Standesanalyse des Gasmotors im Vergleich zu den Zukunftstechniken

(Brennstoffzellen und Mikroturbine) bei der Nutzung von aus Biomasse gewonnenen

Kraftstoffen

Jenbacher AG

Dr. G.R. Herdin Einleitung Derzeit werden einige doch bedeutende Potenziale der Natur energetisch nicht genutzt und die Stromproduktion basiert auf den kostengünstigsten Energieträgern (meist Erdöl und Kohle). Dieser Ansatz führt zu gewaltigen Mengen an freigesetztem CO2, das von der Natur nicht mehr gebunden werden kann. Gemeinsam mit anderen CO2-Quellen resultiert daher ein CO2-Anstieg in der Atmosphäre. Im Sinne der Verantwortung für zukünftige Generationen müssen daher Maßnahmen zur Reduktion des CO2-Ausstoßes und der „Kreislaufwirtschaft“ gestartet werden. Von den Politikern wurden in mehreren Konferenzen (Rio, Kyoto und a.) Maßnahmenpakete geschnürt, die dem Anstieg der Treibhausgase entgegenwirken und auch zusätzliche wirtschaftliche Impulse setzen. Die energetische Umwandlung der in der Biomasse gespeicherten „Sonnenenergie“ kann durch mehrere Konzepte nach dem Aufschluß in einen gasförmigen Zustand erfolgen, diese sind: • Gasmotoren • Dampfprozesse inkl. ORC Prozess • Turbinen und • Brennstoffzellen Der Gasmotor hat bereits derzeit einen hohen Entwicklungsstand und kann bereits heute zur Wandlung der Bioenergie in Strom und Wärme eingesetzt werden. Die „neuen Techniken“ stehen im Mitbewerb zu den konventionellen Systemen und müssen sich noch durch entsprechende Entwicklungsarbeit und Erfahrungen beweisen. EU-Ziele bzw. Einhaltung der Kyoto-Ziele International gesehen ist zumindest auf dem Papier bereits einiges geschehen, um den Beitrag an „fossil“ erzeugtem CO2 einzuschränken. Heute gelten dazu die

Festlegungen, die in Kyoto (Japan) gemacht wurden. Die Zielwerte der CO2-Reduktion wurden durch die Konferenz sehr optimistisch angesetzt. Nach dem derzeitigen Kenntnisstand sind dazu die Ausschöpfung mehrerer Ressourcen, wie der vermehrte Einsatz der Kraft/Wärmekopplung, die Nutzung biogener Energieträger, vermehrter Einsatz der Wind- und Kleinwasserkraft sowie verschiedene Effektivitätsverbesserungen notwendig. Für die EU-Staaten wurde die Vorgehensweise im EU-Weißbuch „Energie für die Zukunft: Erneuerbare Energie“ festgelegt. Für Österreich hat man sich auf 4 % des angebotenen Stromes aus „biogenen Energieträgern (inkl. Wind)“ sowie 12 % aus Kleinwasserkraft bis zum Jahr 2007 geeinigt. Für die Jenbacher AG ist daher die intensive Beschäftigung mit dem Thema „Strom aus erneuerbaren Energieträgern“ ein sehr in die Zukunft reichendes Aufgabengebiet, wobei bereits auf jahrzehntelange Erfahrungen zurück-gegriffen werden kann. Potenziale in der Landwirtschaft Im Bereich der Landwirtschaft schlummern erhebliche Potenziale zur Erzeugung von Strom und Wärme aus Biomasse bzw. landwirtschaftlichen Reststoffen. In einer vom österr. BMfUJF veröffentlichten Studie (Stand E98) werden die grundsätzlichen Potenziale in der Landwirtschaft (Anaerobverklärung) bewertet und in einem Umsetzungsszenario die gewinnbare Arbeit in GWh/a errechnet. Das gezeigte Modell geht von vielen kleinen Anlagen (13.600 bis 46.000) aus, wobei der Wirkungsgrad (el.) für den heutigen Technologiestand eher als bescheiden einzustufen ist. Insgesamt könnten auf diese Weise 1.350 GWh/a erzeugt werden, ohne daß eine eigene Produktionslinie geschaffen werden mußte. Der Ansatz kann mit „jeder Bauer mit mehr als 20 GVE (Großvieheinheiten) hat sein eigenes BHKW“ bezeichnet werden. Dieser Lösungsweg ist nach unseren Erfahrungen als kritisch einzustufen, da der Anlagenbetreiber sich dann in vielen Technologiebereichen relativ gut auskennen muß. Ein spezieller Bereich stellt dabei die Biologie des Methanisierungsbehälters dar, wo im Speziellen auf die Population der Methanbakterien geachtet werden muß. Wird z.B. wegen eines Virusbefalles den Tieren ein erlaubtes Antibiotika verabreicht, so hat das nachhaltige Auswirkungen auf die Methanbakterienstämme (meist dramatische Reduktion). Vom Anlagenbetreuer muß dann der Prozess diesen Randbedingungen angepaßt werden, sonst kommt die gesamte Bakterienpopulation in Gefahr und im Klärbehälter befindet sich eine „tote Suppe“. Diese Umstände sind auch von Großanlagen städtischer Abwässer bekannt und die Betreiber haben gelernt, damit umzugehen. Jenbacher hat mit der motorischen Nutzung von Biogasen (international gesehen) langjährige Erfahrungen, die bereits auf die Siebzigerjahre zurückgehen. So wird z.B. in Dänemark die Gülle in relativ großen Anlagen (z.B. Thorsö 1,3 MW el.) seit Beginn der Neunzigerjahre zur Produktion von Strom und Wärme genützt. Die genannte Anlage verarbeitet die Gülle von 1.000 GVE und zusätzlich fraktionierten Biomüll und landwirtschaftliche Reststoffe. Bei diesen Anlagen, die über das Zusammenschließen mehrerer Bauern zustande kommen, ist die professionelle Betreuung immer sichergestellt und es kommt zu keinen größeren Betriebsstörungen. Neben Dänemark gibt es solche Anlagen auch in Schweden und seit neuestem auch in Deutschland. Das Zusammenschließen von mehreren „Rohstofflieferanten“ bezeichnen wir als den sogenannten „Dänischen Weg“ zur Gülle/Biomassenutzung. Durch diesen Ansatz ist es möglich, auch entsprechend optimierte Motoren einzusetzen, die dann aus dem zur Verfügung stehenden Biogas auch mehr Strom und somit mehr Ertrag erwirtschaften. So kann mit einem Gasmotor ab einer Leistung von 140 kW mit optimierter Verbrennung ein Wirkungsgrad von 37,5 %

erreicht werden. Mit dem Einsatz dieser Technologie kann aus dem selben Biomassepotenzial, wie vorher angeführt, ein Wert von 1.810 GWh/a erzeugt werden. Um dieses Ziel zu erreichen, sind ca. 1.000 Anlagen notwendig, die Summe der Installationsleistung beträgt rund 210 MW. Das Potenzial der Strom- und Wärmeproduktion könnte zusätzlich mit der Cofermentation von landwirtschaftlichen Abfällen, biologischen Reststoffen (Grüne Tonne) bzw. mit der gezielten Nutzung von Brach- oder Stilllegungsflächen erheblich verbessert werden. Mit dieser Technologie wird nicht nur der Biogasanfall vermehrt, sondern auch die Stabilität des Anaerobprozesses verbessert. Realistisch betrachtet beträgt dann das Potenzial ca. 3.000 GWh/a aus 1.300 Anlagen, durch den größeren anlagentechnischen Aufwand ist eine Mindestgröße der Anlage von ca. 250 kW el. installiert zweckmäßig. Als Installationsleistung kann nach diesem Ansatz 350 MW errechnet werden. Besonders zu erwähnen ist, daß diese Technik bekannt ist und praktisch kein technologisches Risiko besteht. Analyse der Biologie Für den nicht mit dem Thema direkt beschäftigten Interessenten besteht eine Vielzahl von verschiedenen Einheiten und Bezugsmaßen. Um die Sachlage zusätzlich zu verkomplizieren, sind auch die Biogaserträge von dem Rohstoff (Gülletyp, Grünschnitt bzw. speziell dem Fettgehalt) abhängig. Speziell im Fall der Gülle ist auch eine Abhängigkeit von dem Futter gegeben, so daß es für Planungsarbeiten zweckmäßig ist, von auf Erfahrungen gestützten Mittelwerten auszugehen. In Bild 1 ist dazu als Beispiel der spezifische Biogasertrag in m³/m³ Gülle bzw. der spezifische Biogasertrag in m³/Tonne Cofermentationsmaterial gezeigt. Die Unterschiede sind beachtlich und hängen im Wesentlichen wie bereits erwähnt von den Inhaltsstoffen ab.

Ertrag [m³Biogas/m³Gülle] Ertrag [m³Biogas/tEinsatz]

Rinder-gülle

Schweine-gülle

Geflügel Bioabfälle Altfett Grasschnitt0

10

20

30

40

50

60

70

0

100

200

300

400

500

600

700

Bild 1: Spezifische Biogaserträge von verschiedener Gülle bzw.

Cofermentationsstoffen Weitere Bezugsmaße sind die organische Trockensubstanz oTS oder nur die Trockensubstanz TS bzw. die Substratmasse. Typische Werte sind dazu im Bild 2 enthalten. Bei den Pflanzen, die für die Cofermentation genutzt werden, ist der Biogasertrag von den wesentlichen Bestandteilen wie den Kohlehydraten, den Fetten und dem Eiweißgehalt abhängig. Der theoretisch mögliche Methanertrag dazu ist in Bild 3 gezeigt.

0

300

600

900

1200

1500

0

50

100

150

200

250

Umsetzung derGesamtpflanze

Grasschnitt(nach Buswell)

Ölsaaten-rückstände

Methanertrag [m³/t oTS] m³ Biogas/t Substrat

480

< 800 125

200

Grasschnitt Ölsaat50% Fettanteil

Bild 2: Methanertrag bezogen auf oTS bzw. bezogen auf die Substratmasse

0

20

40

60

80

Kohlehydrate Fettanteil Eiweiß

27

72

42

Methanertrag [Gew.%]

Quelle: www.boxer99.de Bild 3: Methanertrag bezogen auf die Pflanzenbestandteile Ergebnisse einer ausgeführten Anlage "Salzburg Siggerwiesen" Im Land Salzburg (Siggerwiesen – Fa. Salzburger Abfallbeseitigungs GmbH.) wird parallel zur Deponieanlage eine Biomasseanlage nach dem "Dranco Verfahren" zur Biogasgewinnung eingesetzt. Es werden hier die kompostierbaren Abfälle von Salzburg und Umgebung verarbeitet. Der Gasanfall sowie die Gasqualität hängen in diesem Fall neben den oben angeführten Parametern auch von der Anlieferung der Biomasse und der dadurch möglichen Betriebsweise ab. Das Bild 4 zeigt dazu den Gasanfall während der KW 10/2001. Im Bild 5 ist neben dem Gasanfall auch die Schwankungsbreite des Methangehaltes über 24 Stunden zu sehen. Für den Gasmotor sind diese Schwankungen von Heizwert bzw. Gasmenge während des Betriebes des Motors kein Problem. Startschwierigkeiten können jedoch bei großen Heizwertunterschieden auftreten, da die Einstellung des Kraftstoff/Luftverhältnisses für den Neustart auf eine mittlere Gasqualität erfolgt. Eine Abhilfe für dieses mögliche Problem ist die Messung des aktuellen Methangehaltes und eine dadurch korrigierte Einstellung des Gasmischers gegeben. Um bei der Verpflichtung von Wärmelieferungen an kommunale Netze keine Probleme zu bekommen, gibt es ausgeführte Anlagen, wo bei Bedarf dem Biogas auch Erdgas zugemischt wird (z.B. Thorso Mix – Dänemark).

