Verbundprojekt: Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung ... · Referat KI III 2 Hannoversche Str....

Verbundprojekt: Bundesmessprogramm zur

Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasung

Förderkennzeichen 03KB017B

Die Verantwortung liegt bei den Autoren Oktober 2012

Abschlussbericht

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Schlussbericht zum Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasung

Zuwendungsgeber Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) Referat KI III 2 Hannoversche Str. 28 101115 Berlin

Vertreten durch: Projektträger Jülich (PTJ) Zimmerstr. 26-27 10969 Berlin

Erstellt durch Hochschule Zittau/Görlitz Fakultät Maschinenwesen Schwenninger Weg 1 D - 02763 Zittau

Projektleiter Prof. Dr.-Ing. habil. Tobias Zschunke

In Kooperation mit Deutsches BiomasseForschungsZentrum, gemeinnützige GmbH Torgauer Straße 116, 04347 Leipzig

ZAE Bayern Abteilung 1: Technik für Energiesysteme und Erneuerbare Energien Walther-Meißner-Str. 6, 85748 Garching

Fraunhofer IFF Geschäftsfeld Prozess- und Anlagentechnik Sandtorstr. 22, 39106 Magdeburg

Laufzeit des Vorhabens 01.08.2009 - 31.03.2012

Autoren Dipl.-Ing. (FH) Roman Schneider Dipl.-Ing. Ingmar Schüßler

Kontakt Dipl.-Ing. (FH) Roman Schneider +49 (0)3583 61 1810 [email protected]

Datum 14.11.2012

Kurzfassung

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Kurzfassung

Die Kombination aus Biomassevergasung und energetischer Nutzung des Produktgases z. B. in einem Blockheizkraftwerk ist ein Verfahren, das als vielversprechende Variante im Vergleich mit anderen Biomassekonversionsketten im kleinen Leistungsbereich gilt. Im Bundesmessprogramm wurden durch die Hochschule Zittau/Görlitz drei verschiedene kleintechnische Biomassevergasungsanlagen in Messkampagnen (Anlagenmonitoring, Detailmessung) analysiert und die erhaltenen Ergebnisse zur technischen, ökonomischen und ökologischen Bewertung der Verfahrenskonzepte genutzt. Mit dem Ziel der Erfassung aller wichtigen Stoff- und Energieströme wurden an den Schnittstellen der Anlagenkomponenten und mit Berücksichtigung der zur Verfügung stehenden Messtechnik die Messpunkte festgelegt. Die dabei im Rahmen des Vorhabens durch die Projektpartner erarbeitete Vorgehensweise zur Bilanzierung von Biomassevergasungsanlagen ist für eine objektive Bewertung der Anlagenkonzepte grundlegend notwendig.

Durch das Monitoring und die Messkampagnen konnte nachgewiesen werden, dass die betreffenden Anlagen eine hohe Verfügbarkeit und dabei Brennstoffnutzungsgrade von bis zu 64 % besitzen. Die elektrischen Nettowirkungsgrade der Anlagen erreichen, bezogen auf die chemische Brennstoffenergie (Brennwert), am Anlageneintritt ca. 17 bis 19 %. Die ökonomische Analyse ergab Stromgestehungskosten von ca. 15 bis 27 ct/kWhel, wobei die standortspezifischen Besonderheiten (Anlagenperipherie, Betriebsregime etc.) der Anlagen zu beachten sind. Der überwiegende Anteil der diesbezüglichen Gestehungskosten entfiel auf den Kapital- und Brennstoffeinsatz. Gerade mit der Senkung der Gesamtinvestitionskosten (Technik und Gebäude) könnten die Stromgestehungskosten der Technologie weiter gesenkt werden.

Die THG-Emissionen wurden für die Stromproduktion einer Anlage bilanziert und belaufen sich nach der Reduktion mit der Gutschrift für das Koppelprodukt Wärme auf ca.-424 gCO2-Äq./kWhel. Im Vergleich mit der Stromproduktion durch eine fossile Referenz (wärmegeführtes Erdgas-BHKW) errechnen sich für die gewählte Anlage THG-Vermeidungskosten von ca. 239 €/tCO2-Äq..

Die Ausstattung der Anlagen mit geeigneter Mess-, Steuerungs- und Regelungstechnik ist gering, jedoch vor allem als Voraussetzung für Optimierungen zwingend erforderlich. Für den erfolgreichen Betrieb der Biomassevergasungsanlagen ist immer noch das Können und Engagement der Betreiber maßgeblich. Für die weitere Entwicklung gilt es, auf den Erfahrungen der zunehmenden Anzahl erfolgreich betriebener Anlagen aufzubauen.

Abstract

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Abstract

Combining biomass-gasification and using the energy of the generated product gas, e.g. in a combined heat and power plant, is a promising alternative compared to other methods of converting biomass in the small scale performance range. Three different small scale biomass gasification plants have been analyzed during measuring campaigns (plant monitoring, detail measurement) by the Zittau/Goerlitz University of Applied Sciences in accordance with the National Measurement Program and the results have been used to evaluate the processing concepts technically, economically and ecologically. The measurement points have been determined to record all important material and energy flows at the interfaces of the plant components. Furthermore, the available measurement technology was also taken into account. The procedure of balancing the biomass gasification plants which has been developed by the project partners in connection with this project is essential for an objective evaluation of the plant concepts.

By Monitoring and measuring campaigns it was possible to prove that the relevant plants have got a high availability and a fuel efficiency of up to 64 %. The plants have an electrical net efficiency (calorific value) of some 17 to 19 % relating to the chemical fuel energy at the inlet of the plant. Economic analyze showed electricity production costs of about 15 to 27 ct/kWhel, whereas site-specific characteristics (Balance of Plant, operation mode, etc.) have to be taken into consideration. The major portion of these production costs was given to capital and fuel employment. It was possible especially with reducing the total investment costs (technology and buildings) to further reduce the electricity production costs of the technology.

The GWP-emissions were balanced for electricity generation of a plant and together with the credits for the co-product heat they reach about -424 gCO2-eq./kWhel. Compared to the generation of electricity by a fossil reference (heat led natural gas combined heat and power plant) it is possible to determine GWP-abatement costs of some 239 €/tCO2-eq. for the chosen plant.

Equipping the plants with adequate measuring technology and control engineering is marginal - yet this is a crucial requirement for optimization. The skills and dedication of the operators is still relevant for a successful operation of biomass gasification plants. For the further development it is important to build on gained experience of successfully operated plants.

Inhaltsverzeichnis

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Inhaltsverzeichnis

I Kurze Darstellung ..................................................................................................................................... - 10 -

1 Aufgabenstellung .................................................................................................................................... - 10 -

2 Voraussetzungen, unter denen das Vorhaben durchgeführt wurde ................................. - 11 -

3 Planung und Ablauf des Vorhabens ................................................................................................ - 12 -

4 Wissenschaftlicher und technischer Stand zum Zeitpunkt der Antragstellung ........... - 16 -

5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen ............................................................................................ - 18 -

II Eingehende Darstellung........................................................................................................................ - 20 -

6 Zentrale Ergebnisse des Projektes .................................................................................................... - 20 -

6.1 Arbeitspaket 1: Datenerhebung, Klassifizierung und Aufbau einer Datenbank .... - 20 -

6.2 Arbeitspaket 2: Anlagenauswahl und -vorbereitung ......................................................... - 22 -

6.2.1 Anlage I ......................................................................................................................................... - 23 -

6.2.2 Anlage II ........................................................................................................................................ - 29 -

6.2.3 Anlage III ....................................................................................................................................... - 34 -

6.3 Arbeitspaket 3: Messkampagnen................................................................................................ - 39 -

6.3.1 Messpunktauswahl .................................................................................................................. - 42 -

6.3.2 Beschreibung der Messkampagnen ................................................................................. - 44 -

6.3.3 Messworkshop Rosenheim ................................................................................................... - 49 -

6.4 Arbeitspaket 4: Datenauswertung und Erarbeitung von Verbesserungsvorschlägen ........................................................................................................... - 51 -

6.4.1 Brennstoff..................................................................................................................................... - 51 -

6.4.2 Reststoffe ...................................................................................................................................... - 55 -

6.4.3 Technologie ................................................................................................................................ - 58 -

6.4.4 Auswertung und Ableitung von Verbesserungsvorschlägen ............................... - 72 -

6.5 Arbeitspaket 5: Technische, ökonomische und ökologische Bewertung.................. - 73 -

6.5.1 Technische Bewertung ........................................................................................................... - 73 -

6.5.2 Ökonomische Bewertung ..................................................................................................... - 85 -

6.5.3 Ökologische Bewertung ........................................................................................................ - 88 -

6.5.4 Allgemeiner Ausblick .............................................................................................................. - 90 -

7 Notwendigkeit und Angemessenheit der Arbeit ....................................................................... - 92 -

8 Voraussichtlicher Nutzen ...................................................................................................................... - 94 -

9 Während der Durchführung des Vorhabens bekannt gewordener Fortschritt bei anderen Stellen......................................................................................................................................... - 95 -

10 Veröffentlichungen ................................................................................................................................. - 96 -

11 Literaturverzeichnis ................................................................................................................................. - 98 -

12 Anhang ...................................................................................................................................................... - 100 -

Abkürzungs- und Symbolverzeichnis

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Abkürzungs- und Symbolverzeichnis

A Aschegehalt

Äq. Äquivalent

BHKW Blockheizkraftwerk

BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

BK Biomassekonversion

C Kohlenstoff

Cfix fixer Kohlenstoff

CH4 Methan

CO Kohlenstoffmonoxid

CO2 Kohlenstoffdioxid

DGMK Deutsche Wissenschaftl. Gesellschaft für Erdöl, Erdgas und Kohle e.V.

DIN Deutsches Institut für Normung

EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz

FEE Fördergesellschaft Erneuerbare Energien e.V.

GC Gaschromatograph

H2 Wasserstoff

HHS Holzhackschnitzel

Hi Heizwert

Hs Brennwert

k Kosten

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

Ma.-% Massenprozent

N2 Stickstoff

NOx Stickoxide

O2 Sauerstoff

Ref Referenz

RME Rapsmethylester (Biodiesel)

S Schwefel

SPA Solid Phase Adsorption

TGA Thermogravimetrische Analyse

THG Treibhausgas

TS Trockensubstanz

Vol.-% Volumenprozent

W Wassergehalt

WLD Wärmeleitfähigkeitsdetektor

Abbildungs- und Tabellenverzeichnis

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Abbildung 2-1: Entwicklung des Anlagenbestandes und der installierten elektrischen Leistung nach Größenklassen von thermochemischer Vergasungsanlagen [4] ............................................................................................ - 11 -

Abbildung 3-1: Arbeits-Zeit-Planung mit Aufteilung in Arbeitspakete (PM: Projektmonat, M: Meilenstein) ............................................................................. - 12 -

Abbildung 4-1: Grundsätzlicher Systemaufbau von Biomassevergasungsanlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung dargestellt als Bilanzierungsschema [8].. - 16 -

Abbildung 6-1: Detailansicht einer Anlage im öffentlichen Bereich der Datenbank .... - 20 -

Abbildung 6-2: Außenansicht Anlagengebäude, Anlage I ....................................................... - 24 -

Abbildung 6-3: Vereinfachtes Anlagenschema jeweils eines Modules der Anlage I .... - 25 -

Abbildung 6-4: Innenansicht Anlagengebäude mit HHS-Lager und Trocknungscontainer, Anlage I ............................................................................ - 25 -

Abbildung 6-5: Vibrationsrinne, Anlage I ......................................................................................... - 25 -

Abbildung 6-6: automatisches Greifkransystem, Anlage I ....................................................... - 26 -

Abbildung 6-7: Reststofflagerung (Kondensat, Teer, Koks), Anlage I .................................. - 27 -

Abbildung 6-8: Zündstrahlmotor-BHKW, Anlage I....................................................................... - 27 -

Abbildung 6-9: Anlagensteckbrief HSZG-Anlage I ....................................................................... - 28 -

Abbildung 6-10: Außenansicht des Anlagengebäudes, Anlage II ........................................... - 29 -

Abbildung 6-11: Vereinfachtes Anlagenschema der Anlage II ................................................. - 30 -

Abbildung 6-12: HHS-Lager und HHS-Bunker, Anlage II.............................................................. - 30 -

Abbildung 6-13: HHS-Lager mit Lochblech zur Trocknung, Anlage II ................................... - 30 -

Abbildung 6-14: HHS-Bunker mit Drehfeder, Anlage II ................................................................ - 31 -

Abbildung 6-15: Reformer, Anlage II .................................................................................................... - 31 -

Abbildung 6-16: Brennstoffzuführung und Schleuse, Anlage II ............................................... - 31 -

Abbildung 6-17: Gewebefilter zur Produktgasreinigung, Anlage II ........................................ - 32 -

Abbildung 6-18: Reststoffabfuhr- und Lagerung, Anlage II ....................................................... - 32 -

Abbildung 6-19: Holzgas-BHKW, Anlage II......................................................................................... - 32 -

Abbildung 6-20: Anlagensteckbrief HSZG-Anlage II ..................................................................... - 33 -

Abbildung 6-21: Außenansicht des Anlagengebäudes, Anlage III .......................................... - 34 -

Abbildung 6-22: Vereinfachtes Anlagenschema der Anlage III ................................................ - 35 -

Abbildung 6-23: HHS-Lager, Anlage III ................................................................................................ - 35 -

Abbildung 6-24: Abzug und Zwischenlagerung des Feinanteils, Anlage III........................ - 35 -

Abbildung 6-25: Saugzugsystem inkl. Abtrennung Hackgut und Feinanteil, Anlage III - 36 -

Abbildung 6-26: Vibrationsrinne, Anlage III ...................................................................................... - 36 -

Abbildung 6-27: Holzvergaser, Anlage III ........................................................................................... - 36 -

Abbildung 6-28: Reststoffbehälter, Anlage III ................................................................................... - 37 -

Abbildung 6-29: Holzgas-BHKW, Anlage III ....................................................................................... - 37 -

Abbildung 6-30: Anlagensteckbrief HSZG-Anlage III .................................................................... - 38 -

Abbildung 6-31: Darstellung der Messstellen an einem Beispiel ............................................. - 43 -


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Abbildung 6-32: Messstelle Temperatur und Zusammensetzung Produktgas (Leitstand)...................................................................................................................... - 46 -

Abbildung 6-33: Messstelle Zusammensetzung und Temperatur Abgas ............................ - 46 -

Abbildung 6-34: Messtechnik zur Gasanalyse .................................................................................. - 47 -

Abbildung 6-35: Messstelle Volumenstrom sowie Zusammensetzung und Temperatur Abgas (nach Katalysator) ............................................................... - 47 -

Abbildung 6-36: Messstelle Temperatur und Zusammensetzung Produktgas (nach Notfilter) ......................................................................................................................... - 47 -

Abbildung 6-37: kalibrierte Einlaufstrecke Volumenstrom Motorzuluft ............................... - 47 -

Abbildung 6-38: Messung und Aufnahme des Volumenstroms Vergaserzuluft mittels Druckdifferenz an einer kalibrierten Einlaufstrecke .................................... - 47 -

Abbildung 6-39: Teerprobenahme im Reingas über die SPA-Methode ............................... - 48 -

Abbildung 6-40: Abwiegung der Brennstoffmasse........................................................................ - 48 -

Abbildung 6-41: Abgasanalyse mit Eheim Visit01LR ..................................................................... - 49 -

Abbildung 6-42: Produktgasanalyse mit Eheim Visit03H ............................................................ - 49 -

Abbildung 6-43: Messstelle Temperatur und Zusammensetzung Produktgas (Notfilter) ........................................................................................................................ - 49 -

Abbildung 6-44: Messstelle Temperatur und Zusammensetzung Abgas (nach Katalysator) ................................................................................................................... - 49 -

Abbildung 6-45: Abwiegung der Brennstoffmasse zwischen Vibrationsrinne/Schleuse- 49 -

Abbildung 6-46: Ergebnisse der Heiz- und Brennwertbestimmung von Brennstoff/Reststoff .................................................................................................. - 54 -

Abbildung 6-47: Ergebnisse der Kurzanalyse der Brennstoffe (HHS) ..................................... - 54 -

Abbildung 6-48: Ergebnisse der Elementaranalyse (C, H, N, S) von Brennstoff/Reststoff .................................................................................................. - 55 -

Abbildung 6-49: Ergebnisse der Kurzanalyse des festen Reststoffes (Koks) der Anlagen I-III ................................................................................................................... - 57 -

Abbildung 6-50: Ergebnisse der Kurzanalyse des Reststoffes Teer der Anlage I ............... - 57 -

Abbildung 6-51: Produktgasqualität Anlage I .................................................................................. - 60 -

Abbildung 6-52: Abgasqualität Anlage I............................................................................................. - 61 -

Abbildung 6-53: Teergehalt nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage I .................................... - 62 -

Abbildung 6-54: Teerkomponenten nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage I .................... - 62 -

Abbildung 6-55: Produktgasqualität Anlage II ................................................................................. - 64 -

Abbildung 6-56: Abgasqualität Anlage II ........................................................................................... - 66 -

Abbildung 6-57: Teergehalt nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage II ................................... - 67 -

Abbildung 6-58: Teerkomponenten nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage II .................. - 67 -

Abbildung 6-59: Produktgasqualität Anlage III ............................................................................... - 69 -

Abbildung 6-60: Abgasqualität Anlage III .......................................................................................... - 70 -

Abbildung 6-61: Teergehalt nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage III .................................. - 71 -

Abbildung 6-62: Teerkomponenten nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage III ................. - 72 -

Abbildung 6-63: Grafische Darstellung der energetischen Bilanzierungsergebnisse mittels Sankey-Diagramm, Anlage I ........................................................................ 78


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Abbildung 6-64: Grafische Darstellung der energetischen Bilanzierungsergebnisse mittels Sankey-Diagramm, Anlage II .................................................................. - 81 -

Abbildung 6-65: Grafische Darstellung der energetischen Bilanzierungsergebnisse mittels Sankey-Diagramm, Anlage III ................................................................ - 84 -

Abbildung 6-66: Strom- und Wärmegestehungskosten der Anlage II .................................. - 87 -

Abbildung 6-67: Strom- und Wärmegestehungskosten der Anlage III ................................. - 88 -

Abbildung 6-68: THG-Emissionen der Anlage III im Vergleich zu dt. Strommix und Erdgas-BHKW, [23] ..................................................................................................... - 89 -

Tabelle 3-1: Zeitplanung des Vorhabens ........................................................................................... - 12 -

Tabelle 6-1: Übersicht der technischen Anlagendaten für den öffentlichen Bereich der Datenbank...................................................................................................................... - 21 -

Tabelle 6-2: Detail- Anlagendaten für den internen Bereich der Datenbank..................... - 22 -

Tabelle 6-3: Darstellung der ausgewählten Anlagen durch die HSZG .................................. - 23 -

Tabelle 6-4: Übersicht der geplanten Messgrößen im Rahmen des Anlagenmonitorings.......................................................................................................... - 39 -

Tabelle 6-5: Übersicht der geplanten Messgrößen im Rahmen der Vor-Ort-Messkampagnen ................................................................................................................. - 41 -

Tabelle 6-6: Beispiel der gewählten Messpunkte ........................................................................... - 43 -

Tabelle 6-7: Übersicht der an der HSZG vorhandenen Messgeräte für die Messkampagnen ................................................................................................................. - 44 -

Tabelle 6-8: Brennstoffbestandteile nach Kurzanalyse und deren Prozesseinflüsse ...... - 52 -

Tabelle 6-9: Ergebnisse der Brennstoffanalysen (Einsatzzustand) .......................................... - 53 -

Tabelle 6-10: Ergebnisse der Reststoffanalysen ................................................................................ - 56 -

Tabelle 6-11: Abschätzung BHKW-Wirkungsgrad bei Holzgasnutzung [20]......................... - 74 -

Tabelle 6-12: Zusammenstellung der technischen Parameter und Bewertungskriterien, Anlage I ....................................................................................... - 77 -

Tabelle 6-13: Zusammenstellung der technischen Parameter und Bewertungskriterien, Anlage II ...................................................................................... - 80 -

Tabelle 6-14: Zusammenstellung der technischen Parameter und Bewertungskriterien, Anlage III ..................................................................................... - 83 -

Tabelle 6-15: Betreiberangaben und Annahmen zur Berechnung der Strom- und Wärmegestehungskosten ............................................................................................... - 85 -

Tabelle 6-16: Darstellung der jährlichen Preissteigerungsraten und des Betrachtungszeitraums .................................................................................................... - 86 -

1 Aufgabenstellung

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I Kurze Darstellung

1 Aufgabenstellung

Die thermochemische Vergasung von wasserarmer Biomasse wird im Rahmen der Energiebereitstellung aus biogenen Festbrennstoffen als eine zukunftsträchtige Option gesehen. Denn gegenüber der im kleintechnischen Leistungsbereich etablierten Verbrennung zur Wärmeerzeugung, weist diese Technologie durch die gekoppelte Strom- und Wärmeerzeugung (Kraft-Wärme-Kopplung) ökologische Vorteile auf. Somit ist unter dem Aspekt möglichst maximaler Brennstoffausnutzungsgrade die Kraft-Wärme-Kopplung der reinen Strom- bzw. Wärmebereitstellung aus Biomasse vorzuziehen [1], [2], [3].

Im Vorhaben „Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasung“ wurden verschiedene Biomassevergasungsanlagen kleiner Leistungsgröße im Rahmen von Anlagenmonitoring und Vor-Ort-Messkampagnen analysiert. Anhand der Ergebnisse kann anschließend für die jeweilige Anlage eine technische, ökonomische und ökologische Bewertung erarbeitet werden. Diese Bewertungen sollen für die Optimierung der Verfahrenskonzepte und zur Reduzierung von kostenintensiven Fehl- und Doppelentwicklungen genutzt werden, um damit für potenzielle Investoren eine objektive Entscheidungsgrundlage zu schaffen. Darüber hinaus sollten die gesammelten Ergebnisse des Projektes in einer zweiten Programmphase zur Entwicklung und Implementierung verbesserter Komponenten sowie zur Demonstration optimierter Anlagenkonzepte genutzt werden.

2 Voraussetzungen

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2 Voraussetzungen, unter denen das Vorhaben durchgeführt wurde

Das Projekt „Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasung“ wurde in Kooperation zwischen dem Deutschen Biomasse Forschungszentrum (DBFZ), der Hochschule Zittau/Görlitz (HSZG), dem Fraunhofer-Institut für Fabrikbetrieb und Automatisierung (IFF) und dem Bayerischen Zentrum für angewandte Energieforschung e.V. (ZAE) bearbeitet. Das Vorhaben wurde an der Hochschule Zittau/Görlitz inhaltlich von Projektleiter Prof. Dr.-Ing. habil. Tobias Zschunke sowie den Projektbearbeitern Ingmar Schüßler (Zeitraum vom 01.08.2009 bis 31.10.2010) und Roman Schneider (Zeitraum vom 01.11.2010 bis 31.03.2012) bearbeitet.

Zum Zeitpunkt der Beantragung des Vorhabens konnte, trotz vorhandenem Interesse potenzieller Anwender, noch kein Marktdurchbruch kleintechnischer Biomassevergaser verzeichnet werden. Wie aus Abbildung 2-1 ersichtlich, ist in den letzten Jahren für den Markt der thermochemischen Vergasungsanlagen eine dynamische Entwicklung zu verzeichnen und der Anlagenbestand in Deutschland erhöhte sich stark [4]. Auch die Funktionstüchtigkeit der Vergasung von Holz zum Zwecke der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) konnte mittlerweile durch eine Vielzahl von Anlagen mit vielen Betriebsstunden bestätigt werden. Die größte Entwicklung vollzog sich bei den auf dezentrale KWK ausgerichteten Konzepten im Leistungsbereich <200 kWel [5].

Abbildung 2-1: Entwicklung des Anlagenbestandes und der installierten elektrischen Leistung nach Größenklassen von thermochemischer Vergasungsanlagen [4]

Die überwiegende Anzahl der Anlagen werden zur KWK und die Wärme dabei im Sinne des KWK-Bonus sowie zur Trocknung des eigenen Brennstoffes genutzt. Typische Betreiber der kleintechnischen Anlagen sind land- und forstwirtschaftliche Höfe, die mit eigenem bzw. regionalem Bezug von Stamm- und Waldrestholz oder Landschaftspflegematerial die Holzhackschnitzel als Brennstoff generieren.

In dem kleintechnischen Leistungsbereich der Holzvergasung wird hauptsächlich das Prinzip der absteigenden Festbett-Gleichstromvergasung angewendet und die energetische Nutzung des Produktgases erfolgt dabei überwiegend über die Gasverbrennung in einem Blockheizkraftwerk (Gasmotor, Zündstrahlmotor).

3 Planung und Ablauf des Vorhabens

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Die erforderlichen Arbeiten wurden in fünf Arbeitspakete unterteilt, die in Abbildung 3-1 inkl. der jeweiligen Arbeits-Zeit-Planung und der Bezüge der Arbeitspakete zueinander dargestellt sind.

Abbildung 3-1: Arbeits-Zeit-Planung mit Aufteilung in Arbeitspakete (PM: Projektmonat, M: Meilenstein)

Der geplante zeitliche Ablauf der Projektbearbeitung nach Arbeitspaketen ist Tabelle 3-1 zu entnehmen und beschreibt den Zeitraum August 2009 bis Januar 2012.

Tabelle 3-1: Zeitplanung des Vorhabens

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

AP 1

AP 2

AP 3

AP 4

AP 5

M M

Projektbearbeitung

Projekttreffen

Experten- und Betreiberworkshops

M Meilensteine

Aufgrund der Elternzeit des wissenschaftlichen Bearbeiters der HSZG im Projekt, Herrn Roman Schneider, wurde durch den Projektkoordinator (DBFZ) eine kostenneutrale Verlängerung um zwei Monate beantragt. Dieser Antrag wurde durch den Projektträger mit dem Schreiben vom 21.09.2011 bewilligt. Somit endete der Bewilligungszeitraum für die HSZG zum 31.03.2012.

