B – BRENNSTOFFZELLEN YSTEME · BIOGAS BRENNSTOFFZELLEN SYSTEME – ENERGIEVERSORGUNG DER ZUKUNFT? Hohe elektrische Wirkungsgrade bei verschwindenden Emissionen machen die Brennstoffzelle

BIOGAS – BRENNSTOFFZELLEN SYSTEME

Symposium über den Stand der Entwicklung unddie Perspektiven

15. Mai 2001

Museum Arbeitswelt (MAV),Steyr

Impressum

Herausgeberin: Energieverwertungsagentur (E.V.A.); Verein zur Förderung der sinnvollenVerwertung von Energie (E.V.A.), Otto-Bauer-Gasse 6, A-1060 Wien;Tel. +43 (1) 586 15 24, Fax +43 (1) 586 15 24 - 40;e-Mail: [email protected], Internet: http://www.eva.ac.at

Vertreten durch: Mag. Michael Cerveny

Gesamtleitung: Dr. Günter Simader

Layout: Mag. Reinhard Jellinek

Herstellerin: Energieverwertungsagentur (E.V.A.)

Verlagsort und Herstellungsort: Wien

Nachdruck nur auszugsweise und mit genauer Quellenangabe gestattet. Gedruckt auf chlorfreigebleichtem Papier.

PROGRAMM

Moderation: Dr. Günter R. Simader / E.V.A., Wien

8.45 Begrüßung

Dr. Johann Kastner / Geschäftsführer Profactor, Steyr

Dr. Günter R. Simader / E.V.A., Wien und Dipl.-Ing. Theodor Ziller / bmvit, Wien

Forschungsstrategien der EU im Bereich Umwelt und Energie

Dr. Ingrid Prohaska / BIT, Wien

Neue Entwicklungen im Bereich der Biogaserzeugung - ungenutzte Po-tenziale in der Industrie

Prof. Dr. Rudolf Braun / IFA, Tulln

HEXIS SOFC Brennstoffzelle - Möglichkeit zur Nutzung von Biogas

Dr. Alexander Schuler / Fa. Sulzer, Schweiz

Brennstoffflexibilität bei MCFC: Stand der Technik und aktuelle Entwick-lungen

Dipl.-Phys. Gerhard Huppmann / MTU, Deutschland

EFFECTIVE: EU-Forschungsprojekt zur Systemintegration vonBiogas- undMCFC-Technologie

Dipl.-Ing. Marianne Haberbauer / Profactor, Steyr

12.00 Mittagspause

Moderation: Dr. Ewald Wahlmüller / Profactor, Steyr

13.30 Neue Entwicklungen der Biogasaufbereitung

Dr. Arthur Wellinger / NOVA Energie, Schweiz

Potenziale für kostendeckende Brennstoffpreise aus landwirtschaftlichenBiogasanlagen

Prof. Dr. Thomas Amon / Universität für Bodenkultur, Wien

Anforderungen an Biogas-Brennstoffzellensysteme und deren Perspekti-ven aus der Sicht eines Biogasanlagenbauers

Dipl.-Chem. Markus Ott / Schmack Biogas, Deutschland

Brennstoffzellen: Betriebsweisen und Systemeinbindung aus Sicht einesEVU

Dipl.-Ing. Heinrich Wilk / ENERGIE A, Linz

Biomass fuel cell feeding: anaerobic digestion and direct fermentation

Prof. Dr. Aurelio Ascoli / Universität Mailand, Italien

ca.16.30 Zusammenfassung

ca.17.00 Ende der Veranstaltung

BIOGAS BRENNSTOFFZELLEN SYSTEME – ENERGIEVERSORGUNG

DER ZUKUNFT?

Hohe elektrische Wirkungsgrade bei verschwindenden Emissionen machen dieBrennstoffzelle zur Schlüsseltechnologie zukünftiger Energiesysteme. Brennstoff-zellen könnten zudem den Brückenschlag von fossiler zunachhaltiger Energieer-zeugung auf Basis erneuerbarer Energieträger ermöglichen. Die energetischeNutzung von Biogas weist von allen erneuerbaren Energieträgern das höchstePotenzial zur Reduktion von Treibhausgasemissionen auf und schließt Stoffkreis-läufe bei Verwertung von organischen Abfällen und Reststoffen. Aus der Ver-knüpfung von Brennstoffzellen- und Biogastechnologie entsteht ein neues Ener-gieerzeugungsverfahren mit unvergleichbar hoher Synergie in Richtung nachhal-tiger Ressourcennutzung.

Versorgungssicherheit durch Energieerzeugung in dezentralen Biogas-Brennstoffzellen Systemen, sowie die größere Unabhängigkeit von Energieim-porten ist für Anlagenbetreiber besonders interessant. Für die Branchen der in-dustriellen Agrar- und Nahrungsmittelproduktion und Abfallentsorgung könntendie Systeme eine kostengünstige Möglichkeit zur Verwertung biogener Abfälleund Reststoffe bieten. Der Landwirtschaft könnte diese Technologie ein neuesGeschäftsfeld eröffnen. Die international anerkannte Kompetenz Österreichs imBereich Biomasse / Biogas bietet innovativen Unternehmen die Chance für denEinstieg in die neuen Märkte der sich global etablierenden Brenstoffzellen-Industrie

Ziel der Tagung ist es, den aktuellen Stand, sowie die Zukunftsperspektiven derBiogas-Brennstoffzellen-technologie am Beispiel von Projekten darzustellen undzu diskutieren. Diese Tagung knüpft damit inhaltlich direkt an den von der E.V.A.im Auftrag des bmvit am 30. Jänner 2001 in der Wirtschaftskammer Österreichmit großem Erfolg abgehaltenen Workshop "Brennstoffzellensysteme für Statio-näre Anwendungen" an und beabsichtigt, die erzielten Ergebnisse konsequentweiter zu entwickeln.

ENERGIEVERWERTUNGSAGENTUR

Begrüßung

Dr. Günter R. SimaderE.V.A. - Energieverwertungsagentur

Steyr, 15. Mai 2001

2


Energieträger für dieBrennstoffzellen-Technologie

! Für stationäre Brennstoffzellen-Anlagen wird derzeit vorwiegendErdgas („fuel of choice“) eingesetzt, der über Reformierungs-/Konvertierungseinheiten zu sogenanntem „fossilen Wasserstoff“umgewandelt wird. FTE Aktivitäten zur Verwendung von Kohle warenbis dato nicht erfolgreich (No Future?). Öl weist ähnlichewirtschaftliche Rahmenbedingungen wie Erdgas auf(Liberalisierung?).

! Mittelfristige Szenarien inkludieren• Wasserstoff aus fester/flüssiger Biomasse/Biogas („sogenannten Bio-

Wasserstoff“) (ELWOG, RES-Richtlinie der Europäischen Union).

! Längerfristige Übergangsszenarien• inkludieren sogenannten „solaren Wasserstoff“, der über Energie aus

erneuerbaren Energieträgern wie Wind, PV, Wasserkraft undnachgeschalteten Elektrolyseanlagen erzeugt wird.

3

ENERGIEVERWERTUNGSAGENTURKonnex zum „5th EU FP“: Priorities

! Short-term TargetActions

! Application driven fuel cells

! Bio-electricity

! Sustainable Communities

! Clean Urban Transport

! Eco-buildings

! Gas Power Generation

! Medium to long-termTarget Actions

! Fuel cells & H2

! Bio energy

! Integration of RES and DES

! Cleaner Fuels for transport

! Storage of Energy

! Photovoltaics

4

ENERGIEVERWERTUNGSAGENTURStufen der Biogastechnologie

Substrate Gaserzeugung Gasaufbereitung Gasnutzung

Faulschlamm-aufbereitung und-ausbringung

komprimiertals Treibstoff

ins Gasnetz

Lan

dw

irts

chaf

tE

nts

org

un

g

Selbstbauanlagenbis 100 GVE

Komplettanlagenüber 100 GVE

Methanol

Wärme/Kälte

Prozessgas

Störstoffe:H2S, H2O, CO2, F, Cl, Si

Gas-BHKW,Brennstoffzelle

Ev. Entwässerung,Hygienisierung

5


Einteilung der verschiedenenBrennstoffzellen-Typen

Type Elektrolyt Betriebs-temperatur

Charakteristika Anwendungen

AFCalkalischeBrennstoffzelle

Kalilauge(KOH)

60 – 120 !C Hoher energetischer Wirkungsgrad,Unverträglichkeit gegenüber CO2

Weltraum (space shuttle),Fahrzeuge

PEFCPolymerelektrolyt-membranBrennstoffzelle

Polymer-elektrolyt(H+)

60 – 100 !C Hohe LeistungsdichtenUnverträglichkeit gegenüber CO (<100 ppm)

Fahrzeuge (PKWs, Busse,kleine Spezialfahrzeuge),Mini-BHKWs, BHKWs

PAFCPhosphorsaureBrennstoffzelle

Phosphor-säure (H+)

160 – 200 !C Limitierter energetischerWirkungsgrad, Unverträglichkeitgegenüber CO (< 1,5 Vol.-%)

BHKWs (Fahrzeuge)

MCFCKarbonatschmelzeBrennstoffzelle

Karbonat-schmelzen(CO3

2-)

500 – 650 !C Komplexes BOP,Korrosionsprobleme

BHKWs, industrielleKWK-Anlagen

SOFCOxidkeramischeBrennstoffzelle

KeramischeSchichten(O2-)

800 – 1000 !C Hoher Systemwirkungsgrad, F&E-Aktivitäten zur Absenkung derBetriebstemperatur erforderlich!

Mini-BHKWs, BHKWs,Kombi-Kraftwerke mitGasturbine

DMFCDirekte Methanol-Brennstoffzelle

Polymer-elektrolyt(H*)

60 – 120 !C Hoher Systemwirkungsgrad,Unverträglichkeit gegenüber denOxidationsprodukten anodenseitig

Fahrzeuge

6

ENERGIEVERWERTUNGSAGENTUREntwicklungsstand: FTE Zyklen

RTD Process

R&DPilot plant

Demonst rationproj ects with suppliers

and real users

Disseminationand promotion

to users

Commercial isation to users in competitive

mark ets

Resource andtechnology assessment

! Prototypen - “proof of concept”, Leistungsgröße entspricht noch nicht den kommerziellenAnlagen

" Pilotanlagen - erste Betriebserfahrungen, endgültiges Systemdesign noch nicht fixiert

" Demonstrationsanlagen (“Prä-kommerzielle Anlagen”) - Flottentests zur Erzielung vonBetriebserfahrungen, endgültiges Systemdesign fixiert.

" Kommerzielle Anlagen - optimierten Systeme, welche sich aus den Pilot- undDemonstrationsanlagen herausgebildet haben.