0

200

400

600

800

Mo Di Mi Do Fr Sa So

m³ / h

QUELLE: Salzburger Abfallbeseitigung

Bild 4: Gasanfall in KW 10/2001 der Biogasanlage Salzburg Siggerwiesen

0

200

400

600

800

1 6 11 16 21

m³/h

48

50

52

54

56

1 6 11 16 21

CH4 [%]MethangehaltGaslieferung

QUELLE: Salzburger Abfallbeseitigung

Bild 5: Gasqualität und Gasmenge im Tagesverlauf Als weitere Zukunftstechnologie kann die Vergasung der Biomasse eingestuft werden. Auch in diesem Bereich sind die Potenziale erheblich. Werden die Potenziale von bestehenden Biomasseheizwerken auch zur Stromproduktion genutzt, so wären aus ca. 1.000 Anlagen (mittlere Anlagengröße 2 MW therm.) 2.100 GWh/a generierbar. Als nachteilig ist anzumerken, daß diese Anlagen sinnvoll nur in der Heizsaison (rund 3.500 Betriebsstunden/a) betrieben werden können. In wenigen Fällen besteht auch im Sommer ein Wärmebedarf und damit eine ausreichende Nutzungsdauer für das Investment. Im Fall von gezielter Nutzung des Rohstoffes Holz und einer intensiven Bewirtschaftung kann ein Mehrfaches der oben genannten Jahresarbeit als hochwertiger Strom produziert werden. Das Bild 6 zeigt den Vergleich verschiedener Techniken, um aus fester Biomasse Strom zu generieren. Die besten Verstromungswirkungsgrade sind bei der Vergasung mit anschließender motorischer Nutzung des Holzgases erzielbar. Andere Techniken, wie die eines relativ kleinen Dampfprozesses mit Dampfturbine sowie auch die ORC (Organic Rankine Cycle) Technologie, erreichen bei weitem nicht die durch den Motor erzielten Werte.

! !

8 13 18 23 28 3350

60

70

80

90

100

ORC – Prozess4,5 MW BWL

Dampfprozess Turbine5,2 MW BWL

Holzvergasung mit Gasmotor

2-3 MW BWL

elektrischer Netto-Anlagenwirkungsgrad [%]

Gesamtnutzungsgrad elektr.+ therm. [%]

Quelle: EVN

Bild 6: Vergleich verschiedener Technologien zur Verstromung von Biomasse Motorische Nutzung des Biogases Das von der Methanisierungsanlage kommende Biogas besteht im Wesentlichen aus einer Mischung von Methan (ca. 40 bis max. 65 %) und dem Rest als CO2. Aus Sicht der innermotorischen Verbrennung ist dieser Kraftstoff sehr gut für den Motor geeignet. Dennoch muß auf einige Eigenheiten des Biogases geachtet werden, besondere Beachtung ist den Spurenstoffen - im speziellem dem H2S - zu widmen. Im Fall der Mitverarbeitung von industriellen Biomasseabfällen bei der Cofermentation können weitere Stoffe (Phosphorverbindungen, Siloxane u.a.) in das Biogas gelangen und möglicherweise Probleme bei den Motoren oder im Abgassystem verursachen. Ebenso ist auf die Feuchtigkeit zu achten. Jenbacher kann durch die langjährige Beschäftigung mit diesem Gastyp (mehr als 600 Biogasmotoren mit einer mittleren Leistung von ca. 700 kW wurden verkauft) auf einen entsprechenden Erfahrungsschatz zurückgreifen. Gasottomotor Aus heutiger Sicht ist der Gasottomotor für den Einsatz mit Biogas sehr weit entwickelt und kann es auch betreffend der erreichbaren Wirkungsgrade leicht mit dem Dieselmotor aufnehmen. Das Konzept ist schematisch in Bild 7 dargestellt. Primär wird bei dem Ottomotor das zündfähige Gemisch vor dem Zylinder hergestellt (Gasmischer) und dann im Brennraum mittels der Zündkerze gezündet (sog. Fremdzündung). Zur Einhaltung der NOx-Emissionen nach dem Stand der TA-Luft wird der Motor bei Luft/Kraftstoffverhältnissen (Lambda) über 1,65 betrieben. Um trotz des Luftüberschusses auch eine entsprechende Leistungsdichte zu bekommen, werden diese Motoren mit Hilfe eines Turboladers aufgeladen. Nach dem Verdichter ist üblicherweise ein Gemischkühler angeordnet. Das wesentliche Merkmal ist, daß die Lastregelung über eine Drosselklappe erfolgt.

Turbine

VerdichterGas

Luft

Drosselklappe

Zünd-Box

Gemischkühler

Motor

Bild 7: Schema Gasottomotor (aufgeladen) Das Bild 8 zeigt die Wärmebilanz eines speziell auf Biogas optimierten Gasmotors unseres Types J 208 GS. Bei einem Mitteldruck von 16,5 bar wird ein Wirkungsgrad von 39 % (mech.) erreicht, seitens der Wärmenutzung können nochmals ca. 50 % energetisch auf einem Temperaturniveau von 90 °C angeboten werden.

Abgas

Gemischkühler

Rest

Mechanisch

Kühlwasser

Ölkühler

J 208 V21

39,0%

13,3%

4,4%

31,6%

7,3%

4,4%

Bild 8: Wärmebilanz des Gasmotors J 208 GS Die charakteristischen Verläufe der NOx-, CO- und der HC-Emissionen sind im Bild 9 für Erdgas gezeigt. Die Magermotoren werden je nach dem Verbrennungskonzept im Lambda Bereich von 1,6 bis 2,1 (als Vorkammermotor) betrieben. Im Fall des Biogases verlagert sich bei gleichen NOx-Werten der Betriebspunkt geringfügig zur „fetteren“ Seite. Der Einsatz von Motoren mit stöchiometrischer Verbrennung (Lambda = 1) ist für Biogase auf Grund der in den Gasen enthaltenen Katalysatorgifte nicht möglich. Im Fall der Verwendung von Holzgas (Gemisch aus H2, CO und kleinen Anteilen an Methan) sieht das Bild 9 ähnlich aus, die Verläufe der CO-Emissionen liegen aber deutlich über der Kurve für Erdgas.

0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8Lambda [ ]

0100020003000400050006000700080009000

1000011000

NO

x, C

O, T

HC

[mg/

Nm

³] NOx

CO

THC

stöchiom. Motor Magermotor

Bild 9: Typische Verläufe der Emissionen (NOx, CO und HC) über Lambda Dieselmotor Neben den Ottomotoren gibt es den Dieselmotor, der für seine hohe Wirtschaftlichkeit bekannt ist. Das Hauptargument für den Fahrzeugeinsatz (speziell dem Nutzfahrzeug) ist das sehr gute Teillastverhalten des Dieselmotors, da er konzeptbedingt ohne Drosselverluste arbeitet. Weiters sprechen auch thermodynamische Aspekte für den hohen Umsetzungswirkungsgrad beim Dieselmotor (hohes Verdichtungsverhältnis). Die für den Entwicklungsingenieur ausschöpfbaren Wirkungsgradpotenziale des Ottomotors sind für den Vollastbereich praktisch gleichwertig dem des Dieselmotors. Das Bild 10 zeigt dazu den letzten Stand der Entwicklungsarbeiten eines neuen Motors der Jenbacher AG mit der Bezeichnung HEC (High Efficiency Concept). Es ist festzustellen, daß dieser neue Gasottomotor betreffend des spezifischen Kraftstoffverbrauches (MJ/kWh) gleich bis besser ist als alle derzeit am Markt befindlichen Dieselmotoren.

1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800Leistung [kW]

30

35

40

45

50mech. Wirkungsgrad [%]

Stand: 3/2000

HEC8,18 MJ/kWh Diesel

8,41 MJ/kWhDiesel 8,71 MJ/kWh

9,11 MJ/kWh

9,44 MJ/kWh9,42 MJ/kWh

8,65 MJ/kWh

Bild 10: Vergleich des spezifischen Kraftstoffverbrauches Dieselmotoren/Ottomotoren

Aus Sicht der Beeinträchtigung der Umwelt ist der Gasmotor dem Dieselmotor (heutiger Entwicklungsstand) weit überlegen. Im Fall von einer für den Wirkungsgrad optimalen Einstellung betragen die NOx-Emissionen des Gasmotors lediglich 20 % von den derzeit bestmöglichen Emissionswerten des Dieselmotors, als Potential sind 10 % mit reduziertem Wirkungsgrad derzeit ohne Abgasnachbehandlung darstellbar. Zusätzlich emitiert der Dieselmotor Partikel (Ruß), die dann bei der Einstufung als Stationärmotor als Staub bewertet werden. Das Bild 11 zeigt den Stand der Emissionen bei den Dieselmotoren nach dem derzeit noch gültigen TA-Luft Reglement. Bei der singulären Betrachtung der HC-Emissionen hat der Dieselmotor Vorteile, die bei dem Gasmotor mit Hilfe eines Oxidationskatalysators ausgeglichen werden müssen. Die CO-Emissionen des Dieselmotors sind geringfügig höher als die Rohemissionen eines wirkungsgradoptimierten Gasmotors. Für Biogase wird der Katalysatoreinsatz jedoch durch mögliche Katalysatorgifte eingeschränkt.

0

500

1000

1500

2000

2500

0

50

100

150

200

250NOx [mg/Nm³] Staub [mg/Nm³]

2000

1700

130

5030

TALalt EURO II EURO III TALalt EURO II EURO III

2400

Quelle: MTU

TALneugeplant

TALneugeplant 20mg

Bild 11: Grenzwertevergleich TA-Luft/EURO für Dieselmotoren Dieselzündstrahlmotor Für die Nutzung von Biogas wird neuerdings auch das sehr „betagte“ Dieselzündstrahlkonzept (Bild 12) auch für relativ kleine Motoren propagiert. Für den Motorfachmann ist dieses Konzept eine zweckmäßige Alternative bei schlecht entflammbaren Gasgemischen sowie für den Alternativbetrieb mit zwei Kraftstoffen (Notstrombetrieb). Biogase von korrekt arbeitenden Biogasanlagen sind bei Methangehalten oberhalb von 40 % sehr gut für den „Ottogasmotor“ nutzbar und haben keine Einschränkungen. Bei den NOx-Emissionen ist dieses Konzept dem Ottogasmotor immer unterlegen und hat auch eine erhebliche Partikelemission. Neue Entwicklungen im Bereich der durch einen Dieselstrahl ausgelösten Fremdzündung (Einspritzmenge kleiner 1 % energetisch) werden für Zylinderleistungen von erheblich über 100 kW analysiert und könnten in den nächsten Jahren auch eine Serienreife für größere Stückzahlen erlangen. Dieser Zündungstyp ist jedoch mit dem am Biogasmarkt erhältlichen Konzept nicht vergleichbar, hier wird von den Anbietern meist nur eine andere Einspritzdüse (reduzierte Spritzquerschnitte) verbaut, um „etwas“ bessere Bedingungen für die Zündungseinleitung herzustellen (siehe Versuche TU München MAN 24/30).