AP 2 Anlagenauswahl und -vorbereitung PM 1-8

AP 4 Datenauswertung und Erarbeitung von VerbesserungsansätzenPM 6-24

AP 5 Technische, ökonomische und ökologische Bewertung der untersuchten AnlagenPM 20-30

AP 1 Datenerhebung, Klassifizierung, und Aufbau einer Datenbank PM 1-30

AP 3 Messkampagnen (kontinuierliche und Detailmessungen)PM 6-20

M1

M2


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Zur Gewährleistung und Unterstützung der Vor-Ort-Messkampagnen wurden mit Zustimmung des Projektträgers Jülich (Änderungsbescheid vom 21.09.2011) ein Teil der zugewiesenen sonstigen allgemeinen Verwaltungsaufgaben in Mittel für Dienstreisen und ein Teil der zugewiesenen Personalmittel in Mittel zur Vergabe von Aufträgen umgewandelt.

Im Projektverlauf und innerhalb der wissenschaftlichen Diskussion sowohl unter den Projektpartnern als auch im Service- und Begleitprogramm bestätigte sich eine veränderte Gewichtung der inhaltlichen Schwerpunkte des Projekts. Im Rahmen der Ergebnisse von Anlagenmonitoring und Langzeit-Messkampagnen zeigte es sich frühzeitig, dass Havarien und Betriebsstörungen an Biomassevergasern ein nach wie vor großes Problem darstellen. Daher konnten nicht alle der ursprünglich im Messprogramm betreuten Anlagen in einen zuverlässigen Dauerbetrieb überführt werden. Folglich wurde der Identifizierung und Konzentration auf die erfolgversprechenden Anlagenkonzepte gegenüber der Optimierung aller betreuten Anlagen eine deutlich höhere Erfolgsaussicht zugemessen. Darüber hinaus wurden die nun intensivierten Arbeiten zur Etablierung und Harmonisierung von Mess- und Bilanzierungsmethoden sowohl von den Anlagenbetreibern als auch von allen Projektpartnern als wesentliche Grundlage für die Weiterentwicklung kleintechnischer Biomassevergasungsanlagen angesehen.

Arbeitspaket 1: Datenerhebung, Klassifizierung und Aufbau einer Datenbank

Ziel dieses Arbeitspakets ist die Zusammenführung und Verifizierung des den Projektpartnern bekannten Datenbestandes sowie die Eintragung dieser als auch weiterer Daten externer Quellen in eine Datenbank. Die Datenbank wurde unter der Federführung der HSZG aufgebaut. In Abstimmung mit den Projektpartnern wurde eine Datenstruktur erstellt und die Datenbank mit Unterstützung der Metronom - Agentur für Kommunikation und Design GmbH auf der Internetplattform des Service- und Begleitvorhabens eingebettet.

Zur Unterstützung der Erstellung des Datenbankkonzeptes sowie zur Kontaktknüpfung hinsichtlich der weiteren Datengewinnung wurden, mit Zustimmung des Projektträger Jülich, ein Teil der zugewiesenen Personalmittel für das Jahr 2009 in Mittel zur Vergabe von Aufträgen umgewandelt und damit die Mitarbeit der Arbeitsgruppe Vergasung der Fördergesellschaft Erneuerbare Energien e.V. (FEE) finanziert.

Die technische Umsetzung der Datenbank wurde Ende 2010 abgeschlossen und im März 2011 durch die HSZG endgültig freigegeben. Im Rahmen eines Arbeitstreffens der Projektpartner führte die HSZG einen Workshop durch, in dem der Umgang mit der Datenbank durch die Projektpartner geschult werden konnte.

In die Datenbank wurden als erstes die Anlagenbetreiber aufgenommen die im Bundesmessprogramm von den jeweiligen Projektpartnern betreut wurden. Um einen umfassenderen Datenbestand in der Datenbank aufzubauen, erfolgte im Anschluss durch die HSZG die Einpflege weiterer Anlagen in die Datenbank. Hierfür wurden weitere bekannte Anlagenbetreiber und -hersteller sowie einschlägige Forschungseinrichtungen durch HSZG und FEE kontaktiert.

Arbeitspaket 2: Anlagenauswahl- und vorbereitung

In Zusammenarbeit mit den Projektpartnern wurde zu Beginn des Vorhabens eine erste Anlagenauswahl getroffen. Nach dieser Vorauswahl wurden die entsprechenden Betreiber angesprochen und hinsichtlich ihrer Bereitschaft an einer Teilnahme am Vorhaben befragt.


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Bei Interesse der Betreiber fanden Ende 2009 Erstbegehungen der Anlagen durch den jeweiligen Projektbearbeiter statt. In diesem Rahmen wurde ein Datenerhebungsbogen angewendet, der zuvor durch die Projektpartner konzipiert wurde.

Durch die HSZG wurde u.a. Kontakt mit zwei Betreibern von Vergaser-Blockheizkraftwerken der Fa. Spanner Re² GmbH sowie zu einem Betreiber von Mothermik-Vergasern, der Holzenergie Hunsrück GmbH, aufgenommen. Diese Betreiber erklärten ihre Bereitschaft zur Mitarbeit im Bundesmessprogramm. Darüber hinaus erfolgte die Absprache zum Einbau der ggf. zusätzlich notwendigen Messstutzen und zur Installation weiterer Sensoren an den vereinbarten Messstellen. Dadurch konnten die Vorbereitungen zur Aufnahme des Anlagenmonitorings und der Messkampagnen seitens der HSZG bereits Anfang/Mitte 2010 abgeschlossen werden.

Arbeitspaket 3: Messkampagnen (kontinuierliche und Detailmessungen)

Um eine Vergleichbarkeit der im Projekt erhobenen Messdaten zu gewährleisten, war eine Abstimmung des Vorgehens zwischen den einzelnen Partnern erforderlich. Zu diesem Zweck wurde ein einheitlicher Messplan entwickelt, der in die Phasen Anlagenmonitoring, Langzeitmessungen und Detailmessungen unterteilt wurde. Das Monitoring sollte dabei durch die Betreiber erfolgen und eine technische, ökonomische und ökologische Jahresbilanzierung ermöglichen. Innerhalb der Messkampagnen wurde angestrebt, die Daten des Monitoring zu verifizieren sowie eine Stoff- und Energiebilanzierung durchzuführen.

Die im Arbeitspaket 3 enthaltenen Langzeitmessungen und das Anlagenmonitoring wurden bei den Anlagen im Januar bzw. Juni 2010 begonnen und Ende 2011 abgeschlossen. Die Langzeitmesskampagnen an den drei Anlagen wurden im August 2011 abgeschlossen und lagen damit vier Monate hinter dem ursprünglichen Zeitplan. Der für August 2011 geplante zweite Meilenstein (Abschluss der Datenauswertung) wurde daher erst zum März 2012 erreicht (siehe Arbeitspaket 5).

Arbeitspaket 4: Datenauswertung und Erarbeitung von Verbesserungsansätzen

Eine erste Datenauswertung wurde teilweise parallel zu den Langzeitmessungen durchgeführt. Die daraus resultierenden Verbesserungsvorschläge sind im Rahmen der Messkampagnen mit den jeweiligen Betreibern diskutiert worden. Zum anderen stellen die erarbeiteten Verbesserungsvorschläge einen Bestandteil der jeweiligen Endberichte dar und werden zusätzlich in einem abschließenden Betreiberworkshop diskutiert.

Die messtechnische Begleitung bezüglich der Messkampagnen wurde bei allen Projektpartnern weiter verbessert. Durch die bei den Stadtwerken Rosenheim erfolgte gemeinsame Messung (Kapitel 6.3.3), konnten die Daten/Ergebnisse validiert und zusätzlich neue Messmethoden (Teeranalyse mittels Solid-Phase-Adsorption (SPA)) bei den ausgewählten Anlagen der Hochschule Zittau/Görlitz angewandt werden.

Arbeitspaket 5: Technische, ökologische und ökonomische Bewertung der untersuchten Anlagen

Die Energie- und Stoffbilanzierung des Konversionsprozesses als Ergebnis der Arbeitspakete 3 und 4 bildet die Grundlage für die technische und energetische Charakterisierung und damit auch für die nachfolgende Bewertung der Anlagenkonzepte durch das DBFZ als Hauptbearbeiter des Arbeitspaketes 5. Zur Durchführung dieser Bewertung werden verschiedene prozessspezifische Kenngrößen benötigt. Deren Auswahl


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erfolgte in Anlehnung an die im Methodenhandbuch [6] aufgeführten wichtigsten Bilanzierungsgrößen einer Biomassevergasungsanlage. Im Rahmen des abschließenden Projekttreffens im März 2012 wurde die konkrete Ausgestaltung der notwendigen Daten für die ökonomische und ökologische Analyse der Anlagen des Bundesmessprogramms diskutiert. Die Vorbereitung und interne Abstimmung war zu diesem Zeitpunkt bereits erfolgt und bot somit die Grundlage für die Vereinheitlichung der Ergebnisse.

Die Berechnungen zur ökonomischen Bewertung wurden durch das DBFZ [22] durchgeführt. Die angewendete Methodik zur ökonomischen Bewertung der Anlagenkonzepte basiert auf den Angaben nach [6].

Für die nach der vorhandenen Datenbasis ausgewählte Anlage der HSZG (Anlage III), wurde die ökologische Bewertung in Form einer Treibhausgasbilanzierung (THG) durch das DBFZ [23] nach der im Methodenhandbuch [6] dargestellten Vorgehensweise durchgeführt.

4 Wissenschaftlicher und technischer Stand zum Zeitpunkt der Antragstellung

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Als Biomassevergasung wird die Umwandlung eines biogenen Festbrennstoffes mit einem Vergasungsmittel (z. B. Luft, Sauerstoff oder Wasserdampf) zur Herstellung von brennbaren Gasen bezeichnet. Die Biomassevergasung hat das Ziel, ein möglichst heizwertreiches Produktgas mit einem niedrigen Teer- und Staubgehalt zu erzeugen. Damit der thermochemische Umwandlungsprozess abläuft, muss Wärme zugeführt werden. Dies kann durch eine Teilverbrennung des Brennstoffes über Luftzufuhr geschehen (autotherme Vergasung) oder über eine indirekte Wärmezufuhr durch einen Wärmeübertrager (allotherme Vergasung). Der Vergasungsprozess gliedert sich in die vier Schritte Trocknung, Pyrolyse, Oxidation und Reduktion. Bei der Trocknung verdampft das Wasser. Bei der anschließenden Pyrolyse werden durch die Zersetzung hochmolekularer Polymere flüchtige Biomassebestandteile gebildet und freigesetzt. Die Oxidation der flüchtigen Bestandteile mit dem Vergasungsmittel liefert die nötige Energie für den gesamten Vergasungsprozess. In der Reduktionszone entsteht schließlich ein Großteil der heizwertreichen Bestandteile des Rohgases (CO, H2, CH4).

Kleintechnische Biomassevergasungsanlagen wurden in Deutschland seit mehreren Jahrzehnten überwiegend als Versuchs- und Demonstrationsanlagen errichtet und betrieben. Die ausgeführten Anlagen bestehen aus den vier miteinander verbundenen Systemkomponenten: Brennstoffkonditionierung, Gaserzeugung, Gasaufbereitung und Gasnutzung (Abbildung 4-1). Im Gegensatz zu den schon weiterentwickelten Biogasanlagen, ist die Technik zur Nutzung wasserarmer Biomasse in KWK-Anlagen jedoch noch einige Jahre im Rückstand [7]. Dabei gilt die Anwendung von Holzvergasern in Kombination mit Blockheizkraftwerken (BHKW) zur Gasnutzung als vielversprechende Variante zur energetischen Biomassenutzung im kleinen Leistungsbereich.

Abbildung 4-1: Grundsätzlicher Systemaufbau von Biomassevergasungsanlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung dargestellt als Bilanzierungsschema [8]


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Auch bedingt durch die immer wieder auftretenden technischen und wirtschaftlichen Probleme verändert sich der Kreis der Akteure auf dem Gebiet der Vergasung ständig. Dennoch existieren inzwischen Anlagen mit mehr als 5.000 Betriebsstunden jährlich, wobei vor allem in den letzten Jahren eine positive Entwicklung beobachtet werden konnte. Bezüglich der zum Einsatz gebrachten Vergasungstechnologien überwiegen derzeit noch Systeme, die mit dem Vergasungsmittel Luft arbeiten und nach dem autothermen Prinzip betrieben werden. In dem kleintechnischen Leistungsbereich werden nahezu ausschließlich einstufige Gleichstrom-Festbettvergaser installiert [7]. Die im Betrieb befindlichen Vergaseranlagen verwenden fast ausschließlich sehr trockene Holzhackschnitzel (Trockensubstanz (TS)-Anteil > 85 Ma.-%), obwohl prinzipiell der Einsatz beliebig wasserarmer Biomasse für die Vergasung denkbar ist. Die Anpassung an diese Brennstoffe erfordert jedoch noch erheblichen Entwicklungsbedarf.

5 Zusammenarbeit mit anderen Stellen

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Im „Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasung“ waren die folgenden vier wissenschaftlichen Einrichtungen mit einschlägigen Erfahrungen beteiligt:

• Deutsches Biomasse Forschungszentrum (DBFZ) in Leipzig

• Fraunhofer Institut für Fabrikbetrieb und -automatisierung (IFF) in Magdeburg

• Bayerisches Zentrum für Angewandte Energieforschung (ZAE) in Garching

• Hochschule Zittau/Görlitz (HSZG), Fakultät Maschinenwesen, Fachgebiet Kraftwerks- und Energietechnik

Die Kommunikation zwischen allen Projektbearbeitern der Institute erfolgte regelmäßig im persönlichen, telefonischen bzw. Mailkontakt. Darüber hinaus fanden mehrere Projekttreffen bei den Kooperationspartnern statt. Zusätzlich war im Rahmen der jährlich stattfindenden Statustreffen des BMU-Förderprogramms ein persönlicher Austausch zwischen den Projektpartnern möglich.

Im April 2010 wurde im Rahmen des Service- und Begleitvorhaben des BMU-Förderprogramms „Energetische Biomassenutzung“ (FKZ 03KB001) und in Zusammenarbeit mit der Arbeitsgruppe „Vergasung von Biomasse“ der Fördergesellschaft Erneuerbare Energien e.V. (FEE) ein Workshop „Teermessung an Holzvergasungs-Motor-BHKW“ an der TU Berlin durchgeführt. Hierbei wurde das Bundesmessprogramm vorgestellt und die sich aus dem Vorhaben ergebenden Aufgabenstellungen zu Teermessungen an Biomassevergasungsanlagen diskutiert.

Im Rahmen der unter Punkt 1 erläuterten veränderten Gewichtung der Aufgabenstellung wurde in Zusammenarbeit mit den Stadtwerken Rosenheim zur Etablierung und Harmonisierung von Mess- und Bilanzierungsmethoden beigetragen. Unter diesem Aspekt und zum Abgleich der Messtechnik unter den vier Projektpartnern wurden im Juli 2010 Vergleichsmessungen an der Anlage der Stadtwerke Rosenheim [9] durchgeführt, die Permanentgas- und Teermessungen mit jeweils verschiedenen Verfahren beinhalteten. Die Ergebnisse des Messworkshops werden in einem Forschungsbericht der Projektpartner und der Stadtwerke Rosenheim als Messbericht veröffentlicht [10].

Die systematischen Gruppierung/Klassifizierung verschiedener Vergasungsanlagen nach konkreten verfahrenstechnischen Konzepten im Rahmen einer Datenbank nach Arbeitspaket (AP) 1 wurde durch den AP-Verantwortlichen der Hochschule Zittau/Görlitz zusammen mit dem Service- und Begleitvorhaben und dem FEE erarbeitet.

Darüber hinaus wurde eine Überarbeitung der Methodik zur Auswertung der technischen Eingangsparameter sowie hinsichtlich der notwendigen Kennzahlen in enger Zusammenarbeit mit den Stadtwerken Rosenheim und dem Service- und Begleitvorhaben durchgeführt. Die Ergebnisse sind in der überarbeiteten Version des Methodenhandbuches [6] integriert und somit einer breiten Öffentlichkeit zugänglich.

Des Weiteren konnte in Zusammenarbeit mit dem FEE ein Workshop zur weiteren Ausgestaltung eines Messhandbuches sowie zum Abgleich der bisherigen Bilanzierungsvorschriften mit den praktischen Erfahrungen an den Anlagen vor Ort durchgeführt werden.


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Durch das Service- und Begleitvorhaben konnte außerdem ein Flyer zur Beschreibung des Verbundvorhabens und zur Aufführung der gesetzten Ziele und Ergebnisse erstellt werden.

Das Umweltbundesamt Dessau war am abschließenden Projekttreffen im März 2012 beteiligt und ist an einer Kooperation und Beteiligung an künftigen Projektveranstaltungen interessiert.

6 Zentrale Ergebnisse des Projektes

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II Eingehende Darstellung


6.1 Arbeitspaket 1: Datenerhebung, Klassifizierung und Aufbau einer Datenbank

Ziel dieses Arbeitspakets ist die Zusammenführung und Verifizierung des den Projektpartnern bekannten Datenbestandes sowie die Einarbeitung dieser und weiterer Daten externer Quellen in eine Datenbank. Die in den nachfolgenden Arbeitspaketen entwickelten Methoden und erhobenen Daten wurden für die kontinuierliche Weiterentwicklung der Datenbank während der gesamten Projektlaufzeit genutzt. Die Programmierung der Datenbank wurde unter Federführung der Hochschule Zittau/Görlitz mit Unterstützung des Service- und Begleitvorhabens und der FEE e.V. im Rahmen der Internetplattform http://www.energetische-biomassenutzung.de umgesetzt. In Abstimmung mit den Projektpartnern wurde, wie in Abbildung 6-1 dargestellt, eine Struktur gewählt, in der das jeweilige Datenblatt für jede Anlage die Kategorien Anlagenübersicht, Anlagenkonfiguration, Betriebsdaten und messtechnische Untersuchungen enthält. Die Datenbank besteht aus einem öffentlich zugänglichen und einem passwortgeschützten internen Bereich.

Der Nutzer der Datenbank hat die Möglichkeit sich die gesamte Anlagenliste anzeigen zu lassen bzw. nach bestimmten Anlagenkategorien zu suchen. Diese Kategorien sind Standort (Bundesland in Deutschland; EU; außerhalb EU), Feuerungswärmeleistung1 (<250 kW; 250-500 kW; 500-1000 kW; 1000-2000 kW; >2000 kW), Reaktionsbett (Festbett; Wirbelbett; Flugstrom), die Art der Gasaufbereitung (Nass; Trocken) sowie die Art der Gasnutzung (Motor-BHKW; Turbinen-BHKW; Brennstoffzelle; Brenngasreformierung). Neben dieser Kategorienwahl ist darüber hinaus eine freie Stichwortsuche möglich.

Abbildung 6-1: Detailansicht einer Anlage im öffentlichen Bereich der Datenbank

1 Die Feuerungswärmeleistung ist die in die Anlage eingebrachte Brennstoffenergie (bezogen auf den Heizwert Hi) pro Zeiteinheit.


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Wie in Tabelle 6-1 und Tabelle 6-2 dargestellt, werden im öffentlichen Bereich die allgemeinen technischen Daten der Anlagen sowie im internen Bereich die Jahresbetriebsdaten und Daten zu bisher durchgeführten messtechnischen Untersuchungen dargestellt. Der interne Bereich des Frontend kann über ein allgemeines Login erreicht werden. Benutzername und Passwort für das allgemeine Login können durch den Verwalter der Datenbank nach vorheriger Anmeldung des Nutzers vergeben werden.

Die Datensätze der jeweiligen Anlagen lassen sich in der Backend Typo3-Verwaltungsoberfläche der Webseite sowohl verbergen als auch löschen. Darüber hinaus ist im Backend der Export von Datensätzen als CSV-Datei möglich.

Tabelle 6-1: Übersicht der technischen Anlagendaten für den öffentlichen Bereich der Datenbank

allgemeine Angaben

Anlagenbild Anlagenname Betreiber Quelle

Anlagenübersicht

Standort Hersteller Inbetriebnahme Anlagenleistung Vergasungsbrennstoff Vergasungsmittel Betriebsmittel Reststoffe

Anlagenkonfiguration

Brennstoffkonditionierung

Aufbereitung

Trocknung

Betriebsmittel

Reststoffanfall

Gaserzeugung

Anzahl Vergaser Reaktionswärme Reaktionsbett Beschreibung Vergaser Betriebsmittel Reststoffanfall

Gasaufbereitung

Staubrückhaltung Teerrückhaltung Kühlung Betriebsmittel Reststoffanfall

Gasnutzung

Prinzip Aggregate Produktnutzung Abgasreinigung Betriebsmittel Reststoffanfall

Sonstiges


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Tabelle 6-2: Detail- Anlagendaten für den internen Bereich der Datenbank

Jahresbetriebsdaten

Datum/Zeitraum Quelle Betriebsregime Brennstoffverbrauch Erzeugung Betriebsmittel Arbeitsaufwand

Messtechnische Untersuchungen

Bezeichnung Datum Quelle Beschreibung Link, Kontaktperson

Es wurden vorerst die Anlagenbetreiber aufgenommen, die im Bundesmessprogramm von den jeweiligen Projektpartnern betreut wurden. Um einen umfassenderen Datenbestand in der Datenbank aufzubauen, konnten im Anschluss weitere europäische Anlagen durch die HSZG in die Datenbank eingepflegt werden. Von der pauschalen Übernahme älterer vor 2007 erfasster Daten wurde, aufgrund der damit nicht gegebenen Aktualität, abgesehen. Somit war es hierfür notwendig, weitere bekannte Anlagenbetreiber und -hersteller sowie einschlägige Forschungseinrichtungen zu kontaktieren. Darüber hinaus wurde der FEE e.V. über einen Unterauftrag mit der Beschaffung weiterer Anlagendaten beauftragt. Leider konnte kein zufriedenstellender Anfragenrücklauf (ausgeführt durch FEE e.V. und HSZG) durch die angesprochenen Anlagenbetreiber festgestellt werden, sodass bisher nur eine vergleichsweise geringe Anlagenanzahl (Stand November 2012: 19 Anlagen) in die Datenbank aufgenommen werden konnte.

6.2 Arbeitspaket 2: Anlagenauswahl und -vorbereitung

Wie im Kapitel 3 beschrieben wurde in Zusammenarbeit mit den Projektpartnern eine erste Anlagenauswahl getroffen, die entsprechenden Betreiber angesprochen und bei vorhandenem Interesse Anlagenerstbegehungen durchgeführt. Der dabei angewendete Datenerhebungsbogen enthielt neben den allgemeinen technischen und organisatorischen Daten auch die Abfrage der vorhandenen Betriebserfahrungen, der Motivation und der Erwartungen hinsichtlich der Teilnahme am Bundesmessprogramm. Ein Muster dieses Datenerhebungsbogens ist dem Anhang des Endberichts beigefügt.

Durch die HSZG und in Abstimmung mit den Projektpartnern wurden drei Anlagen ausgewählt, die im Rahmen des Endberichtes als Anlage I, Anlage II bzw. Anlage III bezeichnet werden (Tabelle 6-3).


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Tabelle 6-3: Darstellung der ausgewählten Anlagen durch die HSZG

Anlagenbezeichnung Standort Hersteller Leistungsgröße in kWel

Anlage I Rheinland-Pfalz Mothermik GmbH 250

Anlage II Baden-Württemberg Spanner Re² GmbH 30

Anlage III Tirol, Österreich Spanner Re² GmbH 30

Die Anlagenauswahl konnte für alle Projektpartner bis Mitte 2010 abgeschlossen werden. In Folge von Havarien bzw. Betriebsstörungen waren bei zwei Anlagen der Projektpartner jedoch Einschränkungen für das Anlagenmonitoring und die Messkampagnen zu verzeichnen bzw. eine Fortführung des Messprogramms nicht mehr möglich.

Nach der ersten Anlagenbegehung und dem ausführlichen Betreibergespräch (Datenerhebungsbogen) erfolgten in Abstimmung mit dem Betreiber die Planung der erforderlichen Messstellen (vorhanden, zusätzlich) und die zeitliche Organisation der ersten Messkampagnen. Außerdem war die Art und Weise sowie der Umfang des durch den Betreiber durchzuführenden Anlagenmonitorings abzustimmen. Für diese kontinuierliche Erfassung der Betriebsdaten wurden für Anlage II und III Erfassungsbögen als Vorschlag erstellt und den Betreibern vorgestellt. Bei Anlage I konnte auf eine umfassende tägliche Erfassung der Betriebsdaten zurückgegriffen werden. Daher sind die Monitoring-Daten zu Anlage I sehr umfangreich vorhanden und die Auswertung dieser konnte in die technische Bewertung einfließen. Bei den Anlagen II und III konnten, aufgrund des mit dem Monitoring verbundenen Betreiberaufwandes, von Seiten der Betreiber keine umfassenden kontinuierlichen Monitoring-Daten erarbeitet werden. Jedoch konnten sich die Projektverantwortlichen der HSZG hinsichtlich der Anlagen-Bewertung auf die diversen Messkampagnen und die in diesem Zuge festgehaltenen Betriebsdaten und Erfahrungen stützen.

6.2.1 Anlage I

Zwei Module (Bezeichnung: HEH3 / HEH4) dieses Anlagentyps werden direkt beim Hersteller der Mothermik GmbH (jetzt Holzenergie Hunsrück GmbH) in Pfalzfeld (Rheinland-Pfalz) betrieben.


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Abbildung 6-2: Außenansicht Anlagengebäude, Anlage I

Als Brennstoff dienen Holzhackschnitzel (HHS) vorwiegend aus Stammholz und holzartigem Landschaftspflegematerial. Der Hersteller des Holzvergaser-BHKW empfiehlt für die Beschaffenheit der HHS als Brennstoff eine Größe von G50 (nach ÖNORM M 7133 [11]), einen TS-Gehalt ab 85 Ma.-% sowie die Abscheidung der eventuell im Hackgut enthaltenen Nadel- oder Laubanteile. Somit muss entweder getrocknetes Hackgut eingekauft oder das waldfrische Hackgut vor Ort bis zum geforderten Wassergehalt getrocknet werden.

Der prinzipielle verfahrenstechnische Ablauf des Konversionsprozesses ist durch ein vereinfachtes Anlagenschema in Abbildung 6-3 dargestellt und kann wie folgt beschrieben werden.


