Gasmotoren

Standesanalyse des Gasmotors im
Vergleich zu den Zukunftstechniken
(Brennstoffzellen und Mikroturbine) bei der
Nutzung von aus Biomasse gewonnenen
Kraftstoffen
Jenbacher AG
Dr. G.R. Herdin
Einleitung
Derzeit werden einige doch bedeutende Potenziale der Natur energetisch nicht
genutzt und die Stromproduktion basiert auf den kostengünstigsten Energieträgern
(meist Erdöl und Kohle). Dieser Ansatz führt zu gewaltigen Mengen an freigesetztem
CO2, das von der Natur nicht mehr gebunden werden kann. Gemeinsam mit anderen
CO2-Quellen resultiert daher ein CO2-Anstieg in der Atmosphäre. Im Sinne der
Verantwortung für zukünftige Generationen müssen daher Maßnahmen zur
Reduktion des CO2-Ausstoßes und der „Kreislaufwirtschaft“ gestartet werden. Von
den Politikern wurden in mehreren Konferenzen (Rio, Kyoto und a.)
Maßnahmenpakete geschnürt, die dem Anstieg der Treibhausgase entgegenwirken
und auch zusätzliche wirtschaftliche Impulse setzen. Die energetische Umwandlung
der in der Biomasse gespeicherten „Sonnenenergie“ kann durch mehrere Konzepte
nach dem Aufschluß in einen gasförmigen Zustand erfolgen, diese sind:
•
•
•
•
Gasmotoren
Dampfprozesse inkl. ORC Prozess
Turbinen und
Brennstoffzellen
Der Gasmotor hat bereits derzeit einen hohen Entwicklungsstand und kann bereits
heute zur Wandlung der Bioenergie in Strom und Wärme eingesetzt werden. Die
„neuen Techniken“ stehen im Mitbewerb zu den konventionellen Systemen und
müssen sich noch durch entsprechende Entwicklungsarbeit und Erfahrungen
beweisen.
EU-Ziele bzw. Einhaltung der Kyoto-Ziele
International gesehen ist zumindest auf dem Papier bereits einiges geschehen, um
den Beitrag an „fossil“ erzeugtem CO2 einzuschränken. Heute gelten dazu die
Festlegungen, die in Kyoto (Japan) gemacht wurden. Die Zielwerte der CO2Reduktion wurden durch die Konferenz sehr optimistisch angesetzt. Nach dem
derzeitigen Kenntnisstand sind dazu die Ausschöpfung mehrerer Ressourcen, wie
der vermehrte Einsatz der Kraft/Wärmekopplung, die Nutzung biogener
Energieträger, vermehrter Einsatz der Wind- und Kleinwasserkraft sowie
verschiedene Effektivitätsverbesserungen notwendig. Für die EU-Staaten wurde die
Vorgehensweise im EU-Weißbuch „Energie für die Zukunft: Erneuerbare Energie“
festgelegt. Für Österreich hat man sich auf 4 % des angebotenen Stromes aus
„biogenen Energieträgern (inkl. Wind)“ sowie 12 % aus Kleinwasserkraft bis zum
Jahr 2007 geeinigt. Für die Jenbacher AG ist daher die intensive Beschäftigung mit
dem Thema „Strom aus erneuerbaren Energieträgern“ ein sehr in die Zukunft
reichendes Aufgabengebiet, wobei bereits auf jahrzehntelange Erfahrungen zurückgegriffen werden kann.
Potenziale in der Landwirtschaft
Im Bereich der Landwirtschaft schlummern erhebliche Potenziale zur Erzeugung von
Strom und Wärme aus Biomasse bzw. landwirtschaftlichen Reststoffen. In einer vom
österr. BMfUJF veröffentlichten Studie (Stand E98) werden die grundsätzlichen
Potenziale in der Landwirtschaft (Anaerobverklärung) bewertet und in einem
Umsetzungsszenario die gewinnbare Arbeit in GWh/a errechnet. Das gezeigte
Modell geht von vielen kleinen Anlagen (13.600 bis 46.000) aus, wobei der
Wirkungsgrad (el.) für den heutigen Technologiestand eher als bescheiden
einzustufen ist. Insgesamt könnten auf diese Weise 1.350 GWh/a erzeugt werden,
ohne daß eine eigene Produktionslinie geschaffen werden mußte. Der Ansatz kann
mit „jeder Bauer mit mehr als 20 GVE (Großvieheinheiten) hat sein eigenes BHKW“
bezeichnet werden. Dieser Lösungsweg ist nach unseren Erfahrungen als kritisch
einzustufen, da der Anlagenbetreiber sich dann in vielen Technologiebereichen
relativ gut auskennen muß. Ein spezieller Bereich stellt dabei die Biologie des
Methanisierungsbehälters dar, wo im Speziellen auf die Population der
Methanbakterien geachtet werden muß. Wird z.B. wegen eines Virusbefalles den
Tieren ein erlaubtes Antibiotika verabreicht, so hat das nachhaltige Auswirkungen auf
die Methanbakterienstämme (meist dramatische Reduktion). Vom Anlagenbetreuer
muß dann der Prozess diesen Randbedingungen angepaßt werden, sonst kommt die
gesamte Bakterienpopulation in Gefahr und im Klärbehälter befindet sich eine
„tote Suppe“. Diese Umstände sind auch von Großanlagen städtischer Abwässer
bekannt und die Betreiber haben gelernt, damit umzugehen.
Jenbacher hat mit der motorischen Nutzung von Biogasen (international gesehen)
langjährige Erfahrungen, die bereits auf die Siebzigerjahre zurückgehen. So wird z.B.
in Dänemark die Gülle in relativ großen Anlagen (z.B. Thorsö 1,3 MW el.) seit Beginn
der Neunzigerjahre zur Produktion von Strom und Wärme genützt. Die genannte
Anlage verarbeitet die Gülle von 1.000 GVE und zusätzlich fraktionierten Biomüll und
landwirtschaftliche Reststoffe. Bei diesen Anlagen, die über das Zusammenschließen
mehrerer Bauern zustande kommen, ist die professionelle Betreuung immer
sichergestellt und es kommt zu keinen größeren Betriebsstörungen. Neben
Dänemark gibt es solche Anlagen auch in Schweden und seit neuestem auch in
Deutschland. Das Zusammenschließen von mehreren „Rohstofflieferanten“
bezeichnen wir als den sogenannten „Dänischen Weg“ zur Gülle/Biomassenutzung.
Durch diesen Ansatz ist es möglich, auch entsprechend optimierte Motoren
einzusetzen, die dann aus dem zur Verfügung stehenden Biogas auch mehr Strom
und somit mehr Ertrag erwirtschaften. So kann mit einem Gasmotor ab einer
Leistung von 140 kW mit optimierter Verbrennung ein Wirkungsgrad von 37,5 %
erreicht werden. Mit dem Einsatz dieser Technologie kann aus dem selben
Biomassepotenzial, wie vorher angeführt, ein Wert von 1.810 GWh/a erzeugt
werden. Um dieses Ziel zu erreichen, sind ca. 1.000 Anlagen notwendig, die Summe
der Installationsleistung beträgt rund 210 MW.
Das Potenzial der Strom- und Wärmeproduktion könnte zusätzlich mit der
Cofermentation von landwirtschaftlichen Abfällen, biologischen Reststoffen (Grüne
Tonne) bzw. mit der gezielten Nutzung von Brach- oder Stilllegungsflächen erheblich
verbessert werden. Mit dieser Technologie wird nicht nur der Biogasanfall vermehrt,
sondern auch die Stabilität des Anaerobprozesses verbessert. Realistisch betrachtet
beträgt dann das Potenzial ca. 3.000 GWh/a aus 1.300 Anlagen, durch den größeren
anlagentechnischen Aufwand ist eine Mindestgröße der Anlage von ca. 250 kW el.
installiert zweckmäßig. Als Installationsleistung kann nach diesem Ansatz 350 MW
errechnet werden. Besonders zu erwähnen ist, daß diese Technik bekannt ist und
praktisch kein technologisches Risiko besteht.
Analyse der Biologie
Für den nicht mit dem Thema direkt beschäftigten Interessenten besteht eine
Vielzahl von verschiedenen Einheiten und Bezugsmaßen. Um die Sachlage
zusätzlich zu verkomplizieren, sind auch die Biogaserträge von dem Rohstoff
(Gülletyp, Grünschnitt bzw. speziell dem Fettgehalt) abhängig. Speziell im Fall der
Gülle ist auch eine Abhängigkeit von dem Futter gegeben, so daß es für
Planungsarbeiten zweckmäßig ist, von auf Erfahrungen gestützten Mittelwerten
auszugehen. In Bild 1 ist dazu als Beispiel der spezifische Biogasertrag in m³/m³
Gülle bzw. der spezifische Biogasertrag in m³/Tonne Cofermentationsmaterial
gezeigt. Die Unterschiede sind beachtlich und hängen im Wesentlichen wie bereits
erwähnt von den Inhaltsstoffen ab.
70
Ertrag [m³Biogas/m³Gülle]
Ertrag [m³Biogas/tEinsatz]
700
60
600
50
500
40
400
30
300
20
200
10
100
0
Rindergülle
Schweinegülle
Geflügel
Bioabfälle
Altfett
0
Grasschnitt
Bild 1: Spezifische Biogaserträge von verschiedener Gülle bzw.
Cofermentationsstoffen
Weitere Bezugsmaße sind die organische Trockensubstanz oTS oder nur die
Trockensubstanz TS bzw. die Substratmasse. Typische Werte sind dazu im Bild 2
enthalten. Bei den Pflanzen, die für die Cofermentation genutzt werden, ist der
Biogasertrag von den wesentlichen Bestandteilen wie den Kohlehydraten, den Fetten
und dem Eiweißgehalt abhängig. Der theoretisch mögliche Methanertrag dazu ist in
Bild 3 gezeigt.
1500
m³ Biogas/t Substrat
Methanertrag [m³/t oTS]
200
1200
900
600
< 800
250
200
150
125
100
480
50
300
0
Umsetzung der
Gesamtpflanze
Grasschnitt
(nach Buswell)
Ölsaatenrückstände
Grasschnitt
0
Ölsaat
50% Fettanteil
Bild 2: Methanertrag bezogen auf oTS bzw. bezogen auf die Substratmasse
80
Methanertrag [Gew.%]
72
60
42
40
27
20
0
Kohlehydrate
Fettanteil
Eiweiß
Quelle: www.boxer99.de
Bild 3: Methanertrag bezogen auf die Pflanzenbestandteile
Ergebnisse einer ausgeführten Anlage "Salzburg Siggerwiesen"
Im Land Salzburg (Siggerwiesen – Fa. Salzburger Abfallbeseitigungs GmbH.) wird
parallel zur Deponieanlage eine Biomasseanlage nach dem "Dranco Verfahren" zur
Biogasgewinnung eingesetzt. Es werden hier die kompostierbaren Abfälle von
Salzburg und Umgebung verarbeitet. Der Gasanfall sowie die Gasqualität hängen in
diesem Fall neben den oben angeführten Parametern auch von der Anlieferung der
Biomasse und der dadurch möglichen Betriebsweise ab. Das Bild 4 zeigt dazu den
Gasanfall während der KW 10/2001. Im Bild 5 ist neben dem Gasanfall auch die
Schwankungsbreite des Methangehaltes über 24 Stunden zu sehen. Für den
Gasmotor sind diese Schwankungen von Heizwert bzw. Gasmenge während des
Betriebes des Motors kein Problem. Startschwierigkeiten können jedoch bei großen
Heizwertunterschieden auftreten, da die Einstellung des Kraftstoff/Luftverhältnisses
für den Neustart auf eine mittlere Gasqualität erfolgt. Eine Abhilfe für dieses mögliche
Problem ist die Messung des aktuellen Methangehaltes und eine dadurch korrigierte
Einstellung des Gasmischers gegeben. Um bei der Verpflichtung von
Wärmelieferungen an kommunale Netze keine Probleme zu bekommen, gibt es
ausgeführte Anlagen, wo bei Bedarf dem Biogas auch Erdgas zugemischt wird (z.B.