Turbine

Motor

Verdichter

Gasmassensteller

Luft

Einspritzpumpe

Gemischkühler

Bild 12: Diesel-Zündstrahlkonzept Am Markt angebotene Biogas-Zündstrahlmotoren Für den Motorenfachmann ist die Analyse des Regelungskonzeptes der am Biogasmarkt angebotenen Aggregate ein entscheidendes Kriterium, um die Potenziale dieser Konzepte bewerten zu können. Von mehreren Anbietern wurden dazu diverse Prospekte bzw. veröffentlichte Dokumentationen analysiert und eigenen Messungen sowie zugänglichen Daten gegenübergestellt. Das Biogas wird grundsätzlich der Ansaugluft mit Hilfe eines Steuerorganes zugemischt und mitverbrannt. Als Lastregelungen der Biogas-Zündstrahlmotoren werden zwei verschiedene Konzepte eingesetzt. 1. Gasmengengesteuerter Betrieb – hier erfolgt die Lastregelung über die

Gasregelstrecke, d.h. der Motor arbeitet bei konstanter Dieselmenge und variablem Gasanteil mit daraus resultierendem variablem Lambda (Motor hat keine Drosselklappe). Für bestimmte Lastbereiche läßt sich der Motor bei konstanter Biogasqualität sicher gut einstellen, bei aufgeladenen Motoren hilft auch die Charakteristik der Aufladegruppe, stabile Verhältnisse herzustellen. Im unteren Lastbereich ist dieses Verbrennungskonzept als kritisch zu bewerten.

2. Regelung auf konstante Leistung – hier erfolgt bei fehlender Gasmenge die

Kompensation des energetischen Anteiles durch Dieselkraftstoff. Für den Insel- und Notstrombetrieb werden der alleinige Betrieb mit Dieselkraftstoff angeboten. Wegen der anderen Düsenkonfiguration meist jedoch nur 2/3 der Nennleistung. So verwendet die Fa. Dreyer & Bosse z.B. für ihr 250 kW Aggregat einen Motor des Types Deutz BF 8 M 1015 C. Für den Dieselbetrieb wird eine Leistung von 303 kW bzw. für den Biogasbetrieb eine Leistung von 250 kW angegeben. Die Wirkungsgrade (mech.) liegen dann für den Dieselbetrieb bei 41,15 und für den Biogasbetrieb bei 37,6 % (Bild 13).

0

100

200

300

400

0

10

20

30

40

Dieselbetrieb[pe=15,8bar]

Biogasbetrieb[pe=13,03bar]

Dieselbetrieb Biogasbetrieb

303

250

41,15

37,6

Pel [kW] Wirkungsgradmech [%]

Verbrauch: Werksangabe Deutz

Bild 13: Vergleich Leistung und Wirkungsgrad Diesel-/Zündstrahlbetrieb (Fa. Dreyer & Bosse)

In den Unterlagen sind für den erwähnten Motor zwei verschiedene Leistungen und auch zwei verschiedene Zündstrahlanteile angegeben. Im Fall der kleineren Leistung wird ein energetischer Anteil von ca. 15 % ausgewiesen (Bild 14), der aus Sicht der Verbrennung zu einem sicheren Betrieb der Anlage führen sollte.

0

100

200

300

400

500

600

0

5

10

15

20

25

30

Biogas Diesel Dieselanteil

Qzu [kWh] Qzu /Diesel [%]

487,5

90

15,6

Leistung: 220 kWel

Bild 14: Energetische Aufteilung Biogas/Diesel im Fall der 220 kW Anlage (Fa. Dreyer & Bosse)

Verfügbare Daten eines Motors der schweren Nutzfahrzeugklasse (Dieselbetrieb) betreffend des Lambdas und der Schwärzungszahl (Bosch) sind im Bild 15 gezeigt. Der Motor hat einen hohen Entwicklungsstand bei den Emissionen (EURO II) und weist in weiten Bereichen niedrige Schwärzungszahlen mit Werten unter 0,5 auf. Im Volllastpunkt beträgt das Lambda 1,8 und nimmt naturgemäß mit kleineren Mitteldrücken zu, Lambda 3 wird bei einem Mitteldruck von 4 bar erreicht. Sollte dieser Motor im Zündstrahl-Biogasbetrieb betrieben werden, so wäre die Einspritzmenge 33 mm³ pro Arbeitstakt.

0 2 4 6 8 10 12 14 160

1

2

3

4

5

6

7

Mitteldruck [bar]

[ ], [Bosch]

λ

theoretischer Auslegepunktf. Zündstrahl 33 mm³/Takt SZ

Bild 15: Lambdaverlauf und Schwärzungszahl eines Nfz. Motors Alle Dieselmotoren haben gegenüber den Gasottomotoren den Ruß als zusätzliche Emissionskomponente. Der Ruß bildet sich dabei durch die heterogene Verbrennung in den sehr fetten Zonen der Flamme. Im Laufe des Verbrennungsvorganges wird der größte Teil wieder oxidiert und im Abgas ist nur ein relativ kleiner Teil des ursprünglich gebildeten Rußes zu messen. Die TA-Luft beschränkt auch die Staubemissionen (Ruß) der Motoren mit 20 mg/Nm³. Prinzipiell lassen sich die Schwärzungszahlen auch in Staubwerte umrechnen (vereinfacht), eine solche Korrelation zeigt das Bild 16. Im Fall von großen Zündstrahldieselmotoren (z.B. 2 MW Klasse) steigen die Rußwerte im Vollastbetrieb auf ca. 0,5 bis 0,6 Boscheinheiten an. Diese Menge ist ausreichend klein, um sie optisch nicht wahrzunehmen. Bei Bewertung des Rußes als Staub in mg/Nm³ wird der Grenzwert nur knapp erreicht bzw. überschritten. Um dieses Emissionsniveau zu halten, ist ein korrekt eingestellter Motor notwendig. Bei zu großen Abweichungen kann sich der Staubwert auch mehr als verdoppeln. Das gilt auch für Serviceprobleme im Bereich der Einspritzdüsen.

0 0,5 1 1,5 2 2,50

20

40

60

80

100

Quelle: MAN (5%O2)

Staub [mg/Nm³]

SZ [Bosch]

Bild 16: Korrelation Schwärzungsgrad zu Staub

Brenneigenschaften der Gase Neben dem Heizwert, der Methanzahl und den Zündgrenzen gibt es noch zwei wesentliche Kriterien der Bewertung von Gasen für die motorische Nutzung, die laminare Flammengeschwindigkeit und der Gemischheizwert. Eine sehr wichtige Information erhält man durch die laminare Flammengeschwindigkeit. Diese Kennzahl gibt an, wie schnell sich die Flamme bei laminaren Strömungsverhältnissen ausbreitet. Charakteristisch ist, daß jedes brennbare Gas eine mit zunehmendem Lambda abnehmende laminare Flammengeschwindigkeit hat. Ab einer Größe von ca. 5 cm/sec. erlischt die Flamme bzw. kann durch einen Funken nicht mehr ge-zündet werden. Das Bild 17 zeigt die Situation im Fall von verschiedenen Biogasen, zum Vergleich ist die lam. Flammengeschwindigkeit von Methan angezeigt. Sehr gute Biogase haben einen CH4-Anteil von 65 % (Rest CO2), bei schlechten Qualitäten sinkt der Anteil auf etwa 40 %, im Fall von biologischen Störungen kann der Methananteil auch kleiner sein. Wie ebenso dem Bild 17 zu entnehmen ist, liegt die Gasqualität mit 40 % knapp am Limit der Verwendbarkeit in einem Gasmotor. Insbesondere ist zur Nutzung des Gases das Lambda gezielt anzupassen.

1 1,2 1,4 1,6 1,8 20

10

20

30

40

lam. Flammengeschwindigkeit [cm/sec]

Lambda

CH4

65%CH4 + 35%CO2

40%CH4 + 60%CO2

35%CH4 + 65%CO2 Limit

Bild 17: Laminare Flammengeschwindigkeiten von verschiedenen Biogasqualitäten Das zweite wesentliche Kriterium ist der Gemischheizwert (kWh/Nm³), der sich aus dem Verhältnis der Verbrennungsluft zum Gas ergibt. Im Bild 18 sind die Verhältnisse von hochwertigem zu schlechtem Biogas bei stöchiometrischer Verbrennung gezeigt.

6,47

3,98

6,16

3,810,899

0,829

Hu [kWh/Nm³] Lmin[m³Luft/m³Gas]

Gemischheizwertstöchiom. [kWh/Nm³]

Biogas 65% CH4/35% CO2Biogas 40% CH4/60% CO2

Bild 18: Gemischheizwert von verschiedenen Biogasqualitäten

Für den Zündstrahlmotor bedeutet dieser Zusammenhang, daß bei schlechterer Gasqualität die Regelung eine automatische Anfettung des Gemisches durchführt und höhere NOx- und Rußemissionen daraus resultieren. Durch die im Vergleich zur Funkenzündung hohe Zündenergie der Dieselflamme, ca. 4500 mal höher, verschiebt sich die Magergrenze zu höherem Lambda. Zusätzlich sind die höheren Temperaturen in der Nähe der Flammenkeule im Fall des Zündstrahlmotors für die sichere Entflammung des Gemisches vorteilhaft. Dennoch gibt es einen Grenzbereich, wo die Flamme im Brennraum erlischt. Untersuchungen an einem Jenbacher Motor des Types der Serie 3 zeigen eine Grenze im Bereich von Lambda 3 im Fall von Erdgas (Bild 19). Der Anteil an unverbranntem Methan beträgt bei diesem Lambda bereits 70 %. Als sinnvolle Grenze sollte ein Lambda von 2,3 bei Erdgas nicht überschritten werden, da die energetische Kraftstoffumsetzung bei höherem Lambda unzureichend ist. Für CH4/CO2-Gemische, wie es bei den Biogasen der Fall ist, liegt diese Grenze je nach Qualität entsprechend bei fetteren Gemischen. Ebenso sind im Bild 19 die typischen HC-Werte eines Dieselmotors (in ppm) sowie die Anteile an unverbranntem HC (% Qzu) eines Gasottomotors eingetragen.

1 2 3 4 50

10

20

30

40

50

60

70

0

10

20

30

40

50

60

70HC-Emission [*1000 ppm]

Lambda [ ]

unverbrannt in % von Qzu

Zündstrahlmotor

HC in ppm Zündstrahlmotor

HC Dieselmotor (Niveau zwischen 450 und 250 ppm)

Gasmotorin % Qzu1,5-2%

Quelle: J 316; ε=14, T2´=70°C

unverbrannt Qzu [%]

Bild 19: Ausbrandverhalten bei dem Zündstrahlmotor Je nach eingestelltem Lambda und damit NOx-Emissionen ergibt sich beim Zündstrahlmotor ein bestimmter Kraftstoffverbrauch und damit Wirkungsgrad. Die spez. Kraftstoffverbräuche des Basismotors Deutz BF 1015 V8 sind dazu den rückgerechneten Verbräuchen (Biogas plus Zündstrahlanteil), energetisch bezogen auf die Werte des Zündstrahlmotors, im Bild 20 gegenübergestellt. Konzeptbedingt weitet sich die Spanne der spezifischen Verbräuche bei Teillast auf, im unteren Teillastbereich wird durch das sich vergrößernde Lambda die Flammengeschwindigkeit reduziert und erreicht bei Lasten unter 25 % die Magerzündgrenze, die auch durch den hohen Energieinhalt des Zündstrahles nicht kompensiert werden kann, d.h., der Zündstrahlmotor arbeitet in diesem Fall unbemerkt als Dieselmotor. Die Anteile an unverbranntem Biogas und zusätzlich an teilweise oxidiertem Methan zu CO sind dann entsprechend groß und können nicht mit dem Stand der Technik in Einklang gebracht werden.