Technischer Status: Brennstoffzelle Mikro-Gasturbine Motor-/Turbine

7

ENERGIEVERWERTUNGSAGENTURProduktlinien für stationäre BZ

! Stationäre Anwendungen• Mikro-/Mini-BHKWs (1 bis 30 kWel Leistung)

– Anwendung: Mehrfamilienhäuser, Gewerbebetriebe, etc.• BHKWs (30 bis 5.000 kWel Leistung)

– Anwendung: Gewerbe, Industrie, öffentlicher Sektor• Kombianlagen aus Brennstoffzellen und

Gasturbinen (5 bis 60 MWel)

– Anwendung: EVU, IPP, Industrie

! Mobile Anwendungen

! Consumer Anwendungen

ResearchEuropean Commission

FP6.ppt7/03/01 - 1

Forschungsstrategien der EU imBereich Umwelt und Energie

Dr. Ingrid ProhaskaBIT, Büro für Internationale Forschungs- und

Technologiekooperation

anläßlich der Tagung:„Biogas - Brennstoffzellen Systeme“

am 15. Mai 2001 in Steyr


FP6.ppt7/03/01 - 2

The framework programme2002-2006


FP6.ppt7/03/01 - 3

European research policy

The European Research Area● Proposed January 2000● Large support at the highest political, scientific and

industrial levels● Being implemented

National programmes

« Open Coord ina tion »

Framework programme European

organisations


FP6.ppt7/03/01 - 4

1,8

2,0

2,2

2,4

2,6

2,8

3,0

3,2

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Research: an increasing gapJapan: 3.1

USA: 2.7

EU-15: 1.8

Tota l expend iture on R&D, % of GDP

3 - Research


FP6.ppt7/03/01 - 5

The EU’s budget

43,2% 32,7%

3,9%4,9%15,3%

CAPStructural FundsRTDAdministrationOther

2001

Total value of commitments:EUR 96.239 billion

��

��

��

=��

1- Institutions


FP6.ppt7/03/01 - 6

3,275,36

6,6

13,1214,96

17,5

02468

101214161820

1984-1987 1987-1991 1990-1994 1994-1998 1998-2002 2002-2006

€ Billion

Budgets of the EU frameworkprogrammes


FP6.ppt7/03/01 - 7

Framework programme2002-2006

● Commission’s proposal: 21 February 2001● Financial instrument for implementing the

European Research Area (ERA)

● Proposed budget: EUR 17,5 billion● + 17% compared with the Fifth framework

programme budget● = 3,9% of the EU’s budget (2001)● = ~ 6% of the EU’s public (civilian) research

budget

Some figures:


FP6.ppt7/03/01 - 8

Budget of the framework programme2002-2006

02468

1012141618

2002-2006 1998-2002

Real increaseInflation

Inc rease (%)c ompared with p revious framework programme

Rationale:● Maintain economic weight of European investment in

research / real growth of European economy● Financial perspectives● Nominal increase: 17% - real: 8,8%


FP6.ppt7/03/01 - 9


Activities Budget (EUR billion)

1. European Community 16,270

2. Euratom 1,230

Total 17,500


FP6.ppt7/03/01 - 10

7 challenges forEuropean research

● Concentration ⇔⇔⇔⇔ limited set of priorities● Current priorities ⇔⇔⇔⇔ future needs● Top-down ⇔⇔⇔⇔ bottom-up● Basic research ⇔⇔⇔⇔ applied research● Industrial competitiveness ⇔⇔⇔⇔ other EU policies● Well established centres ⇔⇔⇔⇔ new and emerging

teams● Management efficiency ⇔⇔⇔⇔ European dimension

Find a fair balance :


FP6.ppt7/03/01 - 12


I. “Integrating research”(Block 1)

Budget (EURmillions)

1. Genomics and biotechnology for health 2.0002. Information Society technologies 3.6003. Nanotechnologies, intelligent materials, new

production processes1.300

4. Aeronautics and space 1.0005. Food safety and health risks 6006. Sustainable development and global change 1.7007. Citizens and governance in the European

knowledge-based society225

8. Anticipating the EU’s scientific and technologicalneeds *

2.345

Total 12.770* including EUR 715 million for direct activities (Joint Research Centre).


FP6.ppt7/03/01 - 22


II. “Structuring the ERA” (Block 2)

Budget (EURmillion)

1. Research and innovation 3002. Human resources and mobility 1,8003. Research infrastructures 9004. Science and society 50

Total 3,050


FP6.ppt7/03/01 - 24

SMEs

● General activities➨ At least 15% of the tota l budget a lloc a ted to SMEs➨ Taking into c onsidera tion spec ific reg iona l ec onomic and

soc ia l situa tions➨ Support for tec hnolog ic a l needs of SMEs

● Specific activities➨ « Co-opera tive researc h »: c arried out by researc h c entres for

SMEs or by high-tec h SMEs in c ollabora tion with researc hc entres and universities

➨ « Collec tive researc h »: c a rried out by researc h c entres forindustria l assoc ia tions or industry g roup ings in entire sec tors ofindustry dominated by SMEs


FP6.ppt7/03/01 - 25


III. “Strengthening thefoundations of the ERA”

(Block 3)

Budget (EURmillion)

1. Support for the coordination ofactivities

400

2. Support for the coherentdevelopment of policies

50

Total 450


FP6.ppt7/03/01 - 26

« Strengthening the foundations of ERA »:2 categories of activities

● Co-ordination of research in Europe ➨➨➨➨ support for:✚ Mutua l opening of na tiona l p rogrammes✚ Networking of researc h ac tivities c onduc ted a t na tiona l and

reg iona l level✚ Ac tivities c arried out in other European c o-opera tion frameworks✚ Joint initia tives of European organisa tions (e. g . CERN, ESA etc )

● Coherent development of research and innovationpolicies in Europe✙ Ana lyses and stud ies (foresight, ind ic a tors etc .)✙ Benc hmarking✙ Mapp ing of exc ellenc e✙ Regula tory and administra tive environment


FP6.ppt7/03/01 - 28

Provisional timetableFebruary 2001 Commission’s proposal

20 April Seminar

May-June 2001 Specific programmes

26 June 2001 Research Council

July-September 2001 (?) First reading at EP

October-December 2001 Common position at Council

March 2002 Second reading at EP

Spring 2002 Conciliation procedure (if necessary)

June 2002 Adoption

October-November 2002 Launch conference

Neue Entwicklungen im Bereich der Biogaserzeugung a.o. Univ. Prof. Dipl.Ing. Dr. Rudolf Braun

Biogas – Brennstoffzellen Systeme 15. Mai 2001

Neue Entwicklungen im Bereich der Biogaserzeugung – UngenutztePotenziale in der Industrie

Abfallwirtschaftliche Rahmenbedingungen

Obschon das österreichische Abfallwirtschaftsgesetz BGBl. Nr. 325/1990 idgF primär eine

stoffliche Verwertung unvermeidbarer Abfälle vorsieht, werden viele organische Abfälle aus

Industrie, Landwirtschaft und Kommunen gegenwärtig nicht wiederverwertet, sondern

vielfach der Verbrennung sowie nach wie vor einer Deponierung zugeführt. Mit dem Erlaß

der Deponieverordnung (BGBl. Nr. 164/1996) werden mittelfristig neue Rahmenbedingungen

für die zukünftige Abfallwirtschaft in Österreich vorgegeben. Demnach muß zu

deponierender Abfall in Hinkunft soweit vorbehandelt werden dass eine weitgehend

reaktionsarme Endlagerung gewährleistet ist. Hierfür ist ein Grenzwert von < 5 % TOC im

Deponiegut vorgesehen. Ausgenommen sind Abfälle nach mechanisch – biologischer

Vorbehandlung, wenn gewährleistet ist, dass ein oberer Heizwert von 6.000 KJ.kg-1 TS

unterschritten wird. Als “Stichtag” für die Umsetzung dieser neuen Bedingungen ist der

1.1.2004 vorgesehen. Damit werden künftig in zunehmendem Ausmaß bislang vorwiegend

deponierte, pastöse, stark wasserhältige Abfälle zur weiteren Verwertung bzw. Behandlung

und Entsorgung anfallen.

Die kostenintensive Verbrennung führt zur Zerstörung der biogenen Inhaltstoffe und belastet

aufgrund der Abgasemission darüber hinaus die Umwelt. Verbrennungsanlagen erfordern

zum wirtschaftlichen Betrieb einen großen Einzugsbereich und verursachen daher auch ein

erhebliches Transportaufkommen. Die Verbrennung stark wasserhältiger Abfälle ist zudem

aus energietechnischer Sicht nicht sinnvoll. Letztlich verhindern Überkapazitäten von

Verbrennungsanlagen oft die Entwicklung sinnvollerer, dezentraler, alternativer Verwertungs-

und Behandlungsanlagen sowie geeignete Vermeidungsmaßnahmen im Zuge von

Produktion und Konsum.

In optimaler Ergänzung sollten daher neben der Bereitstellung notwendiger

Verbrennungskapazitäten für anderweitig nicht mehr nutz- und behandelbare Abfälle in

ausreichendem Maße auch kontrolliert betriebene mechanisch – biologische

Abfallbehandlungsanlagen, sowohl zentral als dezentral, verfügbar sein.



Die Rolle von Biogas

Biogasanlagen

Zur Verwertung bzw. Behandlung der „Biotonne“, die durch die in einigen europäischen

Ländern bereits zwingend vorgeschriebene, getrennte Sammlung biogener Abfälle anfällt,

werden überwiegend Kompostierungs- und vielfach auch eigene, zentrale

Vergärungsanlagen betrieben. In Österreich existieren mit Salzburg-Siggerwiesen, Wels und

Lustenau derzeit nur drei derartige zentrale Vergärungsanlagen für biogene Abfälle mit einer

Gesamtkapazität von etwa 50-60.000 Jahrestonnen Bioabfall (Tab. 1). In Europa,

insbesondere Deutschland, Holland, Belgien und der Schweiz dürften bereits weit über

hundert derartiger Bioabfall – Vergärungsanlagen in Betrieb sein. Nähere Informationen und

Erfahrungsberichte dazu finden sich u.a. bei DeBaere (1999) sowie Wiemer und Kern

(2000).

Tab. 1: Biogasanlagen und deren geschätzte Energieproduktion in Österreich 2000 BIOGAS/Jahr ENERGIE/Jahr

I). ∼ 140 Kommunale Schlammfaulanlagen 110 Mio m3 660 GWh

II). 3 Anaerobe Biomüllbehandlungsanlagen 6,2 Mio m3 37,5 GWh

III). ∼31 Deponiegasanlagen 123 Mio m3 737,4 GWh

IV). ∼25 Industrieabwasserreinigungsanlagen 18,25 Mio m3 109 GWh

V). ∼100 landwirtschaftliche- undCofermentationsanlagen

17,28 Mio m3 103 GWh

TOTAL 274,73 1.646,9

Größter Biogasproduzent in Österreich ist die kommunale Abwasserreinigung, wo in etwa

140 großen Schlammfaultürmen Klärgas zum Antrieb von Generatoren erzeugt wird (Tab. 2).

In etwa 25 anaerob – aeroben Industrieabwasserreinigungsanlagen fällt Biogas bei der

anaeroben Abwasser- Vorbehandlung an. Ebenso wird in etwa 31 großen Mülldeponien

Deponiegas gesammelt. In der Landwirtschaft existieren gegenwärtig ungefähr 100

landwirtschaftliche Biogasanlagen, in welchen vornehmlich Gülle und Mist genutzt werden.

Eine kleinere Anzahl dieser Anlagen übernimmt bis zu 30 % biogener Abfälle zur

Cofermentation, einige wenige landwirtschaftliche Biogasanlagen nutzen pflanzliches

Material bzw. Silage zur zusätzlichen Biogasgewinnung. In Deutschland dürften bereits

annähernd 1000 landwirtschaftliche Biogasanlagen in Betrieb sein, wobei eine zunehmende

Anzahl zusätzlich Cosubstrate vergärt bzw. pflanzliche Rohstoffe sowie Silage zur

Steigerung der Biogasproduktion einsetzt.



Energieproduktion aus Biogas

Energietechnisch betrachtet ist die Rolle von Biogas als erneuerbarer Energieträger

vergleichsweise gering (Tab. 2). Gegenwärtig werden in Österreich aus erneuerbaren

Rohstoffen wie auch aus Wasserkraft jeweils etwa 12-14 % des Gesamtenergiebedarfs

gedeckt. Der Anteil von etwa 26 % erneuerbaren Energiequellen könnte mittelfristig

wesentlich erhöht werden, steht jedoch in Konkurrenz zu billigen Strom-, Erdöl- und

Erdgasimporten.