Thorso Mix – Dänemark).
m³ / h
800
600
400
200
0
Mo
Di
Mi
Do
Fr
Sa
So
QUELLE: Salzburger Abfallbeseitigung
Bild 4: Gasanfall in KW 10/2001 der Biogasanlage Salzburg Siggerwiesen
Gaslieferung
m³/h
Methangehalt
CH 4 [%]
800
56
600
54
400
52
200
50
48
0
1
6
11
16
21
1
6
11
16
21
QUELLE: Salzburger Abfallbeseitigung
Bild 5: Gasqualität und Gasmenge im Tagesverlauf
Als weitere Zukunftstechnologie kann die Vergasung der Biomasse eingestuft
werden. Auch in diesem Bereich sind die Potenziale erheblich. Werden die
Potenziale von bestehenden Biomasseheizwerken auch zur Stromproduktion
genutzt, so wären aus ca. 1.000 Anlagen (mittlere Anlagengröße 2 MW therm.) 2.100
GWh/a generierbar. Als nachteilig ist anzumerken, daß diese Anlagen sinnvoll nur in
der Heizsaison (rund 3.500 Betriebsstunden/a) betrieben werden können. In wenigen
Fällen besteht auch im Sommer ein Wärmebedarf und damit eine ausreichende
Nutzungsdauer für das Investment. Im Fall von gezielter Nutzung des Rohstoffes
Holz und einer intensiven Bewirtschaftung kann ein Mehrfaches der oben genannten
Jahresarbeit als hochwertiger Strom produziert werden. Das Bild 6 zeigt den
Vergleich verschiedener Techniken, um aus fester Biomasse Strom zu generieren.
Die besten Verstromungswirkungsgrade sind bei der Vergasung mit anschließender
motorischer Nutzung des Holzgases erzielbar. Andere Techniken, wie die eines
relativ kleinen Dampfprozesses mit Dampfturbine sowie auch die ORC (Organic
Rankine Cycle) Technologie, erreichen bei weitem nicht die durch den Motor
erzielten Werte.
100
Gesamtnutzungsgrad elektr.+ therm. [%]
Dampfprozess Turbine
5,2 MW BWL
90
!
80
!
Holzvergasung mit
Gasmotor
2-3 MW BWL
ORC – Prozess
4,5 MW BWL
70
60
50
8
13
18
23
elektrischer Netto-Anlagenwirkungsgrad [%]
28
33
Quelle: EVN
Bild 6: Vergleich verschiedener Technologien zur Verstromung von Biomasse
Motorische Nutzung des Biogases
Das von der Methanisierungsanlage kommende Biogas besteht im Wesentlichen aus
einer Mischung von Methan (ca. 40 bis max. 65 %) und dem Rest als CO2. Aus Sicht
der innermotorischen Verbrennung ist dieser Kraftstoff sehr gut für den Motor
geeignet. Dennoch muß auf einige Eigenheiten des Biogases geachtet werden,
besondere Beachtung ist den Spurenstoffen - im speziellem dem H2S - zu widmen.
Im Fall der Mitverarbeitung von industriellen Biomasseabfällen bei der
Cofermentation können weitere Stoffe (Phosphorverbindungen, Siloxane u.a.) in das
Biogas gelangen und möglicherweise Probleme bei den Motoren oder im
Abgassystem verursachen. Ebenso ist auf die Feuchtigkeit zu achten. Jenbacher
kann durch die langjährige Beschäftigung mit diesem Gastyp (mehr als 600
Biogasmotoren mit einer mittleren Leistung von ca. 700 kW wurden verkauft) auf
einen entsprechenden Erfahrungsschatz zurückgreifen.
Gasottomotor
Aus heutiger Sicht ist der Gasottomotor für den Einsatz mit Biogas sehr weit
entwickelt und kann es auch betreffend der erreichbaren Wirkungsgrade leicht mit
dem Dieselmotor aufnehmen. Das Konzept ist schematisch in Bild 7 dargestellt.
Primär wird bei dem Ottomotor das zündfähige Gemisch vor dem Zylinder hergestellt
(Gasmischer) und dann im Brennraum mittels der Zündkerze gezündet (sog.
Fremdzündung). Zur Einhaltung der NOx-Emissionen nach dem Stand der TA-Luft
wird der Motor bei Luft/Kraftstoffverhältnissen (Lambda) über 1,65 betrieben. Um
trotz des Luftüberschusses auch eine entsprechende Leistungsdichte zu bekommen,
werden diese Motoren mit Hilfe eines Turboladers aufgeladen. Nach dem Verdichter
ist üblicherweise ein Gemischkühler angeordnet. Das wesentliche Merkmal ist, daß
die Lastregelung über eine Drosselklappe erfolgt.
ZündBox
Gas
Verdichter
Gemischkühler
Luft
Drosselklappe
Motor
Turbine
Bild 7: Schema Gasottomotor (aufgeladen)
Das Bild 8 zeigt die Wärmebilanz eines speziell auf Biogas optimierten Gasmotors
unseres Types J 208 GS. Bei einem Mitteldruck von 16,5 bar wird ein Wirkungsgrad
von 39 % (mech.) erreicht, seitens der Wärmenutzung können nochmals ca. 50 %
energetisch auf einem Temperaturniveau von 90 °C angeboten werden.
39,0% Mechanisch
Kühlwasser 13,3%
4,4% Rest
Ölkühler 4,4%
7,3% Gemischkühler
31,6% Abgas
J 208 V21
Bild 8: Wärmebilanz des Gasmotors J 208 GS
Die charakteristischen Verläufe der NOx-, CO- und der HC-Emissionen sind im Bild 9
für Erdgas gezeigt. Die Magermotoren werden je nach dem Verbrennungskonzept im
Lambda Bereich von 1,6 bis 2,1 (als Vorkammermotor) betrieben. Im Fall des
Biogases verlagert sich bei gleichen NOx-Werten der Betriebspunkt geringfügig zur
„fetteren“ Seite. Der Einsatz von Motoren mit stöchiometrischer Verbrennung
(Lambda = 1) ist für Biogase auf Grund der in den Gasen enthaltenen
Katalysatorgifte nicht möglich. Im Fall der Verwendung von Holzgas (Gemisch aus
H2, CO und kleinen Anteilen an Methan) sieht das Bild 9 ähnlich aus, die Verläufe der
CO-Emissionen liegen aber deutlich über der Kurve für Erdgas.
stöchiom. Motor
Magermotor
11000
NOx, CO, THC [mg/Nm³]
10000
NOx
9000
8000
7000
CO
6000
5000
THC
4000
3000
2000
1000
0
0,9
1,0
1,1
1,2
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,8
Lambda [ ]
Bild 9: Typische Verläufe der Emissionen (NOx, CO und HC) über Lambda
Dieselmotor
Neben den Ottomotoren gibt es den Dieselmotor, der für seine hohe
Wirtschaftlichkeit bekannt ist. Das Hauptargument für den Fahrzeugeinsatz (speziell
dem Nutzfahrzeug) ist das sehr gute Teillastverhalten des Dieselmotors, da er
konzeptbedingt ohne Drosselverluste arbeitet. Weiters sprechen auch
thermodynamische Aspekte für den hohen Umsetzungswirkungsgrad beim
Dieselmotor (hohes Verdichtungsverhältnis). Die für den Entwicklungsingenieur
ausschöpfbaren Wirkungsgradpotenziale des Ottomotors sind für den Vollastbereich
praktisch gleichwertig dem des Dieselmotors. Das Bild 10 zeigt dazu den letzten
Stand der Entwicklungsarbeiten eines neuen Motors der Jenbacher AG mit der
Bezeichnung HEC (High Efficiency Concept). Es ist festzustellen, daß dieser neue
Gasottomotor betreffend des spezifischen Kraftstoffverbrauches (MJ/kWh) gleich bis
besser ist als alle derzeit am Markt befindlichen Dieselmotoren.
50
mech. Wirkungsgrad [%]
HEC
8,18 MJ/kWh
45
Diesel
8,41 MJ/kWh
Diesel
8,71 MJ/kWh
8,65 MJ/kWh
40
9,44 MJ/kWh
35
9,42 MJ/kWh
9,11 MJ/kWh
30
1200
1300
1400
1500
1600
Leistung [kW]
Stand: 3/2000
Bild 10: Vergleich des spezifischen Kraftstoffverbrauches
Dieselmotoren/Ottomotoren
1700
1800
Aus Sicht der Beeinträchtigung der Umwelt ist der Gasmotor dem Dieselmotor
(heutiger Entwicklungsstand) weit überlegen. Im Fall von einer für den Wirkungsgrad
optimalen Einstellung betragen die NOx-Emissionen des Gasmotors lediglich 20 %
von den derzeit bestmöglichen Emissionswerten des Dieselmotors, als Potential sind
10 % mit reduziertem Wirkungsgrad derzeit ohne Abgasnachbehandlung darstellbar.
Zusätzlich emitiert der Dieselmotor Partikel (Ruß), die dann bei der Einstufung als
Stationärmotor als Staub bewertet werden. Das Bild 11 zeigt den Stand der
Emissionen bei den Dieselmotoren nach dem derzeit noch gültigen TA-Luft
Reglement. Bei der singulären Betrachtung der HC-Emissionen hat der Dieselmotor
Vorteile, die bei dem Gasmotor mit Hilfe eines Oxidationskatalysators ausgeglichen
werden müssen. Die CO-Emissionen des Dieselmotors sind geringfügig höher als die
Rohemissionen eines wirkungsgradoptimierten Gasmotors. Für Biogase wird der
Katalysatoreinsatz jedoch durch mögliche Katalysatorgifte eingeschränkt.
Staub [mg/Nm³]
NOx [mg/Nm³]
2500
2000
250
2400
2000
200
1700
1500
150
130
1000
100
50
TALneugeplant
500
TALneugeplant 20mg
30
0
50
0
TALalt
EURO II
EURO III
TALalt
EURO II
EURO III
Quelle: MTU
Bild 11: Grenzwertevergleich TA-Luft/EURO für Dieselmotoren
Dieselzündstrahlmotor
Für die Nutzung von Biogas wird neuerdings auch das sehr „betagte“
Dieselzündstrahlkonzept (Bild 12) auch für relativ kleine Motoren propagiert. Für den
Motorfachmann ist dieses Konzept eine zweckmäßige Alternative bei schlecht
entflammbaren Gasgemischen sowie für den Alternativbetrieb mit zwei Kraftstoffen
(Notstrombetrieb). Biogase von korrekt arbeitenden Biogasanlagen sind bei
Methangehalten oberhalb von 40 % sehr gut für den „Ottogasmotor“ nutzbar und
haben keine Einschränkungen. Bei den NOx-Emissionen ist dieses Konzept dem
Ottogasmotor immer unterlegen und hat auch eine erhebliche Partikelemission. Neue
Entwicklungen im Bereich der durch einen Dieselstrahl ausgelösten Fremdzündung
(Einspritzmenge kleiner 1 % energetisch) werden für Zylinderleistungen von
erheblich über 100 kW analysiert und könnten in den nächsten Jahren auch eine
Serienreife für größere Stückzahlen erlangen. Dieser Zündungstyp ist jedoch mit
dem am Biogasmarkt erhältlichen Konzept nicht vergleichbar, hier wird von den
Anbietern meist nur eine andere Einspritzdüse (reduzierte Spritzquerschnitte)
verbaut, um „etwas“ bessere Bedingungen für die Zündungseinleitung herzustellen
(siehe Versuche TU München MAN 24/30).