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Abbildung 6-3: Vereinfachtes Anlagenschema jeweils eines Modules der Anlage I

Die HHS für das Holzvergaser-BHKW mit einer elektrischen Nennleistung von 250 kW werden im Anlagengebäude gelagert und im Trocknungscontainer (1) mit Warmluft im Gegenstrom getrocknet (Abbildung 6-4).

Abbildung 6-4: Innenansicht Anlagengebäude mit HHS-Lager und Trocknungscontainer, Anlage I

Abbildung 6-5: Vibrationsrinne, Anlage I


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Abbildung 6-6: automatisches Greifkransystem, Anlage I

Über das Schubbodensystem des Containers werden die getrockneten HHS aus dem Trocknungsbehälter ausgetragen und anschließend über ein in drei Achsen bewegliches Greifkransystem (2) zur Vergaserbeschickung (Vibrationsrinne) transportiert (Abbildung 6-5; Abbildung 6-6). Über diese Vibrationsrinne werden die HHS bei paralleler Abwiegung nach Bedarfsanforderung des Vergasers der Sicherheitsschleuse zugeführt. Die Zellradschleuse dient sowohl dem bei der Brennstoffzufuhr notwendigen Luftabschluss zur umgebenden Atmosphäre als auch zur Rückbrandsicherung. Im Festbettvergaser (3) mit Gleichstromprinzip (absteigend) wird mit unterstöchiometrischer Zuführung des Vergasungsmittels Luft der Brennstoff in ein Prozessgas umgesetzt. Die Oxidationszone des Vergasers ist mit hochtemperaturfester Keramik ausgekleidet und der Rahmen des Reaktormantels wassergekühlt ausgeführt. Der pulverförmige Reststoff (Holzkohlekoks) des Prozesses wird mittels Schnecken- und Kettenfördersystem in spezielle Sammelcontainer befördert (Abbildung 6-7).

Die Aufbereitung des Prozessgases erfolgt mehrstufig über eine Wasserquenche (4) sowie einen Elektrofilter (5). Im anlageninternen Quenchwasserkreis befindet sich ein Absetzbehälter, in dem sich Schlamm (Gemisch aus Koks, Teer und Kondensat) absetzen kann. Dieser Schlamm wird ebenfalls über ein automatisches Fördersystem in Sammelbehälter zur Entsorgung gefördert. Das gereinigte und abgekühlte Produktgas wird im Anschluss dem Motorenheizkraftwerk (6), bestehend aus einem speziell abgestimmten Zündstrahlmotor mit Abgaswärmetauscher und Generator, unter der kontinuierlichen Zugabe von Zündöl (RME) im Motor verbrannt und in thermische und elektrische Energie umgewandelt (Abbildung 6-8). Über eine Abgaswärmetauscher (7) kann die thermische Energie dem Abgas entzogen und zur Wärmebereitstellung ausgekoppelt werden.


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Abbildung 6-7: Reststofflagerung (Kondensat, Teer, Koks), Anlage I

Abbildung 6-8: Zündstrahlmotor-BHKW, Anlage I

Der Betrieb der Anlage erfolgt stromgeführt (Dauerbetrieb) und dient neben der Stromeinspeisung auch der Bereitstellung von thermischer Energie für die Beheizung der Betriebsgebäude, der Warmwassererzeugung sowie zur Bereitstellung der benötigten Prozesswärme für den eigenen Hackguttrocknungscontainer. Die elektrische Energie wird über die Übergabestation in das öffentliche Versorgungsnetz eingespeist und nach dem EEG vergütet.

Alle Prozessabläufe können über ein Display mit Tastatur gesteuert und die wesentlichen Parameter in einer Visualisierung überwacht werden. Auch die Fernüberwachung via Internet und eine Notrufmeldung per Mobiltelefon sind möglich.


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Anlage I Vergasertyp: Gleichstrom

Leistung: 250 kWel (je Modul)

Standort Rheinland-Pfalz

Hersteller Mothermik GmbH

Anlagenbeschreibung

− Am Standort des Herstellers werden zwei Module (HEH3 / HEH4) des Anlagentyps betrieben. Strom wird nach EEG vergütet, Wärme für die Warmwasser- u. Wärmeversorgung der Betriebsgebäude verwendet.

− Das Produktgas wird in einem Festbettvergaser erzeugt und durch eine Wasserquenche (Kondensatnutzung) und einen E-Filter von Staub, Teer und Kondensat gereinigt. Die Gasnutzung erfolgt in einem Zündstrahlmotor.

− Ein Modul weist ca. 5.900 Jahresbetriebs-stunden (HEH3) auf. Die elektrische Leistung liegt bei 220 - 250 kW, die ausgekoppelte Nutzungswärme schwankt dabei je nach Anforderung. Ein Teil der restlichen Wärme wird zur Brennstofftrocknung eingesetzt.

− Eine Optimierung hinsichtlich geringerer Rohgasverunreinigung bzw. eine kostengünstigere Entsorgung von Teer und Kondensat wird angestrebt.

Inbetriebnahme 2008 (HEH4)

Betriebsart Dauerbetrieb

Betriebsstunden Stand 2011: 24.000 (HEH4) / 34.000 (HEH3)

Vergasungsmittel Luft

Gasnutzung Zündstrahlmotor

Wärmenutzung Firmengelände

Brennstoffversorgung

Art des Brennstoffs HHS G50 Lagerung Halle mit 1500 m3 (für HHS)

Bezugsquelle Fremdbezug Trocknung Warmluft

Zerkleinerung Dienstleister Anteil Fehlkorn kein

Hauptkomponenten

Vergaser Festbett Teerentfernung Quenche + E-Filter

Rohgaskühlung Quenche Stromerzeuger Umgebauter IVECO Rohblock

Entstaubung Quenche + E-Filter MSR SPS mit Fernüberwachung

Betriebsdaten

Elektrische Leistung 220-250 kW Hilfsstoffe Zündöl (RME)

Nutzwärmeleistung ca. 40-80 kW Reststoffe Koks Kondensat Teer Feuerungsleistung ca. 1100 kW

Abbildung 6-9: Anlagensteckbrief HSZG-Anlage I


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6.2.2 Anlage II

Die Anlage der Fa. Spanner Re² GmbH mit einer elektrischen Nennleistung von 30 kW wird in einem landwirtschaftlichen Betrieb in Herdwangen (Baden-Württemberg) betrieben. Als Brennstoff dienen HHS aus dem Bezug von eigenem und zugekauften Waldrestholz, Stammholz und Landschaftspflegematerial. Der Hersteller des Holzvergaser-BHKW empfiehlt für die Beschaffenheit der HHS als Brennstoff eine Größe von G30-G40 (nach ÖNORM M 7133 [11]), einen TS-Gehalt ab 87 Ma.-% sowie einen maximalen Feinanteil von 30 Ma.-% (Körnung < 3-4 mm). Somit muss entweder getrocknetes Hackgut eingekauft oder das waldfrische Hackgut vor Ort bis zum geforderten Wassergehalt getrocknet werden.

Abbildung 6-10: Außenansicht des Anlagengebäudes, Anlage II

Der Betrieb der Anlage erfolgt wärmegeführt und dient sowohl zur Bereitstellung von thermischer Energie für die Beheizung der Wohngebäude und landwirtschaftlichen Einrichtungen, der Warmwassererzeugung als auch zur Bereitstellung von Trocknungswärme für HHS und diverse landwirtschaftliche Güter (Käse, Heu, Zwiebeln etc.) des Betriebes.



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Abbildung 6-11: Vereinfachtes Anlagenschema der Anlage II

Die HHS für das Holzvergaser-BHKW werden vor Ort gelagert (Abbildung 6-12), über ein Lochbodenblech mit Warmluft durchströmt und somit getrocknet (Abbildung 6-13).

Abbildung 6-12: HHS-Lager und HHS-Bunker, Anlage II

Abbildung 6-13: HHS-Lager mit Lochblech zur Trocknung, Anlage II

Mit einem Radlader werden die getrockneten HHS vom Lager in den Bunker (Volumen ca. 40 m³) befördert. Über die am Boden des Behälters befindliche Drehfeder (Abbildung 6-14) und Räumschnecke, werden die HHS nach Bedarfsanforderung des Vergasers der Sicherheitsschleuse zugeführt.


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Abbildung 6-14: HHS-Bunker mit Drehfeder, Anlage II

Die Sicherheitsschleuse (2) dient sowohl dem bei der Brennstoffzufuhr notwendigen Luftabschluss zur umgebenden Atmosphäre als auch zur Rückbrandsicherung und als Zwischenbehälter (Abbildung 6-16).

Abbildung 6-15: Reformer, Anlage II

Abbildung 6-16: Brennstoffzuführung und Schleuse, Anlage II

Die Dosierschnecke (3) realisiert die Hackgutzuführung von der Schleuse zum Reformer (4) (Abbildung 6-15). In diesem wird mit unterstöchiometrischer Zuführung des Vergasungsmittels Luft der Brennstoff in ein Prozessgas umgesetzt. Diesem Schwachgas wird über Wärmeübertrager (5) (Gas/Gas und Gas/Wasser) thermische Energie entzogen, damit das Vergasungsmittel vorgewärmt sowie die Wärme dem Heizsystem zur Verfügung gestellt. Dabei wird das erwärmte Wasser im Pufferspeicher des Heizungssystems gesammelt. Im nachfolgenden Gewebefilter (6) erfolgt die Reinigung des Prozessgases von den Reststoffpartikeln. Die dabei anfallende Asche wird über Schnecken automatisch in den Reststoffbehälter ausgetragen (Abbildung 6-18)

.


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Abbildung 6-17: Gewebefilter zur Produktgasreinigung, Anlage II

Abbildung 6-18: Reststoffabfuhr- und Lagerung, Anlage II

Im Anschluss dienen ein weiterer Wärmeübertrager (Gas/Wasser) und ein Notfilter der zusätzlichen Wärmeauskopplung und Sicherung des stabilen Betriebes. Im Gasmotor-BHKW wird das abgekühlte und gereinigte Produktgas verbrannt und in thermische und elektrische Energie umgewandelt (Abbildung 6-19). Die Wärme wird für den Heizbetrieb oder für Prozesswärme (Trocknung von landwirtschaftlichen Gütern sowie HHS) genutzt. Die elektrische Energie wird über die Übergabestation in das öffentliche Stromversorgungsnetz eingespeist und nach dem EEG vergütet.

Abbildung 6-19: Holzgas-BHKW, Anlage II


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Anlage II Vergasertyp: Gleichstrom

Leistung: 30 kWel

Standort Baden-Württemberg

Hersteller Spanner Re² GmbH

Anlagenbeschreibung

− Die Anlage wurde in einem landwirtschaftlichen Betrieb errichtet. Strom wird nach EEG vergütet, Wärme für die Wärmeversorgung der Wohngebäude sowie die Warmwassererzeugung von Gebäuden und Ställen verwendet.

− Das Produktgas wird in einem Festbettvergaser erzeugt, in einem Wärmeübertrager (WÜ) durch die Vergasungsluft gekühlt und mit einem Tuchfilter entstaubt. Anschließend erfolgt die Verbrennung in einem Gasmotor.

− Die Anlage wird wärmegeführt im Nennpunkt betrieben, d.h. je nach Wärmeanforderung in Intervallen gestartet. Die ausgekoppelte Nutzungswärme wird dabei über einen Pufferspeicher (Warmwassertank) geführt.

− Die Erhöhung der Wärmeabnahme durch Einbindung weiterer Abnehmer vor Ort wird angestrebt.

Inbetriebnahme 2008/2009

Betriebsart Intervallbetrieb

Betriebsstunden Stand 2012:12.000


Gasnutzung Gasmotor

Wärmenutzung Hof (Wohngebäude und Stall)


Art des Brennstoffs HHS G30 Lagerung Halle

Bezugsquelle Eigenbezug+Fremd Trocknung Warmluft


Hauptkomponenten

Vergaser Festbett Teerentfernung -

Rohgaskühlung WÜ (Luft) Stromerzeuger Umgebauter GM-Motorblock

Entstaubung Tuchfilter MSR SPS mit Fernüberwachung

Betriebsdaten

Elektrische Leistung ca. 30 kW Hilfsstoffe -

Nutzwärmeleistung ca. 35-40 kW Reststoffe Koks

Feuerungsleistung ca. 130 kW

Abbildung 6-20: Anlagensteckbrief HSZG-Anlage II


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6.2.3 Anlage III

Diese Anlage der Fa. Spanner Re² GmbH mit einer elektrischen Nennleistung von 30 kW wird an einem land- bzw. forstwirtschaftlichen Betrieb in Kufstein (Österreich) betrieben. Als Brennstoff dienen HHS vorwiegend aus Waldrestholz und Landschaftspflegematerial mit regionaler Herkunft. Der Hersteller des Holzvergaser-BHKW empfiehlt für die Beschaffenheit der HHS als Brennstoff eine Größe von G30-G40 (nach ÖNORM M 7133 [11]), einen TS-Gehalt ab 87 Ma.-% sowie einen maximalen Feinanteil von 30 Ma.-% (Körnung < 3-4 mm). Somit muss entweder getrocknetes Hackgut eingekauft oder das waldfrische Hackgut vor Ort bis zum geforderten Wassergehalt getrocknet werden. Der Betreiber der Anlage entscheidet je nach aktuellem Marktpreis der HHS, ob er diese getrocknet oder ungetrocknet einkauft.

Abbildung 6-21: Außenansicht des Anlagengebäudes, Anlage III

Die Anlage wird wärmegeführt betrieben und dient der Bereitstellung von thermischer Energie für die Beheizung der Wohngebäude und landwirtschaftlichen Einrichtungen, der Warmwassererzeugung sowie zur Wärmebereitstellung zur Trocknung von HHS für die hofeigene Pelletierungsanlage und im Bedarfsfall für HHS als Brennstoff für den Holzvergaser. Für die Pelletierung werden darüber hinaus die bei der Brennstoffzufuhr zum Holzvergaser-BHKW abgesiebten Feinanteile genutzt.



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Abbildung 6-22: Vereinfachtes Anlagenschema der Anlage III

Die HHS für das Holzvergaser-BHKW wurden während des Monitoringzeitraumes getrocknet eingekauft und in einer Silobox (1) (Abbildung 6-23) gelagert. Über ein Saugzugsystem (Abbildung 6-25), mit einer ersten Abtrennung von Hackschnitzeln und Feinanteil, gelangen diese nach Bedarfsanforderung der Vergaseranlage im Intervall auf ein Rüttelsieb oberhalb des Holzvergaser-BHKW (Abbildung 6-26), werden somit noch einmal gesiebt und dann in einen Fülltrichter oberhalb der Sicherheitsschleuse gerüttelt.

Abbildung 6-23: HHS-Lager, Anlage III

Abbildung 6-24: Abzug und Zwischenlagerung des Feinanteils, Anlage III


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Abbildung 6-25: Saugzugsystem inkl. Abtrennung Hackgut und Feinanteil, Anlage III

Abbildung 6-26: Vibrationsrinne, Anlage III

Abbildung 6-27: Holzvergaser, Anlage III

Die Sicherheitsschleuse (2) dient sowohl dem bei der Brennstoffzufuhr notwendigen Luftabschluss zur umgebenden Atmosphäre als auch zur Rückbrandsicherung und als Zwischenbehälter. Die Dosierschnecke (3) realisiert die Hackgutzuführung von der Schleuse zum Reformer (4). In diesem wird mit unterstöchiometrischer Zuführung des Vergasungsmittels Luft der Brennstoff in ein Prozessgas umgesetzt. Diesem Schwachgas wird über Wärmeübertrager (5) (Gas/Gas und Gas/Wasser) thermische Energie entzogen, damit das Vergasungsmittel vorgewärmt sowie die Wärme dem Heizsystem zur Verfügung gestellt. Im nachfolgenden Gewebefilter (6) wird das Prozessgas von den Reststoffpartikeln gereinigt und die anfallende Asche automatisch in den Reststoffbehälter ausgetragen (Abbildung 6-28).


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Abbildung 6-28: Reststoffbehälter, Anlage III

Abbildung 6-29: Holzgas-BHKW, Anlage III

Im Anschluss dienen ein weiterer Wärmeübertrager (Gas/Wasser) und ein Notfilter der weiteren Wärmeauskopplung und Sicherung des stabilen Betriebes. Im Gasmotor-BHKW wird das abgekühlte und gereinigte Produktgas verbrannt und in thermische und elektrische Energie umgewandelt (Abbildung 6-29).


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Anlage III Vergasertyp: Gleichstrom

Leistung: 30 kWel

Standort Tirol, Österreich

Hersteller Spanner Re² GmbH

Anlagenbeschreibung

− Die Anlage wurde an einem landwirtschaftlichen Betrieb errichtet. Der Strom wird nach dem Österreichischen Gesetz vergütet und die Wärme für Heizung und Warmwasserversorgung des Wohngebäudes sowie für die Holztrocknung verwendet.

− Das Produktgas wird in einem Festbettvergaser erzeugt, in einem Wärmeübertrager (WÜ) durch Vergasungsluft und Heizungswasser abgekühlt und mit einem Tuchfilter entstaubt. Anschließend erfolgt die Verbrennung in einem Gasmotor.

− Die Anlage wird im Nennpunkt betrieben, der Großteil der ausgekoppelten Wärme dient der Trocknung von Holz für eine eigene Pelletierungsanlage (Verkauf).

Inbetriebnahme 2009

Betriebsart Dauerbetrieb

Betriebsstunden Stand 2011: 9.000


Gasnutzung Gasmotor

Wärmenutzung Gebäude und Holztrocknung


Art des Brennstoffs HHS G30 Lagerung Silobox

Bezugsquelle Fremdbezug Trocknung mit Warmluft für Pelletierung


Hauptkomponenten

Vergaser Festbett Teerentfernung -

Rohgaskühlung WÜ (Luft+Wasser) Stromerzeuger Umgebauter GM-Motorblock

Entstaubung Tuchfilter MSR SPS mit Fernüberwachung

Betriebsdaten

Elektrische Leistung ca. 30 kW Hilfsstoffe -

Nutzwärmeleistung k.A. Reststoffe Koks

Feuerungsleistung ca. 130 kW

Abbildung 6-30: Anlagensteckbrief HSZG-Anlage III


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6.3 Arbeitspaket 3: Messkampagnen

Um eine Vergleichbarkeit der im Projekt erhobenen Messdaten zu gewährleisten, ist eine Abstimmung des Vorgehens der einzelnen Partner erforderlich. Zu diesem Zweck wurde von den Projektpartnern ein einheitlicher Messplan entwickelt, welcher in die Phasen Anlagenmonitoring, Langzeitmessungen und Detailmessungen unterteilt ist. Da jedoch die Instrumentierung an den Anlagen sehr unterschiedlich und nicht immer ausreichend ist, muss die Detailplanung auf die jeweiligen Anlagen abgestimmt sein.

Phase A) Anlagenmonitoring/Langzeituntersuchung

Das Anlagenmonitoring sollte durch die jeweiligen Betreiber erfolgen und eine technische, ökonomische und ökologische Jahresbilanzierung ermöglichen. In diesem Zuge sollte die Verfügbarkeit der Anlage und die Effizienz des Konversionsprozesses über einen langen Zeitraum dokumentiert und bestimmt werden. Wie schon in Kapitel 6.2 erläutert, konnte bei den Anlagen II und III kein Anlagenmonitoring in dem geplanten Umfang nach Tabelle 6-4 gewährleistet werden. Hinsichtlich des Anlagenmonitorings der Anlage I stand den Projektbearbeitern hingegen ein detaillierter Datenerfassungsbogen zur Verfügung.

Tabelle 6-4: Übersicht der geplanten Messgrößen im Rahmen des Anlagenmonitorings

Messgröße Messort Häufigkeit Bemerkung Messart

Holzmasse Vergasereintritt

kontinuierlich bzw. 1x täglich

Gleiches Zeitintervall bei Tageswerten (Ablesezeit)

Wiegung

Elektroenergie Netzeinspeiseknoten Stromzähler

Wärmeenergie Wärmenetzübergabe Wärmezähler

Betriebsstunden BHKW

Betriebs-stundenzähler

Zusatzbrennstoff(e) / Zusatzstoff(e)

Eintritt in Anlage Wiegung / Volumen-bestimmung

TS-Anteil Brennstoff (Wasseranteil)

Vergasereintritt mind. 1x wöchentlich

Ofentrocknung

Anlagenstillstände bei Auftreten (un)geplant mit Grund


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Phase B) Vor-Ort-Untersuchung

Innerhalb der Vor-Ort-Messkampagnen wurde angestrebt, die Daten des Monitoring zu verifizieren und eine Stoff- und Energiebilanzierung durchzuführen. Somit mussten alle aufgenommenen und abgegebenen Stoff- und Energieströme soweit möglich erfasst und ausgewertet werden. Dies wurde durch drei Messkampagnen während der Langzeitphase gewährleistet. Die im Rahmen der Vor-Ort-Messungen geplanten Messgrößen sind in der nachfolgenden Tabelle 6-5 dargestellt. Der darin enthaltene Begriff Reingas bezieht sich auf den Produktgaszustand nach der Gasreinigung und somit unmittelbar vor dem Motor (siehe Abbildung 6-31).


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Tabelle 6-5: Übersicht der geplanten Messgrößen im Rahmen der Vor-Ort-Messkampagnen

Messgröße Messort Häufigkeit Bemerkung Messart

TS-Anteil (Wasseranteil)

Vergasereintritt regelmäßig Ofen-trocknung

Holzmasse Vergasereintritt

kontinuierlich bzw. Absolut-werte

Wiegung

Elektroenergie Netzeinspeiseknoten Stromzähler

Wärmeenergie Wärmenetzübergabe Wärmezähler

Betriebsstunden BHKW

Betriebs-stundenzähler

Zusatzbrennstoff(e)/ Zusatzstoff(e)

Eintritt in Anlage Wiegung / Volumen-bestimmung

Energetischer Zustand Holz

Vergasereintritt Proben Heizwert und Zusammen-setzung (Elementar-analyse)

Laboranalyse energetischer Zustand Reststoff

Vergaseraustritt, Gasreinigung

Proben

Reststoffmasse Vergaseraustritt, Gasreinigung

kontinuierlich bzw. Absolut-werte

Asche, Koks, Teer, Kondensat

Wiegung

Volumenstrom Vergasungsmittel

Vergasereintritt kontinuierlich Volumen-bestimmung

Volumenstrom Produktgas

Reingas kontinuierlich Volumen-bestimmung

Produktgaszu-sammensetzung

Reingas kontinuierlich

trocken (Haupt-bestandteile CO, CO2, CH4,

H2, O2)

(mobile) Gasanalyse

Abgasemissionen nach Katalysator kontinuierlich wichtigste Anteile (O2, CO, NOx, HC)

(mobile) Gasanalyse

thermodynamische Zustände

verschiedene Stationen

kontinuierlich Druck und Temperatur

Aussiebung Absolutwert Wiegung


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Phase C) Detailmessungen

Die Detailmessungen im Rahmen der Vor-Ort-Messkampagnen dienen der Verdeutlichung und Untersuchung von spezifischen Problemstellungen und beinhalten somit die Bewertung spezifischer Komponenten und daraus ableitend Vorschläge zur Optimierung. Beispiele hierfür sind:

• Überprüfung und Bewertung Produktgasreinigung (Unterschied Roh- und Reingas) • Ermittlung der speziellen Teerzusammensetzung • Überprüfung und Bewertung Holztrocknung (Effektivität) • Ermittlung spezifischer Abgasemissionen (Benzol / Aldehyde) und in diesem

Zusammenhang möglichst die Verfolgung des Entstehungs-Zerstörungspfades entlang der Prozesskette Vergaser-Gasreinigung-Motor

• Überprüfung und Bewertung des Abgaskatalysators • Test verschiedener Betriebszustände (Lastverhalten der Anlage und Komponenten) • Erste Überprüfung von Optimierungsvorschlägen

Im Zuge der Vor-Ort-Messkampagnen konnten der Teergehalt und die spezielle Teerzusammensetzung im Produktgas und darüber hinaus bei Anlage II die Abgaszusammensetzung vor und nach Katalysator analysiert werden.

6.3.1 Messpunktauswahl

Die Kombination aus Biomasse(Holz)-Vergaser und BHKW ist ein System, bestehend aus mehreren Einzelkomponenten. Die wichtigsten Schnittstellen zwischen diesen Komponenten sind dabei nach [12]:

• die Brennstoffbereitstellung zum Vergasereintritt mit einer definierten Brennstoffqualität (Flüchtigenanteil, TS-Gehalt, Kohlenstoffanteil, Ascheanteil)

• die Gaszusammensetzung am Vergaseraustritt (Produktgas) • die Menge und Qualität fester Reststoffe aus dem Vergasungsprozess • die Gasqualität am Ende der Gasreinigungs- und Gaskühlstrecke und am Eintritt in

den Motor • die Gasqualität am Motor-Austritt sowie am Austritt in die Umgebung

An diesen definierten Schnittstellen wurden, unter Beachtung der zur Verfügung stehenden Messtechnik (Vor-Ort, Mobil) und mit Berücksichtigung der Untersuchungsziele, die Messpunkte festgelegt (Tabelle 6-6). Ziel sollte eine kontinuierliche Erfassung aller Stoff- und Energieströme sein, um eine möglichst repräsentative Bilanzierung zu gewährleisten.


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Tabelle 6-6: Beispiel der gewählten Messpunkte

Messpunkt Werterfassung

Nutzenergie Ablesung Zähler

Brennstoff (HHS) Wiegung, Laboranalyse (TS, Elementaranalyse, Hi)

Reststoff Wiegung, Laboranalyse (TS, Elementaranalyse, Hi)

Vergasungsmittel (Luft) Volumenstrom

Produktgas Volumenstrom und Zusammensetzung

Abgas Volumenstrom und Zusammensetzung (Emissionen)

Zur Veranschaulichung sind die gewählten Messpunkte in der Abbildung 6-31 beispielhaft in das vereinfachte Anlagenschema der Anlagen II und III integriert.

Abbildung 6-31: Darstellung der Messstellen an einem Beispiel

Als ein Ergebnis des Messworkshops Rosenheim (Kapitel 6.3.3) konnten bei der dritten Messkampagne durch die HSZG punktuelle Proben über die Solid-Phase-Adsorption Methode zur Analyse des Teergehaltes und der Teerzusammensetzung im Produktgas der drei Anlagen entnommen werden. Dafür wurde jeweils die Messstelle Produktgas gewählt. Eine Beschreibung der Probenahme hinsichtlich Messprinzip und Durchführung sowie der anschließenden Laboranalyse können dem Messbericht [10] entnommen werden.