Neben etwa 60 % Energiebeitrag von Holz und 20 % aus der Verbrennung von Müll,

Ablaugen und Schlämmen trägt Biogas derzeit nur den geringen Prozentsatz von

geschätzten 0,8 % zur Energie aus Biomasse bei. Klär- und Deponiegas zusammen mit

Holzabfällen, Rinde, Hackschnitzeln und Stroh tragen insgesamt weitere 13,8 % zum

Gesamtenergiebedarf bei. Der Rest verteilt sich auf kleinere Mengen Umgebungswärme,

Solarenergie, Geothermie und Energie aus Rapsölmethylester.

Tab 2: Erneuerbare Energieträger in Österreich. Wasserkraft deckt 165 PJ (≈ 14 % desGesamtenergiebedarfs), sonstige erneuerbare Energieträger decken

143 PJ (≈ 12 % des Gesamtenergiebedarfs) Österreichs

Sonstige Erneuerbare Energieträger im Jahre 1995 %

Brennholz 60,3

Müll, Ablauge, Schlämme, 20

Holzabfälle, Rinde, Hackschnitzel, Stroh, Klär- und Deponiegas 13,8

Umgebungswärme 3,7

Solarenergie 1

Biogas 0,8

Rapsölmethylester 0,3

Geothermie 0,1

100



Substrate zur Biogaserzeugung

Anaerobe Stabilisierung organischer Abfälle

Die Methangärung bzw. anaerobe Faulung wurde bereits um die vorige Jahrhundertwende

gezielt zur anaeroben Stabilisierung von Abwässern eingesetzt. Als positiver Begleiteffekt

wird dabei mehr als 90 % des umgesetzten (=abgebauten) organischen Materials in

verwertbares Biogas übergeführt. Es ist jedoch zu beachten, dass infolge vollständiger

Reduktion bei der Faulung neben CH4 und CO2 auch instabile Verbindungen wie NH3 und

H2S entstehen, welche üblicherweise zur Erzielung umweltneutraler Formen wie N2 bzw. S

oder SO4 einer ernergieverbrauchenden aeroben Nachbehandlung (=Belüftung) bedürfen. In

allen Fällen, in denen der neben Biogas anfallende Faulschlamm bzw. das Faulwasser nicht

als Dünger direkt landwirtschaftlich verwertet werden können, muß eine kostenintensive

aerobe Nachreinigung des Faulwassers (=Belüftung) bzw. eine Stabilisierung

(=Kompostierung) des Faulschlammes erfolgen.

Abhängig vom Ausgangsmaterial Abfall ist vor allem die chemische Zusammensetzung bzw.

der Hygienisierungsgrad der Endprodukte Faulschlamm und Faulwasser für deren weitere

Verwertbarkeit als Dünger bzw. für eine erforderliche Nachbehandlung maßgeblich. In den

Bodenschutzgesetzen der Bundesländer bzw. den darauf basierenden

Klärschlammverordnungen sowie den einschlägigen EU Richtlinien EU 3rd draft (2000) sind

Grenzwerte für Schwermetalle, organische Spurenstoffe sowie Viren, pathogene

Mikroorganismen und Parasiten enthalten. Energietechnisch ist zu berücksichtigen, dass

durch die Beschaffenheit des Abfalls bedingte, zusätzlich erforderliche spezifische

Maßnahmen wie thermische Behandlung, Fällung u.a. sehr kostenintensiv sind und die

Wirtschaftlichkeit eines Verwertungs- bzw. Behandlungsverfahrens erheblich beeinflussen

können.

Verfügbare biogene Abfälle

Prinzipiell ist eine große Zahl organischer Nebenprodukte und Abfälle aus Landwirtschaft,

Kommunen und Industrie faulfähig. Die erzielbare Biogasausbeute kann in weiten Bereichen

streuen. In den vergangenen Jahren wurden in eigenen Versuchen am IFA-Tulln eine große

Zahl unterschiedlichster biogener Materialien in Gärtests untersucht, wobei Biogasausbeuten

zwischen 0,2 und 1 m3. kg-1OTSzuges. erzielt wurden (Tab. 3). Bei durchschnittlichen

Verweilzeiten zwischen 12 – 60 Tagen wurden dabei CSB-Abbauwirkungsgrade zwischen 13

– 78 % erreicht.



Tab. 3: In eigenen Labor- und Pilotversuchen am IFA hinsichtlich Faulung charakterisiertebiogene Abfälle

Biogener Abfall Biogas Ausbeute[m3 . kg-1 OTSzugesetzt]

ErforderlicheAufenthaltszeit

[Tage]

CSB Reduktion(%)

Tierhomogenisat sterilisiert 1,14 62 52-76Tierisches Fett 1,00 33 47-56Flotatschlamm 0,69 12 43-78Magen- und Darminhalte 0,68 62 53Tierisches Blut 0,65 34 61Panseninhalt 0,35 62 40Industrieller Klärschlamm 0,30 20Kommunaler Klärschlamm 0,19 17 13Blutplasmaabfall 0,66 - 1,20 43 - 63Eiabfälle der Pharmaindustrie 0,98 40Fermentationsschlempen 0,50 60Speisereste 0,50 33 - 40 58

Überwiegend handelt es sich um organische Abfälle bzw. Nebenprodukte der Agrar- sowie

Nahrungs- und Genußmittelindustrie (Tab. 4). Aber auch Pflanzenreste, Preßrückstände,

Restlaugen und Schlempen der biochemischen- und Pharmaindustrie eigenen sich prinzipiell

gut zur anaeroben Faulung und Biogasgewinnung. Wesentliche Einflußfaktoren sind

• Gehalt an organischer Trockensubstanz (% OTS bezogen auf TS-Gehalt),

• Wassergehalt,

• Nährstoffverhältnis (C:N:P-Gehalt) bzw.

• Schad- und Störstoffgehalt.

Die daraus resultierenden fluiddynamischen und Gärungseigenschaften beeinflussen

wesentlich sowohl die Verfahrenstechnik als auch die Biologie und bestimmen damit den

Vorbehandlungsaufwand, die erzielbare Biogasausbeute bzw. den CSB-Abbau und die

hierzu erforderliche hydraulische Verweilzeit.



Tab. 4: Eigenschaften und Faulverhalten verschiedener zur Cofermentation geeigneter organischer Reststoffe und sonstiger biogener Abfälle

Biogener Abfall Trocken-substanz

TS [%]

Org.Trocken-substanz

[% der TS]

C:NVerhältnis

Biogasaus-beute1)

[m³ * kg-1 OTS]

Verweilzeit[d]

Hinweise und mögliche Probleme Referenzen

Molke 1-5 80-95 n.a. 0,80-0,95 3-10 pH-Absenkung Braun (1982); Thomé-Kozmiensky (1995)

Fermentations-schlempen

1-5 80-95 4-10 0,35-0,55 3-10 Hemmung durch flüchtige Fettsäuren möglich Braun (1982); Thomé-Kozmiensky (1995)

Laub 80 90 30-80 0,10-0,30 8-20 Geringe Gasausbeute bei verholztem Laub;Störstoffgehalt

Braun (1982); Thomé-Kozmiensky (1995)

Obsttrester 45 93 50 0,40 n.b. Kuhn (1995)

Gartenabfälle 60-70 90 100-150 0,20-0,50 8-30 Geringe Gasausbeute bei ligninhältigenMaterialien; Störstoffgehalt

Braun (1982); Thomé-Kozmiensky (1995)

Gras 20-25 90 12-25 0,55 10 Erdreichanwesenheit möglich Braun (1982); Thomé-Kozmiensky (1995)

Fruchtabfälle 15-20 75 35 0,25-0,50 8-20 pH- Absenkung Braun (1982)

Speisereste 5-15 90-95 15-20 0,50-0,60 10-20 Hoher Störstoffanteil durch Knochen undVerpackungsmaterial

Kuhn (1995); Steffen et al(1996)

Flotatschlamm 9-18 95-98 30-60 2) 0,69 12 Störstoffe wie Federn, Verpackungsmaterialu.a. möglich

Braun et al (1996)

Magen- undDarminhalte

15-18 80-84 20-40 2) 0,68 62 Abreibungen durch SandanteilSteffen et al (1996)



Forts. Tab. 4:

Biogener Abfall Trocken-substanz

TS [%]

Org.Trocken-substanz

[% der TS]

C:NVerhältnis

Biogasaus-beute1)

[m³ * kg-1 OTS]

Verweilzeit[d]

Hinweise und mögliche Probleme Referenzen

Panseninhalte 12-16 85-88 40-60 2) 0,35 62 Flotationsneigung, Schwimmschichtbildung Steffen et al (1996)

Eiabfälle 25 92 25 2) 0,97 45 Eierschalen können zu starken Sedimentenführen; Ammoniumbelastung durch hohen

Proteingehalt

Brachtl (2000)

Blutplasma 30-40 95-98 18 2) 1,36 45 Ammoniumbelastung durch hohenProteingehalt

Brachtl (2000)

Fermentations-schlempe

2-5 90-95 3-10 2) 0,85 35 Steffen und Braun(1997)

Destillations-schlempe

2-8 65-85 10-25 0,42 14 Dauber (1993)

Marktabfälle 8-20 75-95 50-60 2) 0,90 30 Vorbehandlung (Zerkleinerung) notwendig;mögliche Störstoffe (Verpackungsmaterialien)

Kuhn (1995); Steffenund Braun (1997)

Biotonne(Suspension)

5,5 66 20 2) 0,40 27 Aufwendige Aufbereitung Steyskal et al (1997)

Biotonne +Klärschlamm (69%) 7-7,5 65 20 2) 0,54 30 Steyskal et al (1997)

1) abhängig von der Verweilzeit; 2) C:N Verhältnis als CSB:N - Verhältnis angegeben; n.a. – nicht analysiert



Verfahrenswahl

Welches Abfall- Behandlungs- bzw. Verwertungsverfahren letztlich zum Einsatz kommt

entscheiden die anfallenden Behandlungskosten. Im Falle der Faulung resultieren die

Behandlungskosten im wesentlichen aus

• Sammlungs-, Transport- und Aufbereitungskosten,

• Betriebskosten bzw. Investitionskosten der Anlage und

• Kosten für Faulwasser- und Schlammbehandlung.

Neben den Investitionskosten für die Anlagenkomponenten können bei vielen Abfällen

insbesonders die Aufbereitungskosten und auch die Kosten für die Nachbehandlung von

Faulschlam und Faulwasser sehr hoch sein. Daher wurde in den vergangenen Jahren in

Industrie- und Gewerbebetrieben in vielen Fällen auf eigene Behandlungsanlagen für

betriebliche organische Abfälle verzichtet und eine kostengünstigere Entsorgung in

verschiedensten, sonstigen zentralen Behandlungsanlagen vorgezogen. Teilweise werden

dadurch organische Abfälle nach wie vor deponiert, teilweise erfolgt vorzugsweise eine

Verbrennung und zum geringeren Teil erfolgt eine Kompostierung. Zahlreiche prinzipiell

anaerob verwertbare organische Abfälle entgehen auf diese Weise einer energetischen

Nutzung zu Biogas. Ebenso wurde auch im Sektor Kommunalkläranlagen, bei den meisten

kleineren Anlagen, oft aus Kostengründen (Investitionskosten), auf die Implementierung

eines Faulturmes zur Klärschlammfaulung verzichtet. In größeren Städten finden sich, mit

Ausnahme der Stadt Wien, dagegen üblicherweise Klärschlammfaulanlagen welche

zwischen 40 bis 100 % des Strombedarfs der Kläranlage decken können (Agis, 2001).

Biotonnenmaterial wird ebenso nur zu einem geringen Teil eine Faulung zugeführt, der

größte Teil wird nach Kompostierung als Bodenverbesserer bzw. im Landschaftsbau

eingesetzt.