Gasmassensteller
Verdichter
Luft
Gemischkühler
Motor
Turbine
Einspritzpumpe
Bild 12: Diesel-Zündstrahlkonzept
Am Markt angebotene Biogas-Zündstrahlmotoren
Für den Motorenfachmann ist die Analyse des Regelungskonzeptes der am
Biogasmarkt angebotenen Aggregate ein entscheidendes Kriterium, um die
Potenziale dieser Konzepte bewerten zu können. Von mehreren Anbietern wurden
dazu diverse Prospekte bzw. veröffentlichte Dokumentationen analysiert und eigenen
Messungen sowie zugänglichen Daten gegenübergestellt. Das Biogas wird
grundsätzlich der Ansaugluft mit Hilfe eines Steuerorganes zugemischt und
mitverbrannt. Als Lastregelungen der Biogas-Zündstrahlmotoren werden zwei
verschiedene Konzepte eingesetzt.
1. Gasmengengesteuerter Betrieb – hier erfolgt die Lastregelung über die
Gasregelstrecke, d.h. der Motor arbeitet bei konstanter Dieselmenge und
variablem Gasanteil mit daraus resultierendem variablem Lambda (Motor hat
keine Drosselklappe). Für bestimmte Lastbereiche läßt sich der Motor bei
konstanter Biogasqualität sicher gut einstellen, bei aufgeladenen Motoren hilft
auch die Charakteristik der Aufladegruppe, stabile Verhältnisse herzustellen. Im
unteren Lastbereich ist dieses Verbrennungskonzept als kritisch zu bewerten.
2. Regelung auf konstante Leistung – hier erfolgt bei fehlender Gasmenge die
Kompensation des energetischen Anteiles durch Dieselkraftstoff.
Für den Insel- und Notstrombetrieb werden der alleinige Betrieb mit Dieselkraftstoff
angeboten. Wegen der anderen Düsenkonfiguration meist jedoch nur 2/3 der
Nennleistung.
So verwendet die Fa. Dreyer & Bosse z.B. für ihr 250 kW Aggregat einen Motor des
Types Deutz BF 8 M 1015 C. Für den Dieselbetrieb wird eine Leistung von 303 kW
bzw. für den Biogasbetrieb eine Leistung von 250 kW angegeben. Die
Wirkungsgrade (mech.) liegen dann für den Dieselbetrieb bei 41,15 und für den
Biogasbetrieb bei 37,6 % (Bild 13).
Pel [kW]
Wirkungsgradmech [%]
41,15
400
37,6
40
303
300
30
250
200
20
100
10
0
Dieselbetrieb
[pe=15,8bar]
Biogasbetrieb
[pe=13,03bar]
Dieselbetrieb
Biogasbetrieb
0
Verbrauch: Werksangabe Deutz
Bild 13: Vergleich Leistung und Wirkungsgrad Diesel-/Zündstrahlbetrieb
(Fa. Dreyer & Bosse)
In den Unterlagen sind für den erwähnten Motor zwei verschiedene Leistungen und
auch zwei verschiedene Zündstrahlanteile angegeben. Im Fall der kleineren Leistung
wird ein energetischer Anteil von ca. 15 % ausgewiesen (Bild 14), der aus Sicht der
Verbrennung zu einem sicheren Betrieb der Anlage führen sollte.
600
500
Qzu /Diesel [%]
Qzu [kWh]
487,5
30
25
400
20
15,6
300
15
200
10
90
100
5
0
0
Biogas
Diesel
Dieselanteil
Leistung: 220 kWel
Bild 14: Energetische Aufteilung Biogas/Diesel im Fall der 220 kW Anlage (Fa.
Dreyer & Bosse)
Verfügbare Daten eines Motors der schweren Nutzfahrzeugklasse (Dieselbetrieb)
betreffend des Lambdas und der Schwärzungszahl (Bosch) sind im Bild 15 gezeigt.
Der Motor hat einen hohen Entwicklungsstand bei den Emissionen (EURO II) und
weist in weiten Bereichen niedrige Schwärzungszahlen mit Werten unter 0,5 auf. Im
Volllastpunkt beträgt das Lambda 1,8 und nimmt naturgemäß mit kleineren
Mitteldrücken zu, Lambda 3 wird bei einem Mitteldruck von 4 bar erreicht. Sollte
dieser Motor im Zündstrahl-Biogasbetrieb betrieben werden, so wäre die
Einspritzmenge 33 mm³ pro Arbeitstakt.
[ ], [Bosch]
7
6
5
4
λ
3
2
theoretischer Auslegepunkt
f. Zündstrahl 33 mm³/Takt
SZ
1
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Mitteldruck [bar]
Bild 15: Lambdaverlauf und Schwärzungszahl eines Nfz. Motors
Alle Dieselmotoren haben gegenüber den Gasottomotoren den Ruß als zusätzliche
Emissionskomponente. Der Ruß bildet sich dabei durch die heterogene Verbrennung
in den sehr fetten Zonen der Flamme. Im Laufe des Verbrennungsvorganges wird
der größte Teil wieder oxidiert und im Abgas ist nur ein relativ kleiner Teil des
ursprünglich gebildeten Rußes zu messen. Die TA-Luft beschränkt auch die
Staubemissionen (Ruß) der Motoren mit 20 mg/Nm³. Prinzipiell lassen sich die
Schwärzungszahlen auch in Staubwerte umrechnen (vereinfacht), eine solche
Korrelation zeigt das Bild 16.
Im Fall von großen Zündstrahldieselmotoren (z.B. 2 MW Klasse) steigen die
Rußwerte im Vollastbetrieb auf ca. 0,5 bis 0,6 Boscheinheiten an. Diese Menge ist
ausreichend klein, um sie optisch nicht wahrzunehmen. Bei Bewertung des Rußes
als Staub in mg/Nm³ wird der Grenzwert nur knapp erreicht bzw. überschritten. Um
dieses Emissionsniveau zu halten, ist ein korrekt eingestellter Motor notwendig. Bei
zu großen Abweichungen kann sich der Staubwert auch mehr als verdoppeln. Das
gilt auch für Serviceprobleme im Bereich der Einspritzdüsen.
100
Staub [mg/Nm³]
80
60
40
20
0
0
0,5
1
1,5
SZ [Bosch]
Quelle: MAN (5%O2)
Bild 16: Korrelation Schwärzungsgrad zu Staub
2
2,5
Brenneigenschaften der Gase
Neben dem Heizwert, der Methanzahl und den Zündgrenzen gibt es noch zwei
wesentliche Kriterien der Bewertung von Gasen für die motorische Nutzung, die
laminare Flammengeschwindigkeit und der Gemischheizwert. Eine sehr wichtige
Information erhält man durch die laminare Flammengeschwindigkeit. Diese Kennzahl
gibt an, wie schnell sich die Flamme bei laminaren Strömungsverhältnissen
ausbreitet. Charakteristisch ist, daß jedes brennbare Gas eine mit zunehmendem
Lambda abnehmende laminare Flammengeschwindigkeit hat. Ab einer Größe von
ca. 5 cm/sec. erlischt die Flamme bzw. kann durch einen Funken nicht mehr gezündet werden. Das Bild 17 zeigt die Situation im Fall von verschiedenen Biogasen,
zum Vergleich ist die lam. Flammengeschwindigkeit von Methan angezeigt. Sehr
gute Biogase haben einen CH4-Anteil von 65 % (Rest CO2), bei schlechten
Qualitäten sinkt der Anteil auf etwa 40 %, im Fall von biologischen Störungen kann
der Methananteil auch kleiner sein. Wie ebenso dem Bild 17 zu entnehmen ist, liegt
die Gasqualität mit 40 % knapp am Limit der Verwendbarkeit in einem Gasmotor.
Insbesondere ist zur Nutzung des Gases das Lambda gezielt anzupassen.
lam. Flammengeschwindigkeit [cm/sec]
40
CH4
30
65%CH4 + 35%CO2
20
40%CH4 + 60%CO2
10
35%CH4 + 65%CO2
Limit
0
1
1,2
1,4
1,6
1,8
2
Lambda
Bild 17: Laminare Flammengeschwindigkeiten von verschiedenen Biogasqualitäten
Das zweite wesentliche Kriterium ist der Gemischheizwert (kWh/Nm³), der sich aus
dem Verhältnis der Verbrennungsluft zum Gas ergibt. Im Bild 18 sind die
Verhältnisse von hochwertigem zu schlechtem Biogas bei stöchiometrischer
Verbrennung gezeigt.
6,47
Biogas 65% CH4/35% CO2
Biogas 40% CH4/60% CO2
6,16
0,899
3,98
Hu [kWh/Nm³]
3,81
Lmin
[m³Luft/m³Gas]
0,829
Gemischheizwert
stöchiom. [kWh/Nm³]
Bild 18: Gemischheizwert von verschiedenen Biogasqualitäten
Für den Zündstrahlmotor bedeutet dieser Zusammenhang, daß bei schlechterer
Gasqualität die Regelung eine automatische Anfettung des Gemisches durchführt
und höhere NOx- und Rußemissionen daraus resultieren.
Durch die im Vergleich zur Funkenzündung hohe Zündenergie der Dieselflamme, ca.
4500 mal höher, verschiebt sich die Magergrenze zu höherem Lambda. Zusätzlich
sind die höheren Temperaturen in der Nähe der Flammenkeule im Fall des
Zündstrahlmotors für die sichere Entflammung des Gemisches vorteilhaft. Dennoch
gibt es einen Grenzbereich, wo die Flamme im Brennraum erlischt. Untersuchungen
an einem Jenbacher Motor des Types der Serie 3 zeigen eine Grenze im Bereich
von Lambda 3 im Fall von Erdgas (Bild 19). Der Anteil an unverbranntem Methan
beträgt bei diesem Lambda bereits 70 %. Als sinnvolle Grenze sollte ein Lambda von
2,3 bei Erdgas nicht überschritten werden, da die energetische Kraftstoffumsetzung
bei höherem Lambda unzureichend ist. Für CH4/CO2-Gemische, wie es bei den
Biogasen der Fall ist, liegt diese Grenze je nach Qualität entsprechend bei fetteren
Gemischen. Ebenso sind im Bild 19 die typischen HC-Werte eines Dieselmotors (in
ppm) sowie die Anteile an unverbranntem HC (% Qzu) eines Gasottomotors
eingetragen.
70
HC-Emission [*1000 ppm]
60
unverbrannt Qzu [%]
70
60
unverbrannt
in % von Qzu
Zündstrahlmotor
50
50
40
40
HC in ppm Zündstrahlmotor
30
Gasmotor
in % Qzu
1,5-2%
20
10
0
1
30
20
HC Dieselmotor
(Niveau zwischen 450 und 250 ppm)
2
Quelle: J 316; ε=14, T2´=70°C
3
4
10
5
0
Lambda [ ]
Bild 19: Ausbrandverhalten bei dem Zündstrahlmotor
Je nach eingestelltem Lambda und damit NOx-Emissionen ergibt sich beim
Zündstrahlmotor ein bestimmter Kraftstoffverbrauch und damit Wirkungsgrad. Die
spez. Kraftstoffverbräuche des Basismotors Deutz BF 1015 V8 sind dazu den
rückgerechneten Verbräuchen (Biogas plus Zündstrahlanteil), energetisch bezogen
auf die Werte des Zündstrahlmotors, im Bild 20 gegenübergestellt.
Konzeptbedingt weitet sich die Spanne der spezifischen Verbräuche bei Teillast auf,
im unteren Teillastbereich wird durch das sich vergrößernde Lambda die
Flammengeschwindigkeit reduziert und erreicht bei Lasten unter 25 % die
Magerzündgrenze, die auch durch den hohen Energieinhalt des Zündstrahles nicht
kompensiert werden kann, d.h., der Zündstrahlmotor arbeitet in diesem Fall
unbemerkt als Dieselmotor. Die Anteile an unverbranntem Biogas und zusätzlich an
teilweise oxidiertem Methan zu CO sind dann entsprechend groß und können nicht
mit dem Stand der Technik in Einklang gebracht werden.