0 2 4 6 8 10 12 14 16150

200

250

300

350

400

Mitteldruck [bar]

spez. Kraftstoffverbrauch [g/kWh]

Dieselbetrieb

Dieselzündstrahlbetrieboptimale Verhältnisse

Bild 20: Verbrennungsanalyse des spez. Kraftstoffverbrauches

Diesel-/Zündstrahlmotor Ein optimierter Gasmotor ist daher durch die bessere Verbrennung (Kraftstoffausnutzung), speziell im Teillastbereich dem Zündstrahlmotor überlegen und das trotz der Drosselverluste. Den Vergleich dazu zeigt das Bild 21, d.h. auch bei geringen Lasten ist kein Vorteil für das Zündstrahlkonzept festzustellen.

"

"

"

20 40 60 80 10020

25

30

35

40

Last [%]

Wirkungsgrad [%]

Gasmotor

Zündstrahlmotor

Bild 21: Vergleich der Wirkungsgrade Gasmotor/Zündstrahlmotor Untersuchungen zur Technologie der Dieselzündung von verschiedenen Gasen werden derzeit auch an der TU München im Rahmen eins FVV-Forschungsvorhabens für größere Zylindereinheiten durchgeführt. Die Arbeiten erfolgen auf einem 1 Zyl. Forschungsmotor der MAN Baureihe 24/30. Neben den vorher ausgeführten Einflüssen sind noch weitere Parameter bei der Zündstrahltechnologie zu beachten. Im Bild 22 ist dazu der Einfluß des Einspritzdruckes und der Einfluß einer durch eine höhere Ladungsbewegung (Drall) verbesserten Verbrennung dargestellt. Der bescheidene Einspritzdruck von 300 bar hat einen geringeren Wirkungsgrad und auch niedrigere NOx- Emissionen zur Folge. Höhere Einspritzdrücke (800 bar) verbessern die Verbrennung und heben aber auch die NOx-Emissionen an. Weiters wird die Magergrenze bei geringen Einspritzdrücken früher erreicht als es bei der optimierten Verbrennung unter der Mithilfe eines höheren Einspritzdruckes der Fall ist. Einige Hersteller von Biogaszündstrahlaggregaten reagieren auf diese Effekte durch kleinere Düsenquerschnitte und dadurch reduzierte Nennleistung im Diesel-Notstrombetrieb.

1,7 1,8 1,85 1,9 2,1 2,2 2,620

25

30

35

40

0

500

1000

1500

2000

Lambda [ ]

ηη

NOx

NOx

Einspritzdruck 300bar

Einspritzdruck 800 bar+opt. Verbr.

Wirkungsgrad [%] NOx-Emissionen [ppm]

Quelle: LVK München 2001 Bild 22: Analyse Zündstrahlmotor MAN 24/30 Einfluß des Einspritzdruckes auf die Verbrennung im Zündstrahlbetrieb Bei den Dieselmotoren ist die NOx-Bildung wesentlich auch von dem Einspritzzeitpunkt (Start der Verbrennung) und von der Temperatur der Ansaugluft abhängig. Diese Randbedingungen haben auch im Zündstrahlbetrieb großen Einfluß. Das Bild 23 zeigt dazu die Situation bei dem großen Forschungsmotor der TU München. Eine verspätete Einleitung der Verbrennung führt zu einer deutlichen NOx-Reduktion, der Anteil an unverbranntem Methan steigt jedoch an.

330 340 3500

500

1000

1500

2000

Einspritzbeginn – [°kW]

Emissionen NOx/HC [ppm]

NOx

HC

Quelle: LVK München 2001 Bild 23: Einfluß des Einspritzzeitpunktes auf die NOx und HC Emissionen Probleme durch die „rußende“ Verbrennung des Zündstrahlmotors Sinngemäß soll die Energie, die im Biogas enthalten ist, so effizient als möglich genutzt werden. Die Technologie der Kraft/Wärmekopplung (BHKW) ist daher der bestmögliche Ansatz, da neben der Produktion von Strom auch die anfallende Wärme genutzt wird. Von Diesel-BHKW´s ist bekannt, daß durch den Ruß der Wärmeübergang im Abhitzekessel gestört wird. Dieser Effekt tritt ebenso auch bei den Biogaszündstrahlmotoren auf. Das Bild 24 zeigt dazu die Temperaturverläufe der Abgastemperatur nach dem Abhitzekessel eines Zündstrahlaggregates im Vergleich

zu einem Biogasottomotor. Nach einer Betriebszeit von 1000 Stunden ist die Abgastemperatur bei dem Zündstrahlmotor um 120 °C angestiegen, der Biogasmotor hat ebenso einen kleinen Anstieg (20 °C durch an den Rohren anhaftende Aschen). Um nicht einen zu großen Wärmeverlust bei dem Zündstrahlaggregat in Kauf nehmen zu müssen, sollte der Abhitzekessel daher in relativ kurzen Abständen gereinigt werden.

"

"

0 200 400 600 800 1000100

140

180

220

Laufzeit [h]

T [°C]

Dieselzündstrahlmotor(Wärmeübergang durch

Ruß reduziert)

Otto Gasmotor

Bild 24: Wärmerückgewinnung aus dem Abgas Weitere durch die Rußemission des Zündstrahlmotors ausgelöste Probleme Wie bereits berichtet emitiert der Zündstrahlmotor auch bei bestmöglicher Einstellung Ruß. Je nach Gasmengenanfall und Gasqualität können die Rußemissionen von dem Bestwert aus ansteigen. Je nach Aufstellungsart und Anordnung der Luftfilter können dadurch entsprechende Probleme verursacht werden. Das Bild 25 zeigt dazu einen Luftfilter eines Motors, der durch den emitierten Ruß hoch belastet wird. Für den Zündstrahlmotor bedeutet diese Beeinträchtigung einen kleineren Luftdurchsatz und eine daraus folgende Anfettung des Gemisches mit zusätzlich höheren NOx- und Rußemissionen.

Bild 25: Rußprobleme an einem Luftfilter

Dieser Effekt wird durch ein bei dem Nfz. Dieselmotoren verwendetes Schiebestück (Bild 26) in der Abgasleitung vor dem Turbolader verursacht. Die Abdichtung gegen den Abgasdruck erfolgt über Kolbenringe oder einen Pressring. Diese Abdichtungsart ist nicht gasdicht und im Fall der Zündstrahltechnik meist die Hauptursache der Verschmutzung von Gebäuden und diversen im Raum verbauten Bauteilen.

Bild 26: Typische Leckagestelle bei Nfz. Motoren Probleme im Ölhaushalt durch den Betrieb mit H2S-reichem Biogas Bei dem Klärprozess von Biomasse entstehen abhängig vom Rohstoff auch S-haltige Spurengase (wie z.B. H2S). Bei der Verbrennung entstehen dann Zwischenprodukte (SO2, SO3) die vom Motoröl neutralisiert werden. Als Kenngrößen des Ölzustandes werden die TAN (Total Acid Number) bzw. die TBN (Total Base Number) verwendet. Das Bild 27 zeigt dazu den Abfall der TBN (Total Base Number) bzw. den gleichzeitigen Anstieg der TAN wie es in der Praxis bei Biogasanlagen vorkommt. Je nach dem Gehalt von H2S im Biogas ergeben sich gemeinsam mit der vorhandenen Ölmenge maximal mögliche Laufzeiten, bevor das Öl gewechselt werden muß. Bei einem Überschreiten des erlaubten Wertes der TAN von 80 % der noch vorhandenen TBN wirkt das Motoröl als Säure und beginnt, diverse Bauteile aufzulösen. Besonders kritisch sind Cu-haltige Werkstoffe, wie z.B. die Pleuelbüchse (Bild 28). Insbesonders bei kleinen Biogasanlagen ist daher der Kostenfaktor der Ölanalytik nicht zu unterschätzen und kann die Wirtschaftlichkeit nachhaltig beeinflussen.

0

2

4

6

8

10TAN, TBN [mgKOH/g]

TBN

TAN

Betriebsstunden [h]

Bild 27: Situation der TBN und der TAN bei Sauergasen

Bild 28: Säureangriff auf ein Lager Brennstoffzellen Die Proponenten der Brennstoffzellen aller bekannten Typen haben den Markt der dezentralen Strom- und Wärmeproduktion erkannt und versuchen, ebenso an diesem Markt teilzuhaben. Grundsätzlich können die Brennstoffzellen in zwei Basistypen eingeteilt werden. Es sind dies die Niedertemperatur- bzw. die Hochtemperaturtypen. Die Tabelle 1 zeigt dazu die verschiedenen derzeit bekannten Typen. Alle Brennstoffzellen im Niedertemperaturbereich benötigen im Fall von nicht vorhandenem Wasserstoff einen vorgeschalteten Reformer, um den erforderlichen Wasserstoff zu erzeugen. Die Hochtemperaturbrennstoffzellentypen können z.B. das Erdgas direkt im Stack reformieren und haben daher ein hohes Wirkungsgrad-potenzial (siehe Tabelle 1).

AFC PAFC PEMFC MCFC SOFC Fuel Cell Types

Alkaline Fuel Cell

Phosphoric Acid Fuel Cell

Proton-Exchange Membrane Fuel Cell

Molten Carbonate Fuel Cell

Solide Oxide Fuel Cell

Operation Temperature

< 100° C 200 - 220° C 60 - 20° C 600 - 650° C 800 - 1000°C

Efficiency > 70 % 40 % > 40% H2-fuel

40 % > 40% H2-fuel

> 60 % (expected)

70% (exp.)

Start Up slow slow fast slow slow

Load Changing

slow quick fast quick quick

Tabelle 1: Grundtypen der Brennstoffzellen Für den Bereich der BHKW's muß daher der für ein Projekt vorgesehene Brennstoffzellentyp genau analysiert werden, ob diese Technologie überhaupt Sinn macht oder ob es sich nur um einen Nachweis einer Darstellung eines Anwendungsfalles handelt. Dies gilt speziell auch für den vorgesehenen Typ des zu nutzenden Gases. Dazu gibt es aus Sicht des Motorherstellers mehrere wichtige Vergleichsargumente:

1. Vergleich spezifischer Kosten (Bild 29): Am Markt gibt es derzeit nur eine verfügbare (kommerzielle) Brennstoffzelle des Types PAFC von Firma Onsi. Die spezifischen Kosten dieses Brennstoffzellentyps sind etwa 10 mal so groß wie von vergleichbaren Gasmotoren (Vergleich Gesamtsystem). D.h., für eine marktfähige Umsetzung müßte eine Förderung von 90% ausgesprochen werden, um mit einem Gasmotor konkurrieren zu können. Andere Brennstoffzellentypen befinden sich erst im Laborstadium und sind für kommerzielle Anlagen derzeit nicht verfügbar.