Entsprechend der Zielstellung des Vorhabens erfolgt die Auswertung der Messdaten unter den Gesichtspunkten, einerseits durch die Definition und Ermittlung von quantitativen Kenngrößen eine Vergleichbarkeit und Bewertung unterschiedlicher Anlagenkonzepte zu ermöglichen, andererseits durch die Analyse der Messdaten qualitative Aussagen zu den untersuchten Gesamt- und Teilkonzepten zu erhalten, die zur Verbesserung von Schwachstellen und zur Optimierung der kleintechnischen Vergasung genutzt werden können. Die Vergleichbarkeit der quantitativen Ergebnisse mit anderen Monitoringprogrammen wird durch die Definition der entsprechenden Kenngrößen


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(Nutzungsgrade, Wirkungsgrade, Verfügbarkeit, spezifischer Verbrauch der Hilfs- und Betriebsstoffe) sichergestellt. Jedoch sind durch die Variantenvielfalt der Anlagenkonzepte und dem Einfluss der Anlagenfahrweise durch den Betreiber sowie weitere Randbedingungen die Ergebnisse nur eingeschränkt auf andere Anlagen übertragbar. Die Bilanzdaten bilden die Grundlage für die im Arbeitspunkt 5 erarbeiteten technisch-ökonomisch-ökologischen Bewertungen.

6.3.2 Beschreibung der Messkampagnen

Bis auf den Volumenstrom des Produktgases konnte bei allen Anlagen der HSZG mit der zur Verfügung stehenden Messtechnik (Tabelle 6-7) die Erfassung der geplanten Messparameter nach Tabelle 6-5 umgesetzt werden. Wo keine Messgrößen zur Verfügung standen, wurde der für die Stoff- und Energiebilanzierung notwendige Wert berechnet.

Bei allen drei Anlagen konnte der Volumenstrom des Produktgases nicht wie geplant erfasst werden, da dies ein Eingriff in die Gasführung der Anlagen bedingt und somit einen Anlagenumbau und -stillstand zur Folge gehabt hätte. Somit wurde der Volumenstrom des Produktgases rechnerisch ermittelt (siehe Kapitel 6.5.1).

Tabelle 6-7: Übersicht der an der HSZG vorhandenen Messgeräte für die Messkampagnen

Messparameter Messgerät messbare Komponenten

Produktgas Infrarot-Sensor (Eheim Visit03H)

Elektrochemische Sauerstoffzelle (Eheim Visit03H)

Wärmeleitfähigkeit (Eheim Visit03H)

CO, CO2, CH4

O2

H2

Abgas Elektrochemische Sauerstoffzelle (Eheim Visit01LR),

Elektrochemische Sensoren (Eheim Visit01LR)

O2

CO, NOx

Luftvolumenstrom Almemo-Hitzdrahtanemometer

Almemo-Differenzdrucksensoren

Strömungsgeschwindigkeit von Gasen

Druckdifferenz an kalibrierter Einlaufstrecke

Teer SPA-Säule zur Probenahme, externe Laboranalyse (KTH Stockholm)

Gesamtteergehalt, Teerkomponenten

Brennstoff Abwiegung (Hängewaage)

Laboranalyse

Massestrom

Brennwert, Zusammensetzung

Reststoff Abwiegung (Hängewaage)

Laboranalyse

Massestrom

Brennwert, Zusammensetzung

Temperaturen, Drücke

Thermoelemente/Drucksensoren in Anlagensteuerung, Eheim Visit03H und Eheim Visit01LR

Temperaturen (Umgebung, Produktgas, Abgas), Drücke (Umgebung, Gasstrecke)


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Anlage I

Das Anlagenmonitoring bei der Holzenergie Hunsrück GmbH (Mothermik-Vergaser) in Pfalzfeld lief planmäßig von Januar 2010 bis Dezember 2011, wobei für die Auswertung der Monitoringdaten der Zeitraum von Juli 2010 bis Juni 2011 ausgewählt wurde. Hierfür konnten bestimmte Betriebsdaten (u.a. Strom- und Wärmezähler, Betriebsstunden, Teeranfall, Abwasseranfall) des jeweiligen Modules ausgelesen werden. Diese Daten werden durch den Betreiber täglich aufgezeichnet und archiviert. Hinsichtlich Zündölverbrauch und Koksverkauf stand der monatliche Summenwert der beiden Module zur Verfügung.

Die erste Vor-Ort-Messkampagne durch die HSZG erfolgte im Juni 2010. Dabei wurden für den Block HEH3 Reingas- und Abgasmessungen durchgeführt sowie Holz-, Reststoff- und Kondensatproben genommen, welche im Labor der HSZG analysiert wurden. Die zweite und dritte Vor-Ort-Messkampagne durch die HSZG erfolgten im Februar bzw. im August 2011. Die Daten der dritten Vor-Ort-Messkampagne beziehen sich nur auf das Modul HEH3, da Block HEH4 zu dieser Zeit abgebaut war und technisch überholt wurde. Innerhalb der dritten Vor-Ort-Messkampagne konnte für diese Anlage eine Energie- und Stoffstrom-Punktbilanz über ca. 17 h Laufzeit aufgenommen werden. Im Rahmen der Messung wurde wiederum die Zusammensetzung von Reingas- und Abgas messtechnisch analysiert und Holz- und Reststoffproben zur Laboranalyse entnommen. Zusätzlicher Bestandteil der Messungen für die Punktbilanz waren die Abwiegung der Brennstoffinputmenge und die Ablesung der für die Punktbilanz notwendigen Zählerstände (Strom, Wärme, Betriebsstunden etc.). Darüber hinaus wurde der Volumenstrom des Vergasungsmittels mit Hilfe eines Hitzdrahtanemometers gemessen sowie über die SPA-Methode punktuelle Gasproben von jeweils einer Minute entnommen. Dabei wurden die SPA-Proben unmittelbar hintereinander entnommen und diese im Labor Chemical Technology des Royal Institute of Technology Sweden (KTH Stockholm) auf den Teergehalt und die Teerbestandteile analysiert.


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Abbildung 6-32: Messstelle Temperatur und Zusammensetzung Produktgas (Leitstand)

Abbildung 6-33: Messstelle Zusammensetzung und Temperatur Abgas

Anlage II

Das Anlagenmonitoring bei der Hofgemeinschaft Heggelbach (Spanner Re²-Vergaser) in Herdwangen sollte planmäßig von Juni 2010 bis August/Dezember 2011 durchgeführt werden. Jedoch konnte aufgrund des damit verbundenen Aufwandes für den Betreiber keine hinreichende Datenbasis für ein Anlagenmonitoring aufgebaut werden. Somit wurde durch die HSZG aus den Ergebnissen und Daten der Messkampagnen (Betriebsstunden, Zählerstände etc.) ein minimaler Datenbestand für ein Monitoring aufgezeichnet.

Die erste Vor-Ort-Messkampagne durch die HSZG erfolgte im Juni 2010, bei der Reingas- und Abgasmessungen durchgeführt wurden, welche bereits zur Identifizierung eines Optimierungspotentials genutzt werden konnten. Weiterhin wurden Holz- und Reststoffproben genommen und anschließend im Labor der HSZG analysiert. Die zweite und dritte Vor-Ort-Messkampagne durch die HSZG erfolgten im März bzw. im August 2011. Neben der Messung der Reingas- und Abgaszusammensetzung wurden ebenfalls wieder Holz- und Reststoffproben zur Laboranalyse genommen. Darüber hinaus wurden sowohl der Volumenstrom des Vergasungsmittels und der Motorzuluft gemessen als auch über die SPA-Methode Reingasproben genommen und diese im Labor Chemical Technology des Royal Institute of Technology Sweden (KTH Stockholm) auf den Teergehalt und die Teerbestandteile analysiert. Innerhalb der dritten Vor-Ort-Messkampagne konnte für diese Anlage eine Energie- und Stoffstrom-Punktbilanz über ca. 22 h aufgenommen werden. Zusätzlicher Bestandteil der Messungen für die Punktbilanz waren die Abwiegung der Brennstoffinputmenge und des Reststoffanfalls und die Ablesung der für die Punktbilanz notwendigen Zählerstände (Strom, Betriebsstunden etc.). An dieser Anlage ist zwar ein Wärmezähler installiert, jedoch hat sich innerhalb der Datenauswertung herausgestellt, dass dieser defekt ist und somit die innerhalb der Messkampagne erhaltenen Daten nicht verwendet werden konnten. Hierfür wurde die abgegebene Nutzwärmeleistung berechnet


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(siehe Kapitel 6.5.1). Außerdem konnte für einen kurzen Zeitraum die Abgaszusammensetzung vor dem Katalysator gemessen werden, um Rückschlüsse auf die Katalysatorwirkung geben zu können.

Abbildung 6-34: Messtechnik zur Gasanalyse

Abbildung 6-35: Messstelle Volumenstrom sowie Zusammensetzung und Temperatur Abgas (nach Katalysator)

Abbildung 6-36: Messstelle Temperatur und Zusammensetzung Produktgas (nach Notfilter)

Abbildung 6-37: kalibrierte Einlaufstrecke Volumenstrom Motorzuluft

Abbildung 6-38: Messung und Aufnahme des Volumenstroms Vergaserzuluft mittels Druckdifferenz an einer kalibrierten Einlaufstrecke


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Abbildung 6-39: Teerprobenahme im Reingas über die SPA-Methode

Abbildung 6-40: Abwiegung der Brennstoffmasse

Anlage III

Das Anlagenmonitoring auf Gut Aigen der Fam. Labek (Spanner Re²-Vergaser) in Kufstein lief planmäßig von Juni 2010 bis August 2011. Hinsichtlich der Brennstoffkonditionierung wurde für einen relativ kurzen Zeitraum (ca. ½ Jahr) eine kontinuierliche Aufzeichnung der Stoffströme (Brennstoff, Feinanteil, Reststoff) durch den Betreiber erarbeitet und zur Verfügung gestellt. Darüber hinaus wurde durch die HSZG im Rahmen der Messkampagnen ein Datenbestand (Betriebsstunden, Zählerstände) für das Anlagenmonitoring aufgebaut.

Die erste Vor-Ort-Messkampagne durch die HSZG erfolgte im Juni 2010, mit den Probenahmen von Holz und Reststoff inklusive anschließender Analyse im Labor sowie der Messung von Reingas- und Abgasqualität. Mit letzteren Messungen konnte bereits die Wirkung verschiedener Betriebsbedingungen auf die Abgasemissionen untersucht werden. Die zweite und dritte Vor-Ort-Messkampagne durch die HSZG erfolgte im März bzw. im August 2011. In diesem Rahmen wurden wiederum Proben von Holz und Reststoff zur Laboranalyse genommen sowie die Messung der Reingas- und Abgasqualität durchgeführt. Darüber hinaus wurden sowohl der Volumenstrom des Vergasungsmittels und der Motorzuluft gemessen als auch über die SPA-Methode Reingasproben genommen und diese im Labor Chemical Technology des Royal Institute of Technology Sweden (KTH Stockholm) auf den Teergehalt und die Teerbestandteile analysiert. Innerhalb der dritten Vor-Ort-Messkampagne konnte für diese Anlage eine Energie- und Stoffstrom-Punktbilanz über ca. 24 h aufgenommen werden. Zusätzlicher Bestandteil der Messungen für die Punktbilanz waren die Abwiegung der Brennstoffinputmenge und des Reststoffanfalls und die Ablesung der für die Punktbilanz notwendigen Zählerstände (Strom, Betriebsstunden etc.). Außerdem ist an dieser Anlage kein Wärmezähler installiert, sodass die Leistung der abgegebenen Nutzwärme nur rechnerisch ermittelt wurde (siehe Kapitel 6.5.1).


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Abbildung 6-41: Abgasanalyse mit Eheim Visit01LR

Abbildung 6-42: Produktgasanalyse mit Eheim Visit03H

Abbildung 6-43: Messstelle Temperatur und Zusammensetzung Produktgas (Notfilter)

Abbildung 6-44: Messstelle Temperatur und Zusammensetzung Abgas (nach Katalysator)

Abbildung 6-45: Abwiegung der Brennstoffmasse zwischen Vibrationsrinne/Schleuse

6.3.3 Messworkshop Rosenheim

Die folgenden Ausführungen zum Messworkshop Rosenheim stammen aus der Veröffentlichung der Projektpartner zur DGMK-Fachbereichstagung „Konversion von Biomassen“ 2012 [13].


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Die vier Partner des Bundesmessprogramms haben, zur Überprüfung der Vergleichbarkeit ihrer Daten (Permanentgase und Teeren) einen Workshop bei den Stadtwerken Rosenheim durchgeführt. Ziel dieses Workshops war es, die Vergleichbarkeit der unterschiedlichen Messverfahren der Projektpartner über Parallelmessungen nachzuweisen. Die Vergasungsanlage der Stadtwerke Rosenheim wurde als Standort zur Durchführung des Workshops gewählt, da es dort möglich ist, über mehrere Stunden einen stabilen Betrieb des Vergasers zu gewährleisten. Weiter bietet die dortige Versuchshalle genug Platz und entsprechende Infrastruktur, um mit mehreren Partnern an verschiedenen Messstellen des Vergasers gleichzeitig Messungen mit unterschiedlichen Geräten durchzuführen. Dies ermöglichte die Erzeugung von Messdaten unter vergleichbaren Mess- und Anlagebedingungen.

Als wesentliches Ergebnis des Workshops in Rosenheim konnte festgehalten werden, dass die Permanentgasmessungen der eingesetzten Messgeräte vergleichbar sind. Aufgrund der vergleichbaren Messbedingungen und durch die geringen Abweichungen bei den Messergebnissen bzw. den daraus abgeleiteten Größen (Heizwert) kann dieses Ergebnis als repräsentativ bezeichnet werden. Dabei hat sich gezeigt, dass bei der Durchführung und Auswertung von Permanentgasmessungen die folgenden Punkte beachtet werden sollten:

• Feuchte des Messgases im Analysator, • Querempfindlichkeiten des Analysators, • Messzeit des Analysators, • Totzeit bis das Messgas den Analysator erreicht, • Kalibrierung des Messgerätes.

Aus dem Messworkshop lässt sich hinsichtlich der Teermessungen ableiten, dass die Ergebnisse der verschiedenen Teermessverfahren nur schwer vergleichbar sind, da Unterschiede bei den Probenahmen, der Messintervalle und den Analyseverfahren der Extraktionslösungen bestehen. Generell sind die größten Unsicherheiten in der Probennahmen an der Anlage und bei der Analyse der Teerproben in externen Laboren zu sehen. Fehler entziehen sich zudem meist der Kontrolle durch eine Plausibilitätsprüfung. Mit den periodischen Messverfahren lassen sich nur Aussagen zur mittleren Gasqualität während eines Intervalls treffen. Erkenntnisse über den Einfluss konkreter Prozessparameter (z.B. Reaktortemperatur) sind nur begrenzt und nur unter einer stabilen Prozessführung möglich. Im Gegensatz dazu verspricht die SPA-Methode ein leichtes Handling. Der hohe Aufwand der Teermessung nach der Vornorm DIN CEN/TS 15439 [14] (Teer-Protokoll) sowohl bei der Entnahme als auch bei der Nach- und Aufbereitung der Probe und die damit einhergehende Fehleranfälligkeit kann damit vermieden werden. Die hohe Korrelation der SPA-Ergebnisse zu dem Methangehalt des Produktgases sprechen zudem für eine qualitativ hochwertige Analyse und Reproduzierbarkeit der Messungen. Allgemein können zur Teermessung folgenden Empfehlungen ausgesprochen werden:

• Die SPA-Methode ist aufgrund geringen Aufwands und Fehleranfälligkeit, relativ niedriger Kosten sowie hoher Reproduzierbarkeit für punktuelle Messung bei einer Probenahme im Roh- und Reingas (unter 300 °C) am besten geeignet, während eine periodische Messmethode an heißen Messstellen von ungefiltertem Rohgas mittels nass-chemischer Verfahren (u. a. Teerprotokoll) von Vorteil ist.

• Der geringe apparative Aufwand, die extrem kurzen Auf- und Abbauzeiten sowie die sehr geringen infrastrukturellen Anforderungen (z. B. keine Stromversorgung notwendig) sprechen besonders für den mobilen Einsatz der SPA-Methode zur Teerbestimmung.


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• Bei einer periodischen Messmethode z. B. nach dem Teer-Protokoll [14] ist für eine höhere Sicherheit bei der Auswertung der Messergebnisse eine Sauerstoffmessung des Analysegasstroms vorzusehen, um Undichtigkeiten bei der Probenahme festzustellen bzw. auszuschließen.

• Durch nass-chemische Teerprobenahmeverfahren (Teerprotokoll) kann aufgrund der Probenaufbereitung/Extraktion nicht sicher der gesamte Anteil leichtsiedender Teerbestandteile ermittelt werden.

• Wegen hoher Unsicherheiten bei der Bestimmung von Kohlenwasserstoffen in externen Labors, sollte bei der Analyse der Teerproben zusätzlich immer ein Standard mit untersucht werden, um eine höhere Sicherheit bei der Bewertung der Ergebnisse zu erzielen.

6.4 Arbeitspaket 4: Datenauswertung und Erarbeitung von Verbesserungsvorschlägen

6.4.1 Brennstoff

Die Analyse der Brennstoffproben erfolgte im Labor Verbrennungstechnik der Hochschule Zittau/Görlitz. Dabei wurden der Wassergehalt, der Brennwert, die Anteile an Kohlenstoff, Wasserstoff, Stickstoff und Schwefel (Elementaranalyse) sowie die Brennstoffbestandteile im Einklang mit den lautenden Normen analysiert. Alle Daten dieser Brennstoffauswertung entstammen der Probenanalysen aus der dritten Messkampagne, wurden jedoch mit den Auswertungen der Proben aus den vorhergehenden Messkampagnen validiert und dabei keine Abweichungen festgestellt.

Beschreibung des Analysenumfanges

Die Wassergehaltsbestimmung wurde nach DIN EN 14774-2 [15] durch Trocknung im Ofen bei (105±2) °C bis zum Erreichen der Massenkonstanz an Luft durchgeführt. Der Gesamtwassergehalt der Proben wird aus der groben und der hygroskopischen Feuchtigkeit ermittelt. Grobe Feuchtigkeit oder auch Oberflächenwasser verdunstet bei Raumtemperatur an Luft. Die so getrocknete Probe wird auch als lufttrockener Brennstoff bezeichnet. Als Hygroskopische Feuchtigkeit wird das beim Trocknen der lufttrockenen Brennstoffe im Ofen zusätzlich entweichende Wasser bezeichnet. Der aus der Rückwiegung der getrockneten Probe erhaltene Wassergehalt dient zur Validierung des Ergebnisses aus der Thermogravimetrischen Analyse (TGA).

Von großer Bedeutung bei der energetischen Verwertung von Biomasse ist der Brennwert/Heizwert der Biomasse selbst. Hiervon lässt sich im Labor lediglich der Brennwert mit Hilfe eines Kalorimeters bestimmen. Ein Verbrennungskalorimeter dient der Bestimmung des Brennwertes fester und flüssiger Brennstoffe. Dabei wird in einem geschlossenem Reaktionsgefäß (Aufschlussgefäß/kalorimetrische Bombe) der Brennstoff nach elektrischer Zündung mit Sauerstoffüberschuss vollkommen und vollständig verbrannt. Die bei der Verbrennung frei werdende Wärmemenge erhöht die Temperatur eines Wasserbades, in dem sich das Reaktionsgefäß befindet. Diese Temperaturerhöhung ist ein direktes Maß für den Energiegehalt der verbrannten Substanz. Da der Brennwert in der Praxis bisher nur eine untergeordnete Rolle einnahm, kann dieser nach der geltenden DIN 51900-1 [16] in den Heizwert umgerechnet werden.

Der für die Umrechnung von Brenn- auf Heizwert benötigte Wassergehalt w und Aschegehalt A des Brennstoff/Reststoff wurde durch die TGA ermittelt. Auch um eine


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Einschätzung der vergasungstechnischen Eignung des Brennstoffes geben zu können, ist die Kenntnis der einzelnen Brennstoffbestandteile erforderlich. Mit der TGA (auch Kurzanalyse) wird unter verschiedenen Gasatmosphären und unter Temperaturauflastung der Gewichtsverlust der Brennstoffproben als Maß für die einzelnen Bestandteile ermittelt. In Tabelle 6-8 sind die mit der Kurzanalyse ermittelbaren Brennstoffbestandteile sowie einige mögliche vergasungstechnische Einflüsse angegeben.

Tabelle 6-8: Brennstoffbestandteile nach Kurzanalyse und deren Prozesseinflüsse

Komponente Formelzeichen Einfluss

positiv negativ

Wasser w Begrenzung der max. Reaktionsraumtemperatur

Brennwert/Heizwert, biologische Stabilität,

Brennstoffmasse steigt

Asche A Inertmaterial als Schutz-schicht für Vergaserrost (Temperaturbegrenzung)

Brennwert/Heizwert, Gasentstaubung,

Verschlackung und Ver-schmutzung,

flüchtige Bestandteile

- Zündwilligkeit, Brennwert/Heizwert

-

fixer Kohlenstoff Cfix Brennwert/Heizwert -

Der Anteil des Wasserstoffes H der Brennstoff- bzw. Reststoffproben (im wasserfreien Analysezustand), der ebenfalls für die Umrechnung von Brenn- auf Heizwert benötigt wird, kann durch eine Elementaranalyse bestimmt werden. Diese kann nach folgendem Messprinzip die Massenanteile der einzelnen Elemente (C, H, N, S) in einer Probe analysieren. Eine bekannte Masse der Probe wird in Sauerstoff oder in einem Sauerstoff-Trägergas-Gemisch so verbrannt, dass sie in Asche und gasförmige Verbrennungsprodukte umgewandelt wird. Direkt danach werden die gebildeten Verbrennungsgase (Oxidationsprodukte) mit Hilfe eines Trägergases (meist reines Helium) über einen ca. 600 - 900 °C heißen Kupfer- oder Wolframkontakt (als Späne oder Granulat) geführt und im Gasstrom enthaltene Stickoxide (NOx) vollständig zu molekularen Stickstoff (N2) reduziert. Anschließend werden die definierten Verbrennungsgase (CO2, H2O, SO2, N2) gaschromatographisch separiert und nacheinander einem Wärmeleitfähigkeitsdetektor (WLD) zugeführt und quantifiziert. Da bei dieser Messmethode die Reihenfolge der Elemente (jeweils als sog. Peaks detektiert) in einer Probenmessung technisch exakt festgelegt ist, erlaubt dies sowohl die eindeutige Identifizierung (qualitative Bestimmung) sowie über die Peakflächen (Integral über die Zeit) der Messsignale auch gleichzeitig die Mengenerfassung (quantitative Bestimmung) der einzelnen Elemente als C, H, N, S. Mit Hilfe der bekannten Einwaage lässt sich dann der jeweilige Massenanteil (in Prozent oder ppm) bestimmen.

Ergebnisse der Brennstoffanalysen

In Tabelle 6-9 sind die Mittelwerte der Analysenergebnisse durch TGA (TS-Gehalt, Asche-Gehalt) und Verbrennungskalorimeter (Brennwert) im Rahmen der Brennstoffanalyse zusammengefasst. Die Ergebnisse der Brennstoffanalysen beziehen sich auf den Brennstoffzustand direkt am Vergasereintritt (Einsatzzustand).


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Tabelle 6-9: Ergebnisse der Brennstoffanalysen (Einsatzzustand)

Anlagenbezeichnung Einheit Anlage I Anlage II Anlage III

TS-Gehalt Ma.-% 93,3 89,7 91,3

Asche-Gehalt Ma.-% 0,6 0,6 0,9

Brennwert MJ/kg 18,8 17,8 18,2

Heizwert MJ/kg 17,3 16,3 16,7

Anlage I

Eingesetzt wurden getrocknete HHS mit einem Brennwert von 18,8 MJ/kg (TS-Anteil 93,3 Ma.-%). Dies entspricht einem Heizwert von ca. 17,3 MJ/kg. Die Kurzanalyse der HHS im Einsatzzustand ergab einen Aschegehalt von ca. 0,6 Ma.-%. Die Elementaranalyse des Brennstoffes im Analysezustand (trocken) wies 47,5/6,5/0,08/0,04 als Ma.-% für die Elemente C/H/N/S aus.

Anlage II

Eingesetzt wurden getrocknete HHS mit einem Brennwert von 17,8 MJ/kg (TS-Anteil 89,7 Ma.-%). Dies entspricht einem Heizwert von 16,3 MJ/kg. Die Kurzanalyse der HHS im Einsatzzustand ergab einen Aschegehalt von ca. 0,6 Ma.-%. Die Elementaranalyse des Brennstoffes im Analysezustand (trocken) wies 47,2/6,3/0,29/0,03 als Ma.-% für die Elemente C/H/N/S aus.

Anlage III

Eingesetzt wurden getrocknete HHS mit einem Brennwert von 18,2 MJ/kg (TS-Anteil 91,3 Ma.-%). Dies entspricht einem Heizwert von 16,7 MJ/kg. Die Kurzanalyse der HHS im Einsatzzustand ergab einen Aschegehalt von ca. 0,9 Ma.-%. Die Elementaranalyse des Brennstoffes im Analysezustand (trocken) wies 47,9/6,5/0,06/0,01 als Ma.-% für die Elemente C/H/N/S aus.


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Abbildung 6-46: Ergebnisse der Heiz- und Brennwertbestimmung von Brennstoff/Reststoff

Abbildung 6-47: Ergebnisse der Kurzanalyse der Brennstoffe (HHS)

Wie schon dargestellt, ergab die Elementaranalyse der Brenn- und Reststoffe (im getrockneten Zustand) der jeweiligen Anlagen die Massenanteile der Elemente C/H/N/S. Der jeweils restliche Anteil besteht aus dem Element O und Asche.