400
spez. Kraftstoffverbrauch [g/kWh]
350
Dieselzündstrahlbetrieb
optimale Verhältnisse
300
250
Dieselbetrieb
200
150
0
2
4
6
8
Mitteldruck [bar]
10
12
14
16
Bild 20: Verbrennungsanalyse des spez. Kraftstoffverbrauches
Diesel-/Zündstrahlmotor
Ein optimierter Gasmotor ist daher durch die bessere Verbrennung
(Kraftstoffausnutzung), speziell im Teillastbereich dem Zündstrahlmotor überlegen
und das trotz der Drosselverluste. Den Vergleich dazu zeigt das Bild 21, d.h. auch
bei geringen Lasten ist kein Vorteil für das Zündstrahlkonzept festzustellen.
Wirkungsgrad [%]
40
Gasmotor
"
35
"
30
Zündstrahlmotor
"
25
20
20
40
60
80
100
Last [%]
Bild 21: Vergleich der Wirkungsgrade Gasmotor/Zündstrahlmotor
Untersuchungen zur Technologie der Dieselzündung von verschiedenen Gasen
werden derzeit auch an der TU München im Rahmen eins FVVForschungsvorhabens für größere Zylindereinheiten durchgeführt. Die Arbeiten
erfolgen auf einem 1 Zyl. Forschungsmotor der MAN Baureihe 24/30. Neben den
vorher ausgeführten Einflüssen sind noch weitere Parameter bei der
Zündstrahltechnologie zu beachten. Im Bild 22 ist dazu der Einfluß des
Einspritzdruckes und der Einfluß einer durch eine höhere Ladungsbewegung (Drall)
verbesserten Verbrennung dargestellt. Der bescheidene Einspritzdruck von 300 bar
hat einen geringeren Wirkungsgrad und auch niedrigere NOx- Emissionen zur Folge.
Höhere Einspritzdrücke (800 bar) verbessern die Verbrennung und heben aber auch
die NOx-Emissionen an. Weiters wird die Magergrenze bei geringen
Einspritzdrücken früher erreicht als es bei der optimierten Verbrennung unter der
Mithilfe eines höheren Einspritzdruckes der Fall ist. Einige Hersteller von
Biogaszündstrahlaggregaten reagieren auf diese Effekte durch kleinere
Düsenquerschnitte und dadurch reduzierte Nennleistung im Diesel-Notstrombetrieb.
40
Wirkungsgrad [%]
NOx-Emissionen [ppm]
2000
η
η
35
1500
Einspritzdruck 800 bar
+opt. Verbr.
Einspritzdruck 300bar
30
1000
NOx
25
500
NOx
20
1,7
1,8
1,85
1,9
2,1
2,2
2,6
0
Lambda [ ]
Quelle: LVK München 2001
Bild 22: Analyse Zündstrahlmotor MAN 24/30 Einfluß des Einspritzdruckes auf die
Verbrennung im Zündstrahlbetrieb
Bei den Dieselmotoren ist die NOx-Bildung wesentlich auch von dem
Einspritzzeitpunkt (Start der Verbrennung) und von der Temperatur der Ansaugluft
abhängig. Diese Randbedingungen haben auch im Zündstrahlbetrieb großen Einfluß.
Das Bild 23 zeigt dazu die Situation bei dem großen Forschungsmotor der TU
München. Eine verspätete Einleitung der Verbrennung führt zu einer deutlichen NOxReduktion, der Anteil an unverbranntem Methan steigt jedoch an.
2000
Emissionen NOx/HC [ppm]
HC
1500
1000
NOx
500
0
330
340
Einspritzbeginn – [°kW]
350
Quelle: LVK München 2001
Bild 23: Einfluß des Einspritzzeitpunktes auf die NOx und HC Emissionen
Probleme durch die „rußende“ Verbrennung des Zündstrahlmotors
Sinngemäß soll die Energie, die im Biogas enthalten ist, so effizient als möglich
genutzt werden. Die Technologie der Kraft/Wärmekopplung (BHKW) ist daher der
bestmögliche Ansatz, da neben der Produktion von Strom auch die anfallende
Wärme genutzt wird.
Von Diesel-BHKW´s ist bekannt, daß durch den Ruß der Wärmeübergang im
Abhitzekessel gestört wird. Dieser Effekt tritt ebenso auch bei den
Biogaszündstrahlmotoren auf. Das Bild 24 zeigt dazu die Temperaturverläufe der
Abgastemperatur nach dem Abhitzekessel eines Zündstrahlaggregates im Vergleich
zu einem Biogasottomotor. Nach einer Betriebszeit von 1000 Stunden ist die
Abgastemperatur bei dem Zündstrahlmotor um 120 °C angestiegen, der Biogasmotor
hat ebenso einen kleinen Anstieg (20 °C durch an den Rohren anhaftende Aschen).
Um nicht einen zu großen Wärmeverlust bei dem Zündstrahlaggregat in Kauf
nehmen zu müssen, sollte der Abhitzekessel daher in relativ kurzen Abständen
gereinigt werden.
T [°C]
Dieselzündstrahlmotor
(Wärmeübergang durch
Ruß reduziert)
220
180
Otto Gasmotor
140
"
"
100
0
200
400
600
800
1000
Laufzeit [h]
Bild 24: Wärmerückgewinnung aus dem Abgas
Weitere durch die Rußemission des Zündstrahlmotors ausgelöste
Probleme
Wie bereits berichtet emitiert der Zündstrahlmotor auch bei bestmöglicher Einstellung
Ruß. Je nach Gasmengenanfall und Gasqualität können die Rußemissionen von
dem Bestwert aus ansteigen. Je nach Aufstellungsart und Anordnung der Luftfilter
können dadurch entsprechende Probleme verursacht werden. Das Bild 25 zeigt dazu
einen Luftfilter eines Motors, der durch den emitierten Ruß hoch belastet wird. Für
den Zündstrahlmotor bedeutet diese Beeinträchtigung einen kleineren Luftdurchsatz
und eine daraus folgende Anfettung des Gemisches mit zusätzlich höheren NOxund Rußemissionen.
Bild 25: Rußprobleme an einem Luftfilter
Dieser Effekt wird durch ein bei dem Nfz. Dieselmotoren verwendetes Schiebestück
(Bild 26) in der Abgasleitung vor dem Turbolader verursacht. Die Abdichtung gegen
den Abgasdruck erfolgt über Kolbenringe oder einen Pressring. Diese Abdichtungsart
ist nicht gasdicht und im Fall der Zündstrahltechnik meist die Hauptursache der
Verschmutzung von Gebäuden und diversen im Raum verbauten Bauteilen.
Bild 26: Typische Leckagestelle bei Nfz. Motoren
Probleme im Ölhaushalt durch den Betrieb mit H2S-reichem Biogas
Bei dem Klärprozess von Biomasse entstehen abhängig vom Rohstoff auch S-haltige
Spurengase (wie z.B. H2S). Bei der Verbrennung entstehen dann Zwischenprodukte
(SO2, SO3) die vom Motoröl neutralisiert werden. Als Kenngrößen des Ölzustandes
werden die TAN (Total Acid Number) bzw. die TBN (Total Base Number) verwendet.
Das Bild 27 zeigt dazu den Abfall der TBN (Total Base Number) bzw. den
gleichzeitigen Anstieg der TAN wie es in der Praxis bei Biogasanlagen vorkommt. Je
nach dem Gehalt von H2S im Biogas ergeben sich gemeinsam mit der vorhandenen
Ölmenge maximal mögliche Laufzeiten, bevor das Öl gewechselt werden muß. Bei
einem Überschreiten des erlaubten Wertes der TAN von 80 % der noch vorhandenen
TBN wirkt das Motoröl als Säure und beginnt, diverse Bauteile aufzulösen.
Besonders kritisch sind Cu-haltige Werkstoffe, wie z.B. die Pleuelbüchse (Bild 28).
Insbesonders bei kleinen Biogasanlagen ist daher der Kostenfaktor der Ölanalytik
nicht zu unterschätzen und kann die Wirtschaftlichkeit nachhaltig beeinflussen.
TAN, TBN [mgKOH/g]
10
TBN
8
6
4
TAN
2
0
Betriebsstunden [h]
Bild 27: Situation der TBN und der TAN bei Sauergasen
Bild 28: Säureangriff auf ein Lager
Brennstoffzellen
Die Proponenten der Brennstoffzellen aller bekannten Typen haben den Markt der
dezentralen Strom- und Wärmeproduktion erkannt und versuchen, ebenso an
diesem Markt teilzuhaben. Grundsätzlich können die Brennstoffzellen in zwei
Basistypen eingeteilt werden. Es sind dies die Niedertemperatur- bzw. die
Hochtemperaturtypen. Die Tabelle 1 zeigt dazu die verschiedenen derzeit bekannten
Typen. Alle Brennstoffzellen im Niedertemperaturbereich benötigen im Fall von nicht
vorhandenem Wasserstoff einen vorgeschalteten Reformer, um den erforderlichen
Wasserstoff zu erzeugen. Die Hochtemperaturbrennstoffzellentypen können z.B. das
Erdgas direkt im Stack reformieren und haben daher ein hohes Wirkungsgradpotenzial (siehe Tabelle 1).
Fuel Cell
Types
AFC
PAFC
PEMFC
MCFC
SOFC
Alkaline
Fuel Cell
Phosphoric
Acid Fuel
Cell
200 - 220° C
Proton-Exchange
Membrane Fuel
Cell
60 - 20° C
Molten
Carbonate
Fuel Cell
600 - 650° C
40 %
> 40% H2-fuel
> 60 %
(expected)
Solide
Oxide Fuel
Cell
800 1000°C
70% (exp.)
fast
slow
slow
fast
quick
quick
Operation
< 100° C
Temperature
Efficiency
> 70 %
Start Up
slow
40 %
> 40% H2fuel
slow
Load
Changing
slow
quick
Tabelle 1: Grundtypen der Brennstoffzellen
Für den Bereich der BHKW's muß daher der für ein Projekt vorgesehene
Brennstoffzellentyp genau analysiert werden, ob diese Technologie überhaupt Sinn
macht oder ob es sich nur um einen Nachweis einer Darstellung eines
Anwendungsfalles handelt. Dies gilt speziell auch für den vorgesehenen Typ des zu
nutzenden Gases. Dazu gibt es aus Sicht des Motorherstellers mehrere wichtige
Vergleichsargumente:
1. Vergleich spezifischer Kosten (Bild 29):
Am Markt gibt es derzeit nur eine verfügbare (kommerzielle) Brennstoffzelle des
Types PAFC von Firma Onsi. Die spezifischen Kosten dieses
Brennstoffzellentyps sind etwa 10 mal so groß wie von vergleichbaren
Gasmotoren (Vergleich Gesamtsystem). D.h., für eine marktfähige Umsetzung
müßte eine Förderung von 90% ausgesprochen werden, um mit einem Gasmotor
konkurrieren zu können. Andere Brennstoffzellentypen befinden sich erst im
Laborstadium und sind für kommerzielle Anlagen derzeit nicht verfügbar.