2. Vergleich spezifisches Gewicht (Bild 29): Das spezifische Gewicht einer Brennstoffzelleneinheit (z.B.für Biogas) liegt ebenfalls weit über dem der Gasmotoreneinheit, so daß deutlich höhere Sekundärkosten für Fundamentierung, Transport und Sonstiges angesetzt werden müssen. Im Vergleich beträgt das spezifische Gewicht etwa 7 mal soviel wie das des Ottomotors.

spec. costs [DM/kWel]

0

200040006000

80001000012000

spec. weight[kg/kWel]

11.00090

1.200 13

specific costs spezific weightPAFC

bio gas 200kWONSI

PAFCbio gas 200kW

ONSI

gas enginebio gas 200kW

gas enginebio gas 200kW

source: faircolon – sewage gas FC – Köln Rodenkirchen

0204060

80

100120

Bild 29: Vergleich von spez. Gewicht und spez. Kosten Das DOE hat anläßlich der Brennstoffzellen Tagung in Graz auch einige Zahlen für den PEM Typ veröffentlicht. Das Bild 30 zeigt dazu die Kostensituation mit dem Ansatz einer für die Fahrzeuge angenommenen Massenherstellung der PEMFC.

0

50

100

150

200

250

300

2000 2000 2004 2008

costs [$/kW]

PEM - DOE targets

gasoline engine

PEM actual

source: DOE 2001 Argon National Laboratory

Bild 30: Kostensituation der PEM im Vergleich zum Ottomotor

Die Herstellkosten würden demnach 300 US$/kW betragen, die derzeit im Labormaßstab hergestellten PEM´s kosten noch das Mehrfache. Als Vergleich dazu die Kosten eines in den USA gefertigten Gasoline Motors mit knapp 30 US$/kW. Durch Überleitung zukünftiger Entwicklungsergebnisse geht der Verfasser von Kosten um 45 US$/kW im Jahr 2008 aus, also noch immer deutlich teurer als das konventionelle Triebwerk. 3 Lebensdauerverhalten (Bild 31):

Die bisherigen Erfahrungen der Verwendung von Brennstoffzellen des Typs PAFC haben gezeigt, daß sich die guten Wirkungsgrade von anfänglich 40 % über der Laufzeit deutlich verschlechtern. So sind Wirkungsgradeinbußen bis 30.000 Stunden von 10 %-Punkten bekannt (ηel.), damit ist dieser Brennstoffzellentyp einem Gasmotor entsprechend unterlegen, der nach einem Wirkungsgradgewinn (Einlaufverhalten) zum Beginn auf einem konstanten Niveau bleibt.

0 5 10 15 2025

30

35

40

45η el. [%]

ONSI FC25A Darmstadt-Eberstadt

ONSI FC25A withGroningen

NG

J316 GS

running hours in 1000hsource: VDI 1195

Bild 31: Wirkungsgradvergleich PAFC System/Gasmotor 4 Instationärverhalten (für Inselbetriebsnetze):

Alle bekannten Brennstoffzellentypen (das gilt für Niedertemperatur- und Hochtemperatur-Brennstoffzellen) haben im Vergleich zu den Verbrennungsmotoren im besten Fall ein sogenanntes "zügiges" Lastaufnahmeverhalten. Motoren reagieren hier im Bereich von 40 - 100 msec auf Laststöße. Je nach Betriebspunkt und eingesetzter Regelungstechnik kann der Motor auf Lastschwankungen sehr schnell reagieren (Teillast). Nur bei der Verfügbarkeit von reinem Wasserstoff ist im Fall dem PEMFC eine unmittelbare Reaktion auf Laststöße möglich und hängt dann primär von der Peripherie der Brennstoffzelle ab.

5 Empfindlichkeit der Brennstoffzellen aufgrund diverser mit dem Kraftstoff

mitgeführter Schadstoffe: Der Schwefel ist für Brennstoffzellen ein sehr kritisches Element, der die Lebensdauer von Baukomponenten sowie des "Stacks" nachhaltig beeinflußt. Das Bild 32 zeigt den Einfluß von Schwefel aus einer militärischen Anwendung einer PAFC. So muß der Katalysator bei einem typischen Schwefelanteil von 0,3 % (USA) alle 4.000 Stunden erneuert werden, je nach Anteil des zum Stack kommenden Schwefelanteiles wird ebenso auch die Lebensdauer des Stacks beeinflußt. Der Wirkungsgradeinfluß durch diverse Vergiftungen ist im Bild 32 nicht angegeben. Im Vergleich dazu werden typische Überholungsarbeiten bei

Gasmotoren nach Laufzeiten von 40.000 Betriebsstunden durchgeführt. Die grundsätzliche Auslegung beträgt bei Stationärmotoren 80.000 Betriebsstunden.

Genauer wird zu diesem Thema im Punkt Schadstoffe für Brennstoffzellen und Erfahrungen mit Sondergasen (Holzgas) eingegangen.

0

20000

40000

60000

80000

1. Qrtl. 2. Qrtl. 3. Qrtl. 4. Qrtl.catalyst in thereformer

stack gas engine smallouverhole

gas engine grandouverhole

[hours]

Bild 32: Lebensdauervergleich PAFC System/Gasmotor Das Bild 33 zeigt das Teillastverhalten der PAFC von ONSI. Zwischen 50 bis 80 % Last überschreitet der Wirkungsgrad (el.) den Schwellwert von 40 %, der thermische Wirkungsgrad liegt zwischen 32 bis knapp über 40 %. Speziell im unteren Lastbereich sinkt der Anteil an nutzbarer Wärme wegen des sinkenden Temperaturniveaus.

0 50 100 150 2000

20

40

60

80

100

electrical output [kW]Source: HGC/ONSI

efficiency [%]

fuel efficiency (Σ therm. + el.)

thermal efficiency

electrical efficiency

Bild 33: Wirkungsgrad el. und thermisch Teillastverhalten PAFC Das Teillastverhalten einer PEMFC ist speziell im untersten Lastbereich im Vergleich zur PAFC als sehr günstig zu bewerten (Bild 34). Diese Eigenschaft öffnet daher für diesen Typ speziell die Anwendung in Fahrzeugen und hier insbesondere für reinen H2 als Kraftstoff (NECAR 4). Erforderlich ist für die Zukunft allerdings eine geschlossene Wasserstoffversorgungswirtschaft. Im Vergleich zu den konventionellen und wesentlich billigeren Motoren ergibt sich bei hohen Lasten kein Wirkungsgradvorteil der PEMFC.

0 20 40 60 80 1000

20

40

60

80

100fuel processor

PEM stack

system

efficiency [%]

rated flow [%]source: DOE, Argonne Nat. Lab.

Bild 34: Teillastverhalten der PEMFC 6 Bei genauerer Betrachtung des Wirkungsgradverlaufes (el.) über der Last

(Teillastverhalten) ist festzustellen, daß speziell die PAFC nur im mittleren Lastbereich gegenüber modernen Gasmotoren einen Vorteil hat. Im unteren Lastbereich (unter 40 % Last) ist das Teillastverhalten schlechter als das eines optimierten Gasmotors, im Lastbereich unter 30 % sogar schlechter als das eines Lowcost-Gasmotors (Bild 35).

7 Sehr ungünstig ist das Analyseergebnis der PAFC im Fall der Gesamtausbeute

(Strom und Wärme) im Teillastfall. Unter 50 % Last sinkt der an sich prinzipiell bereits schlechtere Gesamtwirkungsgrad der PAFC auf für KWK-Anwendungen untragbare Ausbeuten. Das Bild 36 zeigt den Vergleich der PAFC mit zwei verschiedenen Motorkonzepten. So hat die PAFC bei 25 % Last nur mehr eine Wärmeausbeute von 37,5 % im Vergleich zu 57 % bei den Gasmotoren. Mit diesem Problem sind alle Niedertemperatur-Brennstoffzellen konfrontiert, da im Teillastbereich das Temperaturniveau sinkt und die nutzbaren Wärmen dramatisch reduziert werden. Anbieter von zukünftigen Brennstoffzellen-Systemen kompensieren diesen Nachteil durch die Kombination mit Heizgeräten, um die Gesamtausbeute im Teillastbereich zu verbessern.

25 45 65 8520

30

40

50

load [%]Source: HGC/ONSI

efficiency [%]

J156

HEC

PAFC

100

Bild 35: Vergleich el. Wirkungsgrad PAFC/Gasmotor

Das größte Wirkungsgradpotenzial haben die Hochtemperaturbrennstoffzellen (SOFC und MCFC) sowohl bei konventionellen als auch bei aus Biomasse gewonnenen Kraftstoffen. Für größere Anlagen im Bereich von 200 bis 300 kW konnten bereits Wirkungsgrade von knapp 60 % nachgewiesen werden. Für Kleinstanlagen sieht das Wirkungsgradpotenzial jedoch wegen der parasitischen Verbraucher (Pumpen usw.) deutlich schlechter aus. So hat z.B. die Sulzer Hexis 1 kW el. Anlage derzeit einen el. Wirkungsgrad von knapp 30 %. Und ist daher dem Gasmotor aus Sicht des Energieeinsparungspotenziales sowie der CO2 Emissionen deutlich unterlegen. Das Bild 37 zeigt dazu die aus den Veröffentlichungen zusammengestellten Ergebnisse.

60

65

70

75

80

85

90

95

25 50 75 100load [%]

fuel efficiency [%]

PAFC

J156

HEC

Bild 36: Vergleich Gesamtausbeute Strom und Wärme PAFC/Gasmotor

0

20

40

60

80

100

conventional power station

+ decentralized heat

SOFCSulzer-Hexis

1kWel.

gas engineJAG

1MWel.

CO2 productionSOFC gas engine

0

0.4

0.8

100

74

580.66

0.5

CO2 [kg/kWhel]primary energy [%]

Bild 37: Vergleich der Primärenergieeinsparung SOFC Gasmotor im Vergleich zu

konv. Kraftwerkstechnik Wirkungsgradpotenziale bei Gasmotorensystemen/Brennstoffzellen Sehr oft wird die sogenannte neue Technologie der Brennstoffzellen als am Beginn der Entwicklung dargestellt. Tatsächlich ist der physikalische Effekt der Brennstoffzelle rund 50 Jahre älter als der Ottomotor (1838/1839), konnte sich aber wegen der Verfügbarkeit des notwendigen Kraftstoffes (H2) nicht in Szene setzen. D.h. es handelt sich um eine Technologie wie viele andere zur Konvertierung von

chem. gebundener Energie in Strom. Die theoretischen Voraussetzungen speziell bei dem el. Wirkungsgrad sprechen an sich für die Brennstoffzellentechnologie, da es sich um eine direkte Wandlung ohne den Umweg über einen thermischen Prozess (Carnot) handelt. Ohne auf weitere Potenziale der BZ Technik einzugehen, zeigt eine analytische Betrachtung auch weitere Möglichkeiten bei den Otto/Dieselmotoren auf. In der Leistungsklasse bis 1,5 MW konnte durch die Entwicklung des HEC Verbrennungsverfahrens durch Jenbacher ein Meilenstein eines Gasmotorwirkungsgrades mit 44 % erreicht werden. Bei Leistungsgrößen über 10 MW hat ein Motorhersteller bereits 48,5 % nachweisen können. Die Spezialisten der Motorenindustrie gehen heute davon aus, daß bei 50 % etwa der Plafond erreicht wird. Auch das US Department of Energy geht mit ihrem Technologieprogramm „ARES“ von diesen Wirkungsgradpotenzialen aus (NOx Level 5 ppm), so daß das angegebene Potenzial bestimmt nicht als Schutzszenario der Motorenhersteller abgetan werden kann. In jedem Fall wird zur Zielerreichung noch einiges Geld investiert werden müssen und Know How zu erarbeiten sein. Schneller könnten be-stehende Technologien zur Wirkungsgradsteigerung (elektrisch) eingesetzt werden. So ist durch einen Kombiprozess mit Dampf ein el. Wirkungsgrad von bereits knapp 50 % darstellbar und das ohne dramatische Verluste auf der „Wärmenutzungsseite“ (typisches Temperaturniveau 70/90 °C). Durch die Anwendung eines ORC Prozesses lassen sich Wirkungsgrade bis 60 % zumindest theoretisch darstellen. Dieser Wert bedeutet jedoch mehr oder weniger dann ein Temperaturniveau wie bei einem Kondensationskraftwerk ohne Wärmeauskopplung. Im Sinn der Erfüllung der Ziele von Kyoto kann dieser Weg nicht sein, da wir mit den Ressourcen haushalten sollten. Das Bild 38 zeigt dazu die Verhältnisse in graphischer Form. Die spezifischen Kosten durch einen „add on process“ erhöhen sich etwa um 40 % im Fall eines simplen Dampfprozesses (1 MW Anlage) bzw. um 100 % bei einem ORC Kombiprozess. Aus Sicht des Ingenieurs eine interessante Aufgabe, aus Sicht der wirtschaftlichen Darstellung bei den vorgegebenen Rahmenbedingungen eine Katastrophe. D.h. solche Konzepte konnten sich trotz der deutlich besseren Wirkungsgrade, wie sie bei den BZ Systemen offeriert werden, nicht durchsetzen.

