abgeschlossen; viele
werden als Pilot- bzw. Demonstrationsanlage installiert)
Standort Land Projektentwickler/
Betreiber
Technologieentwickler Produktions-
kapazität [t/a]
Frohnleiten AT EBES AG Andritz 10.000
Amel BL 4EnergieInvest/
Renogen
Stramproy Green 38.000
Dilsen-Stokkem BL Torr-Coal B.V. Topell Energy B.V (NL) 35.000
Sdr. Stenderup DK Andritz ECN 10.000
Laval de Cere FR Pechiney 12.000
Mazingarbe FR LMK energie Thermya /Areva 20.000
Sofiproteol Venette FR BioTfuel Thyssen Krupp Uhde GmbH
Coevorden E-Park NL Eclair-E Thenergo 75.000
Delfzijl NL Vattenfall/Nuon ECN 20.000
Den Helder NL Biolake B.V. ATO 5.000
Duiven NL Topell Energy B.V. Trorftech Inc 60.000
Pekela NL FoxCoal B.V. Biolake 35.000
Petten NL ECN ECN
Steenwijk NL Stramproy Green Stramproy Green 45.000
Winschoten NL FoxCoal B.V. 35.000
Nutzung von torrefizierten Biomassepellets in Verbrennungsanlagen
Neben der großtechnischen Nutzung im Rahmen der Co-Verbrennung und Co-Vergasung sind
torrefizierte Biomassepellets eine interessante Alternative bei der Monoverbrennung im kleinen und
mittleren Leistungsbereich. Die Pellets können zum Teil die ungünstigen Abbrand- und
Emissionseigenschaften positiv beeinflussen und die Effizienz des Gesamtprozesses verbessern.
Bisherige Laboruntersuchungen zeigen, dass der Anteil an flüchtigen Bestandteilen reduziert und das
H/C- bzw. O/C-Verhältnis gesteigert werden kann. Dadurch weist der erzeugte Brennstoff eine deutlich
niedrigere Pyrolyserate auf, die bei der Verbrennung zu stabileren thermischen Betriebsbedingungen
führt und deutlich höhere Wärmemengen während der ablaufenden Reaktionen freigesetzt werden
Anlagen/Anhang
100
Fisher u. a. 2012; Mani 2009. Dem gegenüber kann die Aufkonzentrierung problematischer
Inhaltsstoffe, z. B. Kalium, Silizium etc., zu einer Erhöhung des Aschegehaltes und der Verschlackungs-
neigung führen Sridhar u. a. 2007. Bisherige Untersuchungen an einer 50 kW Kleinfeuerungsanlage,
die mit torrefizierten Pappel-Hackschnitzeln und Holzpellets betrieben wurde, zeigen eine deutliche
Senkung von Staub- und Stickoxidemissionen bei einer gleichzeitigen Steigerung des Wirkungsgrades
Michel u. a. o. J.. In diesem Zusammenhang fehlen jedoch Informationen zum Einfluss des
Torrefizierungsgrades auf den Konversionsprozess hinsichtlich Effizienz und Feinstaubemissionen. Eine
umfassende wissenschaftliche Bewertung der Monoverbrennung erfolgte bisher nicht. Im Rahmen des
SECTOR-Projektes soll die generelle Nutzungsmöglichkeit torrefizierter Biomassen unter Einbeziehung
von Nachhaltigkeitsaspekten untersucht werden. Bis dato sind jedoch dazu noch keine Ergebnisse aus
den Arbeitspaketen des Projekts veröffentlicht wurden. Eine Betrachtung der Flexibilisierung der
Energiebereitstellung für torrefizierte Biomassen wird in diesem Projekt inhaltlich nicht bearbeitet. Eine
Validierung der Ergebnisse auf weitere am Markt verfügbare Feuerungssysteme und Holzrohstoffe
erfolgte bisher ebenfalls nicht. Die Datengrundlage zur Bewertung von torrefizierten Brennstoffen in
Feuerungsanlagen kleiner und mittlerer Leistungsklassen ist momentan nicht zufriedenstellend, um
eine fundierte Bewertung der Einsatzmöglichkeit vornehmen zu können.