Eine verstärkte Nutzung biogener Abfälle zur anaeroben Verwertung wird in absehbarer Zeit

nur über eine Reduktion der Behandlungskosten möglich sein. Insbesonders die Kosten der

Vorbehandlung (Aufbereitung, Störstoffabtrennung) müssen deutlich gesenkt werden um mit

einem Faulverfahren kompetitive Behandlungskosten zu erzielen. In Tabelle 5 ist eine

Auswahl bzw. Bewertung geeigneter organischer Abfälle zusammengestellt, welche teilweise

ohne besonderen Aufwand für Vorbehandlungen, Störstoffabtrennung etc. zur Faulung

geeignet wären. Gegenwärtig wird nur ein geringer Teil dieses Massenstromes auch

tatsächlich einer Faulung zugeführt, da sich Investitionen in oft kleine, eigene, dezentrale

Behandlungsanlagen in Gewerbe- und Industriebetrieben, aus den erwähnten Gründen,

zumeist als unwirtschaftlich erweisen.



Cofermentation

Eine kostengünstige alternative Verwertungsmöglichkeit dezentral anfallender

Industrieabfälle bietet sich in Form einer Mitverwertung in Faultürmen kommunaler

Kläranlagen an. In jüngster Zeit wurde vermehrt über derartige Anlagen in Deutschland,

Dänemark, Italien und Österreich berichtet (Pavan et al, 2000; Schmelz, 2000; Bro, 2000;

Langhans, 2000, Braun, 2001). Die längsten Erfahrungen liegen mit größeren Anlagen in

Dänemark und Schweden vor. Aus energietechnischen Gründen (Biogasgewinnung),

Kostengründen (Investitionskosten) bzw. aufgrund der in absehbarer Zeit wirksam

werdenden Deponieverordnung, werden derartige Verfahren in Zukunft voraussichtlich in

erheblich größeren Umfang zum Einsatz kommen.

In den etwa 140 kommunalen, biologischen Kläranlagen Österreichs welche über Faultürme

verfügen wäre unter der Annahme von 15-30 % freier Faulraumkapazität ein

Faulraumvolumen zwischen 45.000 – 90.000 m3 verfügbar. Dies entspräche eine möglichen

Behandlungskapazität von 45.000 – 90.000 t Abfall (TS) pro Jahr oder einer Biogasmenge

von 18 – 36 Millionen m3 pro Jahr.



Tab. 5: Beurteilung einer Auswahl von zur Faulung in Frage kommendenbiogenen Abfällen

Abfall SNÖNORMS2100

Ohnebesondere

Vorbehandlung

EinfacheVorbehandlung

AufwendigeVorbehandlung

Hefe undhefeähnlicheRückstände

11419 +

Destillationsschlempen

11407 +

Brauereitrub 11411 +Teig 11111 +Rückstände aus derKonservenindustrie

11117 +

Schlamm aus derWeinbereitung

11413 +

Schlamm ausBrennereien

11414 +

Rückstände aus derFruchsaftproduktion

11423 +

Flotatschlamm undFettabscheider

12501 +

Magen- undDarminhalte

13108 +

VerdorbenePflanzenöle

12102 +

Ölsaatenrückstände 12101 +Fette, Frittieröle 12302 +Molke 12502 +Schlamm aus derSpeiseölherstellung

12703 +

Schlamm aus derSpeisefettherstellung

12702 +

Speisereste 91202 +Biogene Abfälle ausder Getrennt-sammlung

91104 +



Literatur

Agis, H (2001): Energieoptimierung in Kläranlagen unter Berücksichtigung der

Faulgasnutzung. Vortrag Tagung Cofermentation in kommunalen Kläranlagen, IFA

Tulln, 30.3.2001

Brachtl, E. (2000): Pilotversuche zur Cofermentation von pharmazeutischen Abfällen mit

Rindergülle. Diplomarbeit. Universität für Bodenkultur, Interuniversitäres

Forschungsinstitut für Agrarbiotechnologie, Abt. Umweltbiotechnologie, 3430-Tulln.

Braun, R. (1982). Biogas - Methangärung organischer Abfallstoffe,

Grundlagen und Anwendungsbeispiele. Springer Verlag, Wien -

New York.

Braun, R.; Steinlechner, K.; Steyskal, F. und Steffen, R. (1996): Endbericht Verwertung

organischer Schlämme in Faultürmen von Kläranlagen. Steiermärkische

Landesregierung, Fachabteilung Ic, 8010 Graz.

Braun, R. (2001): Stand der Technik der Klärschlamm - Cofermentation in Europa. Vortrag

Tagung Cofermentation in kommunalen Kläranlagen, IFA Tulln, 30.3.2001

Bro, B. (2000): Grindsted – Codigestion of Sewage Sludge and Household Waste. Vortrag

Tagung „Kick – off for a Future Development of Biogas Technology“ Eskilstuna,

Schweden 22.-24. Nov. 2000

Dauber, S. (1993): Anaerobtechnik - Handbuch der anaeroben Behandlung von Abwasser

und Schlamm. Springer Verlag; Berlin.

DeBaere, L. (1999): Anaerobic Digestion of Solid Waste: State of the Art. Proceedings of the

II. Int. Symp. On Anaerobic Digestion of Solid Waste, Vol. 1, 290-299; Mata Alvarez, J

(Hrsg.) Dept. Chem. Engg. Marti i Franques 1, Plta.6; E-08028 Barcelona

EU 3rd draft (2000): Working Document on Sludge, EU Kommission Brüssel, 27 April 2000.

Kuhn, E. (1995): Kofermentation. Kuratorium für Technik und Bauwesen in der

Landwirtschaft e.V. (KTBL), Arbeitspapier 219, Darmstadt.

Langhans, G. (2000): Co-Vergärung in der Praxis. Abfall Brief – Magazin zur Abfallpraxis

7(2)7-9

ÖNORM S 2100 (1990): Abfallkatalog. ON Österr. Normungsinstitut 1021 Wien



Pavan, P.; Battistoni, P.; Bolzonella, D.; Innocenti, L.; Traverso, P. und Checchi, F. (2000):

Integration of wastewater and of MSW treatment cycles: From pilot scale to industrial

realisation. The new full scale plant of Treviso. In: Proceedings from the 4th Int.

Symposium on Environmental Biotechnology, Noordwijkerhout, Holland. Hartmans, S.

und Lens, P. (Hrsg.) ISBN 90-6754-594-5

Schmelz, K.G. (2000): Energie aus Abfällen: Co-Vergärung in kommunalen Kläranlagen.

Vortrag Tagung „Kommunale Chance: Energie aus Biomasse“, 25.5.2000 Gießen,

Inst. für kommunale Wirtschaft und Umweltplanung.

Steffen, R.; Steyskal, F. und Braun, R. (1996): Untersuchung der Faulfähigkeit diverser

biogener Abfälle und Nebenprodukte für die Oberösterreichische

Tierkörperverwertungsges.m.b.H. Interner, unveröffentlichter Endbericht über

Laborversuche an OÖ-TKV Regau.

Steffen, R. und Braun, R. (1997): Labor-Batch-Gärversuche mit verschiedenen biogenen

Abfällen und Abwässern. Unveröffentlichte Laboruntersuchungen am

Interuniversitären Forschungsinstitut für Agrarbiotechnologie Tulln.

Steyskal, F.; Loidl, B.; Braun, R.; Szolar, O. und Steffen, R. (1997): Zwischenbericht

Biozentrum Mödling - Projektteil IFA-Tulln. Interuniversitäres Forschungsinstitut für

Agrarbiotechnologie, Tulln.

Thomé-Kozmiensky, K.J. (1995): Biologische Abfallbehandlung. EF-Verlag für Energie- und

Umwelttechnik, Berlin, D.

Wiemer, K. und Kern, M. (2000): Bio- und Restabfallbehandlung IV. Verlag

Witzenhausen Institut für Abfall, Umwelt und Energie GmbH, D-

37213 Witzenhausen

Biogas Steyr /15.5.2001

Symposium Biogas - Brennstoffzellen - Systeme

Sulzer HEXISSOFC System -

Möglichkeitenzur Nutzung von

Biogas

SymposiumBiogas Brennstoffzellen-Systeme

15. Mai 2001Steyr/Österreich


Sulzer HEXIS SOFC System -Demonstrationsprojekt mit Biogas

Das Sulzer HEXIS SOFC System

– Die Vision der Sulzer Hexis AG

– Produktdefinition zusammen mit Energieversorgern

– Kompaktes Vorserienprodukt für Markteintritt 2001

– Erfahrungen mit Feldtestsystemen seit 1998

Demonstrationsprojekt mit Biogas

– Projektplan

– Elektrochemische Zelltests mit Erdgas/CO2 Mischgas

– Brennstoffaufbereitung: Steam Reforming und Catalytic Partial Oxidation

– Integration der HEXIS-Brennstoffzelle in eine Biogasanlage


Die Vision der Sulzer HEXIS AG

• Ein neues Produkt für die Haustechnik

• Markteintritt mit einem seriennahen System

• Strategische Partnerschaften für den Markteintritt

• Expansion in neue Märkte mit der HEXIS Kern-Technologie für neue Anwendungen und Brennstoffe

• HEXIS wird die bevorzugte Marke bei keramischenBrennstoffzellen kleiner Leistung

• Realisierung eines Milliardengeschäfts in dieser Dekade


Die Produktdefinition wurde in enger Zusamnen-arbeit mit Energieversorgern gemacht

Hexis-Systeme

Feedback

Cash

Cash

End user

EnergieVersorger

Energie-Dienstleistung

Marketing

Feedback

DirektesMarketing

Service, Unterhalt(Installateure)


ElectronicModule

Es wurde ein kompaktes Produkt für denMarkteintritt 2001 entwickelt

Water Storage(200 Liter)

1 kWe Stack with Reformer

ElectricalInverter

Aux. Burner(12/16/22 kWth)

Desulphurisation& Water Treatment


Team: 5 TM 15 TM 30 TM 50 TM (=Team Mitglieder)

1991-1993 1994-1996 1997-2000 2001-2003

Die Sulzer HEXIS Produkt Entwicklung basiertauf einer erfolgreichen System F&E Geschichte

ErstesLaborSystem

Erste Feldversuche Feldtest Systeme Produkt für Markteintritt

Meilensteine: Gründung der Sulzer HEXIS AG Start Feldtests (CH/D/J/E/NL) Zertifizierung Prototyp

Start Pilot Produktion

Aktuelle Situation: Übergang vom F&E Team zum Massenhersteller

Inklusive externePartner ca. 100Personen


Die Funktionsmuster werden unter realenBedingungen betrieben (Erdgas, Netzkopplung)

Luft

Abgas

10 kWth Brenner

1kW

e Z

elle

nst

apel

Erd-gas


Es konnten maximale elektrische Wirkungsgrade von40% (LHV) demonstriert werden!

FT 1 - AET Basel, Stack # 4El. Wirkungsgrad Kurven nach 600 h , SCR 2.5

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0 18.0 20.0 22.0 24.0 26.0Strom (A)

El.