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

gasolineengine

gasengine

gas engine+steam process

gas engine+ORC

0.370.44

0.495

0.602

efficiency

Bild 38: Wirkungsgradpotenziale bei Kombinationsprozessen mit Motoren Emissionsreduktion bei Gasmotoren durch die Verwendung von Syngas Die Kraftstoffkomponente H2 erlaubt durch die sehr gute Zündwilligkeit eine sehr magere Motoreinstellung. Die Verbrennungstemperaturen können damit so weit abgesenkt werden, daß keine NOx-Emissionen feststellbar sind. D.h. der Gasmotor

hat bei homogener Gemischbildung das gleiche Potenzial wie die Brennstoffzellen. Diese Fakten werden auch von der Fa. BMW in Form der H2 Ottomotorenfahrzeuge genützt. Muß mit einem Gasmotor ein Zero-Emissionsniveau dargestellt werden, so ist derzeit ein Mix von H2, CO und Methan erforderlich. In diesem Fall muß ebenso ein Ausgangskraftstoff reformiert werden. Das aus solch einem Reaktor gewonnene Gasgemisch wird als Syngas bezeichnet. In diesem Bereich gibt es also Parallelen zur Brennstoffzelle. Da die motorische Verbrennung zur NOx-freien Emissionsdarstellung keinen reinen Wasserstoff benötigt, sind die Wandlungsverluste auch wesentlich kleiner. Je nach verfügbarer Zündanlage bzw. Brennverfahren reichen H2-Anteile von 10 bis 15 % aus, die Wandlungsverluste liegen dann bei etwa 4 bis 5 %. Die Zusammenhänge sind dazu im Bild 39 zusammengestellt.

0

10

20

30

40

50

0 0,05 0,1 0,15 0,20

2

4

6

8

10

air/fuel ratio [ ]

gas composition [Vol.%] conversion losses [%]

CH4

conversion losses

H2

CO

Bild 39: Energieverluste der Syngasherstellung zur Darstellung eines Zero NOx-

Gasmotors Einfluß der Verbrennungsgestaltung auf den Wirkungsgrad Der Vollständigkeit halber muß auch auf den Einfluß der Dauer des Ver-brennungsprozesses eingegangen werden. Speziell bei der Verbrennungs-entwicklung für Gasmotoren hat die Jenbacher AG Pionierarbeit geleistet, als Beispiele sind hier die Verbrennungsentwicklung des HEC Konzeptes sowie das der großen Baureihe (BR 6) zu nennen. Die Beschleunigung der Verbrennung ist für alle Kraftstoffe ein auszunutzendes Potenzial. Aus diesem Grund wurde auch das Verbrennungskonzept des HEC Motors (Baureihe 4) auf die kleineren BR 2 Motoren „übersiedelt“, der Wirkungsgradgewinn von 3 %-Punkten (bei Biogas) unseres kleinsten Motors (J 208) auf 39 % ist speziell für Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen von Biomasseanlagen von Bedeutung. Das Bild 8 zeigt die Wärmebilanz des wirkungsgradgesteigerten Motors mit 345 kW für Biogasbetrieb. Im Zuge des EEG (ElWOG in Österreich) werden daher entsprechende Impulse in der Branche zur Senkung der CO2-Emissionen erwartet. Die Potenziale der Thermodynamik sind aus Sicht des Motorentwicklers bei dem Motor J 208 nicht voll ausgeschöpft, derzeit werden an einer Kläranlage bereits die nächsten Maßnahmen im Feldversuch getestet. Im Bild 40 ist diese noch nicht für die Serie freigegebene Version gezeigt, zusätzlich ist auch die schrittweise Steigerung

der Wirkungsgrade des betrachteten Motors eingezeichnet. Es konnten somit innerhalb von 8 Jahren der Wirkungsgrad des Motors von 34,5 auf 41 % angehoben werden.

20

25

30

35

40

45

25 50 75 100

V27 1994

V21 1997

V21 HEC 2001

V21 HEC – HCR pilot 2002

efficiency [%]

load [%]

Bild 40: Zeitliche Entwicklung der Wirkungsgrade bei dem für Biogase optimierten Motor J 208 Mikroturbinen Auch die Mikroturbinen drängen bereits auf den BHKW Markt und wollen auch Eingang in den Biogas- bzw. Holzgasmarkt finden. Auf den ersten Blick scheint die Technologie auch ausgereift zu sein, da auf entwickelte Komponenten aus dem Nutzfahrzeugbereich aufgebaut wird. Speziell bei den kleinen Turbinen sind die Verlustanteile (Spaltverluste u.a) relativ hoch und daher die Wirkungsgrade im Vergleich zu den Motoren bescheiden. Um dieses Manko zu kompensieren, besteht die Möglichkeit einen Rekuperator zur Anwärmung der Verbrennungsluft zu verwenden. Das Bild 41 zeigt als Beispiel den Wirkungsgradgewinn durch einen Recuperator bei der Mikroturbine von Capstone.

0

5

10

15

20

25

30

-20 0 20 40 60

net efficiency(non-recuperated)

net efficiency(recuperated)

net power

inlet air temperature [°C]

full load therm. efficiency [%LHV]

source: (Capstone)

Bild 41: Wirkungsgradverläufe einer Mikro Turbine mit und ohne Recuperator. Das Bild 42 zeigt dazu das Fließschema von Luft und Abgasstrom. Der Wirkungsgradgewinn durch den Rekuperator ist mit ca. 12 % Punkten beachtlich. Zusätzlich ist das typische Verhalten der Gasturbinen in Abhängigkeit der

Ansaugtemperatur im Bild 41 gezeigt. Die Nennleistung wird bis zu 15 °C gehalten, danach kommt es zu einer Abminderung, die bei durchaus üblichen 30 °C bereits eine Minderung bei der Capstone MT von 4 kW beträgt (ca. 13 %). Dieses Verhalten zeigen prinzipiell alle Turbinen jeder Größe.

Generator compressor turbine

airburn

chamb.

fuel

recuperator

cooling circuit heatexchanger

exhaust

Bild 42: Fließschema einer Mikroturbine mit Rekuperator Aufgeladene moderne Gasmotoren haben das zusätzliche Potential der Auswahl spezieller Turbolader und anderer Möglichkeiten zum Erhalt der Nennleistung (JAG Boost Control; Waste Gate u.a.). Als Beispiel ist in Bild 43 das Potenzial eines anderen Turbolader-Types an dem Gasmotor J 320 gezeigt. So kann bei gleichem Mitteldruck eine Ansaugtemperatur bis zu 39 °C ohne Minderung der Motorleistung akzeptiert werden. Der Effekt der Leistungsabminderung durch den Einfluß der Aufstellungshöhe ist ebenso bei den Mikroturbinen größer als bei den Gasmotoren.

10

12

14

16

18

20

10 20 30 40 50

1.6%/°C

RR-Serie

TPS

BMEP [bar]

temperature [°C]

Bild 43: Leistungsabminderung bei verschiedenen Turboladerkonzepten bei Gasmotoren Ein tatsächlicher Vergleich von Wirkungsgraden läßt sich nur dann darstellen, wenn auf die vorhandenen Drücke im Gasnetz Rücksicht genommen wird. Das Bild 44 zeigt exemplarisch die Situation ebenfalls bei der Capstone Mikro Turbine. Für die Einleitung des Kraftstoffes in die Brennkammer wird ein Druck von 3,5 bar benötigt, falls dieses Druckniveau nicht vorhanden ist , muß ein zusätzlicher Verdichter vorgeschaltet werden. Im Fall eines typischen Gasvordruckes eines Stadtwerkenetzes bedeutet das dann eine Wirkungsgradminderung von 26 auf 24,3 %. Für Biogase ist die Situation durch den CO2-Anteil im Gas zusätzlich

ungünstiger, hier werden abhängig vom Heizwert dann nur mehr 22 % erreicht. Für den modernen Gasmotor gibt es keine Einschränkung, die Wirkungsgrade bleiben innerhalb der Meßgenauigkeit auf gleichem Niveau.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

natural gas bio gas (16.2 MJ/Nm³)3.8 bar 0.34 bar MT 0.1 bar gas engine 0.1 bar

efficiency [%]

26 24.322

37.8

Bild 44: Vergleich der Wirkungsgrade einer Mikroturbine zu einem Gasmotor bei unterschiedlichen Gasvordrücken und Gasqualitäten Für die BHKW Anwendung ist speziell auch der Gesamtwirkungsgrad von Bedeutung. Bei Gasmotoren wird meist das Temperaturniveau 70/90 °C als Bezugsmaßstab verwendet. Mit diesem Temperaturniveau läßt sich praktisch bei allen Anwendungen eine optimale Einbindung in ein Heizsystem verwirklichen. Durch die Verwendung eines Rekuperators wird bei der Mikrogasturbine das Abgastemperaturniveau soweit abgesenkt, daß die Wärmeausbeute im Vergleich zum Gasmotor dramatisch absinkt. Eine genaue Betrachtung von Datenblättern diverser Mikroturbinenhersteller (Packager) zeigt meist ein Bezugstemperaturniveau von 60/80 °C, um den doch erheblichen Unterschied zu den Gasmotoren etwas kleiner aussehen zu lassen. Insbesondere im Teillastbereich ist dieser Effekt sehr vom Nachteil für die Mikrogasturbine, da das Temperaturniveau für eine Nutzung zu klein wird (Bild 45). Speziell bei Biogasanlagen zeigt die Erfahrung einen großen Schwankungsbereich des Gasanfalles (siehe Bilder 4 und 5).

10

30

50

70

90

110

25 50 75 100load [%]

fuel efficiency [%]

micro turbine (Capstone)

J156

HEC

electrical efficiency (Capstone)

source: (Capstone)

Bild 45: Gesamtwirkungsgrad einer Mikroturbine über der Last Den vollständigen Vergleich Mikroturbine zu Gasmotoren zeigt das Bild 46. Der Gasmotor schneidet bei allen die Wirtschaftlichkeit beeinflussenden Größen deutlich besser ab.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Capstone 28kW<700mbar >3.5 bar

gas enginesJ156 J420

70/90°C60/90°C

fuel efficiencyMT gas engine

efficiency [%]

25 26

3741.8

7287

Bild 46: Vergleich der Wirkungsgrade (el. und Gesamtwirk.) von Mikroturbine und Gasmotor Ein eindeutiger Vorteil der Mikrogasturbinen gegenüber den Gasmotoren ist bei den Emissionen bei Vollast gegeben (Bild 47). Bei ausreichender Gasreinigung von Biogasen lassen sich die CO-Emissionswerte (mit Mühe) auf ein ähnliches Niveau bringen. Andernfalls hilft nur eine thermische Abgasnachbehandlung (JAG Cl.Air System). Bei den NOx-Emissionen besteht bei Biogasen derzeit kein Verbesserungspotenzial (ausgenommen Gasreforming).