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

Anlage I Anlage II Anlage III

kJ/kg

(Einsatz-bzw. Rohzustand)

Heiz- u. Brennwert Brennstoff/Reststoff

Holzhackschnitzel_Hi Holzhackschnitzel_Hs Koks_Hi Koks_Hs Teer_Hi Teer_Hs

0%

20%

40%

60%

80%

100%

HHS_Anlage I HHS_Anlage II HHS_Anlage III

Ma-%

(Einsatzzustand)

fixer Kohlenstoff flüchtige Bestandteile Asche Wasser

Kurzanalyse Brennstoff


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Abbildung 6-48: Ergebnisse der Elementaranalyse (C, H, N, S) von Brennstoff/Reststoff

Auswertung

Die Versorgung mit einem Brennstoff, der nicht die spezifisch vorgegebenen Brennstoffeigenschaften (Stückigkeit, TS-Gehalt etc.) besitzt, ist häufig die Ursache für Störungen im Betrieb von Biomassevergasungsanlagen [12]. Bezüglich der betrachteten Anlagen wurden vor Ort getrocknete HHS mit einer Größe von G30 (Anlage II/III) bis G50 (Anlage I) (nach ÖNORM M 7133 [11]) aus Stammholz, Waldrestholz sowie holzartigem Landschaftspflegematerial verwendet. Der vom jeweiligen Anlagenhersteller geforderte minimale TS-Gehalt der HHS für den Einsatz in den Holzvergasungsanlagen konnte sicher eingehalten werden. Hinsichtlich des Aschegehaltes konnte bei den HHS-Proben keine Auffälligkeit ermittelt werden. Durch die Brennstoffbewertungen kann für die betrachteten Anlagen zusammenfassend eine hohe Brennstoffqualität hinsichtlich der durchgeführten Analysen bestätigt werden.

6.4.2 Reststoffe

Aufgrund des bei einigen Anlagen relativ hohen Kohlenstoffgehaltes in der so genannten „Asche“ wurde der Begriff „Reststoff“ gewählt, um Verwechslungen mit der tatsächlichen Holzasche auszuschließen.

Auch für die Reststoffproben gilt die zuvor aufgeführte Beschreibung des Analysenumfanges, da sie in gleicher Art und Weise wie die Brennstoffproben im Labor Verbrennungstechnik der Hochschule Zittau/Görlitz analysiert wurden.

Alle Daten der Reststoffauswertung entstammen der Probenanalyse aus der 3. Messkampagne, wurden jedoch mit den Probenauswertungen aus den vorherigen Messkampagnen validiert.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Anlage I Anlage II Anlage III Anlage I Anlage II Anlage III Anlage I

Holzhackschnitzel Reststoff Teer

Ma-%

(Analysezustand)

H

S

C

N

Elementaranalyse Brennstoff/Reststoff


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Tabelle 6-10: Ergebnisse der Reststoffanalysen

Anlagenbezeichnung Einheit Anlage I Koks / Teer

Anlage II Anlage III

TS-Gehalt Ma.-% 98,7 / 81,9 95,3 97,5

Asche-Gehalt Ma.-% 6,7 / 0,6 31,8 28,5

Kohlenstoffanteil Ma.-% 80,7 / 71,6 54,7 56,2

Brennwert MJ/kg 31,5 / 29,8 18,3 19,6

Heizwert MJ/kg 31,1 / 28,3 17,9 19,4

Anlage I

Der Reststoff (Koks) wurde mit einem Brennwert von 31,5 MJ/kg (Heizwert 31,1 MJ/kg) analysiert. Außerdem konnte der Brennwert des zu entsorgenden Teerschlamms mit 29,8 MJ/kg (Heizwert 28,3 MJ/kg) analysiert werden. Die Kurzanalyse des Reststoffes Koks im Rohzustand ergab einen Aschegehalt von ca. 6,7 Ma.-%. Die Elementaranalyse des Reststoffes Koks im Analysezustand (trocken) wies 80,7/1,6/0,12/0,15 als Ma.-% für die Elemente C/H/N/S aus. Die Kurzanalyse des Reststoffes Teer im Rohzustand ergab einen Aschegehalt von ca. 0,6 Ma.-%. Die Elementaranalyse des Reststoffes Teer im Analysezustand (trocken) wies 71,6/6,2/0,64/0,01 als Ma.-% für die Elemente C/H/N/S aus. Mit dem Reststoff (Koks und Teerschlamm) wurden ca. 16,2 % der eingesetzten Brennstoffenergie wieder ausgetragen.

Anlage II

Der Reststoff (Koks) wurde mit einem Brennwert von 18,3 MJ/kg (Heizwert 17,9 MJ/kg) analysiert. Die Kurzanalyse des Reststoffes Koks im Rohzustand ergab einen Aschegehalt von ca. 31,8 Ma.-%. Die Elementaranalyse des Reststoffes Koks im Analysezustand (trocken) wies 54,7/1,0/0,21/0,36 als Ma.-% für die Elemente C/H/N/S aus. Mit dem Reststoff wurden ca. 2,5 % der eingesetzten Brennstoffenergie wieder ausgetragen.

Anlage III

Der Reststoff (Koks) wurde mit einem Brennwert von 19,6 MJ/kg (Heizwert 19,4 MJ/kg) analysiert. Die Kurzanalyse des Reststoffes Koks im Rohzustand ergab einen Aschegehalt von ca. 28,5 Ma.-%. Die Elementaranalyse des Reststoffes Koks im Analysezustand (trocken) wies 56,2/0,9/0,17/0,56 als Ma.-% für die Elemente C/H/N/S aus. Mit dem Reststoff wurden ca. 1,7 % der eingesetzten Brennstoffenergie wieder ausgetragen.


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Abbildung 6-49: Ergebnisse der Kurzanalyse des festen Reststoffes (Koks) der Anlagen I-III

Abbildung 6-50: Ergebnisse der Kurzanalyse des Reststoffes Teer der Anlage I

Auswertung

Als Reststoffe der Holzvergasungsanlagen traten bei Anlage I Rostasche (Koks), Teerschlamm und Kondensat auf. Hinsichtlich der Anlagen II und III ist nur die Filterasche (Koks) als Reststoff vorhanden.

Der analysierte Brennwert der Reststoffproben ist direkt abhängig vom Kohlenstoffgehalt. Ist im Reststoff (Koks) noch ein bedeutender Anteil Kohlenstoff vorhanden, ist der Brennwert entsprechend hoch. Dies deutet auf einen schlechten Ausbrand des Brennstoffes im Vergasungsraum hin. Auch hinsichtlich eines hohen Brennstoffausnutzungsgrades sollte die noch im Reststoff gebundene chemische Energie

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Reststoff_Anlage I Reststoff_Anlage II Reststoff_Anlage III

Ma-%

(Rohzustand)


Kurzanalyse Reststoff (Koks)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Teer_Anlage I

Ma-%

(Rohzustand)


Kurzanalyse Reststoff (Teer)


- 58 -

möglichst gering sein. Die Reststoffprobe (Koks) von Anlage I weist einen Kohlenstoffgehalt im Analysezustand (trocken) von ca. 80 % auf und besitzt einen Brennwert von 32,2 MJ/kg. Dies deutet auf den zuvor beschriebenen schlechten Ausbrand des Brennstoffes im Reaktor hin. Mit den Reststoffen der Anlage I (Koks und Teerschlamm) werden ca. 16 % der eingesetzten Brennstoffenergie wieder ausgetragen. Der Reststoff (Koks) der Anlage I wird zur externen thermischen Verwertung weiter verkauft.

Die Proben der Filterasche (Koks) von den Anlagen II und III weisen einen Kohlenstoffgehalt (Analysezustand) von ca. 55 % und einen Brennwert von 18,3 bzw. 19,6 MJ/kg auf. Aufgrund des relativ geringen Reststoffanfalls und dessen niedrigen Brennwert werden bei den Anlagen II und III nur etwa 2,5 bzw. 1,7 % der eingesetzten Brennstoffenergie wieder ausgetragen. Der Reststoff (Koks) der Anlagen II und III wird entsorgt.

6.4.3 Technologie

Gasanalyse

Bezüglich der Gasanalysen (Zusammensetzung, Volumenstrom) werden die Ergebnisse bezogen auf den Normzustand (i.N.) angeben. Der Normzustand ist nach DIN 1343 [17] derjenige Referenzzustand, der durch die Normtemperatur TN=273,15 K (tN=0 °C) und den Normdruck pN=101.325 Pa festgelegt ist. Das Volumen eines Stoffes im Normzustand (bezogen auf Normtemperatur und Normdruck) wird als Volumen im Normzustand (m³ (i.N.)) bezeichnet.

Der Heizwert des Produktgases kann mit Hilfe von Formel (1) aus den gemessenen Produktgaszusammensetzungen errechnet werden, wobei c die Volumenkonzentration und Hi der volumenbezogene Heizwert der jeweiligen Komponente ist. Jedoch ist zu berücksichtigen, dass sich die dargestellten Gasqualitäten und Heizwerte auf das trockene Produktgas beziehen.

��,�� = ∑� ∙ ��,� (1)

SPA-Methode zur Analyse des Teergehalts im Produktgas

Die SPA-Methode zur Messung der Teerbelastung im Produktgas ist eine weit verbreitet Methode der Probenanreicherung. Hierfür werden die zu extrahierenden Komponenten eines Probegasvolumens auf spezielle Adsorbentien angereichert und bei der anschließenden Laboranalyse mit einem Lösungsmittel eluiert. Danach wird die Konzentration der relevanten Stoffe im Lösemittel mit einem Gaschromatographen (GC) analysiert. Das Probegasvolumen von 100 ml wird in einer handelsüblichen Spritze über eine Probenahmedauer von ca. einer Minute von Hand durch das Sorbens gezogen. Als Probenahmeleitung dient eine Metallkanüle, mit der zu Beginn der Messung ein in der Gasleitung vormontiertes Septum durchstochen wird. Nach der Probenahme werden Sorbens und Kanüle luftdicht verschlossen und gekühlt gelagert. Die Kanüle wird bei der Analyse ebenfalls mit dem Lösemittel ausgewaschen, um Verlusten durch Kondensation zu vermeiden. Schwierigkeiten bzw. Fehlerquellen bei der SPA-Methode sind Verstopfungen der Nadel durch Staub im Produktgas und das Ansaugen einer nicht repräsentativen Gasprobe aus einem Totraum vor dem Septum. Bei der SPA-Methode ist keine isokinetische Probenahme möglich. Ein ungleichmäßiger Volumenstrom durch die manuelle Probenahme kann durch Sorgfalt weitestgehend vermieden werden.


- 59 -

Im Vergleich mit anderen Messverfahren zur Teerbestimmung in Produktgasen sind mit der SPA-Methode, aufgrund des geringen Messzeitraums, tendenziell stärkere Schwankungen in den Analyseergebnissen zu erwarten.

Anlage I

Die während der dritten Messkampagne aufgenommene Zusammensetzung des trockenen Produktgases ist in Abbildung 6-51 dargestellt. Aus den Verläufen wird ersichtlich, dass die Gaskonzentrationen einer periodischen Schwankung unterliegen. Dies erklärt sich durch den Prozessablauf im Vergasungsreaktor. Im Reaktor wird nach Erreichen eines definierten Differenzdruckes der Rost gerüttelt und somit das Bett in der Reaktionszone zerstört. Damit werden die Reststoffabfuhr und die Zufuhr neuen Brennstoffes gewährleistet. Direkt nach Zerstörung des Reaktionsbettes fallen die Gaskonzentrationen ab, da die Konversion des Brennstoffes für einen kurzen Zeitraum unterbrochen wird. Nach der Rüttelung erfolgt der Neuaufbau des Reaktionsbettes, die Vergasungsreaktionen können wieder stattfinden und die Konzentration der Reaktionsgase steigt wieder an.

Der Heizwert des trockenen Produktgases ist aufgrund der gemessenen Anteile der Komponenten CO, H2 und CH4 im Produktgas mit 7 bis 8 MJ/m³ (i.N.) berechenbar.

Darüber hinaus ist, je nach Gastemperatur, ein unterschiedlicher Wasserdampfanteil zu berücksichtigen. Die kontinuierliche Messung dieses Wasserdampfanteils war im Rahmen der Messkampagnen nicht durchführbar und kann folglich nur abgeschätzt werden.


- 60 -

Abbildung 6-51: Produktgasqualität Anlage I


- 61 -

Die Aufnahme der Abgasqualität ist im Allgemeinen eine Darstellung der Güte der Brennstoffumsetzung (Verbrennung) im Motor. Die Bestandteile Kohlenmonoxid (CO), Stickoxide (NOx) sowie Sauerstoff (O2) lassen dabei Rückschlüsse auf die Verbrennungstemperatur und den Verbrennungsablauf zu. Darüber hinaus können Bewertungen zur Gleichmäßigkeit und Stabilität des Motorbetriebes gegeben werden. Die Sensorwerte für die Abgasemissionen nach dem Oxidationskatalysator sind in Abbildung 6-52 dargestellt. Die Sondenposition lag dabei stromabwärts des Abgaswärmeübertragers. Aus dem Verlauf der Abgaswerte sind die Schwankungen der Gaskonzentrationen im Produktgas ebenfalls ersichtlich. Da der Motor die Leistung in einem konstanten Bereich hält, reagiert er entsprechend der Produktgasqualität. Steigt infolge einer Änderung der Gaszusammensetzung der Heizwert des Produktgases (siehe Abbildung 6-51) wird weniger Motorluft angesaugt. Somit erklären sich die periodischen Schwankungen der O2-Konzentration im Abgas. Die noch relativ hohe Abgastemperatur von ca. 270 °C könnte durch weitere Wärmeabnehmer reduziert werden.

Abbildung 6-52: Abgasqualität Anlage I

In Abbildung 6-53 und in Abbildung 6-54 sind die für die Anlage I nach der SPA-Methode vorgenommenen Messungen im Produktgas nach der Gasreinigung über die Quenche jedoch noch vor dem Elektrofilter abgebildet. Für die Auswertung wurden sowohl der Gesamtteergehalt als auch die einzelnen Teerkomponenten analysiert und dargestellt. Die Ergebnisse der unmittelbar aufeinander folgenden Einzelmessungen weisen deutliche Unterschiede hinsichtlich des Gesamtteergehaltes auf. Dieser stieg von 0,93 g/m³ bei der ersten Messung bis auf 1,9 g/m³ bei der dritten Messung an und weichen somit um ca. 52 % voneinander ab. Da aufgrund der Prozessgestaltung keine konstante Gaszusammensetzung vorhanden ist, kann folglich auch nicht von einer gleichmäßigen


- 62 -

Teerbeladung ausgegangen werden. Die Hauptbestandteile im Teer bilden bei allen drei Proben Cresole, Benzene, Toluene und Phenole.

Abbildung 6-53: Teergehalt nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage I

Abbildung 6-54: Teerkomponenten nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage I

0,00

0,25

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50

1,75

2,00

0 1 2 3 4

Teergehalt in g/m³

Probe

-SPA-Analyse-, Anlage I,

Teergehalt Gesamt Teergehalt ohne Benzen

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

1 2 3

Teergehalt in g/m³

Probe

-SPA-Analyse-, Anlage I

Benzene Toluene Indene Naphthalene Phenol Cresole restliche Kohlenwasserstoffe


- 63 -

Anlage II

Die während der dritten Messkampagne aufgenommen Zusammensetzung des trockenen Produktgases ist in Abbildung 6-55 dargestellt. Im Bereich von ca. 18:20 bis 18:50 Uhr (grau gekennzeichnet) wurde Prüfgas verwendet. Der generell sehr gleichmäßige Verlauf der Gaskonzentrationen bestätigt einen stabilen und konstanten Reaktionsablauf im Gasreformer. Der Heizwert des trockenen Produktgases ist aufgrund der gemessenen Anteile der Komponenten CO, H2 und CH4 im Produktgas mit ca. 6 MJ/m³ (i.N.) berechenbar.

Darüber hinaus ist, je nach Gastemperatur, ein unterschiedlicher Wasserdampfanteil zu berücksichtigen. Die kontinuierliche Messung dieses Wasserdampfanteils war im Rahmen der Messkampagnen nicht durchführbar und kann folglich nur abgeschätzt werden.


- 64 -

Abbildung 6-55: Produktgasqualität Anlage II


- 65 -

Die Aufnahme der Abgasqualität ist im Allgemeinen eine Darstellung der Güte der Brennstoffumsetzung (Verbrennung) im Motor. Die Bestandteile Kohlenmonoxid (CO), Stickoxide (NOx) sowie Sauerstoff (O2) lassen dabei Rückschlüsse auf die Verbrennungstemperatur und den Verbrennungsablauf zu. Darüber hinaus können Bewertungen zur Gleichmäßigkeit und Stabilität des Motorbetriebes gegeben werden. Die Sensorwerte für die Abgasemissionen nach und kurzzeitig vor dem Oxidationskatalysator sind in Abbildung 6-56 dargestellt. Die Sondenposition lag dabei stromabwärts des Abgaswärmeübertragers.

Die periodischen Schwankungen der Konzentrationen von CO, NOx und O2 im Abgas nach dem Katalysator werden durch die in einem definierten Intervall stattfindende Gasreinigung des Produktgases im Gewebefilter verursacht. Am Gewebefilter baut sich im laufenden Betrieb ein Filterkuchen auf, der Druckverlust steigt und weniger Produktgas gelangt durch den Filter. Da der Volumenstrom des Verbrennungsgasgemischs (Produktgas + Motorluft) konstant ist, steht dem Motor damit immer weniger Produktgas zur Verfügung und der Anteil der Motorluft und damit des O2 im Verbrennungsgasgemisch steigt. Nach der automatischen Abreinigung des Filters ist der Produktgasanteil wieder höher und der Anteil der Motorluft im Gasgemisch entsprechend geringer. Folglich steigt oder fällt die O2-Konzentration im Abgas gemäß dem Reinigungszustandes des Gewebefilters in einem Bereich zwischen 5 und 8 Vol.-%. In Abhängigkeit der O2-Konzentration im Verbrennungsgasgemisch variieren die Konzentrationen von CO und NOx im Abgas. Mit steigendem O2-Anteil (und damit sinkendem Produktgasanteil) sinkt die Verbrennungstemperatur im Motor und im Motorabgas steigt demzufolge der CO-Anteil bei abnehmender NOx-Konzentration.

Die Messung der Abgasqualität vor dem Oxidationskatalysator erfolgte zwischen 08:20 und 10:15 Uhr des zweiten Tages. Im Vergleich zu den Abgaswerten nach dem Oxidationskatalysator ist zu berücksichtigen, dass in diesem Zeitraum ein Schaden (Riss) im Gewebefilter auftrat, wodurch mehr Produktgas durch den Motor angesaugt wurde. Daher wurde der Anteil der Motorluft im Gasgemisch geringer und die Konzentration von O2 im Abgas vor Katalysator befand sich entsprechend auf einem niedrigeren Niveau als im Nennbetrieb. Da mehr Produktgas im Verbrennungsgemisch enthalten war, stieg die Verbrennungstemperatur im Motorraum an. Dies hatte im Abgas vor dem Katalysator wiederum einen Anstieg der NOx-Konzentration und eine geringere Konzentration von CO im Vergleich zum üblichen Anlagenbetrieb zur Folge. Somit ist ein direkter Vergleich der CO-Konzentrationen vor und nach Katalysator nicht möglich.

Die relativ niedrige Abgastemperatur von ca. 105 °C weist auf eine gute Wärmeabnahme und ein entsprechend gutes Wärmeabnahmekonzept hin.


- 66 -

Abbildung 6-56: Abgasqualität Anlage II

In Abbildung 6-57 und in Abbildung 6-58 sind die für die Anlage II nach der SPA-Methode vorgenommenen Messungen im Produktgas nach der Gasreinigung (Reingas) abgebildet. Für die Auswertung wurden sowohl der Gesamtteergehalt als auch die einzelnen Teerkomponenten analysiert und dargestellt. Die Ergebnisse der unmittelbar aufeinander folgenden Einzelmessungen weisen ebenfalls deutliche Unterschiede hinsichtlich des Gesamtteergehaltes auf. Dieser stieg von 1,2 g/m³ bei der ersten Messung bis auf 1,9 g/m³ bei der dritten Messung an und weichen somit um ca. 37 % voneinander ab. Da nur ein Messstutzen in der Gasleitung direkt vor dem Motor zur Verfügung stand, wurde durch den Einbau des Septum-Adapters in die Gasleitung, nach vorheriger Entnahme der Produktgassonde, der Motorbetrieb gestört. Folglich kann auch in dieser Zeit die Gaszusammensetzung als nicht konstant bewertet werden. Bei allen drei Proben bilden Benzene und Toluene die Hauptbestandteile im Teer. Der Hauptanteil der schweren Teere wird nach der Gaskühlung an die Partikel gebunden und über den Reststoff durch den Gewebefilter abgetrennt.

vor Kat


- 67 -

Abbildung 6-57: Teergehalt nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage II

Abbildung 6-58: Teerkomponenten nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage II

0,00

0,25

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50

1,75

2,00

0 1 2 3 4

Teergehalt in g/m³

Probe

-SPA-Analyse-, Anlage II


0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

1 2 3

Teergehalt in g/m³

Probe

-SPA-Analyse-, Anlage II



- 68 -

Anlage III

Die während der dritten Messkampagne aufgenommen Zusammensetzung des trockenen Produktgases ist in Abbildung 6-59 dargestellt. Der generell sehr gleichmäßige Verlauf der Gaskonzentrationen bestätigt einen stabilen und konstanten Reaktionsablauf im Gasreformer. Der Heizwert des trockenen Produktgases ist aufgrund der gemessenen Anteile der Komponenten CO, H2 und CH4 im Produktgas mit ca. 6 MJ/m³ (i.N.) berechenbar.

Aufgrund einer Havarie in der Produktgasanalyse und entsprechender störender Beeinflussung der Sensoren können die Werte ab ca. 16:45 Uhr nicht für die Auswertung verwendet werden. Darüber hinaus ist je nach Gastemperatur ein unterschiedlicher Wasserdampfanteil zu berücksichtigen. Die kontinuierliche Messung dieses Wasserdampfanteils war im Rahmen der Messkampagnen nicht durchführbar und kann folglich nur abgeschätzt werden.


- 69 -

Abbildung 6-59: Produktgasqualität Anlage III


- 70 -

Die Aufnahme der Abgasqualität ist im Allgemeinen eine Darstellung der Güte der Brennstoffumsetzung (Verbrennung) im Motor. Die Bestandteile Kohlenmonoxid (CO), Stickoxide (NOx) sowie Sauerstoff (O2) lassen dabei Rückschlüsse auf die Verbrennungstemperatur und den Verbrennungsablauf zu. Darüber hinaus können Bewertungen zur Gleichmäßigkeit und Stabilität des Motorbetriebes gegeben werden. Die Sensorwerte für die Abgasemissionen vor dem Oxidationskatalysator sind in Abbildung 6-56 dargestellt. Die Sondenposition lag dabei stromabwärts des Abgaswärmeübertragers und vor dem Oxidationskatalysator.

Analog zu Anlage II werden die periodischen Schwankungen der Konzentrationen von CO, NOx und O2 im Abgas vor Katalysator durch die in einem definierten Intervall stattfindende Gasreinigung des Produktgases im Gewebefilter verursacht. Im Unterschied zu Anlage II sind jedoch die Reinigungsintervalle deutlich kürzer, sodass die Schwankungen der Gaskonzentrationen entsprechend geringer sind. Die Reinigungsintervalle sind in der Anlagensteuerung durch einen Grenzwert des Differenzdruckes über Ein- und Ausgang des Gewebefilters einstellbar. In der Anlagensteuerung der Anlage III ist dieser Grenzwert geringer als bei Anlage II eingestellt, sodass die Reinigungsintervalle kürzer sind. Folglich steigt oder fällt die O2-Konzentration im Abgas entsprechend des Reinigungszustandes des Gewebefilters nur in einem Bereich zwischen 3 und 5 Vol.-% und die Schwankungen der Konzentrationen von CO und NOx im Abgas sind geringer als bei Anlage II.

Die niedrige Abgastemperatur von ca. 80 °C weist auf eine sehr gute Wärmeabnahme und damit ebenfalls auf ein sehr gutes Wärmeabnahmekonzept hin.

Abbildung 6-60: Abgasqualität Anlage III

In Abbildung 6-61 und in Abbildung 6-62 sind die für die Anlage III nach der SPA-Methode vorgenommenen Messungen im Produktgas nach der Gasreinigung (Reingas) abgebildet. Für die Auswertung wurden sowohl der Gesamtteergehalt als auch die einzelnen


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Teerkomponenten analysiert und dargestellt. Die Ergebnisse der unmittelbar aufeinander folgenden Einzelmessungen weisen im Vergleich zu Anlage I und II deutlich geringere Unterschiede hinsichtlich des Gesamtteergehaltes auf. Dieser wurde mit ca. 0,5 g/m³ bei der ersten Messung und mit ca. 0,4 g/m³ bei der zweiten und dritten Messung analysiert und weicht somit um ca. 20 % voneinander ab. Während der Probenahmedauer trat keine Störung im Vergaser- und Motorbetrieb auf, sodass die Produktgaszusammensetzung als konstant beschrieben werden kann. Dies ist auch an der relativ gleichmäßigen Teerbeladung und -zusammensetzung zu erkennen. Die Hauptbestandteile im Teer bilden Phenole und Indene. Der Hauptanteil der schweren Teere wird nach der Gaskühlung an die Partikel gebunden und über den Reststoff durch den Gewebefilter abgetrennt.

Abbildung 6-61: Teergehalt nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage III

0,00

0,25

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50

1,75

2,00

0 1 2 3 4

Teergehalt in g/m³

Probe

-SPA-Analyse-, Anlage III



- 72 -

Abbildung 6-62: Teerkomponenten nach SPA-Analyse im Reingas, Anlage III

6.4.4 Auswertung und Ableitung von Verbesserungsvorschlägen

Aus den Ergebnissen der aufwändigen Messungen an den Anlagen lassen sich allgemein folgende Aussagen ableiten:

• Durch das Monitoring und die Messkampagnen konnte nachgewiesen werden, dass die Anlagen im Rahmen ihres Betriebsregimes eine gute Verfügbarkeit aufweisen.