2. Vergleich spezifisches Gewicht (Bild 29):
Das spezifische Gewicht einer Brennstoffzelleneinheit (z.B.für Biogas) liegt
ebenfalls weit über dem der Gasmotoreneinheit, so daß deutlich höhere
Sekundärkosten für Fundamentierung, Transport und Sonstiges angesetzt
werden müssen. Im Vergleich beträgt das spezifische Gewicht etwa 7 mal soviel
wie das des Ottomotors.
spec. weight
[kg/kWel]
120
spec. costs
[DM/kWel ]
12000
11.000
10000
100
90
8000
80
6000
60
4000
1.200
2000
0
13
specific costs
PAFC
bio gas 200kW
ONSI
spezific weight
gas engine
bio gas 200kW
PAFC
bio gas 200kW
ONSI
40
20
0
gas engine
bio gas 200kW
source: faircolon – sewage gas FC – Köln Rodenkirchen
Bild 29: Vergleich von spez. Gewicht und spez. Kosten
Das DOE hat anläßlich der Brennstoffzellen Tagung in Graz auch einige Zahlen für
den PEM Typ veröffentlicht. Das Bild 30 zeigt dazu die Kostensituation mit dem
Ansatz einer für die Fahrzeuge angenommenen Massenherstellung der PEMFC.
costs [$/kW]
300
PEM actual
250
200
PEM - DOE targets
150
100
gasoline engine
50
0
2000
2000
2004
2008
source: DOE 2001 Argon National Laboratory
Bild 30: Kostensituation der PEM im Vergleich zum Ottomotor
Die Herstellkosten würden demnach 300 US$/kW betragen, die derzeit im
Labormaßstab hergestellten PEM´s kosten noch das Mehrfache. Als Vergleich dazu
die Kosten eines in den USA gefertigten Gasoline Motors mit knapp 30 US$/kW.
Durch Überleitung zukünftiger Entwicklungsergebnisse geht der Verfasser von
Kosten um 45 US$/kW im Jahr 2008 aus, also noch immer deutlich teurer als das
konventionelle Triebwerk.
3 Lebensdauerverhalten (Bild 31):
Die bisherigen Erfahrungen der Verwendung von Brennstoffzellen des Typs
PAFC haben gezeigt, daß sich die guten Wirkungsgrade von anfänglich 40 %
über der Laufzeit deutlich verschlechtern. So sind Wirkungsgradeinbußen bis
30.000 Stunden von 10 %-Punkten bekannt (ηel.), damit ist dieser
Brennstoffzellentyp einem Gasmotor entsprechend unterlegen, der nach einem
Wirkungsgradgewinn (Einlaufverhalten) zum Beginn auf einem konstanten Niveau
bleibt.
η el. [%]
45
J316 GS
40
35
ONSI FC25A Darmstadt-Eberstadt
ONSI FC25A with
Groningen
NG
30
25
0
5
10
running hours in 1000h
15
20
source: VDI 1195
Bild 31: Wirkungsgradvergleich PAFC System/Gasmotor
4 Instationärverhalten (für Inselbetriebsnetze):
Alle bekannten Brennstoffzellentypen (das gilt für Niedertemperatur- und
Hochtemperatur-Brennstoffzellen) haben im Vergleich zu den
Verbrennungsmotoren im besten Fall ein sogenanntes "zügiges"
Lastaufnahmeverhalten. Motoren reagieren hier im Bereich von 40 - 100 msec
auf Laststöße. Je nach Betriebspunkt und eingesetzter Regelungstechnik kann
der Motor auf Lastschwankungen sehr schnell reagieren (Teillast). Nur bei der
Verfügbarkeit von reinem Wasserstoff ist im Fall dem PEMFC eine unmittelbare
Reaktion auf Laststöße möglich und hängt dann primär von der Peripherie der
Brennstoffzelle ab.
5 Empfindlichkeit der Brennstoffzellen aufgrund diverser mit dem Kraftstoff
mitgeführter Schadstoffe:
Der Schwefel ist für Brennstoffzellen ein sehr kritisches Element, der die
Lebensdauer von Baukomponenten sowie des "Stacks" nachhaltig beeinflußt.
Das Bild 32 zeigt den Einfluß von Schwefel aus einer militärischen Anwendung
einer PAFC. So muß der Katalysator bei einem typischen Schwefelanteil von
0,3 % (USA) alle 4.000 Stunden erneuert werden, je nach Anteil des zum Stack
kommenden Schwefelanteiles wird ebenso auch die Lebensdauer des Stacks
beeinflußt. Der Wirkungsgradeinfluß durch diverse Vergiftungen ist im Bild 32
nicht angegeben. Im Vergleich dazu werden typische Überholungsarbeiten bei
Gasmotoren nach Laufzeiten von 40.000 Betriebsstunden durchgeführt. Die
grundsätzliche Auslegung beträgt bei Stationärmotoren 80.000 Betriebsstunden.
Genauer wird zu diesem Thema im Punkt Schadstoffe für Brennstoffzellen und
Erfahrungen mit Sondergasen (Holzgas) eingegangen.
[hours]
80000
60000
40000
20000
0
catalyst
in the
1. Qrtl.
reformer
2.stack
Qrtl.
gas 3.
engine
small gas
Qrtl.
4.engine
Qrtl.grand
ouverhole
ouverhole
Bild 32: Lebensdauervergleich PAFC System/Gasmotor
Das Bild 33 zeigt das Teillastverhalten der PAFC von ONSI. Zwischen 50 bis 80 %
Last überschreitet der Wirkungsgrad (el.) den Schwellwert von 40 %, der thermische
Wirkungsgrad liegt zwischen 32 bis knapp über 40 %. Speziell im unteren
Lastbereich sinkt der Anteil an nutzbarer Wärme wegen des sinkenden
Temperaturniveaus.
efficiency [%]
100
fuel efficiency (Σ therm. + el.)
80
60
thermal efficiency
40
20
0
electrical efficiency
0
50
100
150
200
electrical output [kW]
Source: HGC/ONSI
Bild 33: Wirkungsgrad el. und thermisch Teillastverhalten PAFC
Das Teillastverhalten einer PEMFC ist speziell im untersten Lastbereich im Vergleich
zur PAFC als sehr günstig zu bewerten (Bild 34). Diese Eigenschaft öffnet daher für
diesen Typ speziell die Anwendung in Fahrzeugen und hier insbesondere für reinen
H2 als Kraftstoff (NECAR 4). Erforderlich ist für die Zukunft allerdings eine
geschlossene
Wasserstoffversorgungswirtschaft.
Im
Vergleich
zu
den
konventionellen und wesentlich billigeren Motoren ergibt sich bei hohen Lasten kein
Wirkungsgradvorteil der PEMFC.
efficiency [%]
100
fuel processor
80
PEM stack
60
40
system
20
0
0
20
40
60
rated flow [%]
80
100
source: DOE, Argonne Nat. Lab.
Bild 34: Teillastverhalten der PEMFC
6 Bei genauerer Betrachtung des Wirkungsgradverlaufes (el.) über der Last
(Teillastverhalten) ist festzustellen, daß speziell die PAFC nur im mittleren
Lastbereich gegenüber modernen Gasmotoren einen Vorteil hat. Im unteren
Lastbereich (unter 40 % Last) ist das Teillastverhalten schlechter als das eines
optimierten Gasmotors, im Lastbereich unter 30 % sogar schlechter als das eines
Lowcost-Gasmotors (Bild 35).
7 Sehr ungünstig ist das Analyseergebnis der PAFC im Fall der Gesamtausbeute
(Strom und Wärme) im Teillastfall. Unter 50 % Last sinkt der an sich prinzipiell
bereits schlechtere Gesamtwirkungsgrad der PAFC auf für KWK-Anwendungen
untragbare Ausbeuten. Das Bild 36 zeigt den Vergleich der PAFC mit zwei
verschiedenen Motorkonzepten. So hat die PAFC bei 25 % Last nur mehr eine
Wärmeausbeute von 37,5 % im Vergleich zu 57 % bei den Gasmotoren. Mit
diesem Problem sind alle Niedertemperatur-Brennstoffzellen konfrontiert, da im
Teillastbereich das Temperaturniveau sinkt und die nutzbaren Wärmen
dramatisch reduziert werden. Anbieter von zukünftigen BrennstoffzellenSystemen kompensieren diesen Nachteil durch die Kombination mit Heizgeräten,
um die Gesamtausbeute im Teillastbereich zu verbessern.
50
efficiency [%]
PAFC
40
HEC
J156
30
20
25
45
65
load [%]
Source: HGC/ONSI
Bild 35: Vergleich el. Wirkungsgrad PAFC/Gasmotor
85
100
Das größte Wirkungsgradpotenzial haben die Hochtemperaturbrennstoffzellen
(SOFC und MCFC) sowohl bei konventionellen als auch bei aus Biomasse
gewonnenen Kraftstoffen. Für größere Anlagen im Bereich von 200 bis 300 kW
konnten bereits Wirkungsgrade von knapp 60 % nachgewiesen werden. Für
Kleinstanlagen sieht das Wirkungsgradpotenzial jedoch wegen der parasitischen
Verbraucher (Pumpen usw.) deutlich schlechter aus. So hat z.B. die Sulzer Hexis
1 kW el. Anlage derzeit einen el. Wirkungsgrad von knapp 30 %. Und ist daher dem
Gasmotor aus Sicht des Energieeinsparungspotenziales sowie der CO2 Emissionen
deutlich unterlegen. Das Bild 37 zeigt dazu die aus den Veröffentlichungen
zusammengestellten Ergebnisse.
fuel efficiency [%]
95
HEC
90
85
J156
80
75
PAFC
70
65
60
25
50
75
100
load [%]
Bild 36: Vergleich Gesamtausbeute Strom und Wärme PAFC/Gasmotor
CO2 [kg/kWhel]
primary energy [%]
100
80
100
0.8
74
0.66
60
58
0.5
40
0.4
20
0
gas engine
conventional power
SOFC
JAG
station
Sulzer-Hexis
1MWel.
+ decentralized heat 1kWel.
0
CO2 production
gas engine
SOFC
Bild 37: Vergleich der Primärenergieeinsparung SOFC Gasmotor im Vergleich zu
konv. Kraftwerkstechnik
Wirkungsgradpotenziale bei Gasmotorensystemen/Brennstoffzellen
Sehr oft wird die sogenannte neue Technologie der Brennstoffzellen als am Beginn
der Entwicklung dargestellt. Tatsächlich ist der physikalische Effekt der
Brennstoffzelle rund 50 Jahre älter als der Ottomotor (1838/1839), konnte sich aber
wegen der Verfügbarkeit des notwendigen Kraftstoffes (H2) nicht in Szene setzen.
D.h. es handelt sich um eine Technologie wie viele andere zur Konvertierung von
chem. gebundener Energie in Strom. Die theoretischen Voraussetzungen speziell bei
dem el. Wirkungsgrad sprechen an sich für die Brennstoffzellentechnologie, da es
sich um eine direkte Wandlung ohne den Umweg über einen thermischen Prozess
(Carnot) handelt. Ohne auf weitere Potenziale der BZ Technik einzugehen, zeigt eine
analytische Betrachtung auch weitere Möglichkeiten bei den Otto/Dieselmotoren auf.
In der Leistungsklasse bis 1,5 MW konnte durch die Entwicklung des HEC
Verbrennungsverfahrens
durch
Jenbacher
ein
Meilenstein
eines
Gasmotorwirkungsgrades mit 44 % erreicht werden. Bei Leistungsgrößen über 10
MW hat ein Motorhersteller bereits 48,5 % nachweisen können. Die Spezialisten der
Motorenindustrie gehen heute davon aus, daß bei 50 % etwa der Plafond erreicht
wird. Auch das US Department of Energy geht mit ihrem Technologieprogramm
„ARES“ von diesen Wirkungsgradpotenzialen aus (NOx Level 5 ppm), so daß das
angegebene Potenzial bestimmt nicht als Schutzszenario der Motorenhersteller
abgetan werden kann. In jedem Fall wird zur Zielerreichung noch einiges Geld
investiert werden müssen und Know How zu erarbeiten sein. Schneller könnten bestehende Technologien zur Wirkungsgradsteigerung (elektrisch) eingesetzt werden.
So ist durch einen Kombiprozess mit Dampf ein el. Wirkungsgrad von bereits knapp
50 % darstellbar und das ohne dramatische Verluste auf der „Wärmenutzungsseite“
(typisches Temperaturniveau 70/90 °C). Durch die Anwendung eines ORC
Prozesses lassen sich Wirkungsgrade bis 60 % zumindest theoretisch darstellen.