Wir

kun

gsg

rad

b

ezo

gen

au

f LH

V (-

)

el. Wirkungsgrad (DC) - 3.9 g/Zelle el. Wirkungsgrad (DC) - 3.5 g/Zelle el. Wirkungsgrad (DC) - 3.0 g/Zelle

el. Wirkungsgrad (DC) - 2.5 g/Zelle el. Wirkungsgrad (DC) - 2.0 g/Zelle


Insgesamt konnten über 65’000 Std. Erfahrungenunter realen Bedingungen gesammelt werden

• Alle Systeme wurden mit Erdgas vom Netz betrieben (kein Wasserstoff)

• Alle Systeme in Europa waren ans elektrische Netz gekoppelt

• Sulzer HEXIS Brennstoffzellen-Systeme produzieren nur ca. 5% der NOx- Emissionen von konventionellen Blockheizkraftwerken

Stand: März 2001

DemonstrationsPartner

InstallationsDatum

Ort BetriebszeitStunden

AUE Basel Oktober 1998 Basel, CH 13‘900EWE Oldenburg November 1998 Oldenburg, D 15‘700Thyssengas November 1998 Duisburg, D 12‘700Tokyo Gas Dezember 1998 Tokyo, J 6‘600Gas de Euskadi Oktober 1999 Bilbao, E 10‘300Gasunie/Shell Mai 2000 Groningen, NL 6‘400TOTAL 65‘600


Sulzer HEXIS SOFC System - Demonstrationsprojekt mit Biogas


# Ein kompaktes System für den Markteintritt 2001 wurde entwickelt

# Sulzer HEXIS wird die bevorzugte Marke für SOFC Stacks & Systemekleiner Leistung weltweit

# Weltweit erfolgreicher Betrieb von Anlagen (insgesamt mehr als 65‘000 h)

# El. Systemwirkungsgrad von temporär 40% und dauerhaft 33% erreicht


– Projektplan

– Elektrochemische Zelltests mit Erdgas/CO2 Mischgas

– Brennstoffaufbereitung: Steam Reforming und Catalytic Partial Oxidation

– Integration der HEXIS-Brennstoffzelle in eine Biogasanlage


Demonstrations-ProjektHEXIS-Biogas System auf Landwirtschaftsbetrieb

Projekt mit Förderung des Bundesamts fürEnergie (CH)

- Vorversuche zu Fuel Processing und Elektrochemie

- Auslegung des Fuel Processors und Bau/Umbau eines Feldtest-Systems für den Betrieb mit Biogas

- Systemtest mit synth. Biogas im HEXIS Labor im Juni/Juli 2001

- Installation und Betrieb des Systems auf der Biogasanlage Chabloz in Lully (CH)

- Demonstration von mind. 1 Jahr Betrieb

- Marktstudie: Marktpotential, Grösse, Preis, ..


Gutes elektrochemisches Verhalten von Brennstoffzellenbetrieben mit Erdgas/CO2 - Gasmischungen

0.50

0.55

0.60

0.65

0.70

0.75

0.80

0.85

0.90

0.95

1.00

0 5 10 15 20 25 30 35

Strom / A

mitt

lere

Zel

lspa

nnun

g / V

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

mitt

lere

Zel

lleis

tung

/ W

70% CH4, 30% CO260%CH4, 40% CO2

50% CH4, 50% CO240% CH4, 60% CO230% CH4, 70% CO2

Referenz für Erdgas:700-750mV bei 20A

El. Wirkungsgrad von ca.30% „unabhängig“ vonGaszusammensetzung

• Zelle zeigt stabilen Betrieb bei hohen CO2-Anteilen im Mischgas

• Leistungsverluste kleiner 5% (relativ) für typisches Biogas


Betrieb eines System-Steam Reformers mitErdgas/CO2-Mischgas bringt hohe Umsatzraten

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5

time [h]

tem

pera

ture

[°C

]m

assf

low

H2O

, CO

2, C

H4

[g/h

]

T inlet

T mid

T outlet

massflow H2O

massflow CO2

massflow CH4

Fuel inlet (LHV): 2'000 WattSteam-Carbon-Ratio: 2CO2 content: 20 .. 40 Vol%

20 Vol% 40 Vol%30 Vol%

CO2 added to natural gas

conversion rate of CH4:94 .. 95 .. 96%

• Standard Steam-Reformer arbeitet auch mit (synth.) Biogas

• CO2 unterstützt die Reformierreaktion um hohe Umsätze zu erzielen

• SCR kann durch die CO2-Reformiereaktionen evtl. reduziert werden


Betrieb eines Catalytic Partial Oxidation (CPO)- Reaktors mit Erdgas / CO2 Mischgas

400

450

500

550

600

650

700

750

800

0 10 20 30 40 50

CO2-Anteil / Vol%

Tem

per

atu

r / °

C

0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1

T_Kat_EintrittT_Kat_AustrittUmsatz

- Luftzahl: 0.27- Vorheiztemperatur des Mischgases: ca. 300°C- Katalysator Engelhard

Catalytic PartialOxidation CPO

- Reaktion von KWmit Luft

- keine Wasserver-sorgung notwendig

- sehr kompakt

• Umsätze von ca. 80% sind für SOFC-Betrieb ausreichend

• Umsätze sinken mit steigendem CO2-Anteil

• höherer Brennstoffmassenstrom sorgt für höhere Temperaturen


Integration eines HEXIS Systemsin die Biogasanlage CHABLOZ in Lully (CH)

biogasplant

biogas:CH4, CO2,H2S, ...ca. 20 mbar

Gülle,Mist, ..

Grünabfälle,Speisereste, ...

FilterH2S, ....

fuelcell

heatexch.

gasanalysis

measurement:CH4, CO2,H2S, (NH3)

treatredbiogas

airexhaust

gas

warmwater

storage

CHP withIC engine

Vorlauf BHKW

Rücklauf BHKW

user

electricalinverter

DCcurrentca. 1 kW

AC current

grid connection

heat 2-4 kW

HeizkreisoderFrischwas -serkühlung

• Filter: 3-stufige Aktivkohlefilter für (1) H2S, (2) NH3, (3) VOCs+Rest

• Kontinuierliche Messung von CH4, CO2, H2S, (NH3)

• Periodisch vollständige Analyse des Biogas




# Ein kompaktes System für den Markteintritt 2001 wurde entwickelt

# Sulzer HEXIS wird die bevorzugte Marke für SOFC Stacks & Systeme kleiner Leistung weltweit

# Weltweit erfolgreicher Betrieb von Anlagen (insgesamt mehr als 65‘000 h)

# El. Systemwirkungsgrad von temporär 40% und dauerhaft 33% erreicht


# Gutes elektrochemisches Verhalten der BZ mit Erdgas/CO2 - Mischgas

# Betrieb der Brennstoffaufbereitung (STR & CPO) mit hohen Umsätzen

# Integration des HEXIS Systems in eine Biogasanlage ist vorbereitet

# Inbetriebnahme des Systems ist für August 2001 geplant



biogas plant with 4 fermentersin batch operation

planned container withHEXIS fuel cell system

Projektpartner

• EREP SABiogasanlagein Lully

• University LausanneGasanalyse

• Herr ChablozLandwirt

Projekt mit Förderung vomSchweizer Bundesamt für Energie

energieschweiz

• Dr. Alexander Schuler• Thomas Zähringer• Daniel Moos• Markus Jenne

1

Biomasseverwertung mit Karbonat-Brennstoffzellen

Das mtu Brennstoffzellen Hot ModuleFRIEDRICHSHAFEN

Biomasse und Brennstoffzelle Präsent 010515 Steyr.ppt, Huppmann; 9/5/2001 NEW TECHNOLOGIES

Stationäre Energiedienstleistungenmit Brennstoffzellen

Gerhard HuppmannLeiter Neue Brennstoffzellen-Produkte und -AnwendungenMTU Motoren- und Turbinen-Union Friedrichshafen GmbH

D - 81663 MünchenTel: +49 89 607 31532Fax: +49 89 607 31509

e-mail: [email protected]

Dezentrale und bedarfsgerechte Darstellung von

•elektrischer Energie•Wärme•Kälte

unter Nutzung von

•Erdgas•vergasten Energieträgern•Sekundärgasen aus Biomasse und Abfall

2




Was ist eine Brennstoffzelle?

Eine Brennstoffzelle ist ein Energiewandler:

Aus der chemisch gebundenen Energie in Form eines brennbaren Gaseswird

• elektrische Energie in Form von Gleichstromund• thermische Energie

gebildet.

Die Energiewandlung geschieht auf elektrochemischem Weg.Sie stellt keinen Kreisprozess dar und unterliegt somit nicht demCarnot-Prinzip und dessen Wirkungsgradbegrenzung.

3




alkalischeBrennstoffzelle

phosphorsaureBrennstoffzelle

Membran-Brennstoffzelle

Karbonat-Brennstoffzelle

Festoxid-Brennstoffzelle

H2

H2O

CO2

O2

H2

H2

H2

H2O

H2O

H2O

H2O

CO2

O2

O2

O2

OH-

H+

CO3--

O--

Umgebungstemperatur

PAFC: 180 °C – 220 °C

PEM: 30 °C – 80 °C

650 °C

ca. 1000 °C

4




Warum MCFC?

Die Karbonatbrennstoffzelle ist die richtige Technik zur elektrochemischen Verstromung von Brenngasen, dennsie erlaubt eine extreme Brennstoffflexibilität

• Gasförmige Kohlenwasserstoffe:

• Erdgas• Spitzenlastgas (Propan-Butan-Zumischungen)• Biogase aus fermentativen Prozessen• Klärgas, Deponiegas, Grubengas• Vergaste flüssige Kohlenwasserstoffe, Benzin, Diesel, Kerosin, etc.

• Synthesegase:

• Kohlegas• Biogase aus thermischen Vergasern• Industrielle Restgase, z. B. aus Raffinerien, chemischen Prozessen

5




Warum MCFC?

Die Karbonatbrennstoffzelle ist die richtige Technik zur elektrochemischen Verstromung üblicher Brenngase, dennsie hat die richtige Arbeitstemperatur

• Die Temperatur ist hoch genug, um zellinternes Reformieren zuermöglichen � einfachere Systeme, bessere Wirkungsgrade

• Sie ist hoch genug für Prozeßwärme und Kombiprozesse �weite Einsatzbereiche, sehr gute Wirkungsgrade in Großanlagen; Lieferung von Prozeßwärme an Biomasse-Vergaser

• Und sie ist niedrig genug, um herkömmliche metallische Werkstoffeverwenden zu können � einfach in großen Zellflächen herstellbar,niedrige Kosten

6




Wirkungsgraderhöhung bei der MCFC durch Internes Reformieren

Reformierreaktion von Methan

CH4 + 2 H2O + thermische Energie � CO2 + 4 H2

Wärme der Brennstoffzellenreaktion

1 Nm3 � 4 Nm3

10 kWh + 2 kWh � 12 kWh

aus „Ab“wärme werden 2 kWh Primärenergie

12 % Wirkungsgradgewinn bei 60 % Brennstoffnutzung

7




Katalysator

CH4 + 2 H2O ---> CO2 + 4 H2

H2 + CO3-- ---> H2O + CO2 + 2 e-

CO2 + 1/2 O2 + 2 e- ---> CO3--

Anode

Matrix mit Elektrolyt

Kathode

CO3--

CH4, H2O

H2O

, CO

2

O2, CO2 Abluft

Reformier-Reaktion

Anoden-Reaktion

Kathoden-Reaktion

2 e-

Prinzip der Karbonat-Brennstoffzelle

8




Fermentatives Biogas (kryophil, mesophil, thermophil):

Biogas oder Klärgas aus der anaeroben Vergärung wässriger Lösungen und Suspensionen:

Zusammensetzung: bis 60 % CO2, bis 70 % CH4, N2, O2, H2S, NOx, NH3, or. Schwefel, Chlor, etc.

Ausgangssubstrat: Gülle, Klärgut, Fette, Öle, „Biomüll“, Speise- und Futterreste, pflanzliche Stoffe, Schlempe, Maische, Kleie, Erntereste, ......

verwandte Gase: Mit Inertgasen verunreinigtes Erdgas, Grubengas, Erölbgleitgase

Biogas aus thermischen Vergasern (Synthesegase):

Vergasungsprodukte aus Pyrolyse, allothermer, autothermer Vergasung, etc.

Zusammensetzung: H2, CO, CO2, N2, O2 in wechselnden Anteilen

Ausganssubstrate: Holz, Papier, Kunststoffe, Pflanzenmaterial, Farben, Lacke, Textilien, Restmüllfraktionen, organische Flüssigkeiten, ...........

verwandte Gase: Industrielle Restgase aus Chemie und Raffinerie

9




Vorteile der Hochtemperatur-Brennstoffzellen bei der Nutzung von Schwachgasen

Schwachgase enthalten neben ihren brennbaren, also Heizwert liefernden Bestandteilen große Anteile inerterGase, also Ballastgase:

• Diese Ballastgase dienen der Brennstoffzelle als Kühlung auf der Anodenseite. Sie ersetzen die adäquate Überschußluft auf der Kathodenseite zur Kühlung. � Reduktion des Leistungsbedarfs der Kühlluft-Gebläse.