Nutzung von torrefizierten Biomassepellets in Vergasungsanlagen
Biomassevergasungsanlagen bieten die Möglichkeit der flexiblen und bedarfsgerechten
Energiebereitstellung. Besonders im kleinen Leistungsbereich, d.h. bei dezentralen Anwendungen,
besteht ein hohes Potenzial. Verschiedene Arbeiten zeigen u.a. Wilhelm, Roland und Hiller, Andreas
2006, dass Biomassevergasungsanlagen in der Lage sind, durch Veränderung des Arbeitspunktes von
Nennlast zu Teil- oder Minimallast auf Netzschwankungen zu reagieren. Der bedarfsgerechte Einsatz
der bisher bereitgestellten Energie entspricht derzeit nicht dem Stand der Technik, sondern wird durch
verstärkte Forschungsaktivitäten bestimmt. Neben der Flexibilität des Lastverhaltens von
Biomassevergasungsanlagen kann auch der Brennstoff flexibel eingesetzt werden. Derzeit werden Holz
und holzartige Reststoffe eingesetzt, aber auch durch die Torrefizierung von land- und
forstwirtschaftlichen Reststoffen könnte ein homogener Brennstoff bereitgestellt werden, der
günstigere Vergasungseigenschaften besitzt und zur Flexibilisierung der Biomassevergasung beiträgt.
Derzeit gehört die Anwendung von torrefizierter Biomasse als Brennstoff nicht zum Standardbetrieb
einer Vergasungsanlage, da das Vergasungsverhalten noch nicht vollständig bekannt ist.
Problembeschreibung
Die aktuellen gesetzlichen Rahmenbedingungen in Deutschland (EEG, Debatte zur Mitverbrennung)
bieten kaum kommerzielle Anreize für Industrie und KMU den innovativen Brennstoff torrefizierte
Biomassepellets einzusetzen. Deshalb gibt es bisher keine nennenswerten Beteiligungen an
Produktionsstätten von torrefiziertem Material in Deutschland. Dagegen haben andere europäische
Staaten (u. a. NL, AT, FR, ES, GR, SE, DK) und Länder wie die USA und Kanada in den vergangenen
Jahren bei der Entwicklung der Technologie einen Vorsprung erzielt und kämpfen seither um die
Marktführerschaft. Die ersten marktreifen Anlagen dürften kurzfristig verfügbar sein. Bei deren
Entwicklung waren zum Teil deutsche Industrieunternehmen beteiligt.
Aufgrund der verbesserten Lager-, Transport- und Mahleigenschaften im Vergleich zu naturbelassener
Biomasse wird die Mitverbrennung der torrefizierten Biomasse in Kohlekraftwerken angestrebt. Die
Kohlekraftwerke stellen damit den wichtigsten Absatzmarkt dar.
Aufgrund der begrenzten Ressourcen biogener Roh- und Reststoffe zur energetischen Nutzung kann die
Substitution fossiler Brennstoffe in Konversionsanlagen mit ineffizienten Wirkungsgraden (ca. 40%) und
geringer Flexibilität nicht als eine nachhaltige Option verstanden werden. Daher sind alternative
Anlagen/Anhang
101
Verwertungspfade mit höherer marktwirtschaftlicher sowie gesellschaftlicher Wertschöpfung zu
untersuchen und zu etablieren.
Anlagen/Anhang
102
A 2.2 Abgasmessstrecke
Abbildung A 1: Abgasmessstrecke an den untersuchten Kesselanlagen
Tabelle A 1: Messstellenbelegung der Abgasmessstrecke
Messstelle Belegung
1a Sonde FTIR
1b Prandtlrohr für Staubdruckaufzeichnung
2 Thermoelement für Aufzeichnung Abgastemperatur
3 Thermoelement iTES
4 Prandtlrohr iTES
5 Sonde FID