Dieser Wert bedeutet jedoch mehr oder weniger dann ein Temperaturniveau wie bei
einem Kondensationskraftwerk ohne Wärmeauskopplung. Im Sinn der Erfüllung der
Ziele von Kyoto kann dieser Weg nicht sein, da wir mit den Ressourcen haushalten
sollten. Das Bild 38 zeigt dazu die Verhältnisse in graphischer Form. Die
spezifischen Kosten durch einen „add on process“ erhöhen sich etwa um 40 % im
Fall eines simplen Dampfprozesses (1 MW Anlage) bzw. um 100 % bei einem ORC
Kombiprozess. Aus Sicht des Ingenieurs eine interessante Aufgabe, aus Sicht der
wirtschaftlichen Darstellung bei den vorgegebenen Rahmenbedingungen eine
Katastrophe. D.h. solche Konzepte konnten sich trotz der deutlich besseren
Wirkungsgrade, wie sie bei den BZ Systemen offeriert werden, nicht durchsetzen.
0.7
efficiency
0.602
0.6
0.5
0.4
0.44
0.495
0.37
0.3
0.2
0.1
0
gasoline
engine
gas
engine
gas engine
+steam process
gas engine
+ORC
Bild 38: Wirkungsgradpotenziale bei Kombinationsprozessen mit Motoren
Emissionsreduktion bei Gasmotoren durch die Verwendung von Syngas
Die Kraftstoffkomponente H2 erlaubt durch die sehr gute Zündwilligkeit eine sehr
magere Motoreinstellung. Die Verbrennungstemperaturen können damit so weit
abgesenkt werden, daß keine NOx-Emissionen feststellbar sind. D.h. der Gasmotor
hat bei homogener Gemischbildung das gleiche Potenzial wie die Brennstoffzellen.
Diese Fakten werden auch von der Fa. BMW in Form der H2 Ottomotorenfahrzeuge
genützt.
Muß mit einem Gasmotor ein Zero-Emissionsniveau dargestellt werden, so ist derzeit
ein Mix von H2, CO und Methan erforderlich. In diesem Fall muß ebenso ein
Ausgangskraftstoff reformiert werden. Das aus solch einem Reaktor gewonnene
Gasgemisch wird als Syngas bezeichnet. In diesem Bereich gibt es also Parallelen
zur Brennstoffzelle. Da die motorische Verbrennung zur NOx-freien
Emissionsdarstellung
keinen
reinen
Wasserstoff
benötigt,
sind
die
Wandlungsverluste auch wesentlich kleiner. Je nach verfügbarer Zündanlage bzw.
Brennverfahren reichen H2-Anteile von 10 bis 15 % aus, die Wandlungsverluste
liegen dann bei etwa 4 bis 5 %. Die Zusammenhänge sind dazu im Bild 39
zusammengestellt.
gas composition [Vol.%]
50
conversion losses [%]
CH4
40
10
8
6
30
conversion losses
4
20
H2
10
2
CO
0
0
0
0,05
0,1
air/fuel ratio [ ]
0,15
0,2
Bild 39: Energieverluste der Syngasherstellung zur Darstellung eines Zero NOxGasmotors
Einfluß der Verbrennungsgestaltung auf den Wirkungsgrad
Der Vollständigkeit halber muß auch auf den Einfluß der Dauer des Verbrennungsprozesses eingegangen werden. Speziell bei der Verbrennungsentwicklung für Gasmotoren hat die Jenbacher AG Pionierarbeit geleistet, als
Beispiele sind hier die Verbrennungsentwicklung des HEC Konzeptes sowie das der
großen Baureihe (BR 6) zu nennen. Die Beschleunigung der Verbrennung ist für alle
Kraftstoffe ein auszunutzendes Potenzial. Aus diesem Grund wurde auch das
Verbrennungskonzept des HEC Motors (Baureihe 4) auf die kleineren BR 2 Motoren
„übersiedelt“, der Wirkungsgradgewinn von 3 %-Punkten (bei Biogas) unseres
kleinsten Motors (J 208) auf 39 % ist speziell für Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen
von Biomasseanlagen von Bedeutung. Das Bild 8 zeigt die Wärmebilanz des
wirkungsgradgesteigerten Motors mit 345 kW für Biogasbetrieb. Im Zuge des EEG
(ElWOG in Österreich) werden daher entsprechende Impulse in der Branche zur
Senkung der CO2-Emissionen erwartet.
Die Potenziale der Thermodynamik sind aus Sicht des Motorentwicklers bei dem
Motor J 208 nicht voll ausgeschöpft, derzeit werden an einer Kläranlage bereits die
nächsten Maßnahmen im Feldversuch getestet. Im Bild 40 ist diese noch nicht für die
Serie freigegebene Version gezeigt, zusätzlich ist auch die schrittweise Steigerung
der Wirkungsgrade des betrachteten Motors eingezeichnet. Es konnten somit
innerhalb von 8 Jahren der Wirkungsgrad des Motors von 34,5 auf 41 % angehoben
werden.
45
efficiency [%]
V21 HEC – HCR pilot 2002
40
V21 HEC 2001
35
V21 1997
30
V27 1994
25
20
25
50
75
100
load [%]
Bild 40: Zeitliche Entwicklung der Wirkungsgrade bei dem für Biogase optimierten
Motor J 208
Mikroturbinen
Auch die Mikroturbinen drängen bereits auf den BHKW Markt und wollen auch
Eingang in den Biogas- bzw. Holzgasmarkt finden. Auf den ersten Blick scheint die
Technologie auch ausgereift zu sein, da auf entwickelte Komponenten aus dem
Nutzfahrzeugbereich aufgebaut wird. Speziell bei den kleinen Turbinen sind die
Verlustanteile (Spaltverluste u.a) relativ hoch und daher die Wirkungsgrade im
Vergleich zu den Motoren bescheiden. Um dieses Manko zu kompensieren, besteht
die Möglichkeit einen Rekuperator zur Anwärmung der Verbrennungsluft zu
verwenden. Das Bild 41 zeigt als Beispiel den Wirkungsgradgewinn durch einen
Recuperator bei der Mikroturbine von Capstone.
full load therm. efficiency [%LHV]
30
net power
25
net efficiency
(recuperated)
20
15
net efficiency
(non-recuperated)
10
5
0
-20
source: (Capstone)
0
20
40
60
inlet air temperature [°C]
Bild 41: Wirkungsgradverläufe einer Mikro Turbine mit und ohne Recuperator.
Das Bild 42 zeigt dazu das Fließschema von Luft und Abgasstrom. Der
Wirkungsgradgewinn durch den Rekuperator ist mit ca. 12 % Punkten beachtlich.
Zusätzlich ist das typische Verhalten der Gasturbinen in Abhängigkeit der
Ansaugtemperatur im Bild 41 gezeigt. Die Nennleistung wird bis zu 15 °C gehalten,
danach kommt es zu einer Abminderung, die bei durchaus üblichen 30 °C bereits
eine Minderung bei der Capstone MT von 4 kW beträgt (ca. 13 %). Dieses Verhalten
zeigen prinzipiell alle Turbinen jeder Größe.
exhaust
heat
exchanger
cooling circuit
recuperator
fuel
air
Generator
burn
chamb.
compressor
turbine
Bild 42: Fließschema einer Mikroturbine mit Rekuperator
Aufgeladene moderne Gasmotoren haben das zusätzliche Potential der Auswahl
spezieller Turbolader und anderer Möglichkeiten zum Erhalt der Nennleistung (JAG
Boost Control; Waste Gate u.a.). Als Beispiel ist in Bild 43 das Potenzial eines
anderen Turbolader-Types an dem Gasmotor J 320 gezeigt. So kann bei gleichem
Mitteldruck eine Ansaugtemperatur bis zu 39 °C ohne Minderung der Motorleistung
akzeptiert werden. Der Effekt der Leistungsabminderung durch den Einfluß der
Aufstellungshöhe ist ebenso bei den Mikroturbinen größer als bei den Gasmotoren.
20
BMEP [bar]
18
TPS
16
RR-Serie
14
1.6%/°C
12
10
10
20
30
40
50
temperature [°C]
Bild 43: Leistungsabminderung bei verschiedenen Turboladerkonzepten bei
Gasmotoren
Ein tatsächlicher Vergleich von Wirkungsgraden läßt sich nur dann darstellen, wenn
auf die vorhandenen Drücke im Gasnetz Rücksicht genommen wird. Das Bild 44
zeigt exemplarisch die Situation ebenfalls bei der Capstone Mikro Turbine. Für die
Einleitung des Kraftstoffes in die Brennkammer wird ein Druck von 3,5 bar benötigt,
falls dieses Druckniveau nicht vorhanden ist , muß ein zusätzlicher Verdichter
vorgeschaltet werden. Im Fall eines typischen Gasvordruckes eines
Stadtwerkenetzes bedeutet das dann eine Wirkungsgradminderung von 26 auf
24,3 %. Für Biogase ist die Situation durch den CO2-Anteil im Gas zusätzlich
ungünstiger, hier werden abhängig vom Heizwert dann nur mehr 22 % erreicht. Für
den modernen Gasmotor gibt es keine Einschränkung, die Wirkungsgrade bleiben
innerhalb der Meßgenauigkeit auf gleichem Niveau.
40
efficiency [%]
37.8
35
30
26
24.3
25
22
20
15
10
5
0
natural gas
0.34 bar
3.8 bar
bio gas (16.2 MJ/Nm³)
MT 0.1 bar gas engine 0.1 bar
Bild 44: Vergleich der Wirkungsgrade einer Mikroturbine zu einem Gasmotor bei
unterschiedlichen Gasvordrücken und Gasqualitäten
Für die BHKW Anwendung ist speziell auch der Gesamtwirkungsgrad von
Bedeutung. Bei Gasmotoren wird meist das Temperaturniveau 70/90 °C als
Bezugsmaßstab verwendet. Mit diesem Temperaturniveau läßt sich praktisch bei
allen Anwendungen eine optimale Einbindung in ein Heizsystem verwirklichen. Durch
die Verwendung eines Rekuperators wird bei der Mikrogasturbine das
Abgastemperaturniveau soweit abgesenkt, daß die Wärmeausbeute im Vergleich
zum Gasmotor dramatisch absinkt. Eine genaue Betrachtung von Datenblättern
diverser Mikroturbinenhersteller (Packager) zeigt meist ein Bezugstemperaturniveau
von 60/80 °C, um den doch erheblichen Unterschied zu den Gasmotoren etwas
kleiner aussehen zu lassen. Insbesondere im Teillastbereich ist dieser Effekt sehr
vom Nachteil für die Mikrogasturbine, da das Temperaturniveau für eine Nutzung zu
klein wird (Bild 45). Speziell bei Biogasanlagen zeigt die Erfahrung einen großen
Schwankungsbereich des Gasanfalles (siehe Bilder 4 und 5).
110
fuel efficiency [%]
HEC
90
J156
70
50
30
micro turbine (Capstone)
electrical efficiency (Capstone)
10
25
source: (Capstone)
50
75
100
load [%]
Bild 45: Gesamtwirkungsgrad einer Mikroturbine über der Last
Den vollständigen Vergleich Mikroturbine zu Gasmotoren zeigt das Bild 46. Der
Gasmotor schneidet bei allen die Wirtschaftlichkeit beeinflussenden Größen deutlich
besser ab.
90
efficiency [%]
87
80
72
70
60
50
37
40
30
25
41.8
26
20
10
0
gas engines
J420
J156
70/90°C
Capstone 28kW
<700mbar >3.5 bar
60/90°C
fuel efficiency
gas engine
MT
Bild 46: Vergleich der Wirkungsgrade (el. und Gesamtwirk.) von Mikroturbine und
Gasmotor
Ein eindeutiger Vorteil der Mikrogasturbinen gegenüber den Gasmotoren ist bei den
Emissionen bei Vollast gegeben (Bild 47). Bei ausreichender Gasreinigung von
Biogasen lassen sich die CO-Emissionswerte (mit Mühe) auf ein ähnliches Niveau
bringen. Andernfalls hilft nur eine thermische Abgasnachbehandlung (JAG Cl.Air
System). Bei den NOx-Emissionen besteht bei Biogasen derzeit kein
Verbesserungspotenzial (ausgenommen Gasreforming).