• Ballastgase reduzieren die Kinetik der Anodenreaktion nur unwesentlich, da diese Reaktion die wesentlich schnellere der beiden Elektrodenreaktionen ist � Verdünnung des Brenngases durch Ballastgas hat nur unwesentlichen (negativen) Einfluß auf den Brennstoffzellenwirkungsgrad.

• Bei der Karbonat-Brennstoffzelle ist CO2 ein Rektant auf der Kathodenseite. Wenn das Ballastgas CO2 ist, wird dieser Gasanteil die Kathodenreaktion beschleunigen, da diese Reaktion die kinetisch langsamere Elektrodenreaktion ist � marginaler Wirkungsgradgewinn (ca. 2 %-Punkte).

10




Ballastgase in konventionellen Energiewandlern:

• Der Wirkungsgrad konventioneller Energiewandler (Carnot-Prinzip) ist abhängig von der oberen Kreisprozeß-temperatur.

• Inerte Ballastgase müssen somit aufgeheizt werden und verbrauchen dazu einen Teil des eingespeisten Brennwertes.

• Dies führt zu erheblichen Wirkungsgradverlusten bei der Verwendung von Schwachgasen in Kreisprozessen.

• Zusätzlich entstehen bei diskontinuierlichen Prozessen Zündprobleme.

11




Endplatte

Isolierung

Brenngas

Bipolar Platte

AnodeMatrixKathode

Oxidator Gas

Zuganker

Gas Verteiler

12




Hot ModulePeripherie

StromkonditionierungNetzanbindung

Kontrollsystem

Brenngas-aufbereitung

Rohgas

aufbereitetesBrenngas

Abluft, 650 °C

Abl

uft

Wärmenutzung(optional)

InverterInverter

InverterInverter

HotModule

anwendungsabhängig,Baukasten

serienfertigungsgeeignet

450 °C

Biomasse-vergasung

Wärme-export

Brenngas-vorreinigung

Net

zstr

om

Bio

mas

se

Substrat-Austrag

Brennstoffzellen-AnlageBiogas-Anlage

13


NEW TECHNOLOGIES


Biomasse und Brennstoffzelle Präsent 010515 Steyr.ppt, Huppmann; 9/5/2001

Emissionen der Karbonat-Brennstoffzelle:

Keine Schwefelverbindungen, da Einsatzgas entschwefelt werden muß,keine Stickoxide, da Arbeitstemperatur für Nox-Bildung zu gering.

CO2-Einsparung im Vergleich zu konventioneller Technologie

Brennstoffzellenanlage konventionelles Kraftwerkelektrische Leistung kW 300 300Gasverbrauch MWh/a 5250 7519Produktion elektr. Energie MWh/a 2632 2632

Wirkungsgrad elektrisch % 50% 35%

CO2-Produktion t/a 1057 1514

CO2-Einsparung t/a 457in % vom konv. Ausstoß

30%

Bei Betrieb mit biogenen Gasen Null-Emission von CO2

14




Dezentraler Einsatz

� zur Stromerzeugung,� zur Kraft-Wärme-Kopplung,� in Kombination mit thermischen Kühlaggregaten zur Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung.

unter Nutzung von

� Erdgas aus dem Gasnetz,� Sekundärgasen, das sind Brenngase aus dezentralen und regenerativen Quellen,

insbesondere aus Biomasse und Müll:- Gas aus anaerober Fermentation (Biogas, Klärgas, Deponiegas, Grubengas, etc.),- Vergasungsprodukte aus Holz, Papier, Müll, usw.

15




Mittel- und langfristige Benefits des mtu Brennstoffzellen Hot Modules

Sein dezentraler Betrieb ist aus Umweltsicht besonders empfehlenswert wegen

� niedrigster Emissionswerte (NOx, SOx, Organischer Schwefel, Kohlenwasserstoffe, etc.),� höchster Wirkungsgrade, die zu einer Reduktion der Treibhausgasemissionen

führen,� KWK oder KWKK mit einer Brennstoffnutzung bis etwa 85 % bei jährlicher

Nutzungsdauer bis etwa 8000 h,� Vermeidung von Übertragungsverlusten im Netz,� ausgezeichneter Nutzbarkeit erneuerbarer Sekundärenergieträger. Dadurch

Treibhausgas-Rückführung (d. h. Reduktion der Emission auf Null),� Einsparung an Primärenergieträgern für die Nutzung als Rohstoffe,� niedriger Lärmpegel.

16




Mittel- und langfristige Benefits des mtu Brennstoffzellen Hot Modules

Sein dezentraler Einsatz ist aus wirtschaftlicher Sicht besonders empfehlenswert,denn:

� Hoher Wirkungsgrad bewirkt hohe Erlöse,� Hochtemperaturwärme ermöglicht große Flexibilität der thermischen Nutzung,� modularer Aufbau mindert das Investitionsrisiko, � lange Jahreslaufzeiten der KWKK mindern die Amortisationszeit wegen der zeitlichen

Überlappung der Wärme- und Kältebedarfe,� Investment- und Betriebskosten sinken mit beginnender Kommerzialisierung

der Hot Module Technik,� Support durch Energieeinspeisegesetz (in Deutschland)

17




Das mtu Brennstoffzellen Hot Module fördert die Entwicklung der

Vergasungstechnologien von Biomasse und Abfallstoffen durch Ver-fügbarmachen eines geeigneten Energiewandlers zur Stromerzeugung bei Verringerung der Erzeugung überflüssiger thermischer Energie,

Kälteerzeugungstechnologien (Absorptionskältemaschine, Dampfstrahl-kälteerzeuger) hinsichtlich steigender Kältezahl (COP) durch die Nutzung von Hochtemperatur-Wärme.

Im Gegenzug fördert die Entwicklung der Vergaser- und Kühlmaschinen-technologien die umfangreiche Anwendung des mtu Brennstoffzellen Hot Modules, da keine andere effiziente Stromwandlertechnik verfügbar ist.

18




� Ein wirtschaftlicher Schwellenwert der spezifischen Investmentkosten für Hochtemperatur-KWK-Einheiten liegt in günstigen Fällen bei ca. 1.500 €/kW, bezogen auf Anlagengrößen von etwa 1 MW. Große Marktakzeptanz wird bei etwa 1.200 €/kW erreicht.

� Die Vereinfachung der Anlagenperipherie durch das Hot Module Konzept von mtu ermöglicht dasErreichen der genannten spezifischen Kosten bei einem Produktionsvolumen von etwa 10 MW/Jahr.

� Die Zielkosten der Zellkomponenten können dagegen unter dem derzeitigen technischen Status erst bei Produktionsraten von 40 – 50 MW/Jahr erreicht werden.

� Daraus folgt die Notwendigkeit der Kostenreduktion für die Zellkomponenten nicht nur durch Massenproduktion, sondern vor allem durch intelligente technische Vereinfachung.

� Eine Förderung der notwendigen Weiterentwicklungen ist nötig.

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Zu den folgenden beiden Vorträgen haben wir leider keine schriftlichen Beiträge erhalten:

Neue Entwicklungen der Biogasaufbereitung

Dr. Arthur Wellinger / NOVA Energie, Schweiz

Potenziale für kostendeckende Brennstoffpreise aus landwirtschaftlichenBiogasanlagen

Prof. Dr. Thomas Amon / Universität für Bodenkultur, Wien

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Biogas - Brennstoffzellen Systemeaus der Sicht des Biogasanlagen-Herstellers

Steyr, 15. Mai 2001Markus Ott, Schmack Biogas GmbH, Burglengenfeld

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1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Biogas in Deutschland

Anlagenzahl

3

Kennzahlen Biogas-Branche

Einheit 1999 2000geschätzt

2001

Branchenumsatz Mio. DM n.b. 80 430

Beschäftigte Anzahl n.b. 500 2.000

neu installiertejährliche Leistung

kW 50.000 15.000 75.000

DurchschnittlicheAnlagenleistung

kW 50 75 100

Quelle: Fachverband Biogas e.V.

4

� Erneuerbare-Energien-Gesetz EEG-> Vergütung 20 Pf./kWh bis 500 kW el. Leistung

18 Pf./kWh bis 5 MW el. Leistung 17 Pf./kWh darüber-> Vergütungsdauer von jeweils 20 Jahren

� Biomasse-Verordnung-> BHKW: Stützfeuerung aus fossilen Brennstoffen möglich

� Marktanreizprogramm des BMWi-> technologie-neutrale Förderung-> Investitionskostenzuschuß von bis zu 30 %-> keine Prototypen

Politische Rahmenbedingungen in Dtl.

5

�Strom ist das Biogas-Produkt in Deutschland.

�Verwertung erfolgt in BHKW:-> Gas-Otto-Motoren-> Zündstrahl-Diesel-Aggregate

�Der Zündstrahl-Motor wird sich weiter durchsetzen.-> trotz höheren Investitions- und Betriebskosten bessere Wirtschaftlichkeit wegen des Wirkungsgrads

Im Vordergrund steht die Verstromung.

6

Weitere Aspekte für den Anlagen-Hersteller sind:

�Energie-Effizienz: StromWir hoffen auf niedrigere Stromgestehungskosten.

�Energie-Effizienz: WärmeBiogas-Wärme ist selten geldwert.

�Abgas- / EmissionsfrageDie rechtlichen Rahmenbedingungen sind derzeit problematisch.

�Wartungsaufwand BHKWVergleich Kfz: Dienstleistung wird zunehmen.

Einsatz von Brennstoffzellen

7

Stichwort Wärme

BGA S BGA G BGA N

inst. BHKW kWel. 160 kW 210 kW 320 kWStromproduktion kWh el. 1.350.000 1.760.000 2.600.000 Einnahmen aus Strom DM 270.000 352.000 520.000

nutzbare Wärme kWh 1.580.000 2.140.000 3.200.000Einnahmen 8 DPf/kWh 126.400 171.200 256.000im Vergleich zu Strom 47% 49% 49%

�Wärme wird in Biogasanlagen praktisch nicht genutzt.

�Grund ist die niedrige Auskopplungstemperatur.

�Wärme könnte zusätzlich zur Stromproduktion nocheinmal 50 Prozent mehr Einnahmen erbringen.

8

Wärme aus Brennstoffzellen ist attraktiv:

�Mit 400-450 °C ist sie hochwertig.

�Sie ermöglicht neue Wärme-Verbraucher vor Ort.

�Beispiel: Bio-Kraftstoff-Produktion (Methanol, Ethanol)

�Sie ermöglicht neue Formen des Transports von Wärme.

Brennstoffzelle und Wärme

9

Derzeit erscheint die MCFC als besonders attraktiv:

�Das Intertgas CO2 ist Reaktand undverbessert die Kinetik der Umwandlung.

�Die Betriebstemperatur ermöglicht die Auskopplungwertvoller Wärme.

�Brennstoffzelle und Biogas können sich gegenseitigergänzen.

Biogas ist ein Schwachgas.