• Die grundlegende Ausstattung der Anlagen mit Sensoren ist weiterhin unzureichend. Vor allem Sensoren in Verbindung mit einer automatischen Steuerungs- und Regelungstechnik fehlen, sodass der personengebundene Überwachungs- und damit tägliche Arbeitsaufwand als noch zu hoch zu bewerten ist. So sind beispielsweise durch die Unterversorgung mit Sensoren (z. B. Überwachung der Gaszusammensetzung) eine Ursachenbestimmung bei Betriebsveränderungen und eine darauf angemessene Reaktion kaum möglich. Darüber hinaus ist an den Anlagen mehrheitlich keine kontinuierliche Erfassung des Brennstoffstromes am Anlageneintritt (Trocknung, Vergaser) möglich, was eine Abschätzung zur Effizienz des Konversionsprozesses und damit eine bessere Planung des Brennstoffeinkaufes erschwert.

• Bei den Anlagenkonzepten II und III ist aufgrund der Betreiberstruktur (land- bzw. forstwirtschaftlicher Hof) eine sehr gute Wärmenutzung gegeben. So ist neben der Beheizung und Warmwassererzeugung für Wohn- und Wirtschaftsgebäude auch die Trocknung weiterer land- und forstwirtschaftlicher Güter realisiert. Hinsichtlich Anlage I ist das vorhandene Wärmenutzungskonzept ausbaufähig. Jedoch ist dabei zu berücksichtigen, dass sich die Anlage am Betriebsstandort des Herstellers befindet und in diesem Rahmen kein Schwerpunkt auf die Ausarbeitung eines Konzeptes zur maximalen Wärmenutzung gelegt wurde.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

1 2 3

Teergehalt in g/m³

Probe

-SPA-Analyse-, Anlage III



- 73 -

• Die analysierte Brennstoffqualität entspricht bei allen Anlagen den spezifischen Anforderungen der Anlagenhersteller. Somit konnte die Wirkung einer unzureichenden bzw. unpassenden Brennstoffaufbereitung, in der Branche als häufigste Ursache von Anlagenstörungen bekannt, nicht untersucht werden.

• Aufgrund des hohen Kohlenstoffgehaltes im Reststoff (Koks) der Anlage I (ca. 81 Ma.-%) kann bei dieser von einem schlechten Brennstoffausbrand im Reaktor ausgegangen werden. Im Reststoff der leistungsmäßig kleineren Anlagen II und III wurde ein deutlich niedrigerer Kohlenstoffgehalt (ca. 55-56 Ma.-%) analysiert. Eine Bewertung der Energieumsetzung im Vergaser können der technischen Bewertung (Kapitel 6.5.1) mit Hilfe des Kaltgaswirkungsgrades entnommen werden.

• Die Anlage I besitzt eine aufwändige Gasreinigung (Wäsche, Elektrofilter) mit entsprechend vielen Reststoffen. Dies ist sowohl hinsichtlich der Betriebskosten (Entsorgung, Hilfsenergiebedarf) als auch hinsichtlich einer anzustrebenden maximalen energetischen Nutzung der Biomasse (chemische Energie der Reststoffe) nachteilig. Mit den Reststoffen (Koks und Teerschlamm) werden ca. 16,2 % der eingesetzten Brennstoffenergie wieder ausgetragen.

• Ein Anlagenmonitoring durch die jeweiligen Betreiber der Anlagen II und III war aufgrund des damit verbundenen Aufwandes nicht in dem geplanten Umfang möglich, könnte jedoch zukünftig durch eine bessere Ausstattung mit Messtechnik (s.o.) erleichtert werden.

• Die Teerprobennahme mit der SPA-Methode ist mit einem geringen apparativen Aufwand, entsprechend kurzen Auf- und Abbauzeiten sowie sehr geringen infrastrukturellen Anforderungen (z. B. keine Stromversorgung notwendig) verbunden. Hinsichtlich Auswertung und Vergleichbarkeit der Daten ist zu beachten, dass die verschiedenen Probennahmen bei einem definiert konstanten Prozesszustand (konstante Produktgaszusammensetzung) vorgenommen werden sollten.

6.5 Arbeitspaket 5: Technische, ökonomische und ökologische Bewertung

Mit Hilfe der in den vorhergehenden Arbeitspaketen erstellten Stoff- und Energiebilanzen werden die Anlagen durch das DBFZ, als Hauptbearbeiter des Arbeitspaketes 5, einer objektiven technischen, ökonomischen und ökologischen Bewertung unterzogen (Verweis auf Abschlussbericht des DBFZ). Die in den folgenden Kapiteln dargestellten Ergebnisse bilden die Grundlage für diese Bewertungen. Voneinander abweichende Ergebnisse der Bewertungskriterien begründen sich durch verschiedene Festlegungen zur Berechnungsbasis (Brennwert/Heizwert) und zur Bilanzierungsgrenze.

6.5.1 Technische Bewertung

Die Autoren weisen darauf hin, dass sich die dargelegten Ergebnisse nur auf den jeweils untersuchten Zeitraum beziehen und somit keine Aussagen hinsichtlich der Bewertungskriterien bei sich verändernden Betriebsparametern getroffen werden können.

Die technische Bewertung erfolgt über die Angabe diverser Wirkungs- und Nutzungsgrade. Um die verschiedenen Anlagenkonzepte mit diesen Zahlenwerten vergleichen und beurteilen zu können, ist zusätzlich angegeben unter welchen Annahmen und Bedingungen die Berechnung erfolgte.


- 74 -

Die Bilanzierungsgrenze für die Stoff- und Energieströme wurde um das Holzvergaser-BHKW gelegt, sodass keine Bewertungen hinsichtlich der Effizienz der Brennstofftrocknung oder der Wärmenutzung gegeben werden kann. Somit wurde für alle Anlagen nach [18] eine Trocknungseffizienz von 70 % angenommen. Als Trocknungseffizienz wird dabei die mit der Trocknung verbundene Erhöhung der bei den Anlagen technisch nutzbaren Brennstoffenergie im Verhältnis zu der eingesetzten Trocknungswärme definiert. Der TS-Gehalt der HHS vor der Trocknung wurde mit 65 Ma.-% angenommen. Die analysierten TS-Anteile nach der Trocknung (Eintritt Vergaser) sind in Tabelle 6-9 dargestellt.

Die chemische Energie der Biomasse muss aus physikalisch-chemischer Sicht in Bezug auf den Gleichgewichtszustand an der Erdoberfläche berechnet und berücksichtigt werden, in dem bei den üblicherweise vorhandenen Temperaturen das Wasser im flüssigen Zustand vorliegt. Dies bedeutet, dass der Brennwert die zu berücksichtigende Berechnungsbasis darstellt [19].

Der elektrische bzw. thermische BHKW-Wirkungsgrad zeigt nach Formel (2) die Güte der Energieumsetzung im Motor an und entspricht dem Verhältnis der erzeugten elektrischen bzw. thermischen Arbeit und der dem Motor zugeführten Brennstoffenergien (chemische Energie des Produktgases und ggf. des Zündöles). Da der elektrische und thermische Wirkungsgrad der Motoren bei Holzgasnutzung den Autoren nicht bekannt ist, wurde durch das DBFZ eine Abschätzung der BHKW-Wirkungsgrade bei Holzgasnutzung erstellt [20]. Diese basiert auf den realen Messdaten an einem Gasmotor sowohl im Holzgas- als auch im Erdgasbetrieb, dem sich daraus ergebenden Abweichungsfaktor und den Daten diverser BHKW mit Erdgasnutzung in den verschiedenen Leistungsbereichen. Wird der Korrekturfaktor in Verbindung mit den Wirkungsgraden der Erdgas-BHKW angewendet, ergeben sich die in Tabelle 6-11 dargestellten heizwertbezogenen BHKW-Wirkungsgrade bei Holzgasnutzung.

� �,�� =��

��∙��,��Ö�∙��,Ö� (2)

Tabelle 6-11: Abschätzung BHKW-Wirkungsgrad bei Holzgasnutzung [20]

Holzgas (Anpassung mittels Korrekturfaktor) elektrische Leistung kleiner

Pel in kW 20 kW 30 kW 40 kW 60 kW 90 kW 150 kW 250 kW 410 kW

ηel (Holzgas, brutto) 23,1% 26,9% 27,3% 28,3% 28,8% 28,8% 30,5% 33,4%

ηth (Holzgas) 68,1% 60,8% 59,4% 56,9% 59,6% 58,5% 54,7% 51,0%

ηges (Holzgas über ηel + ηth ) 91,2% 87,7% 86,7% 85,2% 88,5% 87,3% 85,2% 84,5%

Für die Bewertung der Anlagen wurden nach [6] folgende Kriterien in Betracht gezogen, die aus den Stoff- und Energiebilanzierungen hervorgehen. Die Berechnung aller Kriterien erfolgte brennwertbezogen und unter Beibehaltung der zuvor definierten Bilanzierungsgrenze um das Holzvergaser-BHKW.

• Elektrischer Anlagennettowirkungsgrad

Der elektrische Anlagennettowirkungsgrad nach Formel (3) gibt das Verhältnis der elektrisch erzeugten Energie zu der im Brennstoff chemisch gebundenen Energie an.


- 75 -

Dabei wird der Nettowirkungsgrad definiert, der zusätzlich den elektrischen Eigenbedarf der Anlage berücksichtigt.

� �, �� =��,�� !!"#��,$�%�&��'(�)

∑�*�+!∙�+,*�+! (3)

• Chemischer Anlagenwirkungsgrad

Der chemische Anlagenwirkungsgrad nach Formel (4) charakterisiert die stoffgebundene Energieumwandlung einer Vergasungsanlage. Er beschreibt das Verhältnis der chemisch gebundenen Energie in den Reststoffen zu der im Brennstoff gebundenen Energie.

�-. � =∑�/�∙�+,/�

∑�*�+!∙�+,*�+! (4)

• Thermischer Anlagennettowirkungsgrad

Der thermische Anlagennettowirkungsgrad nach Formel (5) gibt das Verhältnis der genutzten thermischen Energie zu der im Brennstoff chemisch gebundenen Energie an. Dabei wird der Nettowirkungsgrad definiert, der zusätzlich den thermischen Eigenbedarf (Brennstofftrocknung) der Anlage berücksichtigt.

��., �� =�!0#�!0,$�%�&��'(�)

∑�*�+!∙�+,*�+! (5)

• Gesamtanlagenwirkungsgrad

Der Gesamtwirkungsgrad nach Formel (6) eschreibt das Verhältnis der Summe der Nutzleistungen abzüglich der bezogenen Hilfsleistungen zur bezogenen Brennstoffleistung des Konversionsprozesses.

�1 23�� = � �, �� + �-. � + ��., �� (6)

Darüber hinaus werden in Anlehnung an [12] der Kaltgaswirkungsgrad (Vergaserwirkungsgrad) und der Brennstoffnutzungsgrad zur technischen Bewertung der Anlagen verwendet.

• Kaltgaswirkungsgrad (Vergaserwirkungsgrad)

Der Kaltgaswirkungsgrad nach Formel (7) beschreibt das Verhältnis der dem Vergaser zugeführten Energie (aus chemischer Brennstoffenergie und Massenstrom) und der mit dem Produktgas abgeführten Energie (aus Produktgaszusammensetzung (Reingas) und Volumenstrom). Aufgrund der alleinigen Berücksichtigung der chemisch gebundenen Energie wird dieses Kriterium als Kaltgaswirkungsgrad bezeichnet.

�� =��∙�+,��

∑�*�+!∙�+,*�+! (7)


- 76 -

• Brennstoffnutzungsgrad (Bilanzgrenze Holzvergaser-BHKW)

Die Berechnung des Brennstoffnutzungsgrades nach Formel (8) erfolgt aus dem Verhältnis der genutzten Energieströme (Strom, Wärme) und der eingesetzten chemischen Energie der Brennstoffe. Durch die Beachtung des Eigenbedarfs (elektrisch, thermisch) kann in diesem Fall von einem Nettowirkungsgrad ausgegangen werden.

��, �� =��,&�!!"��!0,&�!!"∑�*�+!∙��,*�+!

(8)

Anlage I

Alle Daten der technischen Bewertung zur Anlage I und deren Datenquelle sind in Tabelle 6-12 dargestellt. Darüber hinaus wird der jeweilige energetische Anteil der Parameter bezogen auf die Brennstoffleistung aufgeführt. Diese Daten bilden somit die Grundlage für die in Abbildung 6-63 enthaltene grafische Darstellung der energetischen Bilanzierungsergebnisse für Anlage I. Der Datenursprung des jeweiligen Parameterwertes ist ebenfalls angegeben. Dabei wird zwischen den Werten aus Messung und Monitoring, Berechnungswerten oder Annahmen unterschieden. Die Brennstoff- und Zündölleistung ergeben sich aus dem jeweiligen Massenstrom des Brennstoffes (Wert aus Monitoring), dem im Labor analysierten Brennwert der HHS-Proben und dem Brennwert von RME aus der Literatur [21]. Für die Parameter, zu denen keine Messwerte zur Verfügung standen, wurden die Werte berechnet. Dies betrifft den Volumenstrom des Produktgases, der aus dem Heizwert des Produktgases (berechnet aus Gaszusammensetzung) und der rechnerisch ermittelten chemischen Reingasleistung berechnet werden kann. Die chemische Reingasleistung errechnet sich wiederum aus der elektrischen Leistung und dem elektrischen Wirkungsgrad des BHKW. Außerdem ergeben sich die Konversionsverluste aus dem Gesamtwirkungsgrad des BHKW. Die Leistung der elektrischen und thermischen Nutzenergie wurde mit den Zählerständen im Rahmen des Monitorings ermittelt und durch die Ergebnisse der Messkampagnen validiert. Der elektrische Eigenbedarf wurde nach [6] mit 8 % der elektrischen Leistung abgeschätzt. Die zur Trocknung des Brennstoffes benötigte Trocknungswärme konnte aus dem gemessenen Massenstrom der HHS am Vergasereintritt, der Differenz des TS-Anteiles vor und nach der Trocknung, sowie mit der Annahme einer Trocknungseffizienz von 70 % [18] berechnet werden. Die Wirkungsgrade des BHKW wurden nach Tabelle 6-11 angenommen. Die Ermittlung der dargestellten Bewertungskriterien erfolgt nach den zuvor beschriebenen Formeln.

Die Berechnung der energetischen Kenngrößen für Anlage I ergab hinsichtlich der Beschreibung der stoffgebundenen Energieumwandlung im Vergaser einen Kaltgaswirkungsgrad von 64,2 %. Bezogen auf den Heizwert des Brennstoffes am Anlageneintritt entspricht dies einem Kaltgaswirkungsgrad von 61,2 %. Aufgrund der vor Ort nur begrenzt nutzbaren thermischen Energie wurde ein thermischer Anlagenwirkungsgrad von 5,7 % berechnet. Der Brennstoffnutzungsgrad von 22,4 % ergibt sich aus der Summe von thermischen und elektrischen Anlagenwirkungsgrad der mit 16,2 % ermittelt wurde. Der Wirkungs- bzw. Nutzungsgrad bezieht sich dabei auf das eingesetzte Zündöl sowie die HHS als Brennstoff. Die Anlage I besitzt eine aufwändige Gasreinigung (Wäsche, Elektrofilter) mit entsprechend vielen Reststoffen. Mit den


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Reststoffen (Koks und Teerschlamm) wurden ca. 16,2 % (chemischer Anlagenwirkungsgrad) der eingesetzten Brennstoffenergie wieder ausgetragen. Durch die Summierung des elektrischen, chemischen und thermischen Netto-Anlagenwirkungsgrades ergab sich ein Gesamtanlagenwirkungsgrad von 38,6 %.

Tabelle 6-12: Zusammenstellung der technischen Parameter und Bewertungskriterien, Anlage I

Parameter Wert Einheit Anteil Datenquelle

Input Brennstoffleistung 1160,3 kW 100% Monitoring Zündölleistung 113,4 kW 9,8% Monitoring

Vergaser thermische Energie Rohgas 82,2 kW 7,1% Messung/Berechnung Volumenstrom Vergasungsmittel 168,9 m³(i.N.)/h Messung chemische Rohgasleistung 804,1 kW 69,3% Berechnung chemische Reststoffleistung Koks 129,3 kW 11,1% Monitoring Vergaserverluste 144,8 kW 12,5% Berechnung

Gasreinigung Abwärme 75,9 kW 6,5% Berechnung chemische Reststoffleistung Teer 58,6 kW 5,1% Monitoring thermische Energie Reingas 6,3 kW 0,5% Messung/Berechnung Volumenstrom Produktgas (trocken) 300,7 m³ (i.N.)/h Berechnung Heizwert Produktgas (trocken) 7,8 MJ/m³(i.N.) Messung/Berechnung chemische Reingasleistung 745,5 kW 64,3% Messung/Berechnung

BHKW elektrischer Wirkungsgrad BHKW 30,5 % Annahme nach [20] thermischer Wirkungsgrad BHKW 54,7 % Annahme nach [20] Konversionsverluste 112,2 kW 9,7% Berechnung ungenutzter Brennwertanteil 92,2 kW 8,0% Berechnung Abwärme 243,3 kW 21,0% Monitoring elektrische Nutzenergie 231,2 kW 19,9% Monitoring thermische Nutzenergie 72,3 kW 6,2% Monitoring

Peripherie thermische Nutzenergie, Trocknung Brennstoff

105,4 kW 9,1% Berechnung (Effizienz 70% nach [18])

elektrische Nutzenergie, Eigenbedarf

18,5 kW 1,6% Berechnung

technische Bewertungskriterien Kaltgaswirkungsgrad 64,2 % brennwertbezogen Brennstoffnutzungsgrad 22,4 % netto, brennwertbezogen elektrischer Anlagenwirkungsgrad 16,7 % netto, brennwertbezogen chemischer Anlagenwirkungsgrad 16,2 % netto, brennwertbezogen thermischer Anlagenwirkungsgrad 5,7 % netto, brennwertbezogen Gesamtanlagenwirkungsgrad 38,6 % netto, brennwertbezogen


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Abbildung 6-63: Grafische Darstellung der energetischen Bilanzierungsergebnisse mittels Sankey-Diagramm, Anlage I


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Anlage II

In Tabelle 6-13 sind alle Daten der technischen Bewertung zur Anlage II und deren Datenquelle dargestellt. Darüber hinaus wird der jeweilige energetische Anteil der Parameter bezogen auf die Brennstoffleistung aufgeführt. Diese Daten bilden somit die Grundlage für die in Abbildung 6-64 enthaltene grafische Darstellung der energetischen Bilanzierungsergebnisse für Anlage II. Der Datenursprung des jeweiligen Parameterwertes ist ebenfalls angegeben. Dabei wird zwischen den Werten aus Messung und Monitoring, Berechnungswerten oder Annahmen unterschieden. Die Brennstoffleistung ergibt sich aus dem Massenstrom des Brennstoffes (Messwert im Rahmen der Messkampagnen) und dem im Labor analysierten Brennwert der Proben. Für die Parameter, zu denen keine Messwerte zur Verfügung standen, wurden die Werte berechnet. Dies betrifft den Volumenstrom des Produktgases, der aus dem Heizwert des Produktgases (berechnet aus Gaszusammensetzung) und der rechnerisch ermittelten chemischen Reingasleistung berechnet werden kann. Die chemische Reingasleistung errechnet sich wiederum aus der gemessenen elektrischen Leistung und dem elektrischen Wirkungsgrad des BHKW. Außerdem ergeben sich die Konversionsverluste aus dem Gesamtwirkungsgrad des BHKW. Die elektrische Leistung konnte durch die Zählerstände an der Übergabestation im Rahmen der Messkampagnen ermittelt werden. Der elektrische Eigenbedarf wurde nach [6] mit 8 % der elektrischen Leistung abgeschätzt. Die mit den Wärmeübertragern des Vergasers auskoppelbare Leistung der thermischen Nutzenergie beruht auf Herstellerangaben und die Wirkungsgrade des BHKW wurden nach Tabelle 6-11 angenommen. Die Leistung der thermischen Nutzenergie vom BHKW wurde aus der thermischen Energie des Produktgases und dem thermischen Wirkungsgrad des BHKW abzüglich der Abwärmeverluste und der Brennstofftrocknungswärme ermittelt. Die Abwärmeverluste des Abgaswärmeübertragers wurden abgeschätzt und die zur Trocknung des Brennstoffes benötigte Trocknungswärme konnte aus dem gemessenen Massenstrom der HHS am Vergasereintritt, der Differenz des TS-Anteiles vor und nach der Trocknung, sowie mit der Annahme einer Trocknungseffizienz von 70 % [18] berechnet werden. Die Ermittlung der dargestellten Bewertungskriterien erfolgt nach den zuvor beschriebenen Formeln.

Die Berechnung der energetischen Kenngrößen für Anlage II ergab hinsichtlich der Beschreibung der stoffgebundenen Energieumwandlung im Vergaser einen Kaltgaswirkungsgrad von 80,4 %. Bezogen auf den Heizwert des Brennstoffes am Anlageneintritt entspricht dies einem Kaltgaswirkungsgrad von 78,7 %. Durch die intensive Wärmenutzung wurde ein thermischer Anlagenwirkungsgrad von 42,4 % berechnet. Der Brennstoffnutzungsgrad von 60,5 % ergibt sich aus der Summe von thermischen und elektrischen Anlagenwirkungsgrad der mit 18,1 % ermittelt wurde. Mit dem Reststoff Koks wurden aufgrund der geringen Menge nur 2,5 % (chemischer Anlagenwirkungsgrad) der eingesetzten Brennstoffenergie wieder ausgetragen. Durch die Summierung des elektrischen, chemischen und thermischen Netto-Anlagenwirkungsgrades ergab sich ein Gesamtanlagenwirkungsgrad von 63,1 %.


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Tabelle 6-13: Zusammenstellung der technischen Parameter und Bewertungskriterien, Anlage II


Input Brennstoffleistung 133,5 kW 100% Messung Vorwärmung Vergasungsmittel 2,0 kW 1,5% Messung/Berechnung

Vergaser Heizwert Produktgas (trocken) 6,1 MJ/m³ (i.N.) Messung/Berechnung Volumenstrom Produktgas (trocken) 56,6 m³ (i.N.)/h Berechnung chemische Reingasleistung 107,4 kW 80,4% Berechnung thermische Energie Rohgas 18,3 kW 13,7% Messung/Berechnung thermische Energie Reingas 1,6 kW 1,2% Messung/Berechnung Volumenstrom Vergasungsmittel 33,1 m³ (i.N.)/h Messung Abwärme 4,8 kW 3,6% Berechnung thermische Nutzenergie 10,0 kW 7,5% Annahme/Hersteller-

angabe chemische Reststoffleistung 3,4 kW 2,5% Messung Vergaserverluste 6,4 kW 4,8% Berechnung

BHKW Volumenstrom Motorluft 72,6 m³ (i.N.)/h Messung elektrischer Wirkungsgrad BHKW 27,3 % Annahme nach [20] thermischer Wirkungsgrad BHKW 59,4 % Annahme nach [20] Konversionsverluste 12,8 kW 9,6% Berechnung ungenutzter Brennwertanteil 11,2 kW 8,4% Berechnung Abwärme 2,0 kW 1,5% Annahme elektrische Nutzenergie 26,3 kW 19,7% Messung/Monitoring thermische Nutzenergie 46,7 kW 35,0% Berechnung







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Abbildung 6-64: Grafische Darstellung der energetischen Bilanzierungsergebnisse mittels Sankey-Diagramm, Anlage II


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Anlage III

In Tabelle 6-14 sind alle Daten der technischen Bewertung zur Anlage II und deren Datenquelle dargestellt. Darüber hinaus wird der jeweilige energetische Anteil der Parameter bezogen auf die Brennstoffleistung am Vergasereintritt aufgeführt. Diese Daten bilden somit die Grundlage für die in Abbildung 6-65 enthaltene grafische Darstellung der energetischen Bilanzierungsergebnisse für Anlage III. Der Datenursprung des jeweiligen Parameterwertes ist ebenfalls angegeben. Dabei wird zwischen den Werten aus Messung und Monitoring, Berechnungswerten oder Annahmen unterschieden. Die Brennstoffleistung ergibt sich aus dem Massenstrom des Brennstoffes (Messwert im Rahmen der Messkampagnen) und dem im Labor analysierten Brennwert der Proben. Für die Parameter, zu denen keine Messwerte zur Verfügung standen, wurden die Werte berechnet. Dies betrifft den Volumenstrom des Produktgases, der aus dem Heizwert des Produktgases (berechnet aus Gaszusammensetzung) und der rechnerisch ermittelten chemischen Reingasleistung berechnet werden kann. Die chemische Reingasleistung errechnet sich wiederum aus der gemessenen elektrischen Leistung und dem elektrischen Wirkungsgrad des BHKW. Außerdem ergeben sich die Konversionsverluste aus dem Gesamtwirkungsgrad des BHKW. Der elektrische Eigenbedarf wurde nach [6] mit 8 % der elektrischen Leistung abgeschätzt. Die mit den Wärmeübertragern des Vergasers auskoppelbare Leistung der thermischen Nutzenergie beruht auf Herstellerangaben und die Wirkungsgrade des BHKW wurden nach Tabelle 6-11 angenommen. Die Leistung der thermischen Nutzenergie vom BHKW wurde aus der thermischen Energie des Produktgases und dem thermischen Wirkungsgrad des BHKW abzüglich der Abwärmeverluste und der Brennstofftrocknungswärme ermittelt. Die Abwärmeverluste des Abgaswärmeübertragers wurden abgeschätzt und die zur Trocknung der HHS benötigte Trocknungswärme konnte aus dem gemessenen Massenstrom der HHS am Vergasereintritt, der Differenz des TS-Anteiles vor und nach der Trocknung, sowie mit der Annahme einer Trocknungseffizienz von 70 % [18] berechnet werden. Die Ermittlung der dargestellten Bewertungskriterien erfolgt nach den zuvor beschriebenen Formeln.

Die Berechnung der energetischen Kenngrößen für Anlage III ergab hinsichtlich der Beschreibung der stoffgebundenen Energieumsetzung im Vergaser einen Kaltgaswirkungsgrad von 84,1 %. Bezogen auf den Heizwert des Brennstoffes am Anlageneintritt entspricht dies einem Kaltgaswirkungsgrad von 82,7 %. Mit Berücksichtigung der Abwärmeverluste und der Trocknungswärmeleistung wurde ein thermischer Anlagenwirkungsgrad von 44,7 % berechnet. Der Brennstoffnutzungsgrad von 63,7 % ergibt sich aus der Summe von thermischen und elektrischen Anlagenwirkungsgrad der mit 19,1 % ermittelt wurde. Mit dem Reststoff Koks wurden aufgrund der geringen Menge nur 1,7 % (chemischer Anlagenwirkungsgrad) der eingesetzten Brennstoffenergie wieder ausgetragen. Durch die Summierung des elektrischen, chemischen und thermischen Netto-Anlagenwirkungsgrades ergab sich ein Gesamtanlagenwirkungsgrad von 65,4 %.