2 1/2" Öffnung Staubsonde "B"
Anlagen/Anhang
103
A 2.3 Daten Volllastversuche
Tabelle A 2: Daten der Vollastversuche
CO NOx SO2 HCl Gesamt-C Gesamtstaub
mg/m³, i.N., tr. 13 Vol.-% O2
HP1 (Kessel 1)
Mittelwert 57 142 0 7 0 27
Anzahl Werte 30 30 30 30 20 3
Standardabweichung 29,7 27,5 0,233 2,24 0,192 4,40
HP2 (Kessel 2)
Mittelwert 22 174 8 10 1 11
Anzahl Werte 13 13 13 13 13 3
Standardabweichung 9,69 10,28 1,67 1,29 0,226 4,28
TP1 (Kessel 1)
Mittelwert 15 290 15 3 0 26
Anzahl Werte 23 23 23 23 23 3
Standardabweichung 6,26 17,0 1,50 0,451 0,038 2,44
TP1 (Kessel 2)
Mittelwert 46 339 6 10 0 24
Anzahl Werte 13 13 13 13 13 3
Standardabweichung 20,8 17,5 0,894 1,224 0,056 12,1
TP2 (Kessel1)
Mittelwert 11 285 17 1 0 22
Anzahl Werte 20 20 20 20 20 3
Standardabweichung 3,19 37,0 11,7 0,257 0,078 1,94
TP2 (Kessel 2)
Mittelwert 16 333 7 5 0 23
Anzahl Werte 13 13 13 13 13 3
Standardabweichung 14,3 15,4 1,74 0,409 0,054 11,2
TP3 (Kessel 1)
Mittelwert 14 226 2 0 0 29
Anzahl Werte 18 18 18 18 18 3
Standardabweichung 5,26 8,77 1,51 0,131 0,053 2,69
TP3 (Kessel 2)
Mittelwert 6 271 6 17 0 19
Anzahl Werte 12 12 12 12 12 3
Standardabweichung 5,35 13,3 1,86 1,15 0,055 8,76
Anlagen/Anhang
104
A 2.4 Daten Teillastversuche
Tabelle A 3: Daten der Teillastversuche
CO NOx SO2 HCl Gesamt-C Gesamtstaub
mg/m³, i.N., tr. 13 Vol.-% O2
HP1 (Kessel 1)
Mittelwert 101 129 2 1 0 34
Anzahl Werte 22 22 22 22 22 3
Standardabweichung 26,0 6,97 0,852 0,127 0,200 3,96
HP2 (Kessel 2)
Mittelwert 156 207 3 4 0 21
Anzahl Werte 15 15 15 15 15 3
Standardabweichung 82,8 7,09 1,68 0,481 0,243 5,93
TP1 (Kessel 1)
Mittelwert 28 333 15 0 0 31
Anzahl Werte 22 22 22 22 22 3
Standardabweichung 17,6 23,6 2,50 0,152 0,061 5,24
TP1 (Kessel 2)
Mittelwert 137 412 8 3 1 33
Anzahl Werte 15 15 15 15 15 3
Standardabweichung 76,7 18,2 5,23 0,466 0,566 3,17
TP2 (Kessel 1)
Mittelwert 19 294 11 0 0 27
Anzahl Werte 19 19 19 19 19 3
Standardabweichung 6,99 21,6 3,69 0,037 0,069 2,24
TP2 (Kessel 2)
Mittelwert 82 335 4 0 0 25
Anzahl Werte 12 12 12 12 12 3
Standardabweichung 14,8 49,1 1,93 0,056 0,036 1,09
TP3 (Kessel 1)
Mittelwert 23 223 7 0 0 20
Anzahl Werte 21 21 21 21 21 3
Standardabweichung 9,35 23,3 1,55 0,032 0,113 2,33
TP3 (Kessel 2)
Mittelwert 471 246 1 5 0 32
Anzahl Werte 15 15 15 15 15 3
Standardabweichung 128,3 8,13 0,84 0,25 0,05 7,51
Anlagen/Anhang
105
A 2.5 Gesamt-C-Emissionen
Abbildung A 2: Darstellung der Mittelwerte der Gesamt-C-Emissionen (Tor1 bis Tor3 = TP1 bis TP3)
Anlagen/Anhang
106
A 2.6 Analysedaten Feuerraumasche aus Kessel 1 (Volllast)
Tabelle A 4: Analysedaten Feuerraumasche aus Kessel 1 (Volllast)
Parameter Einheit HP1 TP3
Al mg/kg wf 6430 16600
Ba mg/kg wf 964 1680
Pb mg/kg wf n.n. 39
Ca mg/kg wf 204000 211000
Cr mg/kg wf 112 509,0
Fe mg/kg wf 12700 35100,0
K mg/kg wf 133000 116000
Cu mg/kg wf 305,0 828,0
Li mg/kg wf 10,8 78
Mg mg/kg wf 52000 35900
Mn mg/kg wf 20100 9640,00
Mo mg/kg wf 9,01 32,4
Na mg/kg wf 3820 16600
Ni mg/kg wf 73,4 79
P mg/kg wf 33300 21300
Si mg/kg wf 68400 152000
Tl mg/kg wf n.n. n.n.
Ti mg/kg wf 486 2480,00
Zn mg/kg wf 1070 355
As mg/kg wf 4,15 15,000
Hg mg/kg wf n.n. n.n.