10

Mittelfristig sind drei zentrale Aufgaben entscheidend für dieBiogas-Technologie:

� effiziente Verstromung (Mikrogasturbine, Brennstoffzelle)

� effiziente und wirtschaftliche Biogas-Aufbereitungin „kleinen“ Modulen (Erschließung neuer Nutzungswege)

� vollständiges Etablieren der biologischen Prozeßführung

Die Schlüssel-Aufgaben der Biogas-Technologie

11

Potential des Biogas-Marktes

Rinder (GV) 75 % 10.700.000Schweine (GV) 60 % 4.960.000Hühner (GV) 60 % 186.000LN (ha) 15 % 17.000.000

Biogas Produktion 24 Mrd m³Wirkungsgrad el. 32 % 50 %El. Energie 45 Mrd kWh 70 Mrd kWhVergleich mit Kernenergie 30 % 50 %

Anzahl BGAInvest-VolumenDauerhafte Arbeitsplätze

120.00040 Mrd EUR

50.000

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Entwicklung der Gasproduktion im Rahmen von Fit for Biogas beistörungsfrei laufenden Biogasanlagen

Biologische Prozeßbetreuung

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Woche

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Meilensteine der Schmack Biogas

1995 Gründung; firmeneigene BGA; Fermenter-Typ EUCO1996 erste BGA in Modulbauweise1997 EZB-Evaluierung für die Bayernwerk AG

Einstieg in die Gasanalytik: SSM 50001998 erstes öff. Projekt: Forschungs-BGA FH Deggendorf

EXPO 2000: BGA Herrmannsdorfer Landwerkstätten1999 Joint Venture in Japan: Cornes-Schmack-Biogas KK

Pilotprojekt: Mobile Container-BGA Amega duplo2000 Pilotprojekt: Gemeinschaft-BGA Ettling

Biotechn. Wartungskonzept „Fit for Biogas“Deutscher Solarpreis 2000

2001 Systemanlage COCCUS Blitz in SchnellbauweiseInvestition im Bereich „Biotechnologie“: zweiter Werkssitz

in Dtld. aktuell ca. 3.700 kW el. in Betrieb oder Bauca. 3.500 kW el. in Planung

Brennstoffzellen: Betriebsweisen und Systemeinbindung Dipl.-Ing. Heinrich Wilk

Biogas – Brennstoffzellen Systeme 15.Mai 2001

„Brennstoffzellen: Betriebsweisen und Systemeinbindung aus Sicht eines EVU“

1) Einleitung

Das Prinzip der Brennstoffzelle hat 1839 derenglische Physiker Sir William Grove entdeckt. Erfand, daß bei der Umkehrung der Elektrolyse eineZelle wie eine Batterie funktioniert und elektrischenStrom abgibt. Voraussetzung ist, daß an denElektroden Sauerstoff und Wasserstoff zugeführtwird. Das Reaktionsprodukt ist Wasser. Darüberhinaus entsteht Wärme.Die erste bedeutende Anwendung findet man 1963in der US-Raumfahrt (Gemini). Auch heute befindensich an Bord des Space-Shuttle sehr effizienteBrennstoffzellen. In Deutschland wurden die erstenBrennstoffzellen von Varta und Siemens entwickelt.Siemens liefert PEM-Brennstoffzellen für deutscheU-Boote.Die bekannteste Anwendung wurde jedoch vonDaimler-Chrysler im Versuchsfahrzeug NECARdemonstriert. Auf der Basis eines A-KlasseMercedes wurden mit PEM-Brennstoffzellen vieleerfolgreiche Testfahrten absolviert. Als Kraftstoffdient Methanol bzw. Flüssigwasserstoff.

2) Stationäre Brennstoffzellenanlagen

Die bisher größte stationäre Anlage hatte eineelektrische Leistung von 11 MW und wurde 1990beim Energieversorger TEPCO in Tokio betrieben(PAFC). Mit stationären BHKW-Anwendungen vonBrennstoffzellen begann 1989 die amerikanischeFirma ONSI Corp.

Bild 2: BZ-Heizgerät, Pel =4,6 kWVaillant, ISH Frankfurt, März 2001

Bild 1: Grove Experiment 1839



ONSI fertigte Phosphorsäure-Brennstoffzellen (PAFC) in einervorkommerziellen Serie. In den letztenJahren wurden weltweit über 200 Stückdieses BHKW-Typs mit 200 kW eingesetzt.Die Anlagen von ONSI USA werden ineinem anschlußfertigen Container geliefert(siehe Bild 3). Erdgas wird zu Wasserstoffreformiert und mit Luftsauerstoff demZellenstapel zugeführt. Die thermischeLeistung beträgt 220 kW Die Wärme wird ineinem Temperaturniveau von bis zu 100 °Causgekoppelt. Die thermischeMaximalleistung erreicht man jedoch nurwenn die Rücklauftemperatur nicht über 30°C steigt.Mit einigen Anlagen dieses Typs wurde eineBetriebsdauer von über 35.000 Stundenerzielt. Der elektrische Wirkungsgrad betruganfänglich 41 % und sank dann auf 30 bis35 % ab. Bild 4 zeigt die fürBrennstoffzellensysteme typischeWirkungsgradkurve. Der Abfall deselektrischen Wirkungsgrades bei Teillast ist durch den Energieaufwand für die Hilfsaggregatebestimmt (Kompressoren für Gas und Luft, Pumpen etc.).

Im Bild 3 ist die ONSI-Anlage abgebildet, die in Nürnberg seit 3 Jahren eine Wohnsiedlungmit 763 Wohnungen mit Grundlastwärme und Strom versorgt. Die Auslegung erfolgte so,daß die Brennstoffzelle auchim Sommer zurWarmwasserbereitung vollausgelastet ist. Im Winterwerden zusätzliche Gaskesselzur Abdeckung der Heizlasteingesetzt.

In Versuchsprojekten werdenONSI-Anlagen mittlerweileauch mit Deponiegas bzw.Klärgas betrieben. DerMethananteil beträgt hier etwa50 %. Zur Gasreinigung mußein erhöhter Aufwand betrieben werden (z.B. Projekt Köln) [3].

Bild 3: Brennstoffzellen-BHKW, ONSI Foto: EWAG Projekt Nürnberg

Bild 4: Wirkungsgrad, PAFC 200 kW, Quelle HGC/ONSI



Siemens wird heuer noch ein BZ-System mit einer elektrischenLeistung von 320 kW an RWEausliefern. Diese Anlage enthältSOFC-Röhrenzellen von Siemens-Westinghouse. Einedruckaufgeladene 1 MW Anlage mitMikrogasturbine ist in Planung(EU/DOE-Projekt: EnBW, EDF,TIWAG).Im Sommer und im Herbst 2000wurden erstmals großeBrennstoffzellenanlagen auf PEM-Basis in Berlin und in Basel (Bild 5)in Betrieb genommen. Dieelektrische Nennleistung beträgt 250kW. Der Lieferant ist Alstom-Ballard. Bisher konnte ein elektrischer Wirkungsgrad vonmaximal 35,1 % erreicht werden. Das Projekt in Berlin wird von der EU gefördert (Partner:BEWAG, EDF, HEW, e.on). Die BZ-Abwärme wird in den Rücklauf des Fernwärmenetzesbeim Heizwerk Treptow eingespeist. Die Anlage in der Schweiz gehört demEnergieversorger Elektra-Birseck-Münchenstein, der das Umfeld von Basel versorgt.

3) Kleinanlagen für Gebäude

Plug-Power USA hat schon vor JahrenVersuchshäuser mit Strom aus PEM-Brennstoffzellen versorgt. Die Wärme wurde dortnicht genutzt. Im Vordergrund stand der Gedankeder dezentralen Stromversorgung. Gemeinsammit Vaillant wird nun ein Brennstoffzellen-Heizgerät für den europäischen Markt entwickelt.Im Jahr 2004 sollen die ersten Geräte inKleinserie verfügbar sein. Bild 2 zeigt einenersten Prototyp (ISH, März 2001).Auch HGC-Hamburg hat mit einemamerikanischen Partner eine Brennstoffzellen-Hausenergiezentrale auf PEM-Basis entwickelt.Die 3 kW Alpha-Units wurden in kleinenStückzahlen an Testkunden verkauft. Diethermische Einbindung erfolgte über den Rücklaufdes Heizsystems. Auf der Hannover Messe imApril 2001 wurde die erste Beta-Unit vorgestellt.

Die Firma Sulzer Hexis AG aus Winterthur hat imMärz 2001 auf der ISH Frankfurt erstmals das

Bild 5: Brennstoffzelle von Alstom-Ballard (250 kW)beim Energieversorger EBM-Basel, Foto: 7.3.2001

Bild 6: SOFC-Gerät von Sulzer Hexis Pel=1kW (Version: März 2001)



neue Brennstoffzellengerät HXS1000 vorgestellt (Bild 6). Der SOFC-Zellenstapel beinhaltetdie keramischen Elektrolytscheiben und Bipolarplatten/Stromsammler aus einerhochwertigen Chromlegierung, die von den Planseewerken in Österreich hergestellt werden.Der Vorteil der SOFC-Technik liegt im geringen Aufwand für die Gasaufbereitung (internesReforming) [4].

4) Integration von Brennstoffzellen in Gebäude

Die Integration von Brennstoffzellen in das Energiesystem von Gebäuden wird als Option fürdie Energiebereitstellung der Zukunft gesehen. Brennstoffzellen eignen sich für diedezentrale Versorgung von Kundenanlagen mit Strom und Wärme. Neben den Bemühungenvieler Firmen BZ-Aggregate im Leistungsbereich von 200 bis 300 kW für Krankenhäuser,Schulen und Wohnblocks zur Serienreife zu bringen, gibt es auch Bestrebungen kleineAnlagen in Kilowattbereich für Wohnhäuser zu erproben (Sulzer Hexis AG, HGC, Vaillant).Die BZ-Anlage muß sowohl mit dem Wärmeverteilsystem des Gebäudes als auch mit demStromnetz zusammenarbeiten können. Als Energielieferant ist in Europa das Erdgasnetzvorgesehen.

Bild 7 zeigt den rechnerisch ermittelten Wärmebedarf eines typischen Einfamilienhausesnach der aktuellen OÖ-Bauordnung (Heizlast 8kW, laut ÖNORM B8135).Der Wärmebedarfbeschränkt sich imSommer auf dieWarmwasserbereitung,wobei der Sommerurlaubnoch nicht berücksichtigtist. Weiters ist zuerwarten, daß in vielenFällen solarthermischeWarmwasserbereitungsanlagen diesen Teilübernehmen.

In Bild 8 ist der saisonale Verlauf des Strombedarfs mehrerer Familien dargestellt. Obwohlder Jahresverbrauch recht verschieden ist, zeigt die relative Darstellung weitgehend ähnlichejahreszeitliche Verläufe.

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Familie A

Familie B

Familie C

Bild 8: Relativer Verlauf des Strombedarfs von 3 Familien in %, ohne elektrische Warmwasserbereitung (OÖ)



Die Wirtschaftlichkeit jeder KWK-Anlage hängt von ihrer Betriebsstundenzahl ab. Ebenso wieGasmotoraggregate werden auch Brennstoffzellenanlagen so ausgelegt, daß siejahresdurchgängig Grundlast liefern können. Bei großen Wohnanlagen ist das leicht zurealisieren, wenn man die BZ-Anlage auf die Warmwasserbereitung auslegt und daherVollastbetrieb möglich ist (ca. 0,5 kWtherm. / Familie). Ein weiterer Faktor ist der Wert desausgekoppelten Stromes.In großen Objekten kann der Strom meist zur Gänze im Haus verbraucht werden. Manvermeidet dann die Kosten für den Netzbezug (ca. 2 ATS/kWh).

Im Folgenden wird davon ausgegangen, daß die Brennstoffzelle, die Gleichstrom erzeugt miteinem Wechselrichter im netzparallelen Betrieb arbeitet. Die Verbraucher im Gebäudewerden direkt versorgt und eventuelle Überschüsse ins Stromnetz gespeist. Übersteigt dieLeistung der Verbraucher die Stromlieferung der Brennstoffzelle so wird Strom aus dem Netzbezogen (Schaltung siehe Bild 9).