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Tabelle 6-14: Zusammenstellung der technischen Parameter und Bewertungskriterien, Anlage III


Input Brennstoffleistung 134,5 kW 100% Messung/Monitoring Vorwärmung Vergasungsmittel 2,5 kW 1,9% Messung/Berechnung

Vergaser Heizwert Produktgas (trocken) 6,0 MJ/m³(i.N.) Messung/Berechnung Volumenstrom Produktgas (trocken) 61,2 m³ (i.N.)/h Berechnung chemische Reingasleistung 113,2 kW 84,1% Berechnung thermische Energie Rohgas 20,2 kW 15,0% Messung/Berechnung thermische Energie Reingas 1,7 kW 1,3% Messung/Berechnung Volumenstrom Vergasungsmittel 43,3 m³ (i.N.)/h Messung Abwärme 5,9 kW 4,4% Berechnung thermische Nutzenergie 10,0 kW 7,4% Annahme/Hersteller-

angabe chemische Reststoffleistung 2,3 kW 1,7% Messung Vergaserverluste 1,4 kW 1,1% Berechnung

BHKW Volumenstrom Motorluft 94,5 m³ (i.N.)/h Messung elektrischer Wirkungsgrad BHKW 27,3 % Annahme nach [20] thermischer Wirkungsgrad BHKW 59,4 % Annahme nach [20] Konversionsverluste 13,6 kW 10,1% Berechnung ungenutzter Brennwertanteil 11,1 kW 8,2% Berechnung Abwärme 2,0 kW 1,5% Annahme elektrische Nutzenergie 27,9 kW 20,7% Messung/Monitoring thermische Nutzenergie 50,1 kW 37,2% Berechnung







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Abbildung 6-65: Grafische Darstellung der energetischen Bilanzierungsergebnisse mittels Sankey-Diagramm, Anlage III


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6.5.2 Ökonomische Bewertung

Die Berechnungen zur ökonomischen Bewertung wurden entsprechend der projektinternen Arbeitsplanung durch den Kooperationspartner DBFZ [22] durchgeführt und werden von diesem verantwortet. Die Ergebnisse sind in diesem Abschnitt partiell aus dem Bericht des DBFZ übertragen worden um eine abgerundete anlagenbezogene Darstellung zu ermöglichen.

Die angewendete Methodik zur ökonomischen Bewertung der Anlagenkonzepte basiert auf den Angaben nach [6]. So werden zur Abschätzung der Wirtschaftlichkeit je nach Anlage die Strom- und Wärmegestehungskosten basierend auf der VDI-Richtlinie 6025 (Annuitätsmethode) ermittelt und anschließend mit den Opportunitätskosten verglichen. Bei der Annuitätsmethode werden nichtperiodische Zahlungen sowie periodische Zahlungen mit veränderlichen Beiträgen während des Betrachtungszeitraumes in periodisch konstante Zahlungen transformiert und mit der Division durch die jährliche Strom- und Wärmebereitstellung in die finanzmathematischen Durchschnittskosten überführt. Innerhalb der Systemgrenze zur Gestehungskostenberechnung befinden sich die Konversionsanlage inklusive der Brennstoffkonditionierung am Anlagenstandort sowie die Brennstofflagerung. Die zur Berechnung verwendeten Daten entstammen den Angaben des jeweiligen Betreibers sowie aus den Annahmen zur Gestehungskostenberechnung bei der Biomassevergasung nach [6]. Dabei wird ein einheitlicher Eigenkapitalanteil von 20 % angesetzt und die Zinsfaktoren für Fremd- und Eigenkapital betragen 5 bzw. 8 %. Für die Berechnung der Gestehungskosten sind die Vorgaben und Annahmen für die nachfolgenden Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen in Tabelle 6-15 zusammengefasst. Die Investitionssummen inkl. aller direkten und indirekten Kosten, die Rohstoffkosten, der Betreuungsaufwand sowie die Kosten für Wartung und Reinigung basieren auf Angaben der Anlagenbetreiber. Die Personalkosten wurden von den Betreibern mit 20 €/h angesetzt und ergeben sich aus der Kombination mit dem in Tabelle 6-15 aufgeführten Personalaufwand. Die Betriebsstunden spiegeln die technische Verfügbarkeit der jeweiligen Anlagenkonzepte wider und stammen aus den Monitoringdaten der Anlagen.

Tabelle 6-15: Betreiberangaben und Annahmen zur Berechnung der Strom- und Wärmegestehungskosten

Parameter Einheit Anlage II Anlage III

Gesamtinvestitionssumme € 117.000 300.000

Jahresbetriebsstunden h/a 5.300 6.200

Instandsetzungskosten ((%�Io)/a) 0,0 1,7

Rohstoffkosten (HHS) €/t 80 100

Personalaufwand h/d 1,0 0,5

Kosten für Wartung und Reinigung ((%�Io)/a) 1,0 1,0

Versicherung ((%�Io)/a) 1,5 1,0

Verwaltung ((%�Io)/a) 0,0 0,0

Unerwartete Kosten ((%�Io)/a) 0,0 0,0


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In Tabelle 6-16 sind die Vorgaben der in die Berechnung einfließenden jährlichen Kostensteigerung für Rohstoffe, Wärme, Strom und Personalkosten sowie der Betrachtungszeitraum dargestellt.

Tabelle 6-16: Darstellung der jährlichen Preissteigerungsraten und des Betrachtungszeitraums

Rohstoffe %/a 3,0

Elektrische Energie %/a 2,0

Personal %/a 2,0

sonstige Kosten %/a 2,0

Investitionsgüter %/a 2,0

Wärme %/a 3,0

Sonstiges %/a 2,0

Betrachtungszeitraum Jahre 20

Anlage I

Für die Anlage I konnte keine ökonomische Bewertung durchgeführt werden, da aufgrund der Insolvenz des ursprünglichen Anlagenherstellers dem Projektbearbeiter keine Angaben zu den Investitionskosten der Anlagentechnik und des Gebäudes zur Verfügung gestellt werden konnten.

Anlage II

Anlage II ist die erste ausgelieferte Anlage des Herstellers und gilt damit als eine Art Prototyp. Somit ergeben sich Besonderheiten bei der ökonomischen Bewertung. Zum einen sind die für die ökonomische Bewertung zugrunde gelegten Investitionskosten der Anlagentechnik deutlich geringer als bei vergleichbaren Anlagen des Herstellers. In Bezug auf die Weiterentwicklung der Anlagentechnik wurden darüber hinaus, aufgrund der bestehenden Kooperation zwischen Betreiber und Hersteller, die aufgetretenen Instandsetzungskosten durch den Hersteller abgedeckt. Der eingespeiste Strom der Anlage wird nach dem EEG (Stand 2008) mit 18,8 ct/kWhel vergütet. Die Nutzwärme wird zur Beheizung und Warmwasserbereitstellung sowie für Prozesswärme (Trocknung von landwirtschaftlichen Gütern sowie HHS) genutzt und bilanziell mit 5,0 ct/kWhth vergütet.

Im Diagramm nach Abbildung 6-66 wird neben der Stromvergütung die Zusammensetzung der Strom- bzw. Wärmegestehungskosten durch die gestapelten Balken dargestellt. Durch die Reduktion mit dem Wärme- bzw. Stromerlös ergeben sich für Anlage II Stromgestehungskosten von 15,4 ct/kWhel und Wärmegestehungskosten von 4,4 ct/kWhth. Den wesentlichen Teil der Gestehungskosten bilden die verbrauchsgebundenen Kosten mit einem Anteil von 47 % und die kapitalgebundenen Kosten mit einem Anteil von 35 % der Gesamtkosten. Aus der Differenz mit den Einnahmen durch Stromeinspeisung (18,8 ct/kWhel) und Wärmeverkauf (5,0 ct/kWhth) ergibt sich eine positive Annuität von ca. 5.400 €/a.


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Abbildung 6-66: Strom- und Wärmegestehungskosten der Anlage II

Anlage IIII

Die Investitionskosten für dieses Anlagenkonzept sind mit ca. 300.000 € (Anlagentechnik und Gebäude) sehr hoch. Diese ergaben sich u.a. aus der Tatsache, dass die Gebäude (mehrere Lagerräume zur HHS-Trocknung) auch durch die Pelletierungsanlage genutzt werden und somit ein Teil der entsprechenden Investitionskosten dieser Anlage zugeschrieben werden müsste. Darüber hinaus wurde zum Transport der HHS vom Lager bis zur Rüttelrinne ein Saugzug installiert, mit dem sich die Abscheidung des Feinanteils sehr einfach realisieren lässt, der aber auch eine hohe Investition erforderte.

Da sich der Anlagenstandort in Österreich befindet, gilt die Stromeinspeisevergütung des Landes Österreich (Ökostromverordnung 2009, ÖSVO 2009). Nach dieser wird der eingespeiste Strom der Anlage mit 15,6 ct/kWhel vergütet. Die Nutzwärme dient neben der Beheizung von Wohngebäuden und landwirtschaftlichen Einrichtungen, der Warmwassererzeugung sowie hauptsächlich zur Trocknungswärmebereitstellung von HHS für die eigene Pelletierungsanlage und wird nach Angaben des Betreibers mit 3,0 ct/kWhth vergütet.

Im Diagramm nach Abbildung 6-67 wird neben der Stromvergütung die Zusammensetzung der Strom- bzw. Wärmegestehungskosten durch die gestapelten Balken dargestellt. Durch die Reduktion mit dem Wärme- bzw. Stromerlös ergeben sich für Anlage III Stromgestehungskosten von 26,9 ct/kWhel und Wärmegestehungskosten von 11,6 ct/kWhth. Den wesentlichen Teil der Gestehungskosten bilden die kapitalgebundenen Kosten mit einem Anteil von 54 % und die verbrauchsgebundenen Kosten mit einem Anteil von 38 % der Gesamtkosten. Hiermit wird der Einfluss der schon beschriebenen hohen Investitionskosten deutlich. Aus der Differenz mit den Einnahmen durch

18,8

15,4

4,4

-20

-10

0

10

20

30

-20

-10

0

10

20

30

EEG-Vergütung Strom Wärme

Gestehungskosten

in €ct/kWh

EEG Vergütung

sonstige Kosten

betriebsgebundene Kosten

verbrauchsgebundene Kosten

kapitalgebundene Kosten

Gutschrift (Wärme bzw. Strom)

"durchschnittliche"Gestehungskosten


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Stromeinspeisung (15,6 ct/kWhel) und Wärmeverkauf (3,0 ct/kWhth) ergibt sich eine negative Annuität von ca. 21.000 €/a.

Abbildung 6-67: Strom- und Wärmegestehungskosten der Anlage III

6.5.3 Ökologische Bewertung

Die Berechnungen zur ökologischen Bewertung wurden entsprechend der projektinternen Arbeitsplanung durch den Kooperationspartner das DBFZ [22] durchgeführt und werden von diesem verantwortet. Die Ergebnisse sind in diesem Abschnitt partiell aus dem Bericht des DBFZ übertragen worden, um eine abgerundete anlagenbezogene Darstellung zu ermöglichen.

Die ökologische Bewertung in Form einer Treibhausgasbilanzierung (THG) wurde durch das DBFZ [23] nach der im Methodenhandbuch dargestellten Vorgehensweise durchgeführt. Dabei wird das Instrument der Ökobilanzierung nach den Normen ISO 14040 und ISO 14044 verwendet und alle Hilfs- und Betriebsstoffe von der Rohstoffgewinnung über die Produktion bis hin zur Entsorgung erfasst und bilanziert. Die mit der Produktion dieser Hilfs- und Betriebsstoffe sowie der sonstigen Produkte und Dienstleistungen verbundenen Emissionen werden in der Berechnung berücksichtigt [6].

Für die ökologische Bewertung wurde nach der vorhandenen Datenlage die Anlage III ausgewählt. Die für die ökologische Bewertung zugrunde gelegten Randbedingungen und Anlagenkennwerte entsprechen denen der technischen und ökonomischen Bewertung und wurden aus den Ergebnissen der Messkampagnen und des Anlagenmonitoring abgeleitet. Abweichend von der in [6] beschriebenen Allokationsmethode wird im Rahmen der ökologischen Bewertung die Substitutionsmethode verwendet. Dabei wird dem Hauptprodukt Strom die mit dem Koppelprodukt Wärme verbundene

15,6

26,9

11,6

-20

-10

0

10

20

30

40

-20

-10

0

10

20

30

40

EEG-Vergütung Strom Wärme

Gestehungskosten

in €ct/kWh

EEG Vergütung

sonstige Kosten

betriebsgebundene Kosten

verbrauchsgebundene Kosten

kapitalgebundene Kosten

Gutschrift (Wärme bzw.Strom)

"durchschnittliche"Gestehungskosten


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Emissionseinsparung gutgeschrieben. Hierfür wurde mit der Emission eines Gaskessels (257 gCO2-Äq./kWhth) gerechnet.

Aufgrund der hohen CO-Konzentration im Produktgas darf alleine aus Sicherheitsgründen kein Produktgas aus der Anlage austreten. Dies wird an der Anlage permanent überwacht und somit sichergestellt, dass auch keine anderen klimarelevanten Produktgase (z. B. Methan) entweichen können. Daher wurde für die THG-Bilanz kein Gasschlupf angesetzt.

In Abbildung 6-68 zeigt die Zusammensetzung der berechneten THG-Emissionen der Biomassevergasungsanlage und stellt den Vergleich zu den THG-Emissionen eines fossilen Referenzsystems (Erdgas-BHKW, wärmegeführt) und des dt. Strommixes nach [23] dar.

Abbildung 6-68: THG-Emissionen der Anlage III im Vergleich zu dt. Strommix und Erdgas-BHKW, [23]

Für die Stromproduktion der Anlage III belaufen sich die THG-Emissionen folglich auf ca. -424 gCO2-Äq./kWhel. Der negative Wert resultiert aus der Reduktion mit der Wärmegutschrift in Höhe von ca. 514 gCO2-Äq./kWhel. Etwa 51 % der Emissionen entfallen auf den Hilfsenergiebedarf der Anlage und ca. 34 % sind auf die Brennstoffbereitstellung zurückzuführen. Die THG-Emissionen ohne Reduktion mit der Koppelproduktgutschrift also nur für die Stromproduktion betragen ca. 90 gCO2-Äq./kWhel und sind damit im Vergleich mit anderen Biomassekonversionsketten sehr niedrig.

Die spezifischen THG-Vermeidungskosten (kTHG-Vermeidung) stellen dar, wie viel die Vermeidung der THG-Emissionen gegenüber der entsprechenden fossilen Referenz (Erdgas-BHKW) kostet und bilden somit einen wichtigen Kennwert für den Vergleich der Biomassekonversionskette. Gegenüber der Stromproduktion durch ein wärmegeführtes Erdgas-BHKW (Stromgestehungskosten: 6,71 ct/kWhel) als fossile Referenz und mit Berücksichtigung der Wärmegutschrift (THG-Emissionen: -424 gCO2-Äq./kWhel) errechnen

566

420

-424

-600

-400

-200

0

200

400

600

HSZG - Anlage III dt. Strommix Erdgas BHKW

THG-Emissionen in gCO2-Äq./kWhel

Wärmegutschrift

Entsorgung Altöl

Schmieröl

BHKW (direkte Emissionen CH4)

Strombedarf

Entsorgung Asche

Biomassetransport

Holzhackschnitzelbereitstellung

Summe HSZG - Anlage III

fossile Referenzen


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sich vereinfacht nach Formel (9) die THG-Vermeidungskosten je Tonne CO2-Äq. in Höhe von ca. 239 €/tCO2-Äq..

56��#� 7� �891 =:*;#:/�)

/�)# *; (9)

Die Einschätzung der Klimaschutzaspekte gemäß den Kriterien der Klimaschutzinitiative wird durch das DBFZ, als Hauptbearbeiter des Arbeitspaketes 5, erarbeitet.

6.5.4 Allgemeiner Ausblick

Das Projekt hat Fortschritte bei der messtechnischen Begleitung und Überwachung von kleintechnischen Vergasungsanlagen erbracht.

Durch Langzeitmonitoring und Messkampagnen konnte bei allen Anlagen (Anlage I-III) im Rahmen des Vorhabens eine hohe Anlagenverfügbarkeit nachgewiesen werden. Die Anlagenverfügbarkeit ist jedoch noch stark vom Können und Engagement der Betreiber abhängig.

Die Ausstattung mit Sensorik als Grundlage für eine weitere Automatisierung und zur Kontrolle der Effizienz des Konversionsprozesses ist noch unzureichend. Durch die Brennstoffanalysen konnte für die betrachteten Anlagen eine gute Brennstoffqualität entsprechend den Herstellervorgaben bestätigt werden. Auch der Nachweis einer guten stoffgebundenen Energieumsetzung im Vergaser durch die Ermittlung des Kaltgaswirkungsgrad konnte gewährleistet werden. Vor allem bei Anlagenkonzepten mit aufwändiger Gasreinigung sollte eine anschließende energetische (thermische) Nutzung des festen Reststoffes unter Berücksichtigung der rechtlichen Rahmenbedingungen verfolgt werden.

Eine Weiterführung der im Rahmen des Vorhabens begonnenen Harmonisierung der Messmethoden an Biomassevergasungsanlagen ist zwingend notwendig, um die Vergleichbarkeit der Ergebnisse und eine entsprechende Transparenz gewährleisten zu können.

Die Wirtschaftlichkeit der Anlagenkonzepte ist sehr stark abhängig vom vorhandenen Wärmenutzungskonzept und kann somit ohne entsprechende ganzjährige Wärmesenke nicht gewährleistet werden. Durch die ökologische Bewertung der Anlagenkonzepte wurde das mit der kleintechnischen Biomassevergasung verbundene sehr hohe THG-Minderungspotenzial bestätigt.

Die jetzt schon erreichbaren Stromgestehungskosten von 18 ct/kWhel lassen ein rasantes Anwachsen der Verbreitung dieser Technologie erwarten, da durch die gegen 100 % gehende Verfügbarkeit der Begriff der Netzparität im Unterschied zu fluktuierenden Energiequellen (Photovoltaik, Wind) - ohne zusätzliche Stromspeichertechnik - echten Wert hat. Lernkurvenpotenziale bezüglich der Herstellungskosten stehen am Beginn ihrer Erschließung. Um dieser Entwicklung zu Eigendynamik zu verhelfen, müssen Skaleneffekte vorübergehend durch Fördermaßnahmen erreicht werden. In diesem Zusammenhang sollte die Zeit bis zur Etablierung flexibler Stromnetze und neuer Strommarktmodelle bereits für verfahrenstechnische Entwicklung genutzt werden.

Aus diesem Zusammenhang heraus ist die Weiterentwicklung von Regelungs- und Diagnosetechnik, wie sie vom dargestellten Projekt verfolgte wurde, von großer Bedeutung und eine kontinuierliche Fortsetzung dieser Bemühung wichtig.


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Bedeutsam sind die hohen Brennstoffausnutzungsgrade, die oberhalb der z. B. von Biogasanlagen im Durchschnitt erreichbaren Werte liegen.

7 Notwendigkeit und Angemessenheit der Arbeit

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7 Notwendigkeit und Angemessenheit der Arbeit

Im Projekt „Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasungstechnologie“ konnte durch die Verbundpartner der gegenwärtige Entwicklungsstand einiger vielversprechender Vergasungskonzepte dokumentiert und bewertet werden. Das Vorhabensziel einer unabhängigen Bewertung derzeit realisierter Anlagenkonzepte der kleintechnischen Biomassevergasung wurde erreicht.

Eine solche vorwettbewerbliche Begleitung für neue Technologien ist üblich. In der Regel erfolgt die Einführung neuer Technologien durch etablierte Wirtschaftszweige, die aus eigener Kraft in Vorleistung gehen können und darüber hinaus öffentliche Förderungen erkämpfen können. Im Unterschied dazu ist die Technologie der Holzvergaser-BHKW in dieser Hinsicht noch am ehesten vergleichbar mit der Biogastechnologie in den 90er Jahren, die zu dieser Zeit noch keine industrielle Basis hatte. Im Portfolio der Bioenergietechnologien ist die Vergasungstechnologie eine wertvolle Bereicherung, weil damit mit hoher Flächeneffizienz holzartige Biomasse genutzt werden kann. Es ist aus gesellschaftlicher Sicht noch weitaus stärker als bisher praktiziert erforderlich, eine wissenschaftliche Begleitung der Technologieeinführung zu ermöglichen.

Der vorwettbewerbliche Charakter schließt hingegen weitgehend aus, dass direkte Entwicklungsarbeit geleistet wird. Es ist hingegen von öffentlichem Interesse, die angewandten Messmethoden so in die Technologiepraxis zu transferieren, dass eine Optimierung und Fehlerdiagnose unterstützt werden. Die Methodik der Messungen an Holzvergaser-BHWK ist schlussendlich ein Schlüssel zum Erreichen der erwünschten volkswirtschaftlichen Skaleneffekte. Die kooperative Zusammenarbeit im Projektkonsortium wurde stark dahingehend geformt, dass Messmethoden nutzbar gemacht werden.

Innerhalb des Workshops „Teermessung an Holzvergasungs-Motor-BHKW“ (Kapitel 5) im April 2010, wurden u.a. die sich im Rahmen des Bundesmessprogramms ergebenden Aufgabenstellungen zu Teermessungen an Biomassevergasungsanlagen diskutiert. Durch die Teilnahme diverser Forschungseinrichtungen konnten dabei deren Erfahrungen dargestellt und anschließend im Rahmen eines gemeinsamen Messworkshops (Kapitel 6.3.3) genutzt werden.

Die Ergebnisse der Langzeit-Messkampagnen zeigen, dass Havarien und Betriebsstörungen an Biomassevergasern nach wie vor ein großes Problem darstellen. Aus diesem Grund konnten nicht alle im Messprogramm betreuten Anlagen in einen zuverlässigen Dauerbetrieb überführt werden. Die Erfolgsaussichten des Vorhabens wurden davon insofern beeinflusst, als dass der Identifizierung und Konzentration auf erfolgversprechende Anlagenkonzepte gegenüber der Optimierung der betreuten Anlagen eine höhere Erfolgsaussicht zugemessen wurde. Diese Änderung der Gewichtung der Arbeitsschwerpunkte Messtechnik und Langzeitmonitoring hat sich durch die weitere Auswertung der Daten des Messworkshops in Rosenheim 2010 und das Projekttreffen im Juni 2011 (Beurteilung der Daten des Langzeitmonitorings) bestätigt.

Die Ergebnisse des Messberichtes zum Messworkshop (Kapitel 6.3.3) in Rosenheim zeigen, dass eine weitere Harmonisierung des Mess- und Bilanzierungsmethoden notwendig ist. Derzeit wird die Rohfassung des Messberichtes erstellt. Anschließend soll der Messbericht veröffentlicht werden. Die Arbeiten zur Etablierung und Harmonisierung von Mess- und Bilanzierungsmethoden werden, sowohl von den Anlagenbetreibern als auch von allen in


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den Statusseminaren des BMU-Förderprogramm vertretenen Forschungsinstituten, als wesentliche Grundlage für die Weiterentwicklung kleintechnischer Biomassevergasungsanlagen angesehen. Mit den Arbeiten im Rahmen des Methodenhandbuchs sowie dem Messworkshop in Rosenheim und dem daraus abgeleiteten Messbericht, leisten die Projektpartner des Bundesmessprogramms einen substantiellen Beitrag zu einem verbesserten Anlagenmonitoring, das den Anlagenbetreibern eine zuverlässige und wirtschaftlich tragfähige Möglichkeit aufzeigt, die Qualität und Zuverlässigkeit ihres Vergasungsprozess zu steigern.

8 Voraussichtlicher Nutzen

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8 Voraussichtlicher Nutzen

Die durchgeführten Arbeiten und die Projektergebnisse tragen zur Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasung bei. Durch die Bewertung bestehender Anlagen wird potenziellen Investoren eine einheitliche und objektive Betrachtung der Marktreife und somit eine Planungsgrundlage zur Verfügung gestellt. Speziell die Ergebnisse der ökonomischen und ökologischen Bewertung schaffen die Grundlage sowohl zur Einschätzung der Förderwürdigkeit der kleintechnischen Biomassevergasung als auch für die vergleichende Bewertung dieser mit weiteren Biomassenutzungspfaden.

Im Rahmen der Messkampagnen konnten mit den Betreibern kurzfristige Handlungsempfehlungen zur Vermeidung von Schwachstellen bzw. zu vorhandenen Optimierungspotenzialen erörtert und diskutiert werden. So wurden beispielsweise Diskussionen sowohl zu Motoreinstellung und -fahrweise hinsichtlich einer Emissionsminderung als auch bezüglich einer Optimierung der Brennstoffkonditionierung (Absiebung Feinanteil) mit den Betreibern geführt. Darüber hinaus konnte ein Betreiber zur intensiveren Nutzung der an der Anlage vorhandenen Sensorik sensibilisiert und damit eine Differenzierung unterschiedlicher Brennstoffströme erreicht werden. Allgemein wurden mit allen Betreibern die Parametereinstellungen der Anlagenleittechnik diskutiert und ggf. vorhandene Optimierungspotenziale dargestellt.

Die messtechnische Begleitung bei den Detailmesskampagnen wurde bei allen Projektpartnern weiter verbessert. Durch die bei den Stadtwerken Rosenheim erfolgte gemeinsame Messung, konnten die Daten/Ergebnisse validiert und zusätzlich neue Messmethoden (SPA-Analyse) bei den ausgewählten Anlagen der HSZG angewandt werden. Das damit erarbeitete und weiterentwickelte Know-How steht für die weitere Nutzung in privat oder öffentlich finanzierten Projekten zur Verfügung.