700
NOx/CO [mg/Nm³]
650
600
500
400
300
250
200
100
30
30
0
MT
NOx
gas engine
CO
MT
gas engine
,
Bild 47: Emissionsvergleich Gasmotor zu Mikrogasturbine
Anforderungen an die Gasqualität für Gasmotoren/Brennstoffzellen und
Mikroturbinen
Die Anforderungen an die Gasqualität der der Biomassenutzungsanlage (Anaerob
bzw. Vergasung) nachgeschalteten Verstromungsanlage ist speziell für die
Investitionskostenbetrachtung von entscheidender Bedeutung. Die größten
Erfahrungswerte liegen dabei bei den Gasmotoren mit mehr als 50 Jahren vor. Die
Verdichtung der Ergebnisse bei den Biogasmotoren erfolgte in den letzten 15 Jahren,
so daß die zulässigen Grenzwerte als sehr gut abgesichert zu betrachten sind.
Neben dem Mindestheizwert ist speziell bei Biogas- und Pyrolysegasanlagen auf den
Gradienten der Heizwertänderung sowie auf die Zusammensetzung zu achten. Eine
besondere Bedeutung kommt dabei der laminaren Flammengeschwindigkeit zu
(siehe Bild 17). Ein moderner Gasmotor kann bei entsprechender Regelung und
Gemischbildungseinheit
Unterschiede
bis
zum
40-fachen
der
lam.
Flammengeschwindigkeit ausgleichen (5 cm/sec untere Grenze bzw. 200 cm/sec bei
reinem Wasserstoffbetrieb und kleinen Mitteldrücken). Für Mikroturbinen bzw.
Industriegasturbinen müssen für diese Unterschiede speziell adaptierte Brenner
(soweit darstellbar) verbaut werden. Bei Brennstoffzellen ist dieser Punkt von
untergeordneter Bedeutung und im Fall der Niedertemperaturtypen dann nur eine
den Wirkungsgrad beeinflussende Größe. Das Bild 48 zeigt als Beispiel dazu einen
Gasqualitätsverlauf der Thermoselekt Pilotanlage in Fondodoce (Stand 1996), der
Gasmotor kann in diesem Fall ohne Probleme auf NOx ist konstant regeln. Die
Heizwerte schwankten in dem Betrachtungszeitraum von 6,72 bis 8,49 MJ/Nm³, die
H2-Anteile von 19 bis 38 %. Als Extremwerte wurden 15 bis 52 % H2 während des
6.700 Stunden dauernden Testbetriebes gemessen. Der Motor des Types J 612
konnte unter diesen Randbedingungen ohne Probleme betrieben werden.
100
quantity %]
LHV [MJ/Nm³]
8,49
80
60
8
LHV
6,72
6
CO
40
20
0
15 45
10
4
H2
2
CO2
16 00
16 15
16 30
16 45
0
time
Bild 48: Heizwert-/Gaszusammensetzungsschwankungen im Fall des Pyrolysegases
von Thermoselekt
Bei Gasen aus Bioprozessen (CH4/CO2-Gemische) ist die zeitliche
Qualitätsschwankungsbreite relativ klein, Probleme können bei den Gasmotoren
meist nur bei einem Startvorgang und großen unterschiedlichem CH4-Anteil
auftreten. In diesem Fall haben die Turbinen tendentielle Vorteile. Um einen
Überblick der Qualitätsanforderungen zu haben, wurden die Spezifikationen von
Gasmotoren und Industrieturbinen in der Tabelle 2 gegenübergestellt. Für
Anwendungen von thermisch erzeugten Gasen (z.B. Holzgas) ist klar ersichtlich, daß
die Gasturbinen im Vergleich zu den Gasmotoren wesentlich höhere Anforderungen
haben. Dieser Effekt ist durch sich an der Turbine aufbauende Schichten mit daraus
folgenden Unwuchten begründet. Solche Erscheinungen führen dann in kurzer Zeit
zu Totalzerstörungen der Turbine. In der Vergleichstabelle fehlt das Si als ein sehr
wichtiges Element. Nach den Erfahrungen der Gasmotorenhersteller ist derzeit
speziell diesem Element (Siloxane, Silane u.a.) eine besondere Beachtung zu
schenken. Die Bilder 49 (Zylinderkopfboden eines Deponiegasmotors), 50 (SiO2
Ablagerungen an einem Kolben) und 51 (streifendes Turbinenlaufrad eines
Abgasturboladers) zeigen den realitätsnahen Betrieb, den die betroffenen Motoren
nahezu
schadlos
überstanden
haben.
Keine
Turbine
hätte
diese
Betriebsbedingungen länger überlebt, ein Totalcrash wäre in sehr kurzer Zeit
aufgetreten. Die Si-Verbindungen haben einerseits verschleißerhöhenden Charakter,
andererseits können unter diesen Randbedingungen keine katalytischen
Abgasnachbehandlungssysteme (Oxidationskatalysatoren) verwendet werden.
Designation
Dimens.
Gas Turbine
Gas Engine
°C
150 - 200
40
Alkali-Metals (Na, K)
and salts
mg/Nm3
depends on turbine
( e.g. <3 )
~50
Halogens (HCl)
mg/Nm3
depends on turbine
( e.g. <2 )
100
Compounds of sulphur
mg/Nm3
150
500
Ammonia (NH3)
mg/Nm3
10 - 30
50
HCN
mg/Nm3
1-2
Dust (dmax = 10 µm)
mg/Nm3
10
Temperature
(H2S, COS, CS2)
50
Tabelle 2: Gasqualitätsanforderungen bei Gasmotoren/Turbinen
Bild 49: SiO2 Ablagerungen an einem Zylinderkopfboden eines Deponiegasmotors
Bild 50: SiO2 Ablagerungen an einem Kolben
Bild 51: streifendes Turbinenlaufrad eines Abgasturboladers
Für hoch CO-haltige Gase (z.B. Holzgas) ist der CO-Grenzwert von 650 mg/Nm³ der
TA Luft nicht erreichbar, da prinzipiell jeder Ottomotor einen kleinen Anteil an
unverbranntem Gas emitiert. Verursacht wird dieser Effekt durch die an der
Brennraumwand verlöschende (quenschende) Flamme. Die Größenordnung dieses
Anteiles bewegt sich je nach dem eingestellten Lambda und dem Anteil an von der
Flamme nicht erreichbaren Spalten (Schadräumen) im Bereich von 1 bis 2 %. Die
Größenordnung an CO-Emissionen einer ausgeführten Holzvergasungsanlage
(Harboore DK) ist im Bild 52 gezeigt.
Neueinsteiger bei der Verwendung von Holzgas meinen, daß die erhöhten COEmissionen durch die Ventilüberschneidung beeinflußt werden können. Daß dies
nicht möglich ist, zeigen bereits einfache Analysen auf die hier nicht im Detail
eingegangen werden soll. Bei Jenbacher existieren praktisch von allen bekannten
Anlagen mit CO-haltigen Gasen Emissionsdaten vom Mitbewerb, die von
autorisierten Instituten durchgeführt wurden. Diese Vergleichsmessungen zeigen,
daß die CO-Werte nur durch nachgeschaltete Abgasreinigungsanlagen auf das
erforderliche Niveau gebracht werden können. Eines der kostengünstigsten Systeme
ist der Einsatz eines Oxidationskatalysators. Dieser wird auch bei
Erdgasanwendungen der Gasmotoren verwendet.
emissions [mg/Nm³]
3.5
3
2774
2.5
3000
2500
2
1.5
3500
2000
1.64
1.47
1500
1
1000
500
0.5
500
0
0
lambda
NOX
CO
Bild 52: Motoreinstellung und NOx/CO Rohemissionen der Anlage Harboore/DK
Die Problematik besteht dabei im Wesentlichen in der Empfindlichkeit auf diverse
Katalysatorgifte, die den Kat. bereits nach sehr kurzem Betrieb unwirksam machen
können. Um die Arbeit des Katalysators zu ermöglichen, muß daher das Gas von
den Katalysatorgiften befreit werden. Bisherige Untersuchungen an Klärgas-,
Deponiegas- und Holzgasanlagen zeigen, daß es hier noch große „unbekannte
Punkte“ gibt. Prinzipiell weiß man nicht, welcher Schadstoff wann kommt und wie
weit dieser entfernt werden muß. Bei Klärgasanwendungen haben die Anbieter die
Gasreinigung (Entschwefelung und Aktivkohle) bereits im Griff. Bei Deponiegas und
Holzgas steht die Forschung erst am Anfang.
Das Bild 53 zeigt dazu Ergebnisse von einer Holzgasanlage in der Schweiz
(Pyroforce), wo eine sehr einfache Gasreinigung verwendet wurde. Der im
Zeitraffmodus durchgeführte Test (4 fache zulässge Raumgeschwindigkeit) zeigt die
dramatische Umsetzrateneinbuße. Gleichartige Versuche gibt es auch von 5 anderen
Pilotanlagen, eine davon (Harboore mit Gaswäscher und Elektrofilter) könnte das
vorgegebene Ziel erreichen. Im Gegensatz dazu zeigte eine Testreihe eine starke
Katalysatorvergiftung durch Phosphor, woher dieses Element kam, konnte bis dato
nicht eruiert werden. Daß ein Katalysatoreinsatz technologisch darstellbar ist, zeigen
die Erfahrungen an der Pilotanlage von Thermoselect. In diesem Fall arbeitete die
Gasreinigung ausreichend effizient, den Katalysator in der Funktion zu halten (ca.
6.500 Stunden).
60
conversion rate [%]
40
20
0
0
100
200
300
running hour [Bh]
Bild 53: Deaktivierungserscheinungen am Versuchskatalysator bei Fa. Pyroforce
Generell muß festgestellt werden, daß sich in der Biomasse die Elemente
wiederfinden, wo sie gewachsen sind. D.h. durchgeführte Ascheanalysen,
Kondensatanalysen und Gasanalysen von im Gas gebundenen Elementen zeigen je
nach Herkunft sehr große Unterschiede in der Zusammensetzung. Als Beispiel dazu
sind im Bild 54 die für den Katalysator schädlichen Elemente von reinem
Waldhackgut aus der Region um Emmenbrücke (Schweiz) gezeigt. Von einer
anderen Analyse (Hackgut einer Autobahnmeisterei) sind Bleianteile bis zu 450
mg/kg Asche bekannt. Diese Fakten zeigen die nachhaltige Wirkung der Zumischung
von Bleiverbindungen zum Benzin, die bekannterweise durch den Gesetzgeber
bereits beendet wurden. Speziell die Schwermetalle kommen über Aerosole und
organische Verbindungen via dem Motor zum Katalysator, eine effektive
Abscheidung durch einen Filter ist daher eine Grundvoraussetzung. Bis die Funktion
der
Gasreinigungsanlagen
einen
ausreichenden
Stand
für
eine
Katalysatoranwendung hat, bietet die Jenbacher AG als Problemlösung eine
thermische Nachoxidation auf regenerativer Basis an (CL.AIR). Dieses System
wurde für Deponiegasanwendungen entwickelt und ist eine wartungsfreie Einheit.