Der Wert des vermiedenen Strombezugs hat einen großen Effekt auf die

Wirtschaftlichkeit der Investition. Bei der Einspeisung von Überschußstrom ins

Netz hängt der Tarif vom Zeitpunkt der Lieferung ab:

• Winter Hochtarif 6h bis 22h 1.10. bis 31.3.• Winter Niedertarif 22h bis 6h• Sommer Hochtarif 6h bis 22h 1.4. bis 30.9.• Sommer Niedertarif 22h bis 6h und Samstag 13h bis Montag 6h

Mit der Abwärme aus der Brennstoffzelle kann man die Einsatzzeit des konventionellenKessels reduzieren. Der Wert der Abwärme ist vom Brennstoff für das konventionelleHeizsystem abhängig. Das Verhältnis Gaspreis zu Strompreis ist ein wichtiger Faktor für dieWirtschaftlichkeit. Momentan bewegen sich beide Faktoren in die für KWK-Anlagen

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HeizungWarmwasser

Bild 7: Heizlast Einfamilienhaus in kW, 4 Personen

DC-KonverterWechselrichter

Netzüberwachung

Brennstoff-zellenstapel

12...48 Vdc Netz

DC

DC

DC

AC ENS

Hausverteiler

Bild 9: Integration einer Brennstoffzelle in das elektrische System eines Einfamilienhauses



ungünstigere Richtung. Der Gaspreis steigt mit dem Ölpreis und die Strompreise sinkendurch die Liberalisierung. Beim stromgeführten Betrieb von BZ-Anlagen sollte möglichstüber 8760 Stunden pro Jahr die gesamte Stromproduktion im eigenen Gebäude verbrauchtwerden.

Bild 10 zeigt den Lastgang einer Wohnung. In den Nachtstunden sind nur der Kühlschrank,die Kühltruhe und einige kleinere Stand-By-Verbraucher in Betrieb. Die Leistung pendeltdurch die Thermostate zwischen 50 W und 220 W. Wählt man eine kleine Brennstoffzelle miteiner elektrischen Leistung von 1 kW so sieht man, daß in den Nachstunden und amVormittag ein großer Teil der Stromproduktion nicht im Haus genutzt werden kann. Mankönnte zwar die Brennstoffzelle auf Teillast laufen lassen, doch ist das wegen der div.Hilfsaggregate nicht optimal.

Nach einer Studie der TU-München [1] kann man mit einer 1 kWel. - Brennstoffzelle beimstromgeführten Betrieb etwa87 % des Jahresstrombedarfsund 20 % des Wärmebedarfseines Einfamilienhausesabdecken. Beimwärmegeführten Betriebwerden 55 % des Stroms und34 % der Wärme von der BZgeliefert.

Das Ergebnis einer eigenenSimulationsrechnung wird inBild 11 dargestellt [7]. Es wirderrechnet welcher Teil des Haushaltsstrombedarfs eines Einfamilienhauses mit einer

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Watt

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Bild 10: Strombezug eines 4 Personen Haushalts, 3.900 kWh/Jahr, Wohnung ohne elektrische Warmwasserbereitung (19.1.1994, Wilk)

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BZ-Deckungsgrad

Bild 11: BZ-Deckungsgrad, Simulationsergebnis [7]



Brennstoffzelle abgedecktwerden kann. Die elektrischeNennleistung derBrennstoffzelle wurde von 0 bis5 kW variiert. Der elektrischeLastgang einer vierköpfigenFamilie, gemessen in 15Minuten-Mittelwerten diente alsBasis der Simulation(Jahresverbrauch 3.900 kWh).

Auch diese Rechnung zeigt,daß bereits eine 1 kWBrennstoffzelle 82 % desJahresstrombedarfs einesHaushalts abdecken kann. Wählt man eine größere BZ-Anlage, so wird der Deckungsgradnur noch geringfügig ansteigen. Der Anteil des als Überschuß ins Netz gespeisten BZ-Stromes nimmt jedoch stark zu (Bild 12).

In Bild 12 sieht man wie der Anteil des im eigenen Haus genutzten Stromes aus derBrennstoffzelle mit steigender Systemgröße der BZ-Anlage abnimmt.Beim wärmegeführten Betrieb erreicht man die höchste Zahl an Betriebsstunden wenn diethermische Leistung der Brennstoffzelle auf den Energiebedarf für die Warmwasserbereitungabgestimmt ist. Für diese benötigt man auch im Sommer ca. 0,3 bis 0,5 kW pro Wohnung.Wenn die Brennstoffzellen billiger werden, kann es sinnvoll sein die Anlage im Sommerstillzulegen.

Die Nutzwärme ist bei PEM-Brennstoffzellen nur auf einem relativ niedrigenTemperaturniveau von ca. 70 °C verfügbar. Die Anwendbarkeit wird dadurch auf Gebäudemit Niedertemperatur - Heizsystemen eingeschränkt. Weiters ist es wegen des kompliziertenWasserhaushalts der PEM-Zellen erforderlich, daß die Rücklauftemperatur auf einem

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Nutzung BZ-Strom im HH.

Bild 12: Nutzung des BZ-Stromes im Haus [7]

Brennstoffzellen-Heizgerät PufferspeicherKessel

Bild 13: Schema der thermischen Einbindung, inkl. Pufferspeicher



niedrigen Niveau bleibt (max. 30 °C). Die Versorgung von Fernwärmesystemen ist deshalbmit diesem Typ nicht möglich weil dort die Vorlauftemperaturen 95 bis 130 °C betragenmüssen.

5) Kosten

Derzeit ist es schwer Angabenüber die Kosten bzw. Preisevon Brennstoffzellenaggregatenzu erhalten. Die meistenInformationen beziehen sich aufdie Gesamtprojektkosten vonPilot-Anlagen (Bild 14).

Auf längere Sicht werden sichdie spezifischen Systemkostenvon Brennstoffzellen jenen vonvergleichbaren Technologienannähern müssen wenn sieeine Marktchance haben wollen.

Die Kosten der schon heute üblichen Gasmotor-BHKW´s und Mikrogasturbinen sind alsVergleichstechnologien in Bild 15 dargestellt. Man sieht, daß bei Systemen mit kleinerLeistung die BZ-Kosten höher liegen dürfen, weil auch die konventionellen Vergleichs-technologien spezifisch teurer sind.

Die spezifischen Kosten werdensich entsprechend derLernkurve mit demProduktionsumfang reduzieren.Experten geben einenLernfaktor von 0,8 an. Dasbedeutet, daß bei jederVerdoppelung desProduktionsvolumens dieKosten um 20 % sinkenwerden. Zur Kostenreduktion istes erforderlich inDemonstrationsprogrammen eingroßes Volumen vongeförderten Anlagen zu bauen.

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ATS/kW

Bild 14: Spezifische Projektkosten für BZ-Anlagen

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Motor-BHKW [5]

Mikro-Gasturbine [6]

Bild 15: Spez. Kosten Motor-BHKW, ATS/kW el.



Da die Lernkurve nur nach derkumulierten Stückzahl geht kann beikleinen Anlagen mit wenigerFördergeld das Kostenziel erreichtwerden als bei großen und daherteureren Systemen.

6) Zusammenfassung

Heute sind erstmals kleine Brennstoffzellen-BHKW´s für Pilotprojekte erhältlich. Die PEM-Technologie wird sich über die PKW-Forschung rasch entwickeln. Auch die planare SOFC-Technik von Sulzer Hexis ist im 1 kWel. - Bereich verfügbar. Sie besticht durch dendrucklosen Aufbau und den Betrieb ohne externen Reformer. Wesentlich für die Anwendungim Hausbereich wird es sein ob typgeprüfte Einheiten verfügbar sein werden. In Deutschlandwurde im Herbst 2000 ein mit DM 100 Mio. dotiertes Brennstoffzellen-Förderprogramminitiiert. Dieses Programm wird die Entwicklung deutscher Brennstoffzellen-Aggregatebeschleunigen. Weiters hat auch die EU einen Förderschwerpunkt für die Brennstoffzellenund die Wasserstofftechnologie gesetzt. Die österreichische Industrie sollte die Chancenutzen und sich bemühen an dieser Entwicklung teilzunehmen.

7) Literatur:

[1] U. Wagner, C. Hutter, Th. Krammer, TU-München, Inst. für Energiewirtschaft,Simulation eines Einfamilienhauses mit einer Brennstoffzelle (1 kW el.)

[2] Bericht EWAG, Brennstoffzellen-Symposium, OTTI, Würzburg, Okt. 2000[3] Bericht der Kölner Stadtwerke, Brennstoffzellen-Symposium,

OTTI, Würzburg, Okt. 2000[4] Simader G. / E.V.A.-Wien, Brennstoffzellenstudie, April 2000[5] Energiereferat der Stadt Frankfurt, 2000[6] Simader G. / E.V.A.-Wien, Mikrogasturbinenstudie, April 2000[7] Wilk H., Simulation des Brennstoffzelleneinsatzes in Gebäuden (1/2001)

Produktionskosten von BZ, Pel.=1,5kW

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Kumulierte Anlagenzahl -->

Kost

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S/k

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Lernkurvenfaktor 0,8

Bild 16: Lernkurve für kleine Brennstoffzellen

Zum folgenden Vortrag haben wir leider keinen schriftlichen Beitrag erhalten:

Biomass fuel cell feeding: anaerobic digestion and direct fermentation

Prof. Dr. Aurelio Ascoli / Universität Mailand, Italien

Biogas Brennstoffzellen Systeme, Steyr 15.05.2001 Seite 1© PROFACTOR 2001

• Biogasnutzung in Brennstoffzellen befindet sich noch am Anfang derEntwicklung. SOFC, MCFC (und PAFC) sind für den Betrieb mit Biogasnach vorhergehender Aufbereitung geeignet.

• Kostensenkung und Erhöhung der Lebensdauer in allen Prozeßschritten,Biogaserzeugung, -aufbereitung und -verwertung in BZ, heißt die Devise!

• Die Synergie zwischen Biogas- und Brennstoffzellentechnologieliegt vor allem:

- in der vorteilhaften Eignung zum Betrieb in dezentralen Anlagen mit höherer Versorgungssicherheit- in der Möglichkeit zur Verwertung von Schwachgasen wie Biogas mit hohen Wirkungsgraden im Voll- und Teillastbetrieb und- im hohen Potential zur Reduktion von Treibhausgasen und Schadstoffemissionen (CO, NOx, SO2).

Zusammenfassung (1)Biogas Brennstoffzellen Systeme - Energieversorgung der Zukunft?

Biogas Brennstoffzellen Systeme, Steyr 15.05.2001 Seite 2© PROFACTOR 2001

• Cofermentation biogener Abfälle und Reststoffe in Faultürmenkommunaler Kläranlagen oder landwirtschaftlichen Biogasanlagen undBiogasverstromung könnte eine wirtschaftliche und umweltfreundlicheAlternative zu Deponie und Verbrennung mit der Option zur Erschließungneuer Einkommen bzw. Betriebskostensenkung für bestimmte Branchensein.

• Biogas / Biomasseverwertung in Brennstoffzellen könnte innovativenösterreichischen Unternehmen Chancen in den neuen Märkten der sichglobal etablierenden Brennstoffzellenindustrie ermöglichen.

• Für Forschungs- und Demonstrationsprojekte im Bereich Biogas-Brennstoffzelle sind von der EU auch im zukünftig Rahmenprogramm 6Mittel vorgesehen. Auch nationale Förderschwerpunkte sind EU-weit inEntwicklung.

Zusammenfassung (2)Biogas Brennstoffzellen Systeme - Energieversorgung der Zukunft?

Documents

B – BRENNSTOFFZELLEN YSTEME · BIOGAS BRENNSTOFFZELLEN SYSTEME – ENERGIEVERSORGUNG DER ZUKUNFT? Hohe elektrische Wirkungsgrade bei verschwindenden Emissionen machen die Brennstoffzelle