Cl- mg/kg wf 6050 210
NO2- mg/kg wf 31,7 6
NO3- mg/kg wf 148 89
PO42- mg/kg wf 1,33 43
SO42- mg/kg wf 23500 25300
Anlagen/Anhang
107
A 2.7 Bilanzkenngrößen nach Methodenhandbuch
Tabelle A 5: Bilanzkenngrößen für den Burkhardt Holzvergaser nach Methodenhandbuch
Input Holzvergaser Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3
mBr Brennstoffmassenstrom kg/h 113 114 110 107
Hi,Br Brennstoffheizwert kJ/kg 17.320 20.280 20.520 21.920
PFW Brennstoffleistung / FWL kW 544 642 625 652
PBez, HV Bezugsleistung kW 5,2 5,2 5,2 5,2
Summe Input kW 549 647 630 657
Output Holzvergaser Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3
mGas Gasmassenstrom kg/h 297 332 328 322
Hi,Gas Gasheizwert kJ/kg 5.090 5.259 5.319 5.514
PGas Gasleistung kW 420 484 485 493
Pchem, Np chem. Leistung Bioenergieträger (Koks) kW 25,6 30,5 25,9 43,0
QN, HVW Wärmeleistung Heizwasser kW 82,0 84,1 81,6 80,7
QN, HVL Wärmeleistung Warmluft kW 11,0 11,2 10,9 10,3
PV, HV Verlustleistung kW 10,3 36,7 26,5 29,5
Summe Output kW 549 647 630 657
Input BHKW Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3
PGas Gasleistung kW 420 484 485 493
PBez, KM Bezugsleistung kW 2,4 2,4 2,4 2,4
Summe Input kW 422 487 487 496
Output BHKW Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3
Pel,KM Elektr. Nennleistung kW 165 179 176 182
QN, KM Wärmeleistung Heizwasser kW 190 206 202 209
PV, KM Verlustleistung kW 67 103 110 104
Summe Output kW 422 487 487 496
Prozessspezifische Kenngrößen Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3
ƞKg Kaltgaswirkungsgrad % 77,2 75,5 77,6 75,7
ƞel,KM elektr. Wirkungsgrad KM % 39,1 36,7 36,0 36,7
ƞth,KM therm. Wirkungsgrad KM % 45,0 42,2 41,5 42,3
ƞges, KM Gesamtwirkungsgrad KM % 84,1 78,9 77,5 79,0
Anlagen/Anhang
108
Allgemeine Kenngrößen Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3
ƞel,netto elektr. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 29,9 27,5 27,8 27,6
ƞchem,netto chem. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 4,6 4,7 4,1 6,5
ƞth,netto therm. Anlagenwirkungsgrad (netto) % 51,3 46,4 46,6 45,6
ƞges,netto Gesamtanlagenwirkungsgrad (netto) % 85,9 78,6 78,5 79,7
Massenbilanz Holzvergaser Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3
mBr Brennstoffmassenstrom kg/h 113 114 110 107
mLu Luftmassenstrom kg/h 185 210 215 207
mi,ges Summe Input kg/h 298 324 325 314
mGas Gasmassenstrom kg/h 297 332 328 322
mLuKok Koksmassenstrom kg/h 3,2 3,4 2,4 4,2
mo,ges Summe Output kg/h 300 335 331 326
- Differenz Input/Output kg/h -2,2 -11,1 -6,1 -12,2
- Differenz Input/Output i.B.z. Input % -0,74 -3,42 -1,89 -3,89
Gasparameter im feuchten Zustand Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3
CO Kohlenmonoxid Vol.-% 21,30 23,39 26,58 25,68
CO2 Kohlendioxid Vol.-% 9,30 6,68 6,65 6,41
H2 Wasserstoff Vol.-% 18,50 17,25 17,92 18,14
CH4 Methan Vol.-% 1,85 1,38 1,39 1,30
N2 Stickstoff Vol.-% 41,60 43,52 41,03 42,01
H2O Wasser Vol.-% 7,45 7,78 6,44 6,47
roh t Dichte trocken kg/m³ 1,078 1,078 1,072 1,068
roh f Dichte feucht kg/m³ 1,058 1,047 1,053 1,049
Hu,gasf Heizwert kJ/kg 5.090 5.259 5.319 5.514
kJ/Nm³ 5.380 5.587 5.665 5.837
Ho,gas Brennwert kJ/kg 5.495 5.677 5.742 5.952
kJ/Nm³ 5.808 6.031 6.115 6.301
Koksparameter Einheit Holzpellets A1 TP1 TP2 TP3
Hu,ko f Heizwert kJ/kg 28.800 28.800 28.800 28.800