0

100

200

300

400

500

600

700

NOx COMT gas engine MT gas engine

NOx/CO [mg/Nm³]

30

250

30

650

, Bild 47: Emissionsvergleich Gasmotor zu Mikrogasturbine Anforderungen an die Gasqualität für Gasmotoren/Brennstoffzellen und Mikroturbinen Die Anforderungen an die Gasqualität der der Biomassenutzungsanlage (Anaerob bzw. Vergasung) nachgeschalteten Verstromungsanlage ist speziell für die Investitionskostenbetrachtung von entscheidender Bedeutung. Die größten Erfahrungswerte liegen dabei bei den Gasmotoren mit mehr als 50 Jahren vor. Die Verdichtung der Ergebnisse bei den Biogasmotoren erfolgte in den letzten 15 Jahren, so daß die zulässigen Grenzwerte als sehr gut abgesichert zu betrachten sind. Neben dem Mindestheizwert ist speziell bei Biogas- und Pyrolysegasanlagen auf den Gradienten der Heizwertänderung sowie auf die Zusammensetzung zu achten. Eine besondere Bedeutung kommt dabei der laminaren Flammengeschwindigkeit zu

(siehe Bild 17). Ein moderner Gasmotor kann bei entsprechender Regelung und Gemischbildungseinheit Unterschiede bis zum 40-fachen der lam. Flammengeschwindigkeit ausgleichen (5 cm/sec untere Grenze bzw. 200 cm/sec bei reinem Wasserstoffbetrieb und kleinen Mitteldrücken). Für Mikroturbinen bzw. Industriegasturbinen müssen für diese Unterschiede speziell adaptierte Brenner (soweit darstellbar) verbaut werden. Bei Brennstoffzellen ist dieser Punkt von untergeordneter Bedeutung und im Fall der Niedertemperaturtypen dann nur eine den Wirkungsgrad beeinflussende Größe. Das Bild 48 zeigt als Beispiel dazu einen Gasqualitätsverlauf der Thermoselekt Pilotanlage in Fondodoce (Stand 1996), der Gasmotor kann in diesem Fall ohne Probleme auf NOx ist konstant regeln. Die Heizwerte schwankten in dem Betrachtungszeitraum von 6,72 bis 8,49 MJ/Nm³, die H2-Anteile von 19 bis 38 %. Als Extremwerte wurden 15 bis 52 % H2 während des 6.700 Stunden dauernden Testbetriebes gemessen. Der Motor des Types J 612 konnte unter diesen Randbedingungen ohne Probleme betrieben werden.

15 45 16 00 16 15 16 30 16 45time

0

20

40

60

80

100quantity %]

0

2

4

6

8

10LHV [MJ/Nm³]

CO

H2

CO2

LHV6,72

8,49

Bild 48: Heizwert-/Gaszusammensetzungsschwankungen im Fall des Pyrolysegases von Thermoselekt Bei Gasen aus Bioprozessen (CH4/CO2-Gemische) ist die zeitliche Qualitätsschwankungsbreite relativ klein, Probleme können bei den Gasmotoren meist nur bei einem Startvorgang und großen unterschiedlichem CH4-Anteil auftreten. In diesem Fall haben die Turbinen tendentielle Vorteile. Um einen Überblick der Qualitätsanforderungen zu haben, wurden die Spezifikationen von Gasmotoren und Industrieturbinen in der Tabelle 2 gegenübergestellt. Für Anwendungen von thermisch erzeugten Gasen (z.B. Holzgas) ist klar ersichtlich, daß die Gasturbinen im Vergleich zu den Gasmotoren wesentlich höhere Anforderungen haben. Dieser Effekt ist durch sich an der Turbine aufbauende Schichten mit daraus folgenden Unwuchten begründet. Solche Erscheinungen führen dann in kurzer Zeit zu Totalzerstörungen der Turbine. In der Vergleichstabelle fehlt das Si als ein sehr wichtiges Element. Nach den Erfahrungen der Gasmotorenhersteller ist derzeit speziell diesem Element (Siloxane, Silane u.a.) eine besondere Beachtung zu schenken. Die Bilder 49 (Zylinderkopfboden eines Deponiegasmotors), 50 (SiO2 Ablagerungen an einem Kolben) und 51 (streifendes Turbinenlaufrad eines Abgasturboladers) zeigen den realitätsnahen Betrieb, den die betroffenen Motoren nahezu schadlos überstanden haben. Keine Turbine hätte diese Betriebsbedingungen länger überlebt, ein Totalcrash wäre in sehr kurzer Zeit aufgetreten. Die Si-Verbindungen haben einerseits verschleißerhöhenden Charakter, andererseits können unter diesen Randbedingungen keine katalytischen Abgasnachbehandlungssysteme (Oxidationskatalysatoren) verwendet werden.

Designation Dimens. Gas Turbine Gas Engine

Temperature °C 150 - 200 40

Alkali-Metals (Na, K) and salts

mg/Nm3 depends on turbine( e.g. <3 )

~50

Halogens (HCl) mg/Nm3 depends on turbine( e.g. <2 )

100

Compounds of sulphur (H2S, COS, CS2)

mg/Nm3 150 500

Ammonia (NH3) mg/Nm3 10 - 30 50

HCN mg/Nm3 1 - 2

Dust (dmax = 10 µm) mg/Nm3 10 50

Tabelle 2: Gasqualitätsanforderungen bei Gasmotoren/Turbinen

Bild 49: SiO2 Ablagerungen an einem Zylinderkopfboden eines Deponiegasmotors

Bild 50: SiO2 Ablagerungen an einem Kolben

Bild 51: streifendes Turbinenlaufrad eines Abgasturboladers Für hoch CO-haltige Gase (z.B. Holzgas) ist der CO-Grenzwert von 650 mg/Nm³ der TA Luft nicht erreichbar, da prinzipiell jeder Ottomotor einen kleinen Anteil an unverbranntem Gas emitiert. Verursacht wird dieser Effekt durch die an der Brennraumwand verlöschende (quenschende) Flamme. Die Größenordnung dieses Anteiles bewegt sich je nach dem eingestellten Lambda und dem Anteil an von der Flamme nicht erreichbaren Spalten (Schadräumen) im Bereich von 1 bis 2 %. Die Größenordnung an CO-Emissionen einer ausgeführten Holzvergasungsanlage (Harboore DK) ist im Bild 52 gezeigt. Neueinsteiger bei der Verwendung von Holzgas meinen, daß die erhöhten CO-Emissionen durch die Ventilüberschneidung beeinflußt werden können. Daß dies nicht möglich ist, zeigen bereits einfache Analysen auf die hier nicht im Detail eingegangen werden soll. Bei Jenbacher existieren praktisch von allen bekannten Anlagen mit CO-haltigen Gasen Emissionsdaten vom Mitbewerb, die von autorisierten Instituten durchgeführt wurden. Diese Vergleichsmessungen zeigen, daß die CO-Werte nur durch nachgeschaltete Abgasreinigungsanlagen auf das erforderliche Niveau gebracht werden können. Eines der kostengünstigsten Systeme ist der Einsatz eines Oxidationskatalysators. Dieser wird auch bei Erdgasanwendungen der Gasmotoren verwendet.

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500emissions [mg/Nm³]

1.47

lambda NOX CO

1.64

500

2774

Bild 52: Motoreinstellung und NOx/CO Rohemissionen der Anlage Harboore/DK

Die Problematik besteht dabei im Wesentlichen in der Empfindlichkeit auf diverse Katalysatorgifte, die den Kat. bereits nach sehr kurzem Betrieb unwirksam machen können. Um die Arbeit des Katalysators zu ermöglichen, muß daher das Gas von den Katalysatorgiften befreit werden. Bisherige Untersuchungen an Klärgas-, Deponiegas- und Holzgasanlagen zeigen, daß es hier noch große „unbekannte Punkte“ gibt. Prinzipiell weiß man nicht, welcher Schadstoff wann kommt und wie weit dieser entfernt werden muß. Bei Klärgasanwendungen haben die Anbieter die Gasreinigung (Entschwefelung und Aktivkohle) bereits im Griff. Bei Deponiegas und Holzgas steht die Forschung erst am Anfang. Das Bild 53 zeigt dazu Ergebnisse von einer Holzgasanlage in der Schweiz (Pyroforce), wo eine sehr einfache Gasreinigung verwendet wurde. Der im Zeitraffmodus durchgeführte Test (4 fache zulässge Raumgeschwindigkeit) zeigt die dramatische Umsetzrateneinbuße. Gleichartige Versuche gibt es auch von 5 anderen Pilotanlagen, eine davon (Harboore mit Gaswäscher und Elektrofilter) könnte das vorgegebene Ziel erreichen. Im Gegensatz dazu zeigte eine Testreihe eine starke Katalysatorvergiftung durch Phosphor, woher dieses Element kam, konnte bis dato nicht eruiert werden. Daß ein Katalysatoreinsatz technologisch darstellbar ist, zeigen die Erfahrungen an der Pilotanlage von Thermoselect. In diesem Fall arbeitete die Gasreinigung ausreichend effizient, den Katalysator in der Funktion zu halten (ca. 6.500 Stunden).

0 100 200 300running hour [Bh]

0

20

40

60conversion rate [%]

Bild 53: Deaktivierungserscheinungen am Versuchskatalysator bei Fa. Pyroforce Generell muß festgestellt werden, daß sich in der Biomasse die Elemente wiederfinden, wo sie gewachsen sind. D.h. durchgeführte Ascheanalysen, Kondensatanalysen und Gasanalysen von im Gas gebundenen Elementen zeigen je nach Herkunft sehr große Unterschiede in der Zusammensetzung. Als Beispiel dazu sind im Bild 54 die für den Katalysator schädlichen Elemente von reinem Waldhackgut aus der Region um Emmenbrücke (Schweiz) gezeigt. Von einer anderen Analyse (Hackgut einer Autobahnmeisterei) sind Bleianteile bis zu 450 mg/kg Asche bekannt. Diese Fakten zeigen die nachhaltige Wirkung der Zumischung von Bleiverbindungen zum Benzin, die bekannterweise durch den Gesetzgeber bereits beendet wurden. Speziell die Schwermetalle kommen über Aerosole und organische Verbindungen via dem Motor zum Katalysator, eine effektive Abscheidung durch einen Filter ist daher eine Grundvoraussetzung. Bis die Funktion der Gasreinigungsanlagen einen ausreichenden Stand für eine Katalysatoranwendung hat, bietet die Jenbacher AG als Problemlösung eine thermische Nachoxidation auf regenerativer Basis an (CL.AIR). Dieses System wurde für Deponiegasanwendungen entwickelt und ist eine wartungsfreie Einheit.