300mg Cu/kg
80mg
Ni/kg
360mg Zn/kg
110mg
Cr/kg
100mg
Pb/kg
10mg Cd/kg
Bild 54: Ascheanalyse von reinem Waldhackgut
Im Fall von Eignungstests eines Katalysators an einer Biomassevergasungsanlage
ist es zweckmäßig, Versuche im Bypass mit einem kleinen Katalysator
durchzuführen. Mit dieser Vorgangsweise kann die Tauglichkeit der
Gasreinigungsanlage zumindest für das genutzte Biomassematerial ermittelt werden,
ohne ein großes Finanzrisiko zu tragen. Der Katalysator akkumuliert dann alle
Schadstoffe, die mittels REM Analyse (Bild 55) nachgewiesen werden können. Am
Beispiel des vorher beschriebenen Tests an der Pyroforce-Anlage wurde der
Katalysator durch den Hersteller nochmals mit Hilfe einer XRF Analysis untersucht
und die Massenanteile rechnerisch bestimmt. Das Ergebnis zeigt das Bild 56, im
Wesentlichen ist der Katalysator durch das Zn, Pb und das Element K (bildet
gemeinsam mit Ca eine glasige Beschichtung) deaktiviert worden. Eine Entfernung
dieses Belages von der Katalysatoroberfläche ist nicht möglich.
counts
O
Zn
Al
S
K
Fe
C
Cr
Fe
Si P
K
Ca
Cr
Fe
Zn
Zn
0
2
4
6
8
energie [keV]
10
Bild 55: REM Analyse der Katalysatoroberfläche
12
20
weight [%]
18
15
10
5,6
6,6
5,4
5
0
Zn
source: JM - XRF
K
Pb
0,8
0,7
0,7
Ca
Si
P
S
deposits
Bild 56: Durch eine XRF Analyse ermittelte Massenanteile an der
Katalysatoroberfläche
Speziell bei Biogasen aus Anaerobprozessen muß auf die S-Verbindungen geachtet
werden, wie die Tabelle 2 zeigt, haben die verschiedenen Konzepte auch
unterschiedliche Anforderungen an das Gas. Die Verbrennung (egal ob Motor oder
Turbine) oxidiert den Schwefel zu SO2, der durch den Restsauerstoff und
katalytische Effekte im Abgasstrom zu SO3, SO4 nachoxidiert wird. Durch die
gleichzeitige Anwesenheit von anderen Elementen werden sogenannte Sulfataschen
gebildet, die sich bei Taupunktunterschreitungen im Abhitzekessel ablagern und
diesen auch durch einen Säureangriff zerstören können. Das Bild 57 zeigt einen
durch diesen Mechanismus beschädigten Abhitzekessel einer Klärgasanlage mit
überhöhten H2S-Werten im Rohgas.
Bild 57: Sulfatascheablagerungen in einem Abhitzekessel
Bei den Brennstoffzellen sind die zulässigen Grenzwerte von Schadstoffen ca. um
zwei bis drei Zehnerpotenzen kleiner anzusetzen. D.h, die Gasreinigung muß bei
diesem Anwendungsfall perfekt arbeiten, um die Funktion der Brennstoffzelle
aufrecht zu erhalten. Einen Überblick dazu gibt die nachstehende Liste:
CO2
¾ problems only AFC
¾ limit < 50 ppm (in gas/air)
CO
¾ problems for PEMFC
CO < 10 ... 100 ppm
¾ problems for PAFC
CO < 1%
¾ for MCFC, SOFC
no problems
Sulphur
¾ reduction < 1 ppm necessary
Halogenes
¾ reduction < 1 ppm necessary
Siloxanes
¾ reduction < 1 ppm necessary
Oxigen
¾ limitation O2 < 1%
Nitrogen
¾ limitation < 4%
Ammonia (NH3)
¾ reduction < 1 ppm
Grenzwerte von Schadstoffen für Brennstoffzellen
Da bislang noch einige Probleme bei der Gasreinigung bereits noch für die
„gutmütigen“ Gasmotoren bestehen, dürfte einige Entwicklungsarbeit für die Nutzung
der Biomasse (Anaerob- oder thermischer Prozess) bei den Brennstoffzellen
bevorstehen, um diesen den Zugang zur dezentralen KWK-Technik zu ermöglichen.
Die Zukunft wird zeigen, welche Wege (meist auch gemeinsam) zu beschreiten sind,
um die Vorgaben von Kyoto einzuhalten.
Summary
Die Natur schenkt der Menschheit in Form der Biomasse ein nicht unbedeutendes
Potenzial an erneuerbaren Energieträgern. Die Ziele von Kyoto sind nach Ansicht der
Fachleute durchaus erreichbar und bei überlegtem Einsatz der gebotenen
Möglichkeiten auch bereits bei der Kosten/Nutzenbetrachtung kurzfristig sinnvoll
umsetzbar. Biogase aus dem Anaerobprozess werden bei Betrachtung der
Umsetzungszeit anfänglich eine größere Rolle spielen, da keine neuen Technologien
mit entsprechenden Risiken zu überwinden sind. Danach werden erst die Potenziale
der thermischen Verfahren zur Umsetzung kommen. Den „Gaserzeugern“ muß in
jedem Fall ein „Wandler“ nachgeschaltet werden, um den kostbaren Strom zu
produzieren. Der Gasmotor (Ottomotor) ist aus unserer Sicht bereits derzeit hoch
entwickelt und bestens geeignet, die aus der Biomasse gewonnenen Gase zu
verwerten. Die bereits erreichbaren Wirkungsgrade betragen an die 40 % und
weitere Potenziale zeichnen sich bereits ab. Im Vergleich dazu haben die Turbinen
(Mikroturbinen) nur ein sehr eingeschränktes Wirkungsgradpotenzial. Insbesonders
bei den „wirkungsgradoptimierten“ Mikroturbinen mit Rekuperator sieht der
Gesamtwirkungsgrad (elektrisch und thermisch) dieser Systeme sehr begrenzt aus.
Speziell wenn auch Teillastanforderungen gestellt werden, sind die Mikroturbinen
dem Gasmotor weit unterlegen. Das Image des Gasmotors wird derzeit auch durch
technologische Exoten (Dieselzündstrahlkonzepte bei kleinen Biogasmotoren)
belastet. Diese tragen seitens des Verbrennungskonzeptes nicht zur Minderung des
„Treibhauseffektes“ bei, da wesentliche Emissionskomponenten (NOx und
unverbranntes Methan) in mehrfacher Größe im Vergleich zum Gasmotor an die
Umwelt abgegeben werden. Auch die Partikelemission dieses Konzeptes hat auf die
energetische Ausbeute der Wärmen nachhaltig negativen Einfluß. Bei den
Brennstoffzellen haben die Hochtemperaturtypen das größte Potenzial, die
Niedertemperaturtypen sind derzeit, die Gesamtwirkungsgrade betreffend, den
Gasmotoren ebenfalls noch unterlegen. Schwere Hürden sind bei allen
Brennstoffzellentypen speziell bei der Gasreinigung zu überwinden, um aus der
Biomasse gewonnene Gase zu verwerten. Gesamt gesehen wird es einen Wettlauf
zwischen allen betrachteten Systemen geben, wobei sich in jedem Fall diverse
Nischen ergeben werden, die das eine oder andere Produkt als zweckmäßigste
Lösung erscheinen lassen.
Literatur
Dr. Günther Herdin
D.I. Michael Wagner
D.I. Friedrich Gruber
D.I. Werner Henkel
The new high efficiency 1,5 MW energy of
Jenbacher
23. CIMAC World Congress in Hamburg,
Mai 2001
Dr. Günther Herdin
Gemischaufbereitung im Gasmotor
Vortrag im Haus der Techik, 13.06.95
Dr. Günther Herdin
D.I. Friedrich Gruber
The Use of H2 -Content Process Gas in Gas
Engines
ASME Spring Conference, Ford Collins in Colorado,
1997
Dr. Günther Herdin
D.I. Michael Wagner
Engine Use of Producer Gas, Experiences and
Requirements
Power Production from Biomass, Espoo Finnland,
1998
D.I. Michael Wagner
Einsatz von Holzgas in Verbrennungsmotoren
Holzgassymposium ETH, Zürich, 20.10.2000
Dr. Günther Herdin
Increasing Gas Engine Efficiency
AEEs annual conference 2000 in Atlanta
Dr. Günther Herdin
D.I. Michael Wagner
Brennstoffzelle (Irr?)-Weg
Vortrag anläßlich des 6. Wiener Expertenforums,
1996
D.I. Michael Zoglauer
Die Erwartungen in Projekte zur Entwicklung und
Demonstration von Brennstoffzellen
VEO Journal 6/2001
D.I. Heinrich Wilk
Brennstoffzellen: Betriebsweisen und
Systemeinbindung aus Sicht eines EVU
VEO Journal 6/2001
D.I. Michael Scheefer
D.I. Zeljko Barisic
Anwendungen mit PEM-Brennstoffzellensystemen
und Erfahrungen mit den ersten 250-kW-PEM
Brennstoffzellen
BHKW in Europa ,VEO Journal 6/2001
Harald Raak, Sulzer Hexis AG
Die Heizung, die auch Strom erzeugt
Sulzer Technical Review 3/2001
Dr.-Ing. Thomas Dreier
Wasserstoff und Methanol - Techniken und
Systeme einer Wasserstoff-Energiewirtschaft
EVN Forum, Maria Enzersdorf, 6. November 2000
Dr. Ing. Manfred Fortnagel
Verbrennungsmotor und Brennstoffzelle Potenziale und Grenzen für den Automobilbau
AVL Motor und Umwelt 2001
Steven Chalk
Vorteile und Herausforderungen von
fortschrittlichen Antriebssystemen, die vom
U.S. Department of Energy gefördert werden
AVL Motor und Umwelt 2001
D.I. Ulrich Langnickel
D.I. Knut Stahl
Einsatz von Klärgas in einer Brennstoffzelle
Gas/Wärme International 3/2001
Karl Schnillen,
Franz-Mation Dübel
Hans-Josef Schiffgens
Franz Pischinger
Nutzung von Biogas in Gaszündstrahlmotoren
MTZ 50 (1989)
Jürgen Neubarth;
Martin Kaltschmitt
Erneuerbare Energien in Österreich
Springer Verlag 2000
Th. Amon
Reduktionspotentiale für klimarelevante
Spurengase durch dezentrale Biomethanisierung in
der Landwirtschaft Schriftenreihe des BMUJF,
Band 26/1998
N.V. Nederland Gasunie
Physical Properties of Natural Gases
reNet-EVN-Studie
Erarbeiten von Entscheidungsgrundlagen
Biomasse-Kraft-Wärme-Kopplung
Kompetenzknoten Wr. Neustadt
Boxer Infodienst
Regenerative Energie Biogas
www.boxer99.de/biogas.htm
Dr. Zeilinger;
G. Zitzler
Entwicklung von Verfahren zur Vorausberechnung
der Brennverläufe von Gasmotoren unter
Berücksichtigung der Gasqualität und
-zusammensetzung
Bericht zur 4. Arbeitskreissitzung, 11/2000 FVV
Dreyer & Bosse
Vertriebsunterlagen für Zündstrahlaggregate
12/2000
MAN Nürnberg
Datenblätter für schwere Dieselmotoren
06/2000
Deutz
Datenblätter für Dieselmotoren
08/2000
Jenbacher AG
Datenblätter für Aggregat J 208
01/2001
Ch. Wörgötter
Behandlung und energ. Verwertung der Bioabfälle
in Salzburg, Vortrag JAG Biogastagung 22/23.03.01
Pertisau
Kontakte
Jenbacher Energiesysteme
D.I. Norbert Hetebrüg
Amselstraße 28, D - 68307 Mannheim
GmbH
Tel.: 0049 - (0)621 77094 12,
Fax: 0049 (0)621 77094 70
E-Mail: norbert.hetebrueg@jenbacher.com
Jenbacher AG.
D.I. Joachim Pott
Vertriebsniederlassung Nord, Alstedder Esch 49
49479 Ibbenbühren
Tel.: 0049 (0)5451 99 63 30,
Fax: 0049 (05451) 99 63 31
E-Mail: j.pott@jenbacher.com
Jenbacher AG
D.I. Schneider Martin
Achenseestraße 1 -3, A - 6200 Jenbach
Tel.: 0043 (0)5244 6002507,
Fax: 0043 (0)5244600 42507
E-Mail: m.schneider@jenbacher.com