9 bekannt gewordener Fortschritt bei anderen Stellen

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9 Während der Durchführung des Vorhabens bekannt gewordener Fortschritt bei anderen Stellen

Es sind den Projektbearbeitern inzwischen keine neuen Forschungs- und Entwicklungsergebnisse bei anderen Stellen bekannt geworden, die für die Durchführung des Vorhabens relevant sind. Im Zuge der Projektbearbeitung wurde eine Vielzahl neuer Anlagen errichtet (Kapitel 2), neue Hersteller wurden auf dem Markt aktiv und es wurden Insolvenzen von Anlagenherstellern bekannt.

Der Austausch mit anderen wissenschaftlichen Einrichtungen zur Thematik der Biomassevergasung wurde vor allem im Rahmen der jährlich stattfindenden Statusseminare zum BMU-Förderprogramm vertieft. Außerdem wird durch die Projektpartner ein Handbuch bezüglich Messverfahren im Bereich Biomassevergasung und Emissionsmessung veröffentlicht (siehe Kapitel 6.3.3). Das Bundesumweltamt Dessau sowie die Stadtwerke Rosenheim sind an einer Kooperation und Beteiligung an künftigen Projektveranstaltungen interessiert.

10 Veröffentlichungen

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Das Vorhaben wurde auf einem Workshop der Fördergesellschaft Erneuerbare Energien e.V. (FEE) im März 2010 in Markranstädt sowie auf der DGMK-Fachbereichstagung Konversion von Biomassen (“Velen IX“) im Mai 2010 in Gelsenkirchen vorgestellt und diskutiert. Darüber hinaus wurde das Projekt durch den Projektpartner DBFZ auf der RENEXPO (07.-10.10.2010) in Augsburg im Rahmen der 6. Fachtagung „Kleine und mittlere Holzvergasungs-BHKW“ vorgestellt.

Die Vorgehensweise und Intention des Projektes wurden auf dem Workshop „Elektroenergie aus Biomasse in dezentraler Anwendung“ der Hochschule Zittau/Görlitz vom 12. bis 13. Mai 2011 vorgestellt und diskutiert. Im Mai 2012 wurde ein weiterer Workshop „Elektroenergie aus Biomasse in dezentraler Anwendung“ an der HSZG durchgeführt, zu dem ebenfalls die Vorgehensweise sowie erste Ergebnisse innerhalb des Projektes vorgestellt und diskutiert wurden. Darüber hinaus wird mit der bereits realisierten Implementierung der Datenbank auf den Internetseiten des Service- und Begleitvorhabens diese Plattform genutzt, um die Vernetzung verschiedener Projekte und FuE-Vorhaben auf diesem Gebiet zu fördern und zu intensivieren.

In enger Zusammenarbeit mit dem Service- und Begleitvorhaben (FKZ 03KB001) und den Stadtwerken Rosenheim wurde eine Überarbeitung der Auswertemethodik hinsichtlich technischer Eingangsparameter sowie notwendiger Kennzahlen durchgeführt. Bei dem Treffen mit den Projektpartnern des Bundesmessprogramms sowie der Stadtwerke Rosenheim am 08./09.08.2011 wurde ein einheitliches Bilanzierungsschema vereinbart. Notwendige Eingangsvariablen wurden definiert und die Berechnung wichtiger Kennzahlen festgelegt. Die Ergebnisse wurden in die überarbeitete Version des Methodenhandbuchs integriert und für eine breite Öffentlichkeit zugänglich gemacht. Am 29.03.2012 erfolgte zusammen mit der FEE e.V. ein Workshop zur weiteren Ausgestaltung des Methodenhandbuches sowie der Abgleich von bisherigen Vorschriften zur Bilanzierung mit den praktischen Vor-Ort-Erfahrungen der Anlagenbetreiber.

Erfolgte Veröffentlichungen:

Schmersahl, R.; Zeymer, M.; Klemm, M.; Schüßler, I.; Zschunke, T.; Tepper, H.; Herrmann, A.; Volz, F.; Gaderer, M.: Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung kleintechnischer Biomassevergaser. In: Beiträge zur DGMK-Fachbereichstagung „Konversion aus Biomassen“ („Velen IX“); 2010: Gelsenkirchen. S. 315-321. ISBN 978-3-941721-06-7.

Schmersahl, R.; Zeymer, M.; Schüßler, I.; Schneider, R.; Herrmann, A.; Heidecke, P.; Volz, F.; Waller, R., Schachinger, V.; Egeler, R.: Gas Analysis and Tar Measurement for the Monitoring of Small Scale Biomass Gasification Plants - Evaluation of Methods and Devices. Abstract submission für die 19. European Biomass Conference and Exhibition (EBCE) vom 06. bis 09. Juni 2011 in Berlin.

Zeymer, M.; Herrmann, A.; Schmersahl, R.; Klemm, M.; Schüßler, I.; Schneider, R.; Zschunke, T.; Heidecke, P.; Volz, F.; Egeler, R.: Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasung: Messkampagnen und Methodenharmonisierung. DGMK-Fachbereichstagung: Konversion von Biomassen („Velen X“); Rotenburg a.d. Fulda. 19. bis 21. März 2012: S. 195-203. ISBN 978-3-941721-24-1.


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Schneider, R., Zschunke, T.: Untersuchung des Verhaltens von kleintechnischen Biomasse(Holz)-kraftwerken durch Vor-Ort-Messungen, Beitrag zur 13. Nachwuchswissenschaftler-Konferenz, Görlitz, 19.04.2012

Geplante Veröffentlichungen:

Zeymer, M.; Herrmann, A.; Schmersahl, R.; Schüßler, I.; Schneider, R.; Heidecke, P.; He, L. ; Volz, F.; Schachinger, V.; Heigl, F.; Egeler, R.: Messen und Bilanzieren an Holzvergasern - Auswertung des Messworkshops Rosenheim“. 2013, Leipzig

Zeymer, M.; Herrmann, A.; Oehmichen, K.; Schneider, R.; Heidecke, P.; He, L. ; Volz, F.: Die kleintechnische Biomassevergasung als Option für eine nachhaltige und dezentrale Energieversorgung. 2013, Leipzig

Zeymer, M.; Herrmann, A.; Oehmichen, K.; Schneider, R.; Heidecke, P.; He, L. ; Volz, F.: Abschlussworkshop: Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung kleintechnischer Biomassevergaser. 2013, Leipzig

11 Literaturverzeichnis

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[1] Vogel, A., Bolhar-Nordenkampf, M., Kaltschmitt, M. und Hofbauer, H.: Analyse und Evaluierung der thermo-chemischen Vergasung von Biomasse. Schriftenreihe "Nachwachsende Rohstoffe" Bd. 29, Landwirtschaftsverlag GmbH; 2006: Münster.

[2] Wissenschaftlicher Beirat der Bundesregierung Globale Umweltveränderungen: Welt im Wandel: Zukunftsfähige Bioenergie und nachhaltige Landnutzung - Zusammenfassung für Entscheidungsträger. (www.wbgu.de/wbgu_jg2008_kurz.pdf), Oktober 2008: Berlin.

[3] Gaderer, M.: Möglichkeiten der Wärme- und Stromerzeugung mit Biomasse im kleinen Leistungsbereich und Vernetzung mit anderen Energiequellen. In Workshop Biomasse - Effiziente Nutzung und Integration in die Energieversorgung. Forschungsverbund Sonnenenergie (FVS); 2006.

[4] Thrän, D.; Witt, J.; Rensberg, N.; Hennig C.; Naumann K.; Billig E.; Sauter P.; Daniel-Gromke, J.; Krautz A.; Weiser, C.; Reinhold, G.; Graf, T.: Monitoring zur Wirkung des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse. BMU FKZ 03MAP138; 2012: Leipzig. S. 23.

[5] Bräkow, D.; Oettel, E.; Rickert, I.; Zschunke, T.: Zum Stand der thermochemischen Vergasung von Biomasse in Deutschland 2012. In: Beiträge zur DGMK-Fachbereichstagung „Konversion aus Biomassen“; 2012: Gelsenkirchen.

[6] Thrän, D.; Fischer, E.; Fritsche, U.; Hennenberg, K.; Herrmann, A.; Oehmichen, K.; Pfeiffer, D.; Schmersahl, R.; Schröder, T.; Zeller, V.; Zeymer, M.: Methodenhandbuch - „Stoffstromorientierte Bilanzierung der Klimagaseffekte“; Version 2.1; Deutsches BiomasseForschungsZentrum (DBFZ); Oktober 2011: Leipzig.

[7] Zschunke, T.; Schüßler, I.; Bräkow D.; Treppe, K.; Salomo, B.: Stand kleintechnischer Vergaser-BHKW-Anlagen in Deutschland. In: EuroHeat&Power Report Blockheizkraftwerke 2010. S. 18-21.

[8] Schmersahl, R.; Zeymer, M.; Klemm, M.; Schüßler, I.; Zschunke, T.; Tepper, H.; Herrmann, A.; Volz, F.; Gaderer, M.: Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung kleintechnischer Biomassevergaser. In: Beiträge zur DGMK-Fachbereichstagung „Konversion aus Biomassen“ („Velen IX“); 2010: Gelsenkirchen. S. 315-321. ISBN 978-3-941721-06-7.

[9] Schmersahl, R.; Zeymer, M.; Klemm, M.; Herrmann, A.: Anlagensteckbrief „DBFZ2“ im Abschlussbericht zum Bundesmessprogramm zur Weiterentwicklung kleintechnischer Biomassevergaser; Deutsches BiomasseForschungsZentrum (DBFZ); 2012: Leipzig.

[10] Zeymer, M.; Herrmann, A.; Schmersahl, R.; Schüßler, I.; Schneider, R.; Heidecke, P.; He, L. ; Volz, F.; Schachinger, V.; Heigl, F.; Egeler, R.: Messen und Bilanzieren an Holzvergasern - Auswertung des Messworkshops Rosenheim“. 2013: Leipzig.

[11] Österreichisches Normungsinstitut: ÖNORM M 7133. Holzhackgut für energetische Zwecke - Anforderungen und Prüfbestimmungen. 1998. 7 S..

[12] Schüßler, I.; Bräkow, D.; Treppe, K.; Salomo, B.; Zschunke, T.: Schwachstellenanalyse an BHKW-Vergaseranlagen. BMELV/FNR FKZ 22009106; 2009: Dresden.


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[13] Zeymer, M.; Herrmann, A.; Schmersahl, R.; Klemm, M.; Schüßler, I.; Schneider, R.; Zschunke, T.; Heidecke, P.; Volz, F.; Egeler, R.: Weiterentwicklung der kleintechnischen Biomassevergasung: Messkampagnen und Methodenharmonisierung. DGMK-Fachbereichstagung: Konversion von Biomassen („Velen X“); Rotenburg a.d. Fulda. 19. bis 21. März 2012: S. 195-203. ISBN 978-3-941721-24-1.

[14] Deutsches Institut für Normung e.V.: DIN CEN/TS 15439. Vornorm Biomassevergasung - Teer und Staub in Produktgasen - Probenahme und analytische Bestimmung. Beuth Verlag; 2006: Berlin. 50 S..

[15] Deutsches Institut für Normung e.V.: DIN EN 14774-2. Feste Biobrennstoffe - Bestimmung des Wassergehaltes - Ofentrocknung - Teil 2: Gesamtgehalt an Wasser - Vereinfachtes Verfahren. Beuth Verlag; 2009: Berlin. 9 S..

[16] Deutsches Institut für Normung e.V.: DIN 51900-1. Bestimmung des Brennwertes mit dem Bombenkalorimeter und Berechnung des Heizwertes. Beuth Verlag; 2000: Berlin. 20 S..

[17] Deutsches Institut für Normung e.V.: DIN 1343. Referenzzustand, Normzustand, Normvolumen. Beuth Verlag; 1990: Berlin. 1 S..

[18] Gaderer, M.; Lautenbach, M.; Fischer, T.; Ebertsch, G.: Wärmenutzung bei kleinen landwirtschaftlichen Biogasanlagen. Bayerisches Landesamt für Umwelt (LfU), Bayerisches Zentrum für angewandte Energieforschung e.V. (ZAE). ISBN 978-3-940009-32-6.

[19] Zschunke, T.; Schneider, R.; Pfitzner, J.: Biomasse-Mikro-KWK: Eine Bestandsaufnahme. In: Kraftwerkstechnik -Sichere und nachhaltige Energieversorgung- Band 3; Beckmann, M.; Hurtado, A.; TK Verlag Karl Thomé-Kozmiensky; 2011: Neuruppin; S. 353-362.

[20] Zeymer, M: Abschätzung der BHKW-Wirkungsgrade bei Holzgasnutzung; Deutsches BiomasseForschungsZentrum (DBFZ); August 2012: Leipzig.

[21] Widmann, B.; Stelzer, T.; Remmele, E.; Kaltschmitt, M.: Produktion und Nutzung von Pflanzenölkraftstoffen. In: Energie aus Biomasse; Kaltschmitt, M.; Hartmann, H. (Hrsg.); Springer-Verlag; 2001: Berlin Heidelberg New York; S. 537-584.

[22] Zeymer, M: Berechnung der Strom- und Wärmegestehungskosten nach VDI 6025; Deutsches BiomasseForschungsZentrum (DBFZ); August 2012: Leipzig.

[23] Oehmichen, K; Zeymer, M: Ergebnisse der Ökobilanzierung nach ISO 14040 und 14044; Deutsches BiomasseForschungsZentrum (DBFZ); September 2012: Leipzig.

12 Anhang

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12 Anhang

Die Verbundpartner

Das Deutsche Biomasseforschungszentrum (DBFZ) Projektkoordinator

Das Deutsche Biomasseforschungszentrum (DBFZ) wurde am 28. Februar 2008 in Berlin als gemeinnützige GmbH gegründet. Es gehört der Bundesrepublik Deutschland, vertreten durch das Bundesministerium für Ernährung, Landwirtschaft und Verbraucherschutz (BMELV). Das DBFZ kaufte am 17. März 2008 das ehemalige Institut für Energetik und Umwelt gemeinnützige GmbH einschließlich der gesamten Liegenschaft. Am 17. Juni 2008 fand dann die Verschmelzung der beiden Unternehmen statt. Aktuell forschen am Deutschen Biomasseforschungszentrum insgesamt 134 Wissenschaftler in den Bereichen Bioenergiesysteme, Biochemische Konversion, Thermo-chemische Konversion und Bioraffinerien. Der Auftrag des DBFZ ist die angewandte, nachhaltigkeits- und technologieorientierte Forschung zur effizienten Integration von Biomasse als wertvolle Ressource für eine nachhaltige Energiebereitstellung wissenschaftlich im Rahmen angewandter Forschung umfassend zu unterstützen.

Die im Bereich Bioraffinerien (BR) angesiedelten Forschungsaufgaben sind die praxisnahe Analyse und Bewertung der Produktion und Nutzung heutiger und zukünftiger Bioenergieträger mit Fokus auf der technisch-ökonomischen Umsetzbarkeit sowie den umweltrelevanten Aspekten im Kontext der derzeitigen und zukünftigen Nachhaltigkeitsziele. Die Forschung und Entwicklung innerhalb des Bereiches BR orientiert sich dabei entlang der gesamten Bereitstellungskette (d.h. ausgehend von Verfahren und Technologien zur Produktion und deren Nutzung). Die Ausrichtung der Tätigkeiten im experimentellen Bereich konzentriert sich zum einen auf Fragestellungen rund um die Synthesegasbereitstellung und zum anderen auf die Charakterisierung von Brenn- / Kraftstoffen und deren motorisches Verhalten.

Ansprechpartner Bundesmessprogramm: Dipl.-Wi.-Ing. (FH) Martin Zeymer (Projektleiter)

Tel. + 49 (0)341 2434 547 E-Mail: [email protected]

Deutsches BiomasseForschungszentrum Torgauer Straße 116 D-04347 Leipzig

Dr.-Ing. Franziska Müller-Langer (Bereichsleiterin Bioraffinerien)

Tel. + 49 (0)341 2434 423 E-Mail: [email protected]

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Bayerisches Zentrum für Angewandte Energieforschung e.V. ZAE Bayern Abteilung 1 : Technik für Energiesysteme und Erneuerbare Energien Das ZAE Bayern ist auf angewandte Energieforschung ausgerichtet und arbeitet an der Nahtstelle von universitärer Grundlagenforschung und der praktischen Anwendung. Es hat in Würzburg, Erlangen und Garching drei Abteilungen mit insgesamt etwa 160 Mitarbeitern die ein breites Spektrum aus den Bereichen der rationellen Energieverwendung und Nutzung von erneuerbaren Energien bearbeiten. Es entwickelt dazu energiesparende und energieeffiziente Komponenten für Industrie und Gebäude, photovoltaische Systeme, solarthermische Systeme, Wärmespeicher, Brennstoffzellen, Heizwerke und Heizkraftwerke. Mit wissenschaftlichen Methoden werden innovative Energiekonzepte unter ökonomischen und ökologischen Gesichtspunkten untersucht und bewertet.

Die Abteilung 1, Technik für Energiesysteme und Erneuerbare Energien in Garching besteht aus 75 Mitarbeitern als interdisziplinäre Forschergruppen aus Ingenieuren der Verfahrenstechnik, des Maschinenbaus und der Versorgungstechnik, Geologen und Naturwissenschaftler aus der Chemie und Physik. Sie betreibt angewandte Forschung auf den Gebieten thermische Nutzung von Sonnenenergie und Biomassenutzung, thermodynamische Systeme und elektrochemische Systeme, also Wärmepumpen aller Art, Kraftwerksprozesse, Brennstoffzellen, bis hin zu Wärme- und Kältespeicher mit Phasenwechselmaterialien.

Sie entwickelt hierfür innovative Komponenten und Systeme, plant Referenzanlagen und betreut diese messtechnisch. Komplexe Energieversorgungssysteme werden in energetischer und wirtschaftlicher Hinsicht optimiert. Durch dynamische Simulation der Systeme werden Hersteller und Betreiber dieser Anlagen bei der Planung und Auslegung unterstützt.

Ansprechpartner Bundesmessprogramm:

Dipl.-Ing. (FH) Florian Volz (Projektleiter)

Tel. +49 (89) 329442 26 E-Mail: [email protected]

ZAE Bayern Walther-Meißner-Straße 6 D-85748 Garching

Dr. Jens Kuckelkorn (Gruppenleiter Biomasse und Geothermie)

Tel. + 49 (89) 329442 17 E-Mail: [email protected]

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Fraunhofer IFF

Das Fraunhofer IFF ist ein eigenständiges Institut der Fraunhofer-Gesellschaft (FhG), arbeitet in eigener wissenschaftlicher Verantwortung und kooperiert am Standort Magdeburg eng mit der Otto-von-Guericke-Universität. Die Aufgabe des IFF als regionaler, nationaler und internationaler Partner ist, mit seinen Leistungen der anwendungsorientierten Forschung zum unmittelbaren Nutzen in der Wirtschaft und zum Vorteil der Gesellschaft beizutragen. Es konzipiert, entwickelt und realisiert aufgrund seiner technologischen Ausrichtung innovative und kundenorientierte Problemlösungen auf den Gebieten:

• Logistik und Materialflusstechnik • Robotersysteme und Mess- und Prüftechnologie • Prozess- und Anlagentechnik • Virtual Engineering und virtuelles Training

Im Rahmen des hier geplanten Forschungs- und Entwicklungsvorhabens kommen vor allem die Kompetenzen und Leistungen aus dem Geschäftsfeld „Prozess- und Anlagentechnik“ zum Einsatz. Insbesondere liegen hier das technische Verständnis und Know-How in den Bereichen Verfahrenstechnik, Apparate- und Anlagenbau, MSR-Technik und computergestützter Simulation vor. Darüber hinaus werden in diesem Geschäftsfeld industrielle Produktionsprozesse mit Prozesswärmebedarf optimiert, was die Entwicklung innovativer Verfahren zur Rauch- und Brenngasreinigung sowie für prozessspezifische Wärmenutzung und die Stromerzeugung mit Kraft-Wärme-Kopplungsprozessen mit einschließt. Für vorzugsweise dezentrale Anwendungen wird auf kleine bis mittlere Anlagengrößen im Leistungsbereich von ca. 1 MW bis 10 MW Feuerungswärmeleistung orientiert. Für die Planung und Realisierung komplexer Anlagensysteme, meist auch mit Kraft-Wärme-Kopplungsprozessen, steht ein breites Technologieportfolio zur Verfügung. Für den Bereich der thermochemischen Energiewandlung in Form von Verbrennung, Vergasung oder Pyrolyse kann dabei auf langjährige Erfahrungen mit den Technologien Rost- und Wirbelschichtfeuerung zurückgegriffen werden.

Ansprechpartner Bundesmessprogramm: M.Sc. Patric Heidecke (Projektleiter) Tel. + 49 (0)391 4090 343 E-Mail: [email protected] Fraunhofer-Institut für Fabrikbetrieb und -automatisierung IFF Geschäftsfeld Prozess- und anlagentechnik (PAT) Sandtorstr. 22, 39106 Magdeburg, Germany http://www.iff.fraunhofer.de

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Datenerhebungsbogen

Datenerhebung Anlagenbegehung

Anlagenbezeichnung: Datum:

Datenerhebung durch:

Allgemeine Angaben zum Betreiber

Name des Betreibers:

Ansprechpartner:

Anschrift:

Tel.:

Fax:

Email:

Eigenständige Gesellschaft zum Betrieb der Anlage?

Anlagenhersteller ist am Betrieb beteiligt?

Allgemeine Angaben zur Anlage

Hersteller/Errichter:

Jahr der Inbetriebnahme:

Betriebsart: (Intervall/Dauer/Jahreszeitlich?)

Betriebsführung: (Wärme/Strom/Nennpunkt?)

Strombereitstellung: (Art der Nutzung und Leistung)

Wärmebereitstellung: (Art der Nutzung und Leistung)

Bisherige Betriebsstunden:

Bemerkungen:


Art des Brennstoffs: (Wald-/ Altholz, Stückigkeit)

Brennstoffbezug: (Eigenerzeugung/Fremdbezug?)

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Anzahl Lieferanten:

Herkunft/Transportdistanz: Lieferant 1: Lieferant 2:

Brennstoffpreis - langfristig fest oder Marktpreise?

Brennstoffwassergehalt

Brennstoffnorm:

Typische Anlieferungsmenge:

Zufriedenheit mit dem Brennstoffbezug: Qualität: Preis:

Bemerkungen: (z.B. Hilfsbrennstoffe)

Brennstoffhandling

Lager vorhanden? Größe: Überdachung:

Eigene Zerkleinerung? (Art und Gerät)

Eigene Siebung? (Art und Gerät)

Menge/Anteil Fehlkorn:

Was passiert mit Fehlkorn?

Wie wird getrocknet?

Wassergehalt nach der Trocknung:

Wie und wie oft wird der Wassergehalt geprüft?

Wie wird der Brennstoff dem Vergaser zugeführt?

Störanfälligkeit der Brennstoffzuführung:

Bemerkungen:

Anlagenhauptkomponenten

Art des Vergasers:

Vergasungsmittel:

Art der Rohgasentstaubung

Art der Teerentfernung

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Art der Rohgaskühlung

Weitere Reinigungsverfahren:

Stromerzeuger: (Hersteller und Typ)

Wärmeauskopplung: (Ort, Medium und Temperatur)

Wärmeübertrager 1 Wärmeübertrager 2: Wärmeübertrager 3:

Hilfsaggregate: (z.B. Gebläse, Notkühler, …)

Bemerkungen:

MSR

Anlagensteuerung durch SPS?

Datenübertragung an PC?

Fernüberwachung möglich?

Messung Gasvolumenstrom?

Messung Gaszusammensetzung

Messpunkte Druck: 1: 2: 3:

Messpunkte Temperatur 1: 2: 3:

Weitere Messgrößen:

Bemerkungen:

Anlagenbetrieb

Jährliche Betriebsstunden Angestrebt: Erreicht:

Jährlicher Brennstoffbedarf: Jahr 2010: Jahr 2011:

Jährliche Stromerzeugung: Jahr 2010: Jahr 2011:

EEG-Vergütung? (Vergütungssatz)

Jährliche Wärmeauskopplung: Jahr 2010: Jahr 2011:

Geplante Stillstände Jahr 2010: Jahr 2011:

Ungeplante Stillstände: Jahr 2010: Jahr 2011:

Havarien:

12 Anhang

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Anfällige Komponenten:

Bemerkungen:

Hilfs- und Reststoffe

Benötigte Hilfsstoffe

1: 2: 3: 4:

Anfallende Reststoffe: (Art und Entsorgungsweg)

1: 2: 3: 4:

Entsorgung problemlos möglich?

Sind die Entsorgungskosten ein wesentlicher Kostenfaktor?

Bemerkungen:

Betreiberzufriedenheit

Motivation zum Bau der Anlage:

Werden die Erwartungen an die Anlage erfüllt?

Wo besteht Verbesserungsbedarf?

Zufriedenheit mit Wartung und Support durch den Hersteller:

Unterstützung durch den Hersteller bei Problemen:

Bemerkungen:

Zusammenarbeit Bundesmessprogramm

Wird/wurde die Anlage schon wissenschaftlich begleitet? (wie und durch wen?)

Erwartungen an das Messprogramm:

Technische Analyse gewünscht? (Stoff- und Energiebilanz, Brennstoff- und Ascheanalysen, Abgasmessung) Ergebnisse werden dem Betreiber zur Verfügung gestellt!

Ist eine anonymisierte Veröffentlichung der technischen Anlagendaten gestattet?

12 Anhang

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Kann ein Anlagenfließbild zur Verfügung gestellt werden?

Können ein Betriebsbuch, bzw. historische Anlagendaten zur Verfügung gestellt werden

Ist die Installation zusätzlicher Messtechnik möglich? (z.B. zusätzlich Sensoren, Fernüberwachung)

Detailuntersuchungen mit Eingriff in den Betriebsablauf möglich/gewünscht?

Wenn ja, für welche Problemfelder?

Ist eine ökonomische Analyse gewünscht? (Investitionsrechnung, Ermittlung spez. Wärme bzw. Stromgestehungs-kosten)

Ist eine anonymisierte Veröffentlichung der ökonomischen Anlagendaten gestattet?

Ist eine ökologische Analyse erwünscht? (CO2-Bilanz, kumulierter nicht-erneuerbarer Energieaufwand) Ergebnisse werden dem Betreiber zur Verfügung gestellt!

Ist eine anonymisierte Veröffentlichung der ökologischen Anlagendaten gestattet?

Bemerkungen

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