360mg

300mg

80mg

110mg

100mg 10mg

Zn/kg

Cu/kg

Ni/kg

Cr/kg

Pb/kg Cd/kg

Bild 54: Ascheanalyse von reinem Waldhackgut Im Fall von Eignungstests eines Katalysators an einer Biomassevergasungsanlage ist es zweckmäßig, Versuche im Bypass mit einem kleinen Katalysator durchzuführen. Mit dieser Vorgangsweise kann die Tauglichkeit der Gasreinigungsanlage zumindest für das genutzte Biomassematerial ermittelt werden, ohne ein großes Finanzrisiko zu tragen. Der Katalysator akkumuliert dann alle Schadstoffe, die mittels REM Analyse (Bild 55) nachgewiesen werden können. Am Beispiel des vorher beschriebenen Tests an der Pyroforce-Anlage wurde der Katalysator durch den Hersteller nochmals mit Hilfe einer XRF Analysis untersucht und die Massenanteile rechnerisch bestimmt. Das Ergebnis zeigt das Bild 56, im Wesentlichen ist der Katalysator durch das Zn, Pb und das Element K (bildet gemeinsam mit Ca eine glasige Beschichtung) deaktiviert worden. Eine Entfernung dieses Belages von der Katalysatoroberfläche ist nicht möglich.

C

O

Fe

Zn

Zn

Zn

Al

Si P

SK

K

Ca

Cr

Cr

Fe

Fe

counts

energie [keV] 0 2 4 6 8 10 12

Bild 55: REM Analyse der Katalysatoroberfläche

18

5,66,6

0,8 0,7 0,7

5,4

0

5

10

15

20weight [%]

Zn PSiCaK SPbdeposits

source: JM - XRF

Bild 56: Durch eine XRF Analyse ermittelte Massenanteile an der Katalysatoroberfläche Speziell bei Biogasen aus Anaerobprozessen muß auf die S-Verbindungen geachtet werden, wie die Tabelle 2 zeigt, haben die verschiedenen Konzepte auch unterschiedliche Anforderungen an das Gas. Die Verbrennung (egal ob Motor oder Turbine) oxidiert den Schwefel zu SO2, der durch den Restsauerstoff und katalytische Effekte im Abgasstrom zu SO3, SO4 nachoxidiert wird. Durch die gleichzeitige Anwesenheit von anderen Elementen werden sogenannte Sulfataschen gebildet, die sich bei Taupunktunterschreitungen im Abhitzekessel ablagern und diesen auch durch einen Säureangriff zerstören können. Das Bild 57 zeigt einen durch diesen Mechanismus beschädigten Abhitzekessel einer Klärgasanlage mit überhöhten H2S-Werten im Rohgas.

Bild 57: Sulfatascheablagerungen in einem Abhitzekessel Bei den Brennstoffzellen sind die zulässigen Grenzwerte von Schadstoffen ca. um zwei bis drei Zehnerpotenzen kleiner anzusetzen. D.h, die Gasreinigung muß bei diesem Anwendungsfall perfekt arbeiten, um die Funktion der Brennstoffzelle aufrecht zu erhalten. Einen Überblick dazu gibt die nachstehende Liste:

CO2

problems only AFC limit < 50 ppm (in gas/air)

CO problems for PEMFC CO < 10 ... 100 ppm problems for PAFC CO < 1% for MCFC, SOFC no problems

Sulphur reduction < 1 ppm necessary

Halogenes reduction < 1 ppm necessary

Siloxanes reduction < 1 ppm necessary

Oxigen limitation O2 < 1%

Nitrogen limitation < 4%

Ammonia (NH3) reduction < 1 ppm

Grenzwerte von Schadstoffen für Brennstoffzellen Da bislang noch einige Probleme bei der Gasreinigung bereits noch für die „gutmütigen“ Gasmotoren bestehen, dürfte einige Entwicklungsarbeit für die Nutzung der Biomasse (Anaerob- oder thermischer Prozess) bei den Brennstoffzellen bevorstehen, um diesen den Zugang zur dezentralen KWK-Technik zu ermöglichen. Die Zukunft wird zeigen, welche Wege (meist auch gemeinsam) zu beschreiten sind, um die Vorgaben von Kyoto einzuhalten. Summary Die Natur schenkt der Menschheit in Form der Biomasse ein nicht unbedeutendes Potenzial an erneuerbaren Energieträgern. Die Ziele von Kyoto sind nach Ansicht der Fachleute durchaus erreichbar und bei überlegtem Einsatz der gebotenen Möglichkeiten auch bereits bei der Kosten/Nutzenbetrachtung kurzfristig sinnvoll umsetzbar. Biogase aus dem Anaerobprozess werden bei Betrachtung der Umsetzungszeit anfänglich eine größere Rolle spielen, da keine neuen Technologien mit entsprechenden Risiken zu überwinden sind. Danach werden erst die Potenziale der thermischen Verfahren zur Umsetzung kommen. Den „Gaserzeugern“ muß in jedem Fall ein „Wandler“ nachgeschaltet werden, um den kostbaren Strom zu produzieren. Der Gasmotor (Ottomotor) ist aus unserer Sicht bereits derzeit hoch entwickelt und bestens geeignet, die aus der Biomasse gewonnenen Gase zu verwerten. Die bereits erreichbaren Wirkungsgrade betragen an die 40 % und weitere Potenziale zeichnen sich bereits ab. Im Vergleich dazu haben die Turbinen (Mikroturbinen) nur ein sehr eingeschränktes Wirkungsgradpotenzial. Insbesonders bei den „wirkungsgradoptimierten“ Mikroturbinen mit Rekuperator sieht der Gesamtwirkungsgrad (elektrisch und thermisch) dieser Systeme sehr begrenzt aus. Speziell wenn auch Teillastanforderungen gestellt werden, sind die Mikroturbinen dem Gasmotor weit unterlegen. Das Image des Gasmotors wird derzeit auch durch technologische Exoten (Dieselzündstrahlkonzepte bei kleinen Biogasmotoren)

belastet. Diese tragen seitens des Verbrennungskonzeptes nicht zur Minderung des „Treibhauseffektes“ bei, da wesentliche Emissionskomponenten (NOx und unverbranntes Methan) in mehrfacher Größe im Vergleich zum Gasmotor an die Umwelt abgegeben werden. Auch die Partikelemission dieses Konzeptes hat auf die energetische Ausbeute der Wärmen nachhaltig negativen Einfluß. Bei den Brennstoffzellen haben die Hochtemperaturtypen das größte Potenzial, die Niedertemperaturtypen sind derzeit, die Gesamtwirkungsgrade betreffend, den Gasmotoren ebenfalls noch unterlegen. Schwere Hürden sind bei allen Brennstoffzellentypen speziell bei der Gasreinigung zu überwinden, um aus der Biomasse gewonnene Gase zu verwerten. Gesamt gesehen wird es einen Wettlauf zwischen allen betrachteten Systemen geben, wobei sich in jedem Fall diverse Nischen ergeben werden, die das eine oder andere Produkt als zweckmäßigste Lösung erscheinen lassen. Literatur Dr. Günther Herdin The new high efficiency 1,5 MW energy of D.I. Michael Wagner Jenbacher D.I. Friedrich Gruber 23. CIMAC World Congress in Hamburg, D.I. Werner Henkel Mai 2001 Dr. Günther Herdin Gemischaufbereitung im Gasmotor Vortrag im Haus der Techik, 13.06.95 Dr. Günther Herdin The Use of H2 -Content Process Gas in Gas D.I. Friedrich Gruber Engines ASME Spring Conference, Ford Collins in Colorado,

1997 Dr. Günther Herdin Engine Use of Producer Gas, Experiences and D.I. Michael Wagner Requirements Power Production from Biomass, Espoo Finnland,

1998 D.I. Michael Wagner Einsatz von Holzgas in Verbrennungsmotoren Holzgassymposium ETH, Zürich, 20.10.2000 Dr. Günther Herdin Increasing Gas Engine Efficiency AEEs annual conference 2000 in Atlanta Dr. Günther Herdin Brennstoffzelle (Irr?)-Weg D.I. Michael Wagner Vortrag anläßlich des 6. Wiener Expertenforums,

1996 D.I. Michael Zoglauer Die Erwartungen in Projekte zur Entwicklung und Demonstration von Brennstoffzellen VEO Journal 6/2001 D.I. Heinrich Wilk Brennstoffzellen: Betriebsweisen und

Systemeinbindung aus Sicht eines EVU VEO Journal 6/2001

D.I. Michael Scheefer Anwendungen mit PEM-Brennstoffzellensystemen D.I. Zeljko Barisic und Erfahrungen mit den ersten 250-kW-PEM

Brennstoffzellen BHKW in Europa ,VEO Journal 6/2001 Harald Raak, Sulzer Hexis AG Die Heizung, die auch Strom erzeugt Sulzer Technical Review 3/2001 Dr.-Ing. Thomas Dreier Wasserstoff und Methanol - Techniken und Systeme einer Wasserstoff-Energiewirtschaft EVN Forum, Maria Enzersdorf, 6. November 2000 Dr. Ing. Manfred Fortnagel Verbrennungsmotor und Brennstoffzelle -

Potenziale und Grenzen für den Automobilbau AVL Motor und Umwelt 2001 Steven Chalk Vorteile und Herausforderungen von

fortschrittlichen Antriebssystemen, die vom U.S. Department of Energy gefördert werden

AVL Motor und Umwelt 2001 D.I. Ulrich Langnickel Einsatz von Klärgas in einer Brennstoffzelle D.I. Knut Stahl Gas/Wärme International 3/2001 Karl Schnillen, Nutzung von Biogas in Gaszündstrahlmotoren Franz-Mation Dübel MTZ 50 (1989) Hans-Josef Schiffgens Franz Pischinger Jürgen Neubarth; Erneuerbare Energien in Österreich Martin Kaltschmitt Springer Verlag 2000 Th. Amon Reduktionspotentiale für klimarelevante

Spurengase durch dezentrale Biomethanisierung in der Landwirtschaft Schriftenreihe des BMUJF, Band 26/1998

N.V. Nederland Gasunie Physical Properties of Natural Gases reNet-EVN-Studie Erarbeiten von Entscheidungsgrundlagen Biomasse-Kraft-Wärme-Kopplung

Kompetenzknoten Wr. Neustadt

Boxer Infodienst Regenerative Energie Biogas www.boxer99.de/biogas.htm Dr. Zeilinger; Entwicklung von Verfahren zur Vorausberechnung G. Zitzler der Brennverläufe von Gasmotoren unter

Berücksichtigung der Gasqualität und -zusammensetzung

Bericht zur 4. Arbeitskreissitzung, 11/2000 FVV

Dreyer & Bosse Vertriebsunterlagen für Zündstrahlaggregate 12/2000 MAN Nürnberg Datenblätter für schwere Dieselmotoren 06/2000 Deutz Datenblätter für Dieselmotoren 08/2000 Jenbacher AG Datenblätter für Aggregat J 208 01/2001 Ch. Wörgötter Behandlung und energ. Verwertung der Bioabfälle

in Salzburg, Vortrag JAG Biogastagung 22/23.03.01 Pertisau

Kontakte Jenbacher Energiesysteme Amselstraße 28, D - 68307 Mannheim

GmbH D.I. Norbert Hetebrüg Tel.: 0049 - (0)621 77094 12,

Fax: 0049 (0)621 77094 70 E-Mail: norbert.hetebrueg@jenbacher.com Jenbacher AG. Vertriebsniederlassung Nord, Alstedder Esch 49 D.I. Joachim Pott 49479 Ibbenbühren Tel.: 0049 (0)5451 99 63 